Omskvorota.ru

Строим дом
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Понизители водоотдачи для цементных растворов

буровые установки УКБ-5С для бурения вертикальных и наклонных (до70°) геолого-разведочных скважин

Свойства сухого цементного порошка

Зависит от его состава; плотность портландцементного клинкера 3,1 -3,2 г/см3.

В рыхлом состоянии для тампонажного портландцемента составляет около 1200 кг/м3, после уплотнения путем вибрации (при транспортировке) повышается до 1800 кг/см3; для специальных тампонажных цементов с тонко дисперсными добавками до 800 кг/м3.

Показателями, определяющими свойства сухого цементного порошка, являются также следующие показатели цементного раствора и цементного камня.

Растекаемостъ цементного раствора

При водоцементном факторе, равном 0,5, измеренная на конусе АзНИИ, для стандартных тампонажных цементов находится в пределах от 18 до 25 см.

Зависит от минералогического состава, тонкости помола, содержания различных добавок.

Прочность цементного камня

Изменяется во времени и в зависимости от температуры. Наиболее длительный рост прочности — при низких положительных температурах. Прочность (на изгиб) определяется через 2 сут. твердения образцов из смеси цемента с песком (1:3) при температуре 22 и 75 ºС.

Краткая характеристика наиболее часто используемых портландцементов.

Показателями, определяющими свойства сухого цементного порошка, являются также следующие показатели цементного раствора и цементного камня.

Добавки для обработки цементных растворов

Облегчающие добавки (к тампонажному портландцементу):

  • бентониты,
  • глины и глинопорошки (или гельцементный раствор) в количествах до 5—12,5% (по массе сухих компонентов),
  • диатомит (до 20—50%),
  • пемза,
  • перлит (до 20%),
  • каменный уголь,
  • графит,
  • промышленные отходы (топливные золы).

Утяжеляющие добавки к тампонажному портландцементу:

  • барит,
  • магнетит (соотношение с цементом по массе до 1: 1),
  • различные металлургические шлаки.

Ускорители схватывания и твердения цементных растворов:

  • хлористый кальций — 1—5% (от массы сухого цемента) для обычных цементных растворов при отрицательных и низких положительных температурах;
  • силикат натрия (жидкое стекло) — до 5% для облегченных растворов и растворов на основе шлаков;
  • поташ (карбонат натрия) — 1—3% для обычных растворов при отрицательных температурах;
  • кальцинированная сода — 1—5% для обычных цементных растворов при низких положительных температурах.

Указанные добавки в сухом цементе вызывают комковатость и слеживание цемента; добавки более 5% снижают долговечность цементного камня.

Замедлители схватывания цементных растворов:

  • титан — до 1% (от массы сухого цемента) для обычных цементных растворов при температуре до 150 ºС; срок схватывания удлиняется до 3—4 ч, замедляется твердение;
  • ССБ — 1% для обычных и утяжеленных цементных растворов; срок схватывания удлиняется до 3 ч (при 100 ºС), замедляется твердение;
  • КМЦ — 1,5% для обычных цементных растворов и утяжеленных растворов; срок схватывания удлиняется до 4 ч, замедляется твердение;
  • нитролигнин — до 1% для обычных цементных растворов; срок схватывания удлиняется до 4 ч, твердение не замедляется.

Понизители водоотдачи цементных растворов:

  • бентонитовые порошки — 10—25% (от массы сухого цемента), снижение водоотдачи до 4 раз, ухудшение подвижности раствора, снижение прочности цементного камня;
  • гипан — 0,5—1,5% (с добавлением 10—15% бентонита в случае использования шлакопортландцементов и песчанистых портландцементов), снижение водоотдачи в 4—10 раз, разжижение цементного раствора;
  • КМЦ — 0,5—1,5%, снижение водоотдачи в 2—5 раз; нитролигнин — до 1%, снижение водоотдачи до 5 раз, вызывает замедление схватывания.

Холдинг «Робелл Технолоджи», завод «Оргполимерсинтез»

Материалы полимерные серий Комета-Метеор и Конкрепол

Реагенты для нефте- газодобывающей и горнорудной промышленности серий «Комета-Метеор» и «Конкрепол»

Полимерные материалы серий «Комета-Метеор» и «Конкрепол» применяются в горном деле, нефтяной и газовой промышленности при проходке ствола скважины, для подготовительного этапа эксплуатации скважин и для транспортировки нефти и газа.

Полимерные материалы «Комета-Метеор» (сокращенно «КМ») являются сополимерами карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей.

ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТОВ

ЗАКАЗ ОБРАЗЦОВ В 1 КЛИК

Наш сотрудник свяжется с Вами, узнает все детали и сам оформит заказ в ближайший рабочий день с 10 до 18 часов по московскому времени.

Тел./факс: +7 (812) 740-17-54

ПРОХОДКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Реагент, применяемый для понижения вязкости промывочных растворов (в том числе утяжеленных).

Модифицирующая добавка к цементным растворам.

Полимер для снижения фильтрационных характеристик буровых промывочных растворов.

Структурообразователь буровых промывочных растворов на водной основе с малым содержанием твердой фазы.

Вязкая окрашенная жидкость

Темная, вязкая жидкость

Плотность, кг / м3

Растворимость в воде, %

1.1. Комета-Метеор-ПВР 17

Предназначен для снижения структурно-реологических характеристик буровых промывочных растворов. Применяется в промывочных жидкостях, загустевших в результате поступления в них частиц разбуриваемых глинистых пород; а также при создании утяжеленных буровых растворов (до плотности 2,2 г/см3) в качестве понизителя вязкости. Применяется в концентрации от 0,5 до 3%.

Реагент оказывает стабилизирующее и разжижающее действие на исходную промывочную жидкость. Является эффективным ингибитором по отношению к высококоллоидальным глинам. Обеспечивает снижение уровня вязкости с сохранением низких уровней фильтрации при бурении в глинистых отложениях.

В сочетании с полимерами, входящими в промывочную композицию снижает их расход за счет синергетического эффекта.

1. 2 . Конкрепол — ВЦ

Химреагент Конкрепол — ВЦ — модифицирующая добавка к цементным растворам. Эффективно снижает водоотдачу цементного и полимерцементного раствора (с 49 до 8 см3/30 мин).
Увеличивает адгезию на границе металл-цементный камень до 13 раз от базовой (28 суток твердения). Увеличивает прочность цементного камня на сжатие через 28 суток твердения до 2 раз. Дозировка от 0,25 до 0.8 % от массы вяжущего.

Увеличение адгезионных характеристик и прочности цементного камня происходит за счет эффекта полимерного «микрозалечивания» пор цементного камня.

Модифицирующую добавку Конкрепол — ВЦ следует добавлять в жидкость затворения в концентрации до 0,8 % от массы вяжущего.

Точная дозировка присадки определяется на основании лабораторных тестов с использованием образцов цемента, используемого на месторождении. В общем случае дозировка варьируется от 2 до 8 кг на тонну вяжущего.

При необходимости ведется доработка иили изменение свойств полимера, согласно технологическим требованиям и составу цементного клинкера.

Сургут.
Загрузка Конкрепола в цементный раствор для цементирования скважин.

Вязкая, прозрачная слабоокрашенная жидкость

Растворяется в сырой нефти, воде

Водородный показатель рН

1. 3 . Комета-Метеор-МЦ

КМ-МЦ – понизитель фильтрации буровых промывочных растворов на водной основе с малым содержанием твердой фазы.

Эффективен как при самостоятельном применении, так и в составе комплекса реагентов. Дозировка в растворе от 0,3 до 1 %. Обладает выраженным синергизмом с реагентами-понизителями водоотдачи группы полисахаридов. Сокращает их расход для обработки бурового раствора до двух раз. Совместное использование с РАС существенно повышает ингибирующую способность ИХКР (ингибированного хлоркалиевого раствора).

1. 4 . Комета-Метеор- C МЦ

КМ-СМЦ – структурообразователь буровых промывочных растворов на водной основе с малым содержанием твердой фазы. В сочетании с полимерами, входящими в промывочную композицию снижает их расход за счет синергетического эффекта.

Эффективен для повышения реологических характеристик в растворах с низким содержанием твердой фазы. Концентрация для обработки раствора от 0,01 до 0,02%. Отличается высокой фазовой стабильностью и седиментационной устойчивостью.

1.5. Комета-Метеор-ЛК 17

КМ-ЛК 17 – уникальная разработка, основанная на эффекте «гидрофобно-гидрофобном» взаимодействии молекул. Экологически безопасный лубрикант. Не содержит ароматических веществ или углеводородов. Высокоэффективен в буровых растворах, приготовленных на основе пресной или соленой воды. Так же совместим со всеми типами буровых растворов. Обладает исключительными смазывающими свойствами и используется как эффективный понизитель трения.
Реагент также применим для предупреждения и ликвидации дифференциального прихвата.

1.6. Комета-Метеор-019

КМ-019 – ингибитор солеотложений, разработанный в основном для предотвращения образования отложений солей многовалентных металлов в операциях по добыче нефти. Особенно эффективен в отношении сульфатов и карбонатов кальция. Отличительным преимуществом является высокая эффективность реагента при весьма низких дозировках. Применяется в концентрации от 10 до 40 г/м3.

1.7. Комета-Метеор Акремон-Эмульсол

КМ-Акремон-Эмульсол — лубрикант.
Уникальная разработка, основанная на эффекте «гидрофобно-гидрофобном» взаимодействии молекул. Реагент обладает необратимой сорбцией к поверхности. Особенно эффективен для профилактики дифференциальных прихватов колонны бурильных труб.

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти вязко-упругими оторочками.

Разрушает эмульсию вода в нефти, применяется как агент обезвоживания и обессоливания сырой нефти.

Реагент – замедлитель реакции HCl при кислотной обработке коллектора.

Вязкая окрашенная жидкость

Плотность, кг / м3

Температура замерзания, С

Температура вспышки, С

Растворимость в воде, %

Растворяется в воде и сырой нефти

2 . 1 . 1. Комета-Метеор-ВН 11

КМ-ВН 11 – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти вязкоупругими оторочками. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
При определении остаточной нефтенасыщенности пласта с газопроницаемостью 14,3-15,5 мД и пористостью 18,6-19,3 % коэффициент вытеснения составил 70,29%, что на 20% эффективнее применяемых импортных аналогов. Применен водный раствор содержащий 0,005% КМ-ВН.

КМ-ВН 11 увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 15%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 5 %.

2 . 1 .2 . Комета-Метеор-ВН 17

КМ-ВН 17 – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
КМ-ВН 17 увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 20%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 10 %.

2 . 1 .3 . Комета-Метеор-ВН Д13

КМ-ВН Д13 – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
КМ-ВН Д13 увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 25%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 10 %.

2 . 1 . 4. Комета-Метеор-ВН 11 П

КМ-ВН 11П – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
КМ-ВН 11П увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 15%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 5 %.

2 . 1 .5 . Комета-Метеор-ВН 1 7П

КМ-ВН 17П – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
КМ-ВН 17П увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 15%.

2 . 1 .6 . Комета-Метеор-ВН Д13П

КМ-ВН Д13П – основа в композициях, нагнетаемых в продуктивный пласт для выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти. Применяется как базовый реагент жидкостей заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений в коллекторах с поровой и трещиноватой средами с проницаемостью 0,1 – 1 мкм2.
КМ-ВН Д13П увеличивает охват нагнетательного фонда до 40 и более %.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 25%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 10 %.

2 . 2 . 1. Комета-Метеор-ДЭ 11Л

КМ-ДЭ 11Л – разрушает эмульсию вода-в-нефти и применяется как агент обезвоживания и обессоливания сырой нефти.
КМ-ДЭ 11Л можно использовать как разбавленным водой, так и в неразбавленном виде, применять поршневой насос для точной дозировки.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 15%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 5 %.

2 . 2 . 2. Комета-Метеор-ДЭ 11П

КМ-ДЭ 11П – разрушает эмульсию вода-в-нефти и применяется как агент обезвоживания и обессоливания сырой нефти.
КМ-ДЭ 11П можно использовать как разбавленным водой, так и в неразбавленном виде, применять поршневой насос для точной дозировки.

Реагент солестоек. В растворах солей NaCl, KСl, MgCl2 устойчив до концентрации соли 15%.
Реагент ограниченно солестоек по Ca2+ до 5 %.

2 . 3 . Конкрепол — ЗРК

Соляная кислота HCL реагирует очень быстро при контакте с карбонатными породами. Эффективность кислотной обработки распространяется только на то расстояние, куда попадает кислота перед тем, как прореагировать с карбонатами или другими кислоторастворимыми минералами в породе.

Существуют 2 базовых метода замедления кислоты. Один метод включает в себя формирование эмульсии с включенной в нее кислотой, второй – использование химических реагентов для замедления реакции кислоты с породой.

Конкрепол – ЗРК является неионогенным замедлителем реакции со свойствами поверхностно-активного вещества. Он образует покрытие на поверхности породы и в пористых областях, тем самым, создавая временный барьер и замедляя реакцию кислоты с породой, что позволяет не прореагировавшей кислоте проникать дальше в пласт.

Устойчив к концентрации HСl 36%.

Вязкая, прозрачная слабоокрашенная жидкость

Разобщение пластов. Тампонажный портландцемент и его композиции. Добавки и реагенты для регулирования свойств тампонажного цементного раствора и камня. Наземное оборудование, применяемое при цементировании скважин , страница 8

Каустическая сода NaОН — белое кристаллическое вещество уд. веса 2130 кг/м 3 , при растворении в воде происходит нагрев воды, поэтому этот реагент рекомендуется применять при цементировании колонн в условиях вечной мерзлоты, когда обычный цементный раствор при t=-8-10 0 С не схватывается. Добавление каустической соды до 0,5% сокращает сроки схватывания в 2-3 раза.

Сернокислый глинозем Al2(SO4)3 — белый порошок уд. веса 2700 кг/м 3 , сильный ускоритель, сокращает сроки схватывания в 3-5 раз, но при этом сильно возрастает вязкость цементного раствора и понижается прочность, поэтому необходимо применять комбинированный реагент с понизителем вязкости (бурой или гипаном).

Жидкое стекло Na2O×nSiO2 (силикат натрия) — вязкая жидкость уд. веса 1600 кг/м 3 , сильный ускоритель. При добавлении до 3% сроки схватывания сокращаются до 10-15 мин., поэтому в основном этот реагент применяется для заливки зон поглощения.

Хлористый алюминий AlCl3 — белый кристаллический порошок уд. веса 2450 кг/м 3 , добавляется в количестве до 5%, сроки схватывания сокращаются в 2-3 раза, но резко возрастает вязкость, поэтому реагент применяется в комбинации с реагентами понизителями вязкости.

Хлористый калий КСl — бесцветные кристаллы уд. веса 2000 кг/м 3 , добавляется к цементному раствору в количестве до 5%, сроки схватывания раствора сокращаются в 2-3 раза, увеличивается вязкость цементного раствора и прочность цементного камня, уменьшается его проницаемость.

Хлористый кальций СаСl2 — бесцветный кристаллический порошок, добавляется к цементному раствору в количестве до 5%, сроки схватывания раствора сокращаются в 2-3 раза. При введении его в воду затворения, вода нагревается из-за экзотермичности реакции, поэтому целесообразно этот реагент применять при цементировании скважин в условиях мерзлых пород. За счет повышения температуры цементный раствор успевает схватиться прежде, чем он замерзнет. Добавка СаСl2 уменьшает вязкость цементного раствора, т.е. повышает его растекаемость и цементный раствор можно затворять при пониженных водоцементных отношениях ВЦО=0,4-0,45, что повышает прочность цементного камня и уменьшает его проницаемость.

Лекция №27

5.6.5. Реагенты, регулирующие вязкость цементного раствора

В зависимости от предполагаемых работ вязкость цементного раствора должна регулироваться. При цементировании колонн оно должна быть достаточно низкой, т.к. при большой вязкости возникают большие гидравлические сопротивления, что может привести к гидроразрыву цементируемых пород. При перекрытии зон поглощений вязкость должна быть высокой, чтобы цементный раствор не поглощался пластами. Для снижения вязкости применяются реагенты понизителя вязкости.

Бура добавляется в количестве 0,3-1%, при этом динамическое

сопротивление сдвигу (t) сокращается в 5-10 раз.

ВКК добавляется в количестве 0,5-1%, при этом t сокращается в 10-15 раз.

Гипан добавляется к цементному раствору в количестве 0,5-1%, при этом t сокращается в 5-7 раз.

Гифит Гиф-1 — порошок темного цвета, уд. веса1300 кг/м 3 , ПАВ, добавляется до 1%, при этом t сокращается в 10-15 раз.

ГМФН (гексаметафосфат натрия) NaPO3 — белое кристаллическое вещество, добавляется к цементному раствору в количестве 1%, при этом t сокращается в 3-5 раз.

ССБ или КССБ добавляется к цементному раствору в количестве 0,5%, при большой дозе раствор пенится. Вязкостьt сокращается в 3-5 раз. Для увеличения вязкости цементного раствора применяют наполнители, уменьшенное ВЦО до 0,35-0,4, упоминаемые выше реагенты AlCl3, KCl, а также сернокислый глинозем Al2(SO4)3.

5.6.6. Реагенты, понижающие водоотдачу цементного раствора

Водоотдача цементного раствора высока. Она в 100 раз больше водоотдачи глинистого раствора. Поэтому, как правило, ее нужно всегда снижать. Для уменьшения водоотдачи применяют следующие реагенты и добавки.

Бентонитовая глина добавляется в количестве 8-10%, при этом водоотдача (В) снижается в 3-4 раза.

Гипан добавляется в количестве 1%, при этом водоотдача (В) снижается в 4-5 раз.

Добавка КМЦ до 1% сокращает водоотдачу в 3-4 раза.

Добавка КССБ до 0,5% сокращает водоотдачу в 5 раз.

  • АлтГТУ 419
  • АлтГУ 113
  • АмПГУ 296
  • АГТУ 267
  • БИТТУ 794
  • БГТУ «Военмех» 1191
  • БГМУ 172
  • БГТУ 603
  • БГУ 155
  • БГУИР 391
  • БелГУТ 4908
  • БГЭУ 963
  • БНТУ 1070
  • БТЭУ ПК 689
  • БрГУ 179
  • ВНТУ 120
  • ВГУЭС 426
  • ВлГУ 645
  • ВМедА 611
  • ВолгГТУ 235
  • ВНУ им. Даля 166
  • ВЗФЭИ 245
  • ВятГСХА 101
  • ВятГГУ 139
  • ВятГУ 559
  • ГГДСК 171
  • ГомГМК 501
  • ГГМУ 1966
  • ГГТУ им. Сухого 4467
  • ГГУ им. Скорины 1590
  • ГМА им. Макарова 299
  • ДГПУ 159
  • ДальГАУ 279
  • ДВГГУ 134
  • ДВГМУ 408
  • ДВГТУ 936
  • ДВГУПС 305
  • ДВФУ 949
  • ДонГТУ 498
  • ДИТМ МНТУ 109
  • ИвГМА 488
  • ИГХТУ 131
  • ИжГТУ 145
  • КемГППК 171
  • КемГУ 508
  • КГМТУ 270
  • КировАТ 147
  • КГКСЭП 407
  • КГТА им. Дегтярева 174
  • КнАГТУ 2910
  • КрасГАУ 345
  • КрасГМУ 629
  • КГПУ им. Астафьева 133
  • КГТУ (СФУ) 567
  • КГТЭИ (СФУ) 112
  • КПК №2 177
  • КубГТУ 138
  • КубГУ 109
  • КузГПА 182
  • КузГТУ 789
  • МГТУ им. Носова 369
  • МГЭУ им. Сахарова 232
  • МГЭК 249
  • МГПУ 165
  • МАИ 144
  • МАДИ 151
  • МГИУ 1179
  • МГОУ 121
  • МГСУ 331
  • МГУ 273
  • МГУКИ 101
  • МГУПИ 225
  • МГУПС (МИИТ) 637
  • МГУТУ 122
  • МТУСИ 179
  • ХАИ 656
  • ТПУ 455
  • НИУ МЭИ 640
  • НМСУ «Горный» 1701
  • ХПИ 1534
  • НТУУ «КПИ» 213
  • НУК им. Макарова 543
  • НВ 1001
  • НГАВТ 362
  • НГАУ 411
  • НГАСУ 817
  • НГМУ 665
  • НГПУ 214
  • НГТУ 4610
  • НГУ 1993
  • НГУЭУ 499
  • НИИ 201
  • ОмГТУ 302
  • ОмГУПС 230
  • СПбПК №4 115
  • ПГУПС 2489
  • ПГПУ им. Короленко 296
  • ПНТУ им. Кондратюка 120
  • РАНХиГС 190
  • РОАТ МИИТ 608
  • РТА 245
  • РГГМУ 117
  • РГПУ им. Герцена 123
  • РГППУ 142
  • РГСУ 162
  • «МАТИ» — РГТУ 121
  • РГУНиГ 260
  • РЭУ им. Плеханова 123
  • РГАТУ им. Соловьёва 219
  • РязГМУ 125
  • РГРТУ 666
  • СамГТУ 131
  • СПбГАСУ 315
  • ИНЖЭКОН 328
  • СПбГИПСР 136
  • СПбГЛТУ им. Кирова 227
  • СПбГМТУ 143
  • СПбГПМУ 146
  • СПбГПУ 1599
  • СПбГТИ (ТУ) 293
  • СПбГТУРП 236
  • СПбГУ 578
  • ГУАП 524
  • СПбГУНиПТ 291
  • СПбГУПТД 438
  • СПбГУСЭ 226
  • СПбГУТ 194
  • СПГУТД 151
  • СПбГУЭФ 145
  • СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
  • ПИМаш 247
  • НИУ ИТМО 531
  • СГТУ им. Гагарина 114
  • СахГУ 278
  • СЗТУ 484
  • СибАГС 249
  • СибГАУ 462
  • СибГИУ 1654
  • СибГТУ 946
  • СГУПС 1473
  • СибГУТИ 2083
  • СибУПК 377
  • СФУ 2424
  • СНАУ 567
  • СумГУ 768
  • ТРТУ 149
  • ТОГУ 551
  • ТГЭУ 325
  • ТГУ (Томск) 276
  • ТГПУ 181
  • ТулГУ 553
  • УкрГАЖТ 234
  • УлГТУ 536
  • УИПКПРО 123
  • УрГПУ 195
  • УГТУ-УПИ 758
  • УГНТУ 570
  • УГТУ 134
  • ХГАЭП 138
  • ХГАФК 110
  • ХНАГХ 407
  • ХНУВД 512
  • ХНУ им. Каразина 305
  • ХНУРЭ 325
  • ХНЭУ 495
  • ЦПУ 157
  • ЧитГУ 220
  • ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

  • О проекте
  • Реклама на сайте
  • Правообладателям
  • Правила
  • Обратная связь

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Какие факторы и как их учитывают при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины?

Ответ на вопрос: «Какие факторы и как их учитывают при выборе тампонажного материала для цементирования конкретного интервала скважины?»

Полноценный цементный камень защищает обсадную колонну от продольной и поперечной деформации, коррозии, изолирует проницаемые пласты и укрепляет стенки ствола скважины. Вероятность качественного цементирования снижается при увеличении интервала цементирования, при возникновении притоков пластового газа и флюидов из проницаемых интервалов и в значительной степени зависит от соответствия свойств тампонажного материала реальной горно-геологической обстановке и от реализованной гидравлической программы цементирования.

Цементирование устойчивых непроницаемых интервалов большой протяженности чаще всего не оправдано, т.к. повышает вероятность некачественного цементирования, особенно при низком градиенте гидроразрыва пород ствола скважины.

Основное назначение цементного камня – предотвратить возможность перетока жидкости (газа) из одного пласта в другой или в атмосферу.

    Требования к цементному раствору:

  • раствор должен быть легко прокачиваемым, маловязким;
  • иметь минимальную водоотдачу;
  • седиментационно стабильным;
  • по окончании прокачки в затрубном пространстве цементный раствор должен быстро превратиться в непроницаемое тело в конкретных условиях скважины.
    • Цементный камень должен быть:

    • малопроницаемым (в идеальном случае – непроницаемым);
    • трещиностойким, эластичным;
    • безусадочным, желательно некоторое увеличение объёма при твердении;
    • термостойким и коррозионностойким;
    • долговечным.

    Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах.

    Проблема выбора материалов сложна. Тампонажный раствор должен оставаться подвижным во время транспортирования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами. Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а также пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа.

    При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы. Один тип цемента не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием условий далее в одной скважине.

    Геометрия заколонного пространства

    Влияние этого фактора проявляется в двух направлениях. Чем «неправильнее» форма, т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства. Чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании без специальной химической обработки портландцементного или шлакового растворов образуется водных карманов вдоль ствола скважины.

    При твердении тампонажного раствора в наклонных скважинах облегчается образование каналов непосредственно в тампонажном растворе за счет прохождения седиментационных процессов.

    Подвижность тампонажного раствора

    Наиболее важное свойство тампонажного раствора — его подвижность, т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени.

    Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством, степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя, добавок, а также условиями, в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования, временем и способом перемешивания раствора.

    Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону. Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси.

    Дисперсанты

    Назначение: снижение вязкости раствора.
    Механизм действия: регулирование поверхностного заряда между частицами твердой фазы в растворе.
    Дисперсанты предотвращают коагуляцию (слипание) цементных частиц.

    Плотность тампонажного раствора

    Одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность — практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора. Плотность должна обеспечивать недопущение проявления пластового флюида и гидроразрыва пласта.

    Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям, в частности, к повышению давления при цементировании.

    Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при затворении цементных смесей, дающих облегченные тампонажные растворы. Уменьшение плотности — это увеличение водоцементного отношения, что приводит к ухудшению свойств камня.

    Наполнители

    Сроки схватывания тампонажных растворов. Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания. Для определения этих сроков при температурах 22 и 75°С применяют прибор, называемый иглой Вика.

    Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, не доходит до нижней пластины на 0,5—1,0 мм, а концом схватывания — время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, проникает в него не более, чем на 1 мм.

    Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор — автоклав, рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру.

    Расчет сроков загустевания и схватывания. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

    Ускорители

    Назначение: сокращают сроки загустевания, создают высокую раннюю прочность камня
    на сжатие.

    Механизм действия: увеличивает проницаемость C-S-H-гель слоя, формирование C-S-H-гель слоя на атомном уровне с реакцией с ионами Са2+.
    Хлорид кальция СаСl2, хлорид натрия NaCl2, метасиликат натрия (безводный) Na2SiO, натриевая соль муравьиной кислоты, щавелевая кислота, триэтаноламин (ТЭА).

    Замедлители

    Назначение: увеличивают сроки загустевания.
    Механизм действия:
    Адсорбционная теория. Замедление происходит из-за адсорбции реагента на поверхность гидратационного продукта, таким образом, замедляется реакция с водой.

    Теория выпадения осадка. Замедлитель реагирует с кальцием или/и гидроксильным ионом в водной фазе, формируя нерастворимый и непроницаемый слой вокруг частиц цемента.

    Теория зародышеобразования. Замедлитель оседает на зародыш гидратационного продукта, предотвращая их дальнейший рост.

    Теория комплексообразования. Ион кальция является хелатным по отношению к замедлителю, предотвращая образование зародышей.

    Лигносульфонаты, гидроксикарбоксильная кислота (лимонная кислота), производные целлюлозы, органофосфонаты, некоторые неорганические соединения.

    Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.

    Для указанной цели применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4, рассчитанные для испытания тампонажных растворов соответственно при температуре 200 и 250—300°С и рабочем давлении до 100 и 150 МПа.

    Принцип действия прибора состоит в измерении крутящего момента на лопатке, который возникает при вращении с заданной частотой стакана с испытуемым цементным раствором.

    Вспенивание. При закачивании цементного раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора, а также бесперебойность работы насосов.

    Серьезные последствия вызывает вспенивание раствора при его обработке различными химическими реагентами. При их больших дозировках во время приготовления цементного раствора часто образуется много пены, которая в значительной степени затрудняет работы, а главное — дает неверное представление об объеме закачанного раствора в скважину и его плотности.

    Пеногасители — силиконы, полигликолевый эфир, трибутилфосфат. Снижают поверхностное натяжение на границе раздела газ-раствор.

    Водоотдача цементного раствора. Одно из наиболееважных свойств цементного раствора его седиментационная устойчивость, характеризуемая водоотстоем. Результатом нестабильности раствора являются его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины.

    Радикальное мероприятие повышения стабильности тампонажных растворов — уменьшение их водоотдачи.

      При установлении предельно допустимой водоотдачи тампонажного раствора исходят из двух основных положений:

  • сохранение прокачиваемости раствора в течение всего процесса цементирования;
  • влияние проникновения фильтрата раствора в продуктивный пласт на изменение его
    коллекторских свойств.
  • При водоотделении тампонажный раствор загустевает и при определенном количестве отфильтровавшейся воды может потерять прокачиваемость, что, как правило, приводит к осложнениям. Проникновение фильтрата тампонажного раствора в продуктивный пласт ухудшает его проницаемость, что способствует удлинению периода освоения скважины.

    Понизители водоотдачи

    Назначение: снижают водоотдачу раствора, снижают проницаемость цементного камня.

    Механизм действия: увеличение вязкости водной фазы раствора, снижение проницаемости цементной корки за счет создания полимерной пленки или кольматации порового пространства.

    Водорастворимые полимеры: полимеры целлюлозы, полиамины, сульфонатные ароматические полимеры, поливинилпирролидон, AMPS сополимеры и тройные сополимеры.

    Порошкообразные мелкодисперсные материалы: бентонит, латекс, асфальтены, термопластические смолы.

    Механическая прочность цементного камня. Механическая прочность цементного (тампонажного) камня является пока основной оценочной характеристикой тампонажных цементов. Механические свойства цементного камня характеризуются пределами прочности на изгиб образцов-балочек стандартного размера (в РФ) и на сжатие цилиндрических образцов (в США).

    В зацементированном заколонном пространстве скважины могут возникать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения. Однако можно заключить, что выбор испытания образцов в лаборатории пока не может определяться видами деформации в цементном кольце заколонного пространства скважины.

    Опыт показывает, что для установления качества тампонажного цемента могут быть приняты все виды испытаний, но предпочтение следует отдавать изгибу и сжатию.

    Упрочняющие добавки – нейлоновое волокно, измельчённая резина, латекс. Повышают сопротивление цементного камня действию внешних нагрузок во время различных технологических операций.

    Седиментационная устойчивость

    Противоосадочные добавки. Бентонит – вбирает в себя большое количество воды, гомогенизируя раствор. Некоторые водорастворимые полимеры (ГЭЦ и т.п.) снижают осаждение, но резко увеличивают вязкость раствора.

    Морская вода и cиликаты (безводный метасиликат натрия) растворяются в воде, тем самым забирая часть воды, делая ее немного густой (в зависимости от концентрации).
    Соли металлов (хлориды магния и никеля)

    Реагенты для борьбы с поглощениями

    Назначение: предотвращать поглощение раствора в пласт.

    Механизм действия: создание тиксотропности цементного раствора, снижение динамических потерь давления создание каркасной структуры, предотвращающей уход раствора в пласт.
    Гильсонит, гранулярный уголь, целлофановые хлопья, ореховая скорлупа, гипс, растворимые соли сульфатов, бентонит, сшитые полимеры целлюлозы.

    Нейтрализаторы бурового раствора

    Параформальдегиды, смеси параформальдегида с хроматом натрия. Для снижения влияния на свойства цементного раствора отдельных реагентов, применяемых в буровом растворе.

    научная статья по теме Структурообразователи для тампонажных растворов Геофизика

    Цена:

    Авторы работы:

    Научный журнал:

    Год выхода:

    Текст научной статьи на тему «Структурообразователи для тампонажных растворов»

    Структурообразователи для тампонажных растворов

    Л.И. Рябова (ОАО «НПО «Бурение»)

    Structure-forming agents for cementing slurries

    L.I. Ryabova (Bureniye NPO OAO)

    The disadvantages of ways to reduce water loss and water sedimentation are considered. Prospectivity of application of inorganic polymers — polysaccharides as the components that increase water-holding capacity and accelerating the cementing stone hardening is confirmed. The reagent of complex action of Krep’ series is developed. Its effect on the properties of lightweight cementing slurries based on microspheres is shown.

    Ключевые слова: тампонажные растворы, структурообразователи, снижение водоотдачи, седиментационная устойчивость.

    Адрес для связи: postmaster@npoburenie.ru

    Причиной седиментации и водоотдачи тампонажных растворов прежде всего является неспособность цемента удерживать воду. В основном процессы седиментации, суффозии и водоотдачи зависят от одних и тех же факторов (содержания свободной воды в цементно-водной суспензии, вязкости фильтрата, перепадов давления, удельной поверхности вяжущего, проницаемости фильтрата) [1, 2] и часто регулируются одинаковыми добавками и реагентами за счет связывания свободной воды затворе-ния. Эффективность связывания единицей поверхности минеральными добавками отличается незначительно, и эффект снижения водоотдачи обеспечивается только за счет большой удельной поверхности добавок и увеличения поверхности вяжущего. К недостаткам их применения относятся загущение цементного раствора и снижение прочности получаемого камня. Снижение фильтрато-отдачи при больших перепадах давления с помощью реагентов-кольматантов (ПВС — ТР, органических соединений) вызывает во-доотделение и ухудшает проницаемость пласта.

    Самый распространенный технологический прием снижения водоотдачи и водоотстоя — применение высокомолекулярных полимерных реагентов, связывающих свободную воду и увеличивающих вязкость дисперсионной среды. Именно органические высокомолекулярные соединения обладают хорошими свойствами, снижают водоотдачу и водоотделение, что предупреждает образование каналов в тампонажном растворе. Понизители водоотдачи, как правило, — это замедлители сроков схватывания тампонажных растворов. Адсорбируясь на поверхности цементных частиц, реагенты блокируют их, ограничивая контакт с водой. В результате замедляются сроки схватывания и растворы длительное время находятся в затрубном пространстве в состоянии покоя, что является наиболее опасным с точки зрения затрубных проявлений. При этом необходимо оптимально максимальное сокращение времени между получением сигнала «стоп» и началом схватывания цемент-

    ного раствора. Прочность камня является интегральным показателем цементного камня и может косвенно характеризовать его пористость, проницаемость и другие показатели.

    Цементные растворы, обработанные большинством высокомолекулярных понизителей водоотдачи, за счет связывания воды имеют увеличенную усадку по сравнению с тампонажными растворами на основе портландцемента. При контракции, которая усиливается вследствие того, что силы, связывающие воду с высокомолекулярными полимерами, значительно слабее капиллярных сил внутри цементного камня, происходят «высушивание» полимеров, уменьшение их объема и усадка цементного камня. В результате увеличивается вязкость жидкости затворения, происходит загущение тампо-нажных систем (потеря подвижности раствора), повышается давление при закачке тампонажного раствора, замедляется процесс твердения тампонажного раствора, значительно снижается прочность получаемого камня, наблюдается усадка тампонажного камня.

    Снижение водоотдачи с помощью реагентов-компаундов, содержащих понизитель водоотдачи, и пластификатора достигается за счет уменьшения водоцементного отношения (В/Ц), т.е. начального водосодержания в растворе. При сохранении исходного В/Ц=0,5 происходит сильное расслоение раствора [2]. В данном случае седиментационную устойчивость тампонажного раствора можно регулировать повышением вязкости жидкости затворения, уменьшением водосмесевого отношения и дисперсности твердой фазы, увеличением интенсивности и длительности перемешивания. Седиментационные процессы в тампонажных растворах происходят после доставки раствора в затрубное пространство. Чем дольше идет структурообразование, тем продолжительнее седи-ментационные процессы и больше опасность расслоения и образования каналов [3, 4].

    Еще сложнее в облегченных растворах достичь седиментацион-ной устойчивости и водоотдачи с сохранением необходимых тех-

    нологических свойств цементного раствора для конкретных геолого-технических условий скважины. В таких растворах одновременно происходят оседание цементных частиц и всплытие частиц наполнителя, т.е. прямая и обратная седиментация. Водоотделение при седиментационном разделении раствора можно рассматривать как фильтрацию воды снизу вверх [2]. Чем больше В/Ц, плотность и размеры частиц твердой фазы, тем больше жидкости будет фильтроваться из нижних слоев в верхние, образуя фильтрационные каналы в затрубном пространстве. Седиментационная устойчивость и усадка тампонажных растворов для легких и сверхлегких цементных растворов являются одними из основных факторов, определяющих качество и надежность изоляционных работ. Обычно седиментационную устойчивость облегченных тампонажных растворов регулируют путем уменьшения водосмесевого отношения и увеличения дисперсности твердой фазы, вязкости жидкости затворения, интенсивности и длительности перемешивания, модифицирования поверхности облегчающих добавок с целью предотвращения их всплытия (при применении микросфер — путем регулирования плотности и прочности оболочки сферы), сокращения до минимума времени структурообразования цементного раствора, применения армирующих добавок, формирующих каркас структуры твердеющего раствора.

    В качестве реагентов регуляторов водоотдачи и седиментации необходимо использовать химические реагенты, не ухудшающие свойства раствора и камня. Они должны ограничивать количество фильтрата, проникающего в пласт, и не изменять фазовой проницаемости для нефти.

    Добавки — наполнители, снижая плотность раствора, не исключают усадочные деформации и седиментацию. Под действием силы тяжести структурный каркас, оказывая избыточное давление на поровую жидкость, оседает [4]. В результате расслаивания цементного раствора, цементный камень получается неоднородным. При переходе цементного раствора в гелеобразное состояние давление на водоносный пласт снижается, так как столб цементного раствора не может создавать на него противодавления. Время перехода цементного раствора из дисперсного в гелеобразное состояние определяет равновесное состояние в затрубном пространстве скважины.

    В настоящее время перспективны цементные растворы с резким сокращением времени гелеобразования, так называемые структу-рообразователи — тиксотропики [5, 6]. Гелеобразования в таких сис -темах можно достичь в первые минуты приготовления тампонаж-ного раствора. При цементировании скважин, когда нарушается баланс гидростатического давления столба цементного раствора и столба жидкости выше него за колонной, тиксотропик переходит в «полужесткое» состояние, которое противодействует перемещению жидкости между пластами или в системе скважина — изолируемый пласт.

    Создание эффективных и совершенствование существующих структурообразователей — тиксотропиков для облегченных тампонажных растворов долгое время сдерживалось из-за отсутствия теоретических основ разработки и технологических приемов получения этих реагентов. Некоторые аспекты данного вопроса были рассмотрены при разработке полимерных тампонажных растворов [7]. При формировании в растворе пространственной структуры форма растущих или имеющихся макромолекул является одним из определяющих факторов, обеспечивающих однородность цементного камня. Одним из немногих реальных способов получения седиментационно-устойчивых тампонажных раство-

    ров, эффективно работающих в условиях скважин, являются такие реакции, которые приводят к образованию трехмерных равновесных молекулярных сеток в первые минуты приготовления тампо-нажного раствора без разделения его на фазы. При всех способах получения тампонажных растворов химический процесс идет от мономеров через микрогели к сетке.

    Теоретической основой разработки модифицированных облегченных растворов явилась классификация добавок-солей по В.Б. Ратинову [8]. В группу неорганических входят соли: а) вступающие во взаимодействие с жидкой фазой цементного раствора; б) гидролизующиеся соли сильной кислоты и слабого основания. Продукты реакций гидролиза — гидрокомплексы (оксигидраты) и малорастворимые основные соли. Свойства гидроксидов зависят от способа получения этого компонента, рН его раствора, основности, состава добавки. Если ее катион обладает основными свойствами, то гидроксид сохраняется в цементном камне неопределенно долго, если катион обладает амфотерными свойствами, то в щелочной среде он превращается в соответствующий кислотосодержащий анион. Так, гидроксид алюминия может реагировать с гидратом оксида кальция, находящимся в поровой жидкости, с образованием Са3(АЮ3)2-бН20. Кроме того, могут образовываться гидраты другой основности Са(А102)2тН20 с другим числом молекул кристаллизационной воды. Добавки этой группы солей весьма перспективны, так как не только способствуют ускорению твердения цемента и повышению непроницаемости цементного камня, но придают ему и другие важные свойства: повышают его водоудерживающую способность, увеличивают деформативность цементного камня. Среди них основные соли хлористого алюминия, относящиеся к одному из видов неорганических полиэлектролитов, объединенных общей формулой [9, 10]: А1к(ОН)3и_1С1. В зависимости от принятого способа и режима производства данного продукта число п в формуле может меняться от 1 до 5, а основность, т.е. доля гидроксильных групп от общего числа анионов, находится в пределах 6-80 %.

    На скорость кристаллизации гелей значительно влияет рН среды. Переход аморфного гидроксида алюминия в крист

    Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

    Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

    • ОБЛЕГЧЕННЫЕ ВЕРМИКУЛИТСОДЕРЖАЩИЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ

    ГОРБЕНКО В.М., МИНАЕВ К.М. — 2015 г.

    БЕЛОНОГОВ С.В., КАТЕЕВ Р.И., НУРИЕВ И.А., ХЕЙДАЛЬ М., ХИСАМОВ Р.С. — 2012 г.

    голоса
    Рейтинг статьи
    Читайте так же:
    Средства для удаления налета цемента
    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector