0 министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан

36 
ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ СОСТАВОВ 
ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ СКВАЖИН С АВПД И 
ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ 
 
3.1 Новые утяжеленные тампонажные растворы 
Требования к тампонажным материалам для цементирования 
нефтяных и газовых скважин определяются в основном их геолого-
техническими 
условиями. 
Широкое 
разнообразие 
геолого-
технических условий бурения и крепления скважин вызывает 
необходимость разработки специальных тампонажных растворов. 
Проблема выбора состава тампонажных растворов и материалов 
представляет большую сложность. Тампонажный раствор должен 
оставаться подвижным во время транспортирования в затрубное 
пространство и сразу же после прекращения процесса вытеснения 
затвердевать в камень с высокими физико-механическими 
свойствами. 
К наиболее важным факторам, определяющим выбор состава 
тампонажных растворов и материалов, особенно для глубоких и 
сверхглубоких скважин, следует отнести температуру и давление. 
Одна из основных задач нашего исследования – разработка 
новых составов тампонажных растворов плотностью 2000-2300 кг/м
3
для высоких забойных температур (101-200°С), на основе местных 
материалов и реагентов. Требования к тампонажному раствору и 
камню должны предъявляться, в первую очередь, с учетом 
обеспечения длительной эксплуатации скважин и надежной охраны 
недр. Вместе с тем тампонажный раствор должен легко 
прокачиваться и не расслаиваться, полностью замещать глинистый 
раствор в скважине и затвердевать в непроницаемый камень 
достаточной прочности. 
Тампонажный раствор может состоять из смеси вяжущих 
веществ 
(портландцемент, 
шлак, 
известь), 
минеральных, 
синтетических или органических добавок, регулирующих его 
свойства и образующегося камня. 
Свойства тампонажных растворов изменяются в процессе 
подбора их рецептуры. К ним относятся растекаемость, плотность, 
стабильность, сроки схватывания и загустевания, при определении 
которых используются стандартные и специально разработанные 
приборы. Важный показатель свойства тампонажных растворов – его 
плотность. Разница плотностей бурового и тампонажного раствора 
считается определяющим фактором качества цементировочных работ 

---

37 
и изоляции пластов. Чем больше плотность тампонажного раствора 
относительно плотности бурового раствора, тем лучше качество 
цементирования. Плотность тампонажных растворов регулируется 
введением утяжеляющих добавок и водосмесевым отношением. 
Снижением количества воды в растворе можно утяжелять 
тампонажный раствор, однако при этом в него необходимо вводить 
реагент - пластификатор для обеспечения подвижности. Для 
обеспечения плотности тампонажного раствора в 2200-2300 кг/м
3
целесообразно использовать утяжелители из окислов железа или 
других тяжелых материалов. В настоящее время на практике в 
качестве утяжелителей тампонажных растворов применяются барит, 
гематит, магнетит, ильменит и др. 
Смешение цементов с порошкообразными утяжелителями 
позволяет регулировать удельный вес тампонажного раствора в 
широких пределах. 
В Республике Узбекистан в производственных условиях 
используются импортные утяжелители. Для замены импортных 
утяжелителей цементных растворов местными мы выбрали 
железистые руды Сюренатинского и Чимкурганского месторождений. 
Сюренатинское месторождение железистых руд находится на 
территории Пскентского района Ташкентской области. Тип – руды 
железистые, 
состав 
– 
магнетито-гематитовый. 
Плотность 
порошкообразной руды с западного участка месторождения 
составляет 4810 кг/м
3
. 
На территории Джизакской области в Нуратинском хребте 
находится Чимкурганское железорудное месторождение. Плотность 
порошкообразной руды его составляет 4495 кг/м
3
. 
Руды вулканогенно-осадочного происхождения, рудоносная 
Чимкурганской свиты, залегает на глубине 8-10 м. Химический состав 
этих руд приведен в табл. 3.1.