Tpc-setka.ru

ТПЦ Сетка
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Понизитель фильтрации для цементных растворов

Буровые и тампонажные растворы (2)

Главная > Реферат >Геология

Требования к тампонажному камню

Достаточная механическая прочность.

Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.

Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.

Сохранение объема при твердении и упрочнении.

Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.

Измеряемые характеристики тампонажного камня:

— прочность на изгиб и сжатие;

— объемные изменения при твердении.

Материалы для приготовления тампонажных растворов

на неорганической основе : вяжущие- цементы, гипс, известь;

на органической основе: синтетические смолы, битумы, латексы;

жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;

добавки, регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости;

материалы для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).

Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность силикатного цемента. Основная часть – клинкер , который получают обжигом смеси известняка и глины до спекания при температуре 1450 0 С.

Известь при обжиге дает окись кальция. Глина является источником окиси кремния (кремнезема), окиси алюминия (глинозема) и окиси железа.

При помоле к клинкеру добавляют 3-6 % гипса и вводят 10-14 % минеральных добавок. Они улучшают некоторые свойства раствора и камня, а также экономят дорогостоящий клинкер.

При обжиге клинкера окиси взаимодействуют друг с другом, образуя искусственные минералы.

Основные минералы портландцемента:

алит – трехкальциевый силикат- 3 СаО* Si О 2 ;

белит – двухкальциевый силикат- 2СаО* SiО 2 ;

трехкальциевый алюминат – 3СаО*А1 2 О 3 ;

целит -четырехкальциевый алюмоферрит- 4СаО*А1 2 О 3 *Fе 2 О 3 .

Свойства сухого цементного порошка .

Плотность – 3,0-3,3 г/см 3 .

Насыпная масса – 0,8-1,2 г/см 3 в рыхлом состоянии и 1,7-1,9 г/см 3 — в уплотненном.

Угол естественного откоса – 39-43 0 .

Гранулометрический состав — зависит от степени измельчения.

Удельная поверхность порошка – это суммарная поверхность частиц единицы массы или объема и зависит от гранулометрического состава.

Методы проектирования составов цементных растворов пониженной плотности

Снижение плотности твердой фазы введением легкого наполнителя или вяжущего вещества меньшей плотности.

Повышение водосодержания тампонажного раствора при одновременном повышении водоудерживающей способности.

Введение большого объема газообразной фазы при одновременном ее диспергировании и стабилизации образующейся пены.

Замена части воды углеводородной жидкостью с меньшей плотностью.

Утяжелители для тампонажных растворов

Предупреждение осложнений при цементировании достигается регулированием противодавления на пласты, что может быть обеспечено применением тампонажных растворов с увеличенной плотностью. Для этого необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы. Распространен второй способ, при котором утяжеление достигается:

совместным помолом клинкера и утяжеляющих добавок;

увеличением окиси железа в портландцементе.

Реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов

Ускорители сроков схватывания : это в основном электролиты и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Самый распространенный – хлористый кальций. Хлористый калий, силикат натрия, хлорид натрия, кальцинированная сода и др.

Замедлители сроков схватывания : используют в растворах для цементирования глубоких и высокотемпературных скважин. Применяют электролиты и органические вещества. Большинство замедлителей — это гидрофобизирующие поверхностно-активные вещества. Лигносульфонаты различных типов: ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС и др.; борная кислота, виннокаменная кислота и т.д.

Пластификаторы – применяют для повышения текучести растворов. ССБ, ГКЖ, ПЛС, С-4 и др.

Понизители фильтрации (водоотдачи) – являются стабилизаторами дисперсных систем и поэтому снижают фильтрацию. Бентонитовая глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР и др.

Пеногасители – НЧК, АКС-20ПГ и др.

Образование цементного камня

Оно связано с образованием трехкальциевого гидроалюмината. Процесс условно происходит в два этапа. В начальный момент затворения он интенсивно взаимодействует с водой. Мельчайшие частицы растворяются, более крупные гидратируются с растворением вещества поверхности. Затем происходит период замедления этих реакций. В это время цементный раствор – это пластическая масса. На поверхности частичек образуются сольватные оболочки и положительные электрические заряды. Между ними возникают силы отталкивания.

Наряду с этим зерна цемента в массе раствора настолько сконцентрированы, что между ними возникают силы взаимного притяжения. Так как на острых краях цементных зерен толщина сольватных оболочек меньше, чем на остальных участках поверхности, то плотность электирического заряда здесь меньше, следовательно, меньше сила отталкивания. Одновременно, в результате химического взаимодействия составляющих цемента, появляются гидратные новообразования. В системе образуется коагуляционная структура. Завершается первый этап (индукционный) .

К этому времени пластическая прочность низка, темп нарастания ее медленный и зависит от связывания вод, степени дисперсности цемента в воде и накапливания гидратных новообразований. Такая система тиксотропна, связи между частицами в ней обеспечиваются через гидратные оболочки и поэтому слабы. После механического разрушения системы связи восстанавливаются. Разрушение структуры при перемешивании не приводит к необратимым последствиям.

Второй этап характеризуется возникновением и развитием кристаллизационной структуры трехкальциевого гидроалюмината. Поверхность и объем частиц увеличивается настолько, что возникают молекулярные связи между ними. Этот процесс сопровождается интенсивным нарастанием прочности структуры. Связь между частицами очень прочная и характер разрушения необратим, т.е. разрушение приводит к уничтожению контактов срастания и резкому снижению прочности. Если перемешать раствор в поздний период твердения, то тампонажный камень может не образоваться.

Длительность каждого этапа и скорость перехода первого во второй обусловлены скоростью накопления гидратных новообразований, которая зависит от В/Ц, качества цемента и воды затворения, наличия добавок и реагентов, условий приготовления и цементирования.

При постоянном перемешивании происходит непрерывное разрушение образующейся структуры с увеличением концентрации мельчайших частиц продуктов гидратации. Это интенсифицирует процесс структурообразования. В результате сопротивление перемешиванию возрастает и в некоторый момент происходит лавинообразное нарастание сопротивления.

Время от затворения до этого момента называется временем загустевания цементного раствора.

Превращение цементного раствора в камень сопровождается контракцией – сокращением суммарного объема цемента и воды в процессе гидратации. Это обусловлено перестройкой кристаллических решеток исходных минералов клинкера из атомных в молекулярные при их гидратации. Внешне контракция проявляется поглощением воды или газа, находящейся в контакте с твердеющим цементным раствором. При полной гидратации цементных зерен поглощение прекратится. Максимально количество поглощенной воды составляет 7-9 мл на 100 г и зависит от активности цемента.

Читайте так же:
Abro цемент для выхлопной трубы

Деформации цементного камня

При неограниченном поступлении воды извне в поровое пространство цементного камня в процессе твердения наблюдается некоторое увеличение внешнего объема, называемое набуханием .

Опорожнение пор цементного камня приводит к уменьшению объема камня, называемому усадкой . Усадка связана с капиллярными явлениями, сжатием слоистых минералов при удалении межслоевой воды.

Самопроизвольное расширение – увеличение внешнего объема цементного камня, превышающее по величине естественное набухание. Для тампонажных цементов усадка нежелательна, а определенное увеличение объема при затвердевании весьма полезно. Для получения расширения необходимо создать условия, способствующие возникновению дезориентированных напряжений, которые способны вызвать равномерную раздвижку элементов структуры цементного камня. Для создания собственных напряжений в состав цемента вводят расширяющие добавки, которые, участвуя в химических реакциях с водой, веществом цементного камня или между собой, вызывают образование и рост кристаллов в порах структуры камня. Кристаллизационное давление роста этих кристаллов и вызывает раздвижку элементов структуры цементного камня.

Многие расширяющие цементы содержат добавки, из которых в порах цементного камня образуется эттрингит . Этот минерал, образуясь в процессе коррозии, вызывает разрушение камня. Когда же эту реакцию используют для получения управляемого процесса расширения, то расширяющую добавку диспергируют и равномерно распределяют в цементном порошке. Расширяющая добавка – смесь сульфата кальция, алюмината кальция и гидроксида кальция (гидросульфоалюминат кальция) – это и есть эттрингит.

Коррозионное разрушение цементного камня

Цементный камень склонен к различным химическим реакциям с окружающей средой. Он является щелочным по характеру. Большинство соединений в цементном камне устойчиво существуют при рН >11.

Даже обновления пресной или мягкой водой у поверхности цементного камня достаточно для медленного разрушения в результате постепенного вымывания гидроксида кальция и последующего разрушения других соединений. Этот вид называется коррозией выщелачивания .

Происходит кислотная коррозия , когда гидроксид кальция реагирует с сероводородом или под действием кислых солей:

Са(ОН) 2 + 2Н 2 S = Са(НS) 2 +2Н 2 О

Углекислотная коррозия происходит при взаимодействии с углекислотой:

Са(ОН) 2 + Н 2 СО 3 =СаСО 3 + 2Н 2 О;

СаСО 3 + Н 2 СО 3 = Са(НСО 3 ) 2

Магнезиальная коррозия происходит в результате контакта с пластовыми водами, содержащими хлористый магний:

Са(ОН) 2 +МgСI 2 = Мg(ОН) 2 + СаСI 2

Сульфитная коррозия происходит аналогично при взаимодействии с сульфитом натрия:

Са(ОН) 2 + Nа 2 S = СаS +2NаОН

После затвердевания цементного раствора проверяют качество цементирования: фактическую высоту подъема цементного раствора за колонной, полноту вытеснения бурового раствора цементным раствором и герметичность обсадной колонны.

Верхнюю границу цементного раствора определяют с помощью электротермометра. При схватывании происходят реакции гидратации с выделением тепла. Наибольшее количество тепла выделяется при схватывании и твердении цементного раствора в течение 5-10 часов после его затворения.

В настоящее время для оценки качества сцепления цементного камня с колонной и стенками скважины, а также полноты замещения бурового раствора тампонажным широко применяется метод акустического каротажа (АКЦ ). Он заключается в том, что амплитуда колебаний части обсадной колонны, не закрепленной цементным камнем, при испытании акустическим зондом значительно больше по сравнению с зацементированной колонной.

Повышение качества цементирования

К основным факторам, повышающим качество цементирования, относятся:

тип тампонажного материала и параметры его раствора;

турбулизация потока жидкости в кольцевом пространстве;

центрирование, расхаживание и вращение колонны с целью равномерного заполнения кольцевого пространства цементным раствором, ликвидации застойных зон, дополнительной турбулизации потока жидкости;

механический способ очистки стенок скважины от фильтрационной корки при использовании скребков;

использование различных буферных жидкостей с целью отделения бурового раствора от цементного.

Буферной жидкостью называется промежуточная жидкость, разделяющая буровой и тампонажный растворы в процессе цементирования.

Основное предназначение – предотвращение смешивания, а также повышение степени замещения бурового раствора цементным и очищение стенок скважины.

Универсальных буферных жидкостей нет. Лучшей вытесняющей способностью обладают жидкости более высокой вязкости и плотности, чем у вытесняемой. Для удаления остатков бурового раствора со стенок и каверн она должна обладать высокой вытесняющей способностью и физико-химической активностью.

Требования к буферной жидкости:

не должна резко ухудшать свойства контактирующих жидкостей;

вязкость и плотность буферной жидкости должны быть средними между аналогичными параметрами разобщающих жидкостей;

для разделения растворов на водной основе нельзя применять буферную жидкость на углеводородной основе.

Объем выбирают с расчетом, чтобы не происходило перемешивание БР и ТР. Минимальный объем достаточен, если высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве будет не менее 100-150 м.

Вода, как буферная жидкость, обладает хорошими моющими свойствами. Ее можно применять при цементировании скважин, пробуренных в устойчивых породах, не подверженных набуханию и осыпанию. В воде могут растворять ПАВ – сульфонол, дисольван, а также ССБ, КМЦ, гипан и т.п. ПАВ повышает степень смыва остатков бурового раствора. Полимеры вводят для повышения вязкости.

Для утяжеления применяют водные растворы солей. Однако, вода не пригодна для вытеснения утяжеленных буровых растворов, при вскрытии продуктивных пластов.

Вязко-упругие разделители (ВУР) предназначены для достижения максимального вытеснения. К ним относятся полимерные композиции.

Буферные жидкости на углеводородной основе применяют только при бурении скважин на РУО (растворах на углеводородной основе).

Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении — М. : Недра, 1976.

Городнов В.Д. Буровые растворы. — М. : Недра, 1985.

Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. – М.: Недра, 1987.

Башлык С.М. и др. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. — М. : Недра, 1982.

Понизитель фильтрации для цементных растворов


Телефоны:
(3452) 41-78-20 ф.
(3452) 32-36-86,
(3452) 32-39-78,
(3452) 32-34-14,

ICQ
199-375-768 ,
496-384-087,
480-474-486,
419-522-407

Директор:
Башкин
Павел Олегович
моб: 73-16-83


Геология
Геофизика
Добыча нефти
Строительство скважин
Ремонт скважин
Экология
и здоровье

Читайте так же:
Как рассчитать расход цемента для стяжки пола

Научно-производственная фирма «Синтез»

Амфотерный полимерный понизитель фильтрации
с высокой термостойкостью
и стойкость к соли и кальцию JT888

Четыре буровые установки
одновременного бурения кустовых скважин

JT888 является амфотерным полимерным понизителем фильтрации с сильным ингибированием, превосходной устойчивостью к воздействию соли и кальция и высокой термостойкостью. Продукт представляет собой водорастворимый сополимером, полимеризированным с различными мономерами (катионными, анионными и неионогенными).

Физико-химические свойства

1. Высокая степень ингибирования. Он замедляет гидратацию сланцев, разбухание и дисперсию, эффективно контролирует состав бурового раствора и поддерживает стабильность скважины.

2. Он обеспечивает хороший эффект понижения фильтрации и устойчив к воздействию соли даже в условиях насыщенной соли. Он эффективно понижает фильтрацию и создает хорошую качественную фильтровальную лепешку при использовании в буровом растворе на основе пресной воды, морской воды и насыщенного рассола.

3. Высокая способность к образованию суспензии. Он может использоваться в качестве основного полимера в буровых растворах на основе пресной воды и насыщенного рассола, обеспечивая эффективный вынос шлама.

4. Хорошая устойчивость к воздействию температуры (до 200 ? ). Он может использоваться в качестве ингибитора и понизителя фильтрации в глубоких скважинах и сверхглубоких скважинах.

5. Хорошая совместимость с различными добавками. Он подходит к различным буровым растворам на основе различной воды.

6. Прост в употреблении на месторождении, удобен при использовании, низкий расход, низкие затраты на подготовку бурового раствора.

JT888 может использоваться на большинстве нефтяных месторождений Китая. Опыт применения показывает, что JT888 имеет хорошую стойкость к высоким температурам и воздействию соли и кальция, хорошую эффективность понижения фильтрации и ингибирования.

При использовании продукта буровой раствор будет иметь высокую стойкость к загрязнению бентонита. Его вязкость легко контролируется, а качество глинистой корки хорошее. JT888 обладает хорошей термической стойкостью и может эффективно предотвращать дисперсию и загущение буровых растворов при высокой температуре. JT888 подходит для применения в глубоких скважинах и в зонах высокой температуры и высокого давления.

Обычная дозировка составляет 0.3-0.6% для буровых растворов на основе пресной воды и 0.5-1.2% для растворов на основе насыщенного рассола.

25 кг (нетто) мешки. Мешки влагонепроницаемые многослойные с полиэтиленовой прокладкой внутри.

Ксантановая смола (биополимер) ХС

Общее описание

Ксантановая смола является биополимером, производимым путем ферментации штаммов бактерий Xanthomo и Campestrin в углеводной среде, такой как глюкоза, посредством особого процесса очистки. По химическому составу она представляет собой гетерополисахаридом , состоящим из глюкозы, маннозы, глюкуроната, уксусной кислоты и пировиноградной кислоты. Типичная молекула ксантановой смолы имеет линейную структуру с целлюлозой в качестве основной цепи и множество боковых цепей. Кислотные цепи в этих боковых цепях придают молекулам ксантановой смолы в водном растворе полианионные свойства.

Физико-химические свойства

Помимо способности к загущению при низкой концентрации, тиксотропных и псевдопластических характеристик, ксантановая смола имеет хорошую способность к стабилизации эмульсии и подвешенных твердых частиц благодаря своей особой молекулярной решетке. Данный полимер имеет уникальные преимущества над синтетическими полимерами. Он имеет очень хорошую совместимость с кислотой, щелочью, солями, понизителями влагоотдачи, ПАВ, ингибиторами коррозии и синтетическими или натуральными загустителями, находящимися в системе водного раствора.

Вышеупомянутые особые способности придают важное значение использованию ксантана в буровых растворах и при нагнетании в пласт растворов полимера. Он может повысить эффективность бурения и вторичного метода добычи. С 1990 г. ксантан, производимый нашей компанией, широко используется при бурении и добыче нефти на некоторых месторождениях Китая. С 1994 г. он начал экспортироваться в зарубежные страны, с каждым годом во все больших количествах.

Ксантановая смола обычно пакуется в трехслойные мешки (верхний слой из крафт-бумаги, средний слой из тканового пластика и внутренний слой из пластика) весом по 25 кг каждый.

Амфотерное полимерное герметизирующее вещество FA367

Данный продукт представляет собой водорастворимый амфотерный полимер, получаемый путем сополимеризации анионных, неионогенных и катионных мономеров. Он используется в кчестве герметизирующего вещества и загустителя для буровых растворов. FA367 имеет превосходную способность ингибирования и прекрасные реологические свойства.

Физико-химические свойства

1. Он улучшает реологическое поведение буровых растворов. Буровое раствор, в который добавлен FA367, имеет хорошую способность к выносу шлама.

2. Сильная способность замедления гидратации сланцев.

3. Хорошая термическая устойчивость при температуре более 180°С? при использовании на месторождении.

4. Превосходная устойчивость к воздействию соли и кальция.

5. Эффективно защищает нефтяные и газовые пласты от повреждений, увеличивает добычу нефти и газа.

6. Широкая приспособляемость. Он может использоваться в буровых растворах на основе любых типов воды: пресной воды, морской воды и насыщенного рассола.

7. Хорошая совместимость с другими химикатами.

Опыт применения продукта на 5000 скважинах в Китае показал, что буровой раствор, приготовленный с добавлением FA367 и XY27 имел успех в вертикальных, направленных, горизонтальных, кустовых, глубоких и сверхглубоких скважинах в системах различных буровых растворов, включая пресную воду, морскую воду, насыщенного рассола. Он может использоваться в качестве бурового раствора и раствора для заканчивания скважин. Раствор может стабилизировать скважину, защищать нефтяные/газовые пласты от повреждений, увеличить скорость проходки и сократить затраты на бурение. Обычная дозировка составляет 0.2-0.4% для бурового раствора на основе пресной воды и 0.7-1.5% для бурового раствора на основе насыщенного рассола.

25 кг (нетто) мешки. Мешки влагонепроницаемые многослойные с полиэтиленовой прокладкой внутри.

Понизитель фильтрации для цементных растворов


N2, 2000

Исследование свойств инъекционных растворов на основе цемента для качественного закрепления грунтов.

При новом строительстве и реконструкции зданий в инженерно-геологических условиях Санкт-Петербурга, когда под толщей поверхностных отложений (техногенных и разнозернистых песков) залегает толща слабых пылевато-глинистых грунтов, необходимо учитывать, что большинство зданий, расположенных в центральной части города, была возведена на бутовых фундаментах на естественном основании. Проведенные обследования деформированных зданий на фундаментах мелкого заложения показывают, что одной из причин возникших деформаций является ухудшение свойств грунтов под подошвой фундаментов, вызванное, как правило, различными техногенными факторами. Для восстановления несущей способности фундаментов зачастую достаточно проведения инженерных мероприятий по улучшению физико-механических свойств грунтов основания.

Читайте так же:
Может ли цемент быть просроченным

Для закрепления грунтов в геотехническом строительстве в настоящее время широко используются технологии низконапорной (давления до 2,5-3 МПа) и высоконапорной инъекции. Традиционно низконапорная инъекция осуществляется заходками «снизу-вверх» или «сверху-вниз». Более совершенным способом инъекции растворов является манжетная технология фирмы «Солетанш-Баши», по которой через установленную в грунт перфорированную манжетную трубу можно выполнить управляемое инъецирование на любом интервале. К высоконапорной инъекции относится струйная технология закрепления грунтов, когда инъекционный раствор подается в грунт через сопла бурового монитора под высоким давлением (10-100 МПа). Успешное закрепление грунтов инъекционными методами предполагают соответствие параметров процесса инъекции и характеристик растворов решаемой задаче.

К основным видам инъекционных растворов относятся: жидкие, пластичные, стабильные и нестабильные. Для практического применения для закрепления грунтов разработано большое количество рецептур инъекционных растворов: это силикатные, глиноцементные, цементные, растворы на основе синтетических смол, полимеров и др.

2. Низконапорная инъекция цементных растворов

Важным показателем для планирования инъекционных работ является гранулометрический состав грунтов. Идеальным случаем инъекции является соблюдение оптимального соотношения между размерами частиц раствора и инъецируемой среды [3]. Это соотношение соответствует полному пропитыванию среды.

Методом инъецирования цементными растворами, однако, успешно могут быть закреплены только крупно- и среднезернистые пески, в меньшей степени мелкие пески. Однако на основании проведенных экспериментальных работ А. Камбефор отмечает тот факт, что в действительности проницаемость грунта на месте выше величин, получаемых в лабораторных условиях, что объясняется деформацией образцов грунта.

Показателем возможности проведения инъекции цементного раствора в грунт по Ржаницыну Б.А. является отношение:

, (1)

где размер частиц грунта (песка), мельче которых в его составе содержится 15%, — размер частиц цемента, мельче которых в его составе 85%. Считается, что при значении M³ 8 инъекция возможна.

Но J.K. Mitchell [6] используя то же соотношение считает, что инъекция возможна при — М>24, а при M 3 ) это создает дополнительные возможности для повышения эффективности струйной технологии.

Эксперименты по гидромониторной очистке забоя буровых скважин, проведенные в Ленинградском горном институте в 1965г. под руководством Б.Б. Кудряшова, показали, что основным фактором эффективной очистки забоя является турбулентное движение промывочной жидкости, степень интенсивности которой определяется, главным образом, вязкостью этой жидкости.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для оценки реологических и тиксотропных свойств применяемых инъекционных цементных растворов, которые характеризуются значениями вязкости, напряжениями сдвига, были проведены специальные исследования.

Для приготовления цементных растворов использовался лабораторный смеситель марки SC-VS-35W, имеющий скорость вращения до 4500 об/мин. На пробных замесах было определено оптимальное время перемешивания суспензии (время, при котором стабилизировалась плотность раствора). В испытаниях использовался портландцемент М400 Пикалевского объединения «Глинозем». Минералогический состав цемента: C3S — 64%; C2S — 17%; C3A — 4%; C4AF — 1,1%, удельная поверхность — 2400-2600см 2 /г.

После приготовления растворов определялись их реологические параметры и закладывались образцы-кубики в инвентарные формы размером 7,07х7,07х7,07см. Измерения реологических характеристик цементных растворов проводилось при температуре С на ротационном шестискоростном вискозиметре FANN 35SA (рис.1) с двумя коаксиальными цилиндрами.

Рис. 1. Ротационный вискозиметр FANN 35SA

1-измерительный цилиндр; 2-наружный вращающийся цилиндр; 3- стакан с испытуемой жидкостью; 4-вал подвески измерительного цилиндра; 5-привод наружного цилиндра; 6-градуированный диск; 7-реперный визир;8-динамометрическая пружина; 9- переключатель скоростей;;10-пружинное сцепление; 11-шестерня привода для частот вращения 300-600 об/мин; 12-шестерня привода для частот вращения 100-200 об/мин; 13-червячное зацепление для частот вращения 3и 6 об/мин; 14-промежуточный вал; 15-двухскоростной синхронный двигатель.

Исследовались цементные растворы с плотностью от 1,5г/см 3 до 1,8г/см 3 с добавками жидкого стекла (Na2SiO3), хлористого кальция CaCl2 и без добавок. Для увеличения подвижности инъекционных растворов и снижения их водопотребности использовалась также добавка суперпластификатора С-3. Результаты экспериментов приведены на рис. 2(а и б), при обработке результатов использовалась степенная модель.

Рис.2б Зависимость эффективной вязкости от плотности раствора. 1-цементный раствор без добавок; 2-цементный раствор с добавкой Na2SiO3; 3-цементный раствор с комплексной добавкой Na2SiO3+С3; 4-цементный раствор с добавкой CaCl2.

Для всех растворов с добавкой Na2SiO3 динамическое предельное напряжение сдвига и эффективная вязкость оказались максимальными, а с добавками CaCl2 — минимальными. Следовательно, хлоркальциевые цементные растворы по своим реологическим свойствам являются предпочтительными (по сравнению с силикатными цементными растворами) для низконапорного инъецирования грунтов в режиме пропитки, а так же для использования в струйной технологии.

При укреплении грунтов методом гидроразрывов может оказаться предпочтительнее использовать силикатные цементные растворы, обладающие большей седиментационной устойчивостью (рис.3).

Рис.3 Зависимость выхода цементного камня от плотности раствора.

Выход цементного камня для растворов, приготовленных с добавкой Na2SiO3 существенно выше, чем без добавок. Набор прочности цементного камня в возрасте 2 и 7суток выше с добавкой CaCl2, кроме того добавка CaCl2 снижает коэффициент фильтрации цементного камня.

Для оценки тиксотропных характеристик растворов определялось их статическое предельное напряжение сдвига.

По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

Учет реологических параметров инъекционных цементных растворов необходим при проектировании работ по закреплению грунтов.

Применение химических добавок позволяет в достаточно большом интервале значений регулировать реологические свойства инъекционных цементных растворов в соответствии с условиями решаемой задачи.

Абрамович Г.П. Теория свободной струи и ее приложение. Труды ЦАГРИ, 1936.

Читайте так же:
En 196 1 методы испытаний цемента определение

Баженов Ю.М. Высокопрочный мелкозернистый бетон для армоцементных конструкций М. Стройиздат 1963.127с.

Камбефор А. Инъекция грунтов. Пер. с французского. М.: Энергия, 1971.

Струйная технология устройства противофильтрационных завес и несущих конструкций в грунте. Смородинов М.И., Крольков В.Н.. Обзор. М., ВНИИОСП, 1984.

Козодой А.К., Босенко А.А Гидравлика промывочных и цементных растворов. М.1969. 331с

Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин

Владельцы патента RU 2508307:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн, расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами, за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки при одновременном сохранении низких фильтрационных свойств, отсутствии водоотделения и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания. Тампонажный состав для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающий тампонажный портландцемент ПТЦ- IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор — полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания — хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку — метакаолин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЦТ IG-CC-1 93,35-98,9, ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5, указанный суперпластификатор 0,05-0,3, ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3, указанная минеральная добавка 0,5-1,0, хлорид кальция 0,1-2,0, вода до водоцементного отношения 0,45-0,55. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в основном к цементированию эксплуатационных колонн расположенных в наклонно-направленной (с отклонением от вертикали более 45°) и горизонтальной части ствола.

К числу таких скважин относятся и боковые стволы (с наклонно-направленной или горизонтальной частью ствола), строительство которых ведется из фонда ранее пробуренных скважин. Соотношение диаметров ствола и хвостовика в таких скважинах определяет наличие уменьшенных кольцевых зазоров.

Особенность цементирования скважин в условиях уменьшенных кольцевых зазоров заключается в том, что к свойствам тампонажного раствора предъявляются особые требования. При уменьшенных кольцевых зазорах важное значение в процессе цементирования имеет реология цементного раствора. Если в процессе цементирования скважин с нормальными кольцевыми зазорами (более 20 мм) реологические характеристики цементного раствора незначительно влияют на гидравлические потери, возникающие при цементировании, то при уменьшенных кольцевых зазорах высокие реологические показатели свойств цементного раствора могут привести к аварийной ситуации в процессе цементирования.

Важно в процессе цементирования скважин с уменьшенными кольцевыми зазорами иметь такие реологические показатели тампонажного раствора, которые обеспечивают безаварийность процесса цементирования и проникновение тампонажного раствора в труднодоступные узкие зазоры между стенкой скважины и обсадной колонной.

Регулирование реологических свойств тампонажного состава осложняется тем, что при цементировании эксплуатационных колонн изолируется продуктивный пласт. Одной из главных задач при этом является сохранение продуктивного пласта от негативного влияния на него фильтрата цементного раствора. Поэтому тампонажные составы обрабатываются понизителями фильтрации. Снижение фильтрации цементных растворов в большинстве случаев производится путем загущения жидкой фазы цементного раствора, что неизбежно приводит к загущению и самого цементного раствора, а, следовательно, и к повышению реологических показателей.

Наличие водоотделения приводит к тому, что после схватывания цемента у верхней стенки скважины на контакте с цементным кольцом образуется микрозазор, который впоследствии может стать причиной межпластового перетока.

Другой причиной образования микрозазоров в цементном кольце может стать явление контракции, характерное для цемента. Чтобы скомпенсировать это явление в цемент добавляют различные расширяющие добавки, применение которых, в зависимости от активности и концентрации могут компенсировать усадочные явления, сделать цементный камень расширяющимся или напрягающимся. Основной целью расширяющей добавки в тампонажных составах для цементирования является компенсация усадочных явлений и усиление плотности контакта цементного камня с вмещающими поверхностями.

Кроме расширяющей добавки улучшить контакт при сцеплении цементного камня с вмещающими поверхностями возможно за счет применения адгезионных добавок, которые усиливают плотность контакта цементного камня с вмещающими поверхностями за счет химического взаимодействия контактирующих поверхностей.

При цементировании скважин, имеющих уменьшенные кольцевые зазоры особенно актуальна оптимизация вышеперечисленных свойств тампонажных составов, которые, в конечном счете, влияют на качество формируемого цементного кольца и на его контакт с вмещающими поверхностями.

Известен тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин (Патент РФ №2386660), содержащий в масс.%: портландцемент 95; микрокремнезем конденсированный 5; и сверх 100: поливинилацетатную дисперсию 0,3-0,6, конденсированную сульфат спиртовую барду 0,2, полипропиленовое волокно длиной 6-12 мм, диаметром 14-18 мкм 0,05-0,1. Тампонажный раствор содержит воду до водоцементного отношения 0,38-0,42. Известный раствор обеспечивает повышение сопротивляемости цементного камня к ударным нагрузкам и повышение адгезии цементного камня к ограничивающим поверхностям.

Однако его недостатком является то, что он разработан для условий умеренных температур и испытывался при соответствующей температуре 75°C. Кроме того, известный раствор содержит замедлители схватывания, наличие которых удлиняет сроки схватывания в нормальных температурных условиях, что снижает его функциональные возможности. Кроме того, этот тампонажный раствор имеет низкую растекаемость и высокие реологические показатели, что является неприемлемым для цементирования малых кольцевых зазоров.

Также известен тампонажный состав для крепления пологих и горизонтальных скважин (Патент РФ №2256775), который является близким к предлагаемому изобретению по назначению. Задачей известного состава является комплексное решение проблемы качественного крепления пологих и горизонтальных скважин и разобщения пластов за счет подавления процесса седиментации и предотвращения связанного с ним осаждения твердой фазы на нижнюю стенку ствола и образования канала у верхней стенки путем повышения седиментационной устойчивости раствора до уровня, при котором значения параметра СР не превышают 79%, а также сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и защиты приствольной зоны от загрязнения фильтратом тампонажного раствора за счет снижения его водоотдачи при сохранении нормальных технологических параметров раствора, обеспечивающих его закачку и продавку в затрубное пространство. Известный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, реагент-стабилизатор с функцией понизителя фильтарации, минеральную добавку — хлорид натрия или хлорид калия и воду.

Читайте так же:
Как приготовить жаростойкий цементный раствор

Недостатком указанного известного тампонажного состава является то, что он разработан и испытывался для умеренных температурных условий, т.е 75°C, кроме того заявленный тампонажный состав имеет низкую растекаемость, что может создать проблемы при цементировании малых кольцевых зазоров.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является расширяющийся тампонажный состав (патент РФ №2360949), содержащий в масс.%: портландцемент ПЦТ IG-CC-1 91,3-98,3; понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ 0,1-0,5; суперпластификатор — полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ 0,1-0,7; пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,1-0,3; ускоритель сроков схватывания — хлорид кальция 0,1-3,0; расширяющую добавку — окись алюминия и/или сульфоалюминат кальция 0,5-5,0; и воду до водоцементного отношения 0,47-0,78.

Недостатком известного состава является недостаточные прочностные свойства при повышенном содержании суперпластификатора.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности состава при цементировании скважин, в том числе пологих и горизонтальных, с малыми кольцевыми зазорами за счет повышения прочностных показателей при малых концентрациях минеральной добавки и суперпластификатора, при одновременном сохранении низких реологических и фильтрационных свойств, отсутствия водоотделения, и обеспечении технологически требуемых сроков схватывания.

Указанный технический результат достигается предлагаемым тампонажным составом для цементирования горизонтальных стволов скважин, включающим тампонажный портландцемент ПЦТ IG-CC-1, понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ, суперпластификатор — полиэфиркарбоксилат Melflux F или сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания — хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит минеральную добавку: метакоалин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или MIKRODUR, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

цемент ПЦТ IG-CC-195,9-98,9
понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ0,1-0,5
указанный суперпластификатор0,05-0,3
пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ0,1-0,3
указанная минеральная добавка0,5-1,0
хлорид кальция0,1-2,0
вода до водоцементного отношения0,45-0,55

Применение предлагаемого тампонажного состава позволит цементировать скважины с малыми кольцевыми зазорами без избыточных гидродинамических потерь, что снизит гидравлические давления в процессе цементирования, а соответственно давления на продуктивный пласт при цементировании эксплуатационных колонн. Кроме того, это обеспечит проникновение состава в узкие зазоры между стенкой скважины и обсадной (эксплуатационной) колонной. Достижение указанного результата обеспечивается низкими реологическими характеристиками заявляемого тампонажного состава: пластическая вязкость тампонажного состава не превышает 180 мПа*с; динамическое напряжение сдвига не более 139 дПа, даже при более низкой концентрации суперпластификатора по сравнению с прототипом.

В интервале продуктивного пласта применение предлагаемого тампонажного состава с низкой фильтрацией предохранит продуктивный пласт от воздействия на него фильтрата цементного раствора. Отсутствие водоотделения позволит исключить формирование флюидопроводящего канала между стенкой скважины и породой в период формирования цементного камня.

Совокупность придаваемых заявляемому тампонажному составу свойств позволит обеспечить качественное и эффективное цементирование скважин с осложняющими процесс цементирования условиями, а именно, пологих и горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет определенного подбора компонентов (качественного и количественного) в заявляемом тампонажном составе, т.е. этот результат носит синергетический характер.

В качестве основы для получения данного тампонажного состава используется цемент марки ПЦТ IG-CC-1. Преимущества использования этого типа цемента: хорошая совместимость с различными добавками; высокие прочностные свойства; низкая проницаемость цементного камня; сульфатостойкость.

Введение в тампонажный состав минеральной добавки в совокупности с другими компонентами позволит при заявляемом их количественном соотношении, за счет изменения структуры цементного камня: улучшить адгезионные свойства; снизить фильтрацию цементного раствора; исключить водоотдачу; уменьшить седиментационные явления; улучшить реологические свойства. Основные эффекты от введения минеральной добавки в тампонажный состав — это микронаполняющий и пуццоланический (химическая активность по отношению к Са(ОН)2).

В качестве мелкодисперсной минеральной добавки в предлагаемом составе также могут быть использованы метакоалин, или Мета-Микс-1, или CONMIX SF1, или вяжущий материал очень мелкой дисперсности: MIKRODUR.

Метакоалин представляет собой дегидроксилированную форму глинистого минерала каолинита, он формируется, когда чистый каолин нагревают до температур между 1,200 F и 1,750 F (650°C — 900°C). Такая обработка, также известная как кальцинирование, коренным образом меняет структуру частиц, создавая высоко реактивный аморфный пуццолан. Метакаолин поставляется в двух видах: в виде клинкера и в виде порошка.

Модификатор МетаМикс-1 представляет собой высокоактивный минеральный комплекс (смесь метакаолина и микрокремнезема), активным действующим компонентом которого является метакоалин, имеющий пуццоланическую активность (способность связывания извести) на уровне 1050-1100 мг/г. Благодаря своей глинистой природе, Метамикс-1 улучшает пластичность и связность растворных и бетонных смесей.

CONMIX SF1 высокоэффективная сухая микрокремнеземистая присадка к бетону. Это сверхтонкая сферическая суперактивная минеральная присадка, соответствующая стандарту ASTM С1240, созданная на основе кремнезема. Мельчайший размер частиц CONMIX SF1 позволяет им заполнить матрицу цемента, тем самым уплотняя цементный камень. Указанную микрокремнеземистую присадку получают с помощью измельчения кварца высокой чистоты с коксом в электродуговых печах в процессе производства силиконовых и ферросиликоновых сплавов. Основным компонентом его является диоксид кремния аморфной модификации. Он является высокоэффективным природным пуццолановым материалом. Это обусловлено тем, что микрокремнезем очень тонко измельчен, и имеет высокую концентрацию кремнезема. Микрокремнезем в присутствии влаги вступает во взаимодействие с цементом с образованием гидросиликата кальция, отличающегося более развитой пространственной структурой.

MIKRODUR оказывает влияние на прочностные свойства цементного камня. Диаметр зерен MIKRODUR в 6-10 раз меньше частиц самого цементного клинкера. Благодаря малому размеру (диаметр зерен Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector