Содержание к диссертации
Введение
1. Изучение состояния вопроса. постановка задач исследований 25
1.1. Особенности геолого-технических условий строительства глубоких скважин в Восточной Сибири 26
1.2. Особенности геолого-технических условий строительства глубоких скважин в Западной Сибири 35
1.2.1. Краткие сведения о нефтегазоносности Западно-Сибирского региона 35
1.2.2. Краткие сведения о физико-механических свойствах горных пород месторождений Западной Сибири 37
1.3. Анализ основных видов осложнений, встречающихся при бурении глубоких скважин 38
1.3.1. Основные виды осложнений при строительстве глубоких разведочных скважин на нефть и газ в Восточной Сибири 40
1.3.2. Основные виды осложнений и особенности технологий бурения скважин в Западной Сибири 46
1.4. Анализ состояния работ по вскрытию продуктивных пластов в сложных условиях Сибири 53
1.4.1. Сведения о качестве вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири 53
1.4.2. Особенности вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин в Восточной Сибири 1.5. Анализ причин некачественного крепления скважин в условиях Восточной и Западной Сибири 71
1.6. Постановка цели и задач исследований 81
1.7. Методика и методы проведения исследований 83
1.7.1. Методы исследований 83
1.7.1.1. Стандартные методы исследований 83
1.7.1.2. Физико-химические методы исследований 84
1.7.1.3. Специальные методы исследований 85
1.7.2. Методика исследований и обработки результатов 86
2. Разработка комплексного подхода к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений при бурении и заканчивании скважин на Сибирской платформе 91
2.1. Анализ основных направлений предупреждения и ликвидации поглощений 91
2.2. Способы изоляции поглощающих зон как объекты комплексного подхода к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов 94
2.3. Обоснование методики выбора технологических схем изоляции проницаемых пород 100
2.4. Анализ методов расчета, свойств и объемов тампонирующих составов для изоляции проницаемых пород 105
2.5. Разработка методики расчета процесса изоляции проницаемых пород 112
2.6. Краткая характеристика гидравлических условий бурения, вскрытия продуктивных пластов и крепления скважин 120
2.7. Анализ эффективности применяемых технологий по предупреждению и ликвидации осложнений 125
2.8. Исследование закупоривающей способности промывочных жидкостей с наполнителем из вулканизированного латекса 140
2.8.1. Методика оценки закупоривающей способности наполнителей, вводимых в буровые растворы 140
2.8.2. Исследование закупоривающей способности наполнителя на основе вулканизированного латекса 145
2.9. Результаты разработки и промысловых испытаний ком 4 плексного подхода при борьбе с поглощениями в глубоких скважинах на Сибирской платформе 150
Выводы и рекомендации по разделу 2 167
3. Развитие теоретических аспектов обеспечения устойчивости стенок скважин и выбора типа раствора при бурении в глинистых отложениях 172
3.1. Анализ научных и технологических предпосылок применения полимерных растворов при бурении скважин 172
3.1.1. Теоретические предпосылки обеспечения стабилизации глинистых пород 177
3.1.2. Влияние напряжений на устойчивость глинистых пород 185
3.1.3. Контактные взаимодействия в гетерогенных системах 188
3.1.4. Роль гидратационных напряжений и их определение 191
3.1.5. Ингибирование глинистых пород в растворах полимеров 198
3.2. Разработка и исследование технологических и методических основ поинтервального выбора и применения типа и состава бурового раствора 203
3.2.1. Методические аспекты поинтервального выбора буровых растворов 208
3.2.2. Разработка экспресс-метода исследования набухания глинистых пород 211
3.2.3. Разработка рецептуры ингибированного бурового раствора на основе комплексной соли 219
3.2.4. Оценка влияния физико-химического взаимодействия на выбор типа раствора 224
3.2.5. Специальные методы исследований 227
3.3. Методика расчета устойчивости глинистых пород 291
3.4. Результаты применения полимерных растворов и оценка эффективности предлагаемых технологий 238
3.4.1. Результаты применения полимерных растворов 239
3.4.2. Анализ применения полимерных растворов 244
Выводы по разделу 3 247
4. Обобщение, исследование и управление фильтрационными процессами в системе "скважина-проницаемые пласты" 251
4.1. Влияние буровых и тампонажных растворов на коллек-торские свойства продуктивных пластов 252
4.2. Анализ влияния факторов на процессы фильтратоотдачи 264
4.3. Исследование фильтрационных свойств буровых растворов 290
4.3.1. Исследования кольматирующих свойств 290
4.3.2. Исследования влияния фильтратов буровых растворов 305
4.3.3. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов 319
4.4. Исследование физического воздействия на технологические
жидкости и проницаемые породы стенок скважин 327
4.4.1. О необходимости регулирования свойств буровых и тампонажных растворов на стадии их приготовления 327
4.4.2. Разработка струйно-механического диспергатора 330
4.4.3. О необходимости кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин 332
4.4.4. Роль кавитации при бурении и заканчивании скважин 338
4.5. Выбор методов исследований и обоснование параметров экспериментальных установок 344
4.5.1. Выбор модели проницаемого участка ствола скважины 345
4.5.2. Обоснование расхода бурового раствора 346
4.5.3. Выбор типа генератора колебаний 346
4.5.4. Экспериментальная установка и КИП 347
4.5.5. Методика исследования процессов фильтрации 351
4.5.6. Определение проницаемости искусственных кернов 352
4.5.7. Определение плотности глинистой корки 352
4.5.8. Методика планирования экспериментов 355
4.5.9. Экспериментальная установка по исследованию электрогидравлической активации тампонажного раствора 357
4.5.10. Методика исследования изменения гидростатического давления тампонажного раствора 360
4.5.11. Требования к выбору источника волнового поля 362
4.6. Исследования физического воздействия на проницаемые породы и тампонажные растворы 370
4.6.1. Влияние вибровоздействия на толщину и плотность глинистой корки 371
4.6.2. Влияние вибровоздействия на проницаемость искусственных кернов 374
4.6.2.1 Влияние вибровоздействия на проницаемость кернов с глинистой коркой 374
4.6.2.2 Влияние вибровоздействия на остаточную проницаемость искусственных кернов 376
4.6.3. Регулирование процесса твердения тампонажного камня в период ОЗЦ 380
4.6.4. Влияние вибровоздействия на "зависание" цементного раствора в заколонном пространстве в период ОЗЦ 388
4.7. Разработка устройств и технологий по активированию растворов и воздействию на стенки скважин 392
4.7.1. Генераторы колебаний роторно-золотникового типа 392
4.7.2. Разработка гидродинамического генератора ВГГ 395
4.7.3. Методика расчета основных характеристик ВГГ 398
4.7.4. Разработка устройства для очистки и кольматации стенок скважин 402
4.7.5. Разработка устройства для формирования кольматацион ного экрана при расширении ствола скважин 404
4.7.6. Разработка устройства для стабилизации ствола наклонной скважины 408
4.7.7. Разработка гидравлического пакерующего устройства 413
4.7.8. Разработка способа цементирования скважин 418
4.8. Разработка технологической жидкости для вторичного вскрытия и глушения скважин 422
4.8.1. Обоснование применения отходов производства соды для получения жидкости глушения скважин 422
4.8.2. Результаты исследований свойств солевой композиции 425
4.9. Результаты применения буровых и тампонажных растворов с регулируемой фильтратоотдачей 429
Выводы и рекомендации по 4 разделу 432
5. Разработка и исследование рецептур там понажных растворов для крепления скважин в сложных условиях Сибири 437
5.1. Повышение качества цементирования скважин 437
5.2. Разработка рецептур тампонажных смесей с наполнителями 447
5.2.1. Исследование влияния карбонатной добавки и хлористого натрия на сроки схватывания смесей 447
5.2.2. Исследование влияния отходов ацетатного волокна на свойства тампонажного раствора и камня 450
5.2.3. Исследование влияния отходов вискозного производства на сроки схватывания тампонажных растворов 453
5.3. Исследование тампонажного материала для интервалов низких положительных и отрицательных температур - ЦНУБ 454
5.3.1. Обоснование исходного состава вяжущего материала 455
5.3.2. Оптимизация состава низкотемпературного ЦНУБ 462
5.3.3. Исследование свойств тампонажного раствора и камня 469
5.4. Результаты опытно-промышленных испытаний ЦНУБ 491
Выводы и рекомендации по разделу 5 498
6. Исследование сравнительной коррозионной стойкости тампонажных материалов в сульфатных и магнезиальных средах 502
6.1. Современные представления о процессах коррозии тампонажных материалов в водах малой жесткости, сульфатных и магнезиальных средах 502
6.1.1. Требования к тампонажным материалам, применяемым для крепления нефтяных и газовых скважин 502
6.1.2. Оценка коррозионной агрессивности пластовых вод 506
6.1.3. Краткая характеристика тампонажных материалов на основе твердых остатков содового производства 510
6.1.4. Механизм коррозии цементного камня в водах малой жесткости 517
6.1.5. Механизм коррозии цементного камня в сульфатных средах 521
6.1.6. Механизм коррозии цементного камня в магнезиальных средах 526
6.1.7. Факторы, определяющие структуру норового пространства цементного камня 528
6.2. Разработка методики изучения сравнительной коррозионной стойкости тампонажных материалов 530
6.2.1. Анализ существующих методик и применяемые методы исследований 530
6.2.2. Приготовление образцов и определение их физико-механических характеристик 532
6.2.3. Контроль за состоянием агрессивных сред 535
6.2.4. Изучение фазового состава образцов тампонажных материалов 535
6.2.5. Изучение пористости и проницаемости образцов 537
6.2.6. Изучение структуры порового пространства образцов методом сорбции паров воды 539
6.2.7. Оценка устойчивости образцов исследуемых тампонажных материалов в водах малой жесткости 542
6.2.8. Изучение коррозии выщелачивания по данным рН-метрии 545
6.2.9. Исследование структурных характеристик тампонажных материалов в водах малой жесткости 548
6.2.10. Исследование физико-механических свойств и фазового состава тампонажных материалов, хранившихся в воде 550
6.3. Исследование коррозионной стойкости тампонажных материалов в сульфатных и магнезиальных средах 552
6.3.1. Теоретические предпосылки повышения коррозионной стойкости материалов в сульфатных и магнезиальных средах 552
6.3.2. Исследование фазового состава продуктов твердения 558
6.3.3. Исследование структурных характеристик образцов 565
6.3.4. Исследование физико-механических свойств образцов 571
6.3.5. Исследование изменения структуры порового пространства образцов тампонажных материалов в среде MgCb 579
6.3.6. Изучение физико-механических свойств образцов тампонажных материалов, находившихся в растворе MgCb 582
6.3.7. Исследование фазового состава и коррозии образцов тампонажных материалов в растворе MgCh 585
6.4. Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня на основе ЦНУБ 588
Выводы по разделу 6 591
Заключение 592
Основные выводы и рекомендации 594
Список использованной литературы 596
- Основные виды осложнений при строительстве глубоких разведочных скважин на нефть и газ в Восточной Сибири
- Разработка и исследование технологических и методических основ поинтервального выбора и применения типа и состава бурового раствора
- Обоснование исходного состава вяжущего материала
- Исследование физико-механических свойств образцов
Введение к работе
Актуальность работы. Топливно-энергетический комплекс России испытывает в настоящее время острый кризис, экстремальный период которого приходится на 1993-і996 годы. При этом ведущая роль в ТЭК принадлежит нефтяной и газовой промышленности, в которых ключевое место по добыче углеводородного сырья занимает Западная Сибирь, где добывается около 75 % российской нефти и более 90 % природного газа. Падение добычи нефти в 1996 г. по сравнению с 1991 г. более чем в 2 раза обусловлено не только уменьшением физических объемов бурения (более чем в 4 раза), но и ростом глубин скважин и осложненное их разрезов, выработкой высокопродуктивных месторождений, увеличением фонда бездействующих скважин и т.д.
За последние годы более чем в 10 раз сократилось количество разведываемых и вводимых в эксплуатацию нефтяных и газовых месторождении, что подтверждает актуальность их поисков и разведки глубоким бурением в перспективных регионах России и, прежде всего, в Восточной Сибири.
Спецификой строительства нефтяных и газовых скважин в сложных условиях Сибири являегся достаточно высокие затраты времени и средств па предупреждение и ликвидацию осложнений, возникающих в процессе их бурения и заканчивания в силу действия ряда объективных и субъективных причин и факторов (изученность горно-геологических условий; достигнутый уровень технологии бурения и крепления скважин, обеспечивающий безаварийное их сооружение при минимизации затрат; качественное вскрытие и освоение продуктивных пластов; наличие в разрезах скважин много-летнемерзлых пород; обеспеченность необходимыми материалами и средствами; удаленность от баз снабжения; суровые природно-климатические условия; уровень организации работ и т.д.).
В Восточной Сибири при бурении и креплении скважин в общем балансе затрат времени и средств преобладают осложнения, обусловленные поглощениями буровых и тампонажных растворов (до 16 %), и водогазо-нефтепроявления (до 12 %), преимущественно в интервалах залегания трещинных карбонатных пород и трапповых интрузий (например на Сибирской платформе).
Указанные виды осложнений в проницаемых (карбонаты, песчаники, трещинные долериты и т.д.) и склонных к набуханию (глины и глиносо-держащие породы) горных породах определяются как горно-
геологическими условиями их залегания, так и способностью к фильтрато-отдачс дисперсионной среды буровых и тампонажных растворов. Фильтрационные процессы оказывают существенное влияние на качество вскрытия и разобщение продуктивных пластов, на формирование прочной и долговечной крепи скважины.
Для Западной Сибири проблемным остается обеспечение устойчивое ги стенок скважин, прежде всего, в глинистых отложениях. Существующие методики расчета времени устойчивого периода стенок ствола скважин для таких условий позволяют лишь их прогнозную оценку без учета гидра-тационных напряжений, возможного осмотического влагомассопереноса и специфического действия химических реагентов, вводимых в буровой раствор. Повысить объективность расчетов можно путем комплексного использования результатов лабораторных и промыслово-геофизических методов исследовании.
Успешное их решение возможно на базе обобщения современных представлений о фильтрационных процессах в проницаемых средах и дисперсных системах, управляя свойствами и взаимным влиянием которых можно с помощью новых технологий и технических средств обеспечить качественное строительство скважин с учетом охраны недр и окружающей среды.
Цель работы. Повышение качества строительства скважин путем регулирования фильтрационных процессов в системе "скважина-пласт" для предупреждения и ликвидации осложнений при их бурении и заканчива-нии.
Основные задачи исследований.
-
Конкретизировать и углубить представления о причинах процессов и явлений в системе "скважина-проницаемые пласты" и разработать на этой основе комплексный подход к проблеме предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов для условий строительства скважин на Сибирской платформе.
-
На основе представлений о физико-химической природе взаимодействия различных жидкостей с глиносодержащими породами усовершенствовать методику расчета, разработать и внедрить рекомендации по повышению устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях ряда месторождений Западной Сибири.
3. На основании существующих представлений и обобщения опыта
исследовать фильтрационные свойства буровых и тампонажных растворов
и характер их взаимодействия с различными проницаемыми средами для повышения качества вскрытия и разобщения флюидосодержащих пластов.
-
Проанализировать опыт применения и разработать рекомендации по совершенствованию технологий и техники физического воздействия на стенки скважин, на применяемые буровые и тампонажные системы.
-
Разработать рекомендации по совершенствованию крепления скважин в условиях поглощений, наличия в разрезах многолетнемерзлых пород и сложнопостроеиных залежей за счет разработки специальных тампонаж-ных материалов и технологий их применения.
-
Исследование коррозионной стойкости тампонажных материалов и разработка рекомендаций по обеспечению долговечности формируемой крепи скважины как инженерного сооружения.
Методы исследований. Методическое решение указанных задач осуществлялось путем обобщения научных гипотез и теоретических представлений о фильтрационных процессах в проницаемых средах с последующими экспериментальными исследованиями этих процессов в лабораторных и промысловых условиях.
Исследования с использованием моделирования и статистической обработки результатов проводились как в лабораторных условиях, на серийных и специальных приборах и установках (физические, химические, физико-химические, аналитические и специальные исследования), так и в промысловых условиях (промыслово-геофизические, гидродинамические, акустические и др.).
Научная новизна выполненной работы.
-
Разработан комплексный подход к решению проблемы предупреждения и борьбы с осложнениями на основе исследования и углубления представлений о фильтрационных процессах в системе "скважина-пласт" для условий строительства скважин в Восточной Сибири.
-
Разработана научная концепция об устойчивости глинистых пород с учетом воздействия на них фильтратов буровых и тампонажных растворов при бурении скважин на месторождениях Западной Сибири.
-
На основе обобщения и анализа физических методов воздействия на проницаемые породы и фильтрационные параметры буровых и тампонажных растворов расширены и дополнены представления об управляемой кольматации проницаемых горных пород в системе "скважина-пласт".
-
Разработана концепция формирования коррозионно стойкого тампонажного камня в заколонном пространстве скважин в условиях сульфатной и магнезиальной агрессии. Сформулированы научно обоснованные требования к свойствам тампонажных материалов и вмещающей среде.
Основные защищаемые положения:
-
схема реализации комплексного подхода по предупреждению и ликвидации поглощений для условий строительства скважин в Восточной Сибири, позволяющая повысить эффективность изоляционных работ и сократить затраты времени и средств при минимуме технологических операций;
-
усовершенствованная методика расчета устойчивости стенок скважин в глиносодержащих породах, которая базируется на комплексном использовании лабораторных и промыслово-геофизических методов исследований. Она позволяет осуществлять объективный прогноз устойчивого состояния ствола скважин на ряде месторождений Западной Сибири и осуществлять научно-обоснованный поинтервальный выбор типа и состава бурового раствора, проектировать технологически оптимальный характер его химической обработки;
-
обобщенная схема метода управляемой кольматации проницаемых пород, позволяющая с помощью современных физических методов воздействия на фильтрационные процессы в проницаемых породах, на свойства буровых и тампонажных растворов, обеспечить надежное вскрытие и разобщение флюидосодержащих пластов;
-
составы и свойства тампонажных растворов для изоляции поглощающих зон и интервалов многолетнемерзлых пород, технологии их выпуска и применения;
-
технологии и технические средства по обеспечению герметичности контактной зоны "колонна-цементный камень-проницаемая горная порода";
-
методика оценки сравнительной коррозионной стойкости тампонажных материалов в сульфатных и магнезиальных средах;
-
технология выпуска и применения специальных цементов на основе крупнотоннажных отходов производства соды.
Достоверность полученных результатов обеспечивалась соответствующей подготовкой, планированием, проведением и обработкой результатов экспериментальных исследований; сочетанием аналитических, лабораторных, опытно-производственных и промысловых экспериментальных исследований; применением методов математического анализа для оценки значимости и надежности получаемых результатов, а также сопоставлением и сравнением с результатами других исследователей.
По результатам исследований разработаны нормативные документы (инструкции, стандарты предприятий и объединений), которые в реальных условиях производства подтвердили научные предпосылки и гипотезы, ис-
пользованные при разработке технологий и технических средств для их реализации.
Практическая ценность работы.
1. Реализация разработанного комплексного подхода к решению про
блемы с осложнениями при бурении и креплении скважин на Сибирской
платформе позволила в 2-2,5 раза увеличить эффективность изоляционных
работ при ликвидации поглощений, а также сократить на 30-50 % затраты
времени и средств.
2. Разработаны и применяются в промысловых условиях норма
тивные документы, которые позволяют на основе комплексного использо
вания результатов геофизических исследований скважин и физико-
химических лабораторных методов объективно оценивать время устойчи
вости стенок скважин в глинистых отложениях для ряда месторождений
Западной Сибири.
-
Разработаны рекомендации по выбору типа и состава ингибирую-щсго бурового раствора и жидкости для глушения скважин с целью качественного вскрытия и испытания продуктивных пластов.
-
Обобщены, разработаны и дополнены технологии и разработаны технические средства физического воздействия на буровые и тампоиажные растворы, на проницаемые породы, слагающие стенки скважин, в том числе на уровне изобретений:
-
Устройство для приготовления буровых растворов (А.с. СССР № 1731262, опубл. в БИ 07.05.92, Бюл. № 17).
-
Устройство для обработки стенок скважин (А.с. СССР № 1723311, опубл. в БИ 04.02.92. Бюл. № 12).
-
Трехшарошечный расширитель (Патент РФ № 2052069, зарег. в ГРИ 10.01.96).
-
Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем (Патент РФ № 2049903, зарег. в ГРИ 10.12.95).
4.5. Гидравлический пакер (Патент РФ № 2054522, зарег. в ГРИ
20.02.96).
-
Способ получения реагента для приготовления жидкости глушения скважин (Патент РФ № 2009159, зарег. в ГРИ 15.03.94).
-
Башмак обсадной колонны (А.с. СССР № 1714075, опубл. в БИ 23.02.92. Бюл. № 7).
-
Способ цементирования скважин (А.с. СССР № 1686129 опубл. в БИ 23.10.91. Бюл. №39).
-
Результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют решать задачи совершенствования строительства глубоких скважин на нефть и газ с учетом подготовки их стволов к креплению, получению притоков и изоляции пластовых флюидов, в том числе на стадии вторичного вскрытия продуктивных пластов и при ремонтно-изоляционных работах в скважинах.
-
Результаты исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов, которые позволили обосновать и осуществить выпуск опытно-промышленных партий тампонажных материалов на основе крупнотоннажных отходов содового производства.
Реализация работы в промышленности.
1. За период с 1981 по 1997 г.г. по договорам с различными буровыми организациями разработаны рекомендации по совершенствованию технологии предупреждения и ликвидации осложнений в различных горнотехнологических условиях, которые нашли свое отражение в следующих документах:
инструкция по применению отходов вулканизированного латекса для изоляции зон поглощений промывочных жидкостей и тампонажных растворов-.Красноярск, ПГО ЕНГГ, 1987 г.;
рекомендации по оптимизации рецептур буровых и тампонажных растворов путем введения различных технологических добавок с целью предупреждения и ликвидации поглощений, сохранения устойчивости стенок скважин в галогенно-карбонатных и неустойчивых отложениях.- Красноярск, ПГО Енисейнефтегазгеология, 1982-1985 г.г.;
рекомендации по улучшению технологии заканчивания скважин на площадях ПО Норпльскгазпром.- Красноярск, КИЦМ, 1986 г.;
СТП 51.00.02-89 Технология создания защитного экрана в около-ствольной части проницаемых слоев горных пород с использованием сква-жинного генератора гидродинамических импульсов и требования к его па-рамеграм.- Тюмень, ТюмИИ, 1989 г.;
технология приготовления и применения жидкости плотностью 1300 кг/м3 на основе тонкодисперсной солевой композиции из отходов содового производства для глушения скважин в условиях Западной Сибири.- Нефтеюганск, Тюмень, ТюмИИ, 1989 г.;
техническое задание на изготовление и испытание в промысловых условиях электрогидроимпульсного скважинного устройства.- Тюмень, ТюмИИ, 1990 г.;
комплекс оперативных экспресс-методов контроля и исследования интервалов поглощающих пород, результаты которого использованы при составлении технологического регламента на проектирование и строительство глубоких скважин в Тохомо-Юрубченской зоне газонефтенакоплений и дополнений к нему.-Красноярск, ГГП ЕНГГ, 1991 г.;
СТП. Инструкция по применению волновой технологии для создания защитного экрана в приствольной части продуктивных слоев и близко расположенных водогазоносных горизонтов с использованием волнового гидродинамического генератора и требования к его параметрам.- Мегион, ПГОМНГГ, 1990 г.;
конструкторская документация на изготовление волнового гидродинамического генератора одностороннего и двухстороннего действия.-Тюмень, ТюмИИ, 1990 г.;
РД. Инструкция по применению волновой технологии в процессе бурения для создания защитного экрана в приствольной части проницаемых пород и слоев при наличии в разрезе водогазоносных горизонтов с использованием волнового гидродинамического генератора и требования к его параметрам.- Нижневартовск, УБР-4, 1992 г.;
РД. Инструкция по технологии создания крепи повышенной надежности в интервале продуктивных пластов с использованием волнового гидродинамического генератора - башмака обсадной колонны.- Нижневартовск, УБР-4, 1992 г.;
СТП. Технология изготовления и применения солевой смеси для приготовления жидкости глушения скважин.- Новый Уренгой, БП Тюмен-бургаз, 1992 г.;
СТП. Раствор буровой. Разработка регламентов поинтервалыюго выбора типа и компонентного состава буровых растворов при бурении скважин на Талинском месторождении. Расчет гидратационных напряжений, осмотических давлений и времени устойчивости при увлажнении стенок скважин.- Нягань, Тюменское УБР, 1993 г.;
СТО. Раствор буровой. Оценка устойчивости глинистых образцов в лабораторных условиях, расчет гидратационных напряжений, осмотических давлений и времени устойчивости ствола скважины в системе "скважина-горная порода".- Н.Уренгой, БП Тюменбургаз, УПНП и КРС ПО Уренгойгаздобыча, 1995 г.
2. В различные годы (1976-1993) осуществлен выпуск опытно-промышленных партий тампонажных материалов различного целевого назначения на основе отходов содового производства, применение которых осуществлено в производственных объединениях Башнефть, Мангышлак-
нефть, Пермнефть, Татнефть, Союзбургаз, Ставропольнефтегаз, Арктик-морнефтегазразведка, Гурьевнефтегазгеология, Енисейнефтегазгсология.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Республиканской научно-технической конференции по проблемам нефтяной и газовой промышленности (Уфа, 1975), Всесоюзном совещании "Повышение качества нефти и продуктов ее переработки" (Москва, 1976), Республиканской научно-технической конференции по проблемам бурения скважин на Мангышлаке (Шевченко, 1979), Краевой научно-практической конференции "Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении глубоких скважин" (Красноярск, 1981), Республиканской научно-технической конференции по научным исследованиям и качеству подготовки специалистов в ВУЗе (Альметьевск, 1986), Региональной научно-практической конференции по проблемам освоения Астраханского газоконденсатного месторождения (Астрахань, 1987), Межвузовской научно-методической конференции по совершенствованию подготовки специалистов (Салават, 1987), Всесоюзной научно-технической конференции "Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин" (Ивано-Франковск, 1988), Краевой научно-практической конференции "Повышение эффективности и качества проводки глубоких разведочных скважин в аномальных геологических условиях" (Красноярск, 1989), Межгосударственной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 1993), Второй международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 1995), Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, УГНТУ, 1995), Международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, ТюмГНГУ, 1996), Международной научной конференции "Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин" (Тюмень, ТюмГНГУ, 1996), 2-ой Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, ГАНГ, 1997), научно-производственных и ученых Советах производственных объединений Баш-нефть, Пермнефть, Красноленинскнефтегаз, Ставропольнефтегаз, Юганскнефтегаз, Мангышлак-нефть, Нижневартовсклефтегаз, Союзбургаз, Арктикморнефтегазразвсдка, Еиисейнефтсгазгеологня, Мегионнефггегазгео-логия, отраслевых институтов БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, Перм-НИПИнефть, ВНИИКрнефть, СибНИИНП, ЗапСибБурНИПИ, КО СНИ-ИГГиМС, ВостСибСНИИГГиМС, СургутНИПИнефть, международной
школе-семинаре УГТНУ, заседаниях и семинарах кафедры бурения ТюмГНГУ.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 120 печатных работ, включая 1 тематический обзор, 20 статей, 35 тезисов докладов на региональных, республиканских и всесоюзных конференциях, 29 тезисов докладов на международных конференциях, 4 авторских свидетельства и 4 патента РФ на изобретения, 1 учебное пособие, 10 методических указаний, 16 отчетов по договорам, имеющих номера госрегистрации и выполненных по важнейшей тематике, в которых автор являлся руководителем или ответственным исполнителем.
В работе использованы положения и выводы, полученные совместно со специалистами КО СНИИГГ и МС, ГГП "Енисейнефтегазгеология", КИЦМ, ПГО "Ленанефтегазгеология", УГНТУ, ЗапСибБурНИПИ.
Автор провел ряд совместных лабораторных и промысловых исследований с сотрудниками КО СНИИГГ и МС Поляковым В.Н., Дровнико-вым П.Г, ЗапСибБурНИПИ - академиком Шариповым А.У., специалистами ПГО ЕНГГ Еремеевым В.А., Слижевским Е.А., соискателями и аспирантами Жуйковым Е.П., Паршуковой Л.А., Герасимовым Г.Т., Белеем И.И., Шенбергером В.М.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, библиографии из 422 наименований работ отечественных и зарубежных авторов, 85 страниц приложений.
Основные виды осложнений при строительстве глубоких разведочных скважин на нефть и газ в Восточной Сибири
Основными видами осложнений при строительстве глубоких скважин на определенном этапе развития буровых работ в Красноярском крае являются поглощения буровых и тампонажных растворов, обвалы и осыпи стенок скважин, кавернообразования в интервалах залегания хемогенных (преимущественно галита) и глиносодержащих пород, водонефтегазопроявления, на предотвращение и ликвидацию которых затрачивалось до 15,3 % календарного времени бурения [9]. Анализ основных видов осложнений по ПГО "Енисейнефтегазгеология" за период с 1985 по 1988 г.г. приведен в табл. 1.2. и табл. 1.3. [9,10].
Анализ данных табл. 1.2 показывает, что основным видом осложнений при бурении скважин являются поглощения промывочной жидкости, доля которых в общем балансе затрат времени на осложнения за рассматриваемый период увеличилась с 56 % до 64 %, а количество зон поглощений увеличилось в 2,2 раза. Рост объемов бурения по ПГО Енисейнефтегазгеология с 82109 м в 1985 году до 123396 в 1988 году (в 90-е годы резкий спад до нескольких тысяч метров в год) увеличил вероятность вскрытия зон поглощений при бурении скважин на Сибирской платформе с 80 % практически до 100 % (табл. 1.4). При этом в среднем на одну скважину приходится 3,4-3,6 зон поглощений, их которых 55-65 % встречаются на глубинах до 1000 м и приурочены к отложениям триаса, пермокарбона, эвенкийской и ангарской свит, к интрузиям долеритов и их контактам с вмещающими осадочными породами (так называемый "ореол трещиноватости"). Остальные 35-45 % зон приурочены к интервалу глубин 1000-3500 м, представленному отложениями булайской, бельской, усольской, костинской, собин-ской, катангской, оскобинской свит и отложений рифея, а также интрузиям нижнего блока долеритов [5,9,10].
Таким образом, практически каждая глубокая скважина на Сибирской платформе вскрывает несколько проницаемых пластов и горизонтов, которые имеют коэффициент аномальности пластового давления от 0,6 до 1,43. При этом промысловые исследования, проведенные с участием автора, доказали наличие внутрискважинных перетоков в системе "скважина - п-проницаемых пластов" интенсивностью 150-720 м /сут, а также водопрояв-лений до 1300 м3/сут. При этом затраты времени и средств на предотвращение водогазопроявлений достаточно высоки (табл. 1.3) и составили, например, только в 1988 году 24 %.
Анализ деятельности ПГО ЕНГГ показывает, что за рассматриваемый период наиболее осложнены условия бурения на Сибирской платформе в районе поиска нефти и газа Ванаварской, Туруханской, Туринской и Эвенкийской нефтегазоразведочными экспедициями, а на борьбу с поглощениями в некоторых их них (Туруханская и Туринская НГРЭ), например в 1988 году, затрачивалось 80-100 % затрат времени на ликвидацию осложнений.
Емкостные свойства поглощающих пластов изменяются в широких пределах: коэффициент аномальности от 0,9 до 0,3, эффективная толщина от нескольких метров до 50 м и более, а коэффициент полной приемистости составляет (0,2-2,0 м3/с-МПа.
Из данных табл. 1.5 следует, что на отложения интрузий доломитов приходится 35 % всех зон поглощений, при этом на ликвидацию одной зоны затрачивается наибольшее количество времени, средств и материалов. Если сравнить стоимость изоляции одной зоны поглощения на одинаковой глубине, то в долеритах эти затраты в 2-3 раза выше. Другой особенностью является тот факт, что доля зон поглощений с интенсивностью до 20 м /ч (коэффициент приемистости в пределах (0,2-1,0)-10-2м/с-МПа) составила в 1988 году около 85 % и с ростом глубины залегания затраты на их изоляцию увеличились. Причем затраты на изоляцию зон поглощений в карбонатных отложениях рифейского возраста находятся на уровне затрат на ликвидацию зоны поглощения в долеритах, а расход тампонажных материалов при этом в 2-3 раза меньше.
Определенная специфика имеет место при изоляции зон поглощений в трещинных карбонатных коллекторах с интенсивностью 20-100 м /ч (коэффициент приемистости составляет (1,1-2,0 10-2мз/с-МПа), доля которых не превышает 15 % от общего количества зон поглощений. Затраты на их изоляцию возрастают на 20 %, по сравнению с затратами на изоляцию зон меньшей сложности (интенсивности) независимо от глубины залегания. В то же время в интрузиях долеритов эти затраты в 1,5-2 раза выше.
Кроме поглощений бурового раствора существенное место в общем балансе осложнений занимают обвалообразования, на долю которых приходится от 4 до 12 %. Основное количество интервалов обвалообразований приурочено к неустойчивым аргиллитам ванаварской свиты и сильно трещиноватым интрузиям долеритов. В качестве основной причины обвалообразований следует выделить разупрочнение аргиллитов и трещиноватых интрузий долеритов под действием гидродинамических воздействий в системе "скважина-пласт" и физико-химическое влияние проникающего фильтрата бурового раствора.
Увеличение диаметров скважин происходит, как правило, и за счет растворения солей в разрезах скважин на глубинах до 1350-1400 м (Юрубченская, Собинская площади и др.), особенно если отложения галита содержат включения доломитов и известняков. В районе же Канско-Тасеевской впадины Красноярского края мощность соленосных отложений (галита) в отложениях ангарской, бельской и усольской свит составляет 1500-2000 м. Увеличение диаметров стволов скважин отмечается при разбу-ривании неустойчивых глинистых пород на большинстве перспективных на нефть и газ площадей Красноярского края и Якутии.
В отдельную проблему выделяются осложнения, связанные с растеплением многолетнемерзлых пород при бурении и последующем креплении скважин. Следует отметить, что глубина проникновения отрицательных температур в толщу земли составляет от нескольких десятков метров в центральной части Сибирской платформы, до 600-800 м на севере Красноярского края и Якутии. Причем в отдельных пунктах, например на Анабар-ском массиве (результаты бурения Мархинской опорной скважины) мерзлые породы могут достигать глубин 1000 м [58].
Разработка и исследование технологических и методических основ поинтервального выбора и применения типа и состава бурового раствора
Проведенный совместно с Герасимовым Г.Т. анализ показал, что перенос технологий и опыта [107] разбуривания большинства месторождений Среднего Приобья в условия: Талинской площади не обеспечивал получения необходимых показателей строительства скважин, а многие бурящиеся в это время скважины оказались в аварийном состоянии из-за осложнений, вызванных обвалообразованиями пород талицкой и фроловской свит. Это часто приводило к перебуриванию стволов, а многие скважины на севере Талинской площади вплоть до 1985 года ликвидировались, пока не была отработана технология промывки скважин. Это подтверждает, например, бурение кустов N 122, № 130, №156 и др.
Горно-геологические условия бурения скважин на Талинской площади характеризуются наличием мощной (до 80% разреза) толщи глинистых отложений и относительно высокими (до 120-130С) температурами. При бурении до глубины 900-1200 м в разрезе преобладают коллоидальные легкодиспергирующиеся с малой механической прочностью глины (К=0,40-0,45). С глубиной коэффициент коллоидальности уменьшается до 0,25-0,18. Как было отмечено осложнения при бурении связаны с неустойчивостью пород в верхней части (талинская свита) и осыпями аргиллитоподобных глин в нижней части (фроловская, баженовские свиты) разреза. Подробное описание геологического разреза Талинской площади приведено в разделе 1. Основными причинами осыпей и обвалов являются высокая водо-чувствительность сланцеватых глин с их недостаточной первичной (естественной) влагонасыщенностью и низкой степенью литификации, а также возможна аномалия норового давления (по данным ГлавТюменьгео-логии). Однако основным фактором, приводящим к осыпям и обвалам, является увлажняющее действие фильтрата бурового раствора. Как только глина адсорбирует воду, напряжение в сланцах достигает критического и образуются каверны. Этот процесс усугубляется колебаниями гидродинамического давления в стволе скважины при спуско-подъемных операциях, при восстановлении циркуляции, при образовании сальников на бурильных трубах, а также при продавливании цементного раствора.
В связи с этим оптимизацию технологии бурения осуществляли по двум направлениям: подбором необходимых рецептур буровых растворов и уменьшением сроков строительства скважин.
Анализ условий возникновения и характера осложнений на первом этапе показал, что на Талинской площади выделяются три зоны с различной степенью устойчивости аргиллитов, в которых основной причиной потери устойчивости является колебание гидродинамического давления, превышающего допустимое. В связи с этим были проведены лабораторные и промысловые исследования по применению тех или иных типов буровых растворов при разбуривании Талинской площади [249].
Важной особенностью сочетания акриловых полимеров с гидрофоби-зирующими и ингибирующими добавками является существенное повышение их суммарного ингибирующего действия [249].
В качестве примера успешного использования раствора, содержащего защитный полимер (М-14, метас), ГКЖ-10 и НТФ приводятся результаты бурения скважины N 2893 куста N158 Талинского месторождения. Бурение этой скважины, после спуска кондуктора на 640 м, проводилось с промывкой водой и последующей обработкой ее метасом, ГКЖ-10 и НТФ (рис. 3.1). При бурении в интервале 640-1000 м, увлажняющая способность раствора составила П=14,5-12,5%/ч, что обеспечивало устойчивость отложений талицкой свиты до 5-6 суток. Из-за осыпания пород талицкой свиты бурильная колонна не дошла до забоя на глубине 1371 м (1 свеча), время стояния открытого ствола скважины составило 9 сут. На глубине 1600 м время стояния открытого ствола скважины составило 13 сут., что еще раз подтвердило вывод о необходимости расчета времени устойчивости глинистых пород в среде бурового раствора [250].
Начиная с глубины 1700 м увлажняющая способность уменьшилась до значений П = 5,6-3,7%/ч, что обеспечило устойчивость отложений фро-ловской свиты в течение 19-28 сут. соответственно. Фактически продолжительность бурения с момента вскрытия фроловской свиты до проектной глубины, включая затраты времени на спуск эксплуатационной колонны, составила 17 сут. В результате скважина была успешно доведена до проектной глубины.
Раствор данной рецептуры был применен при бурении более 40 скважин на Талинской площади (скважины N 5322,5321,5243 куста N 135; N 2821,2819,2820,2729,2730,2792 куста м 144; скважины N5285, 5373, 5336, 5310 куста N 140 и др.). Это позволило существенно уменьшить частоту и тяжесть осложнений, связанных с осыпями глинистых пород, сократить затраты времени на их ликвидацию на 70-90% и улучшить показатели работы долот.
При бурении в сложных геологических условиях на Талинской пло щади раствор, обработанный комплексным реагентом (акриловый поли мер+ГКЖ-10+НТФ), имеет по сравнению с растворами других рецептур, ряд преимуществ (табл.3.4).
Это позволило обеспечить:
- минимальный (в 3-4 раза меньший) расход полимера;
- в 2-3 раза меньший общий расход реагентов;
- высокое и регулируемое ингибирующее действие, что обеспечивает успешное бурение скважин в неустойчивых глинистых отложениях [249].
С учетом результатов бурения опытных скважин был разработан регламент на полимерглинистый раствор с повышенным ингибирующим действием на базе акриловых полимеров. При этом оценка реологических характеристик бурового раствора позволила разработать классификацию технологического качества буровых растворов, приведенную в табл. 3.5 [249].
Выбор оптимальных режимов промывки скважин невозможен без измерения основных показателей, характеризующих технологические свойства буровых растворов. Непрерывное измерение их в процессе бурения позволяет выбрать и реализовать оптимальные режимы промывки скважин и оптимизировать гидравлическую программу проводки скважин в целом.
В настоящее время показатели, характеризующие свойства бурового раствора, контролируются, в основном, в лабораторных условиях. Непосредственно на буровых чаще всего контролируют лишь плотность, условную вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и содержание "песка", что не удовлетворяет современным требованиям к состоянию контроля. Это связано с тем, что полный лабораторный контроль в должной мере не применяется для оперативного управления процессом промывки скважин. Такой контроль необходим для предупреждения возникновения осложнений при бурении, когда о начале возникновения аварийной ситуации судят по отклонению показателей технологических свойств от регламентированных значений.
В целях управления промывкой скважин и оптимизации этого процесса необходимо контролировать прежде всего показатели реологических свойств бурового раствора. Непрерывный контроль и регулирование этих показателей позволяют иметь в циркуляционной системе буровой раствор заданного качества.
Обоснование исходного состава вяжущего материала
Ранее было показано, что наиболее перспективным технологическим приемом придания тампонажному раствору способности к расширению в процессе твердения является ввод в состав вяжущего активного оксида кальция. Эффективность данного приема несколько повысится, если ввод будет осуществлен непосредственно при помоле клинкера. Наличие активного оксида кальция в составе вяжущего активизирует процесс твердения безгипсового портландцемента, повышает седиментационную устойчивость и обеспечивает расширяющие свойства цементного камня.
Анализ технологии производства портландцемента позволил рекомендовать в качестве изветсковосодержащего компонента отходы содового производства. Их характеристика достаточно полно описана в работах [80,119,124,343,360].
Твердый остаток является отходом производства кальцинированной соды, которую получают на Стерлитамакском производственном объединении "Сода" по так называемому аммиачному способу. На одну тонну кальцинированной соды приходится около 200 кг твердого остатка в пересчете на сухое вещество и ежегодный объем отходов составляет порядка 1,8...2,0 млн. м .
Твердый остаток отходов содового производства представляет собой порошок светло-серого цвета, содержащий частицы размером не более 0,1...0,6 мм, в количестве 70...80 % от всей массы.
Согласно петрографического анализа пробы состоят, в основном, из карбонатов кальция, однако встречаются кристаллы различной формы (призматические, ромбоэдрические) с высокими показателями преломления Nm=1,19 и выше, которые следует отнести к магнезиальным шпатам. Встречаются зерна кварца. В Приложении 5 приведен подробный химический состав твердого остатка.
Согласно термографического анализа (рис. 5.2.), минералогический состав твердого остатка представлен, в основном, Са(ОН)2 - эндоэффект при 773...793К; MgCOз - эндоэффект 833...893 и СаСОз - эндоэффект 923...102К. Последние два эффекта объединяются в один общий эндоэффект, связанный с выделением С02.
Проведенными расчетами [80,343,358,359,360] выявлен количественный состав указанных соединений, усредненная величина которого представлена следующим образом: СаСОз - 58,65 %, MgCCb - 4,45 %, Са(ОН)2 - 9,36 %, Н20 - 4,55 %. Остальное - 8102, Fe203, А12Оз, СaS04. Незначительное количество СаСЬ, MgCh.
Анализ химико-минералогического состава твердого остатка позволяет предполагать, что при термической обработке (обжиг в интервале температур 700-1100С) произойдет диссоциация карбонатов кальция с образованием СаО и С02. Возможно последующее взаимодействие СаО с кремнеземом, содержащимся в самом твердом остатке, а также дополнительно введенным, что приведет к образованию силикатов кальция типа у -C2S, р - C2S . Последний обладает вяжущими свойствами, а у - C2S пробуждается в системе у C2S - СаО - Si02 - Н20 и также способен к формированию достаточно прочной структуры камня. Избыток оксида кальция будет способствовать решению задачи объемного расширения твердеющей системы и повышению ее седиментационной устойчивости.
Результаты проведенных с участием автора исследований подтвердили приведенные предпосылки, что обусловило выбор твердого остатка содового производства в качестве одного из компонентов для решения поставленных задач.
Известно, что в практике производства минеральных вяжущих, для снижения энергоемкости помола применяются поверхностно-активные вещества (ПАВ). Последние во многих случаях могут оказывать пластифицирующее воздействие на свойства тампонажного раствора.
Решающее воздействие на пластифицирущее действие ПАВ оказывает строение их молекул. Подтверждением этому являются результаты изучения влияния строения молекул ПАВ на их пластифицирующее действие, позволившие сформулировать пять основных условий пластифицирования:
- хемосорбция ПАВ на цементе и продуктах его гидратации;
- компенсация (уравновешивание) возникающих на поверхности цемента зарядов противоположными по знаку зарядами из адсорбированного слоя ПАВ;
- проводимость адсорбционного слоя ПАВ;
- растворимость в воде;
- наличие в адсорбционном слое физически сорбированных молекул ПАВ [361,362].
Пластифицирующее действие ПАВ объясняется также высвобождением части воды из диффузных слоев вокруг твердых частиц, замены в поверхностном слое молекул воды на ПАВ и ослаблением связей твердой поверхности с водой.
ПАВ, адсорбируясь на поверхности зерен цемента, удаляет с нее тонкую пленку, благодаря чему повышается смачиваемость частиц. Вследствие высвобождения некоторого количества воды смесь разжижается. Пузырьки воздуха, как "микрокатки", облегчают скольжение частиц, подобно тому, как это наблюдается для мелких зерен плавленной золы ("батаевских слезок"), оказывающих заметное пластифицирующее действие на бетонные смеси. Однако в [363] эти взгляды оспариваюися при анализе изменения пластифицирующего действия ПАВ в вакууме, показавшего, что воздушные пузырьки не оказывают заметного влияния на пластифицирующий эффект. Кроме того, ПАВ приводит к пептизации твердых частиц, а пептиза-ция к двум эффектам, способствующим пластификации системы: разрушению агрегатов частиц, сопровождающегося высвобождением части свобод 459 ной воды, находящейся внутри них, и уменьшению коэффициента трения. Автор [364] выделяет несколько групп ПАВ, применяемых в качестве пластификаторов цемента.
Первая группа включает в себя полимеры, полученные конденсацией с формальдегидом сульфированных, конденсированных, полициклических бензолов и их аналогов или водорастворимых солей.
Во вторую группу входят комплексные добавки, состоящие из 2-3 и более специально подобранных компонентов. Одним из компонентов являются ПАВ, обладающие высокой пластифицирующей способностью. Другим компонентом в состав добавки могут входить: пеногасители, замедлители схватывания, ускорители твердения цемента и другие вещества, выбираемые в зависимости от назначения [365].
Третья группа включает в себя технические ЛСТ и их модифицированные аналоги.
За рубежом широко применяется ряд суперпластификаторов на основе меламин- и нафталиноформальдегидных смол: мелмент Ь-10, майти ББП-1, сульфометиламин, алкиламин, меламиноформальдегидный поликонденсат и др. [363,366]. В России известны аналогичные продукты: С-3, МФ-АР, 10-03,40-03, ДОФЕН, из которых наибольшее применение получила добавка С-3 [367,368].
Основное преимущество суперпластификаторов перед обычным пластификатором, например типа ЛСТ, заключается в возможности их введения в повышенных количествах (0,5-2 % от массы цемента), что обеспечивает весьма высокий пластифицирующий эффект при сохранении значений В/Ц без снижения прочностных показателей формирующегося камня. Однако применение указанных добавок ограничено дефицитностью и высокой стоимостью их сырьевых компонентов.
ЛСТ представляет собой продукты комплексной переработки сульфитных щелоков - отходов производства сульфитной целлюлозы. Применение этих добавок сдерживалось наличием вовлекающего воздух эффекта и их замедляющим влиянием на процессы гидратации. Для устранения этих недостатков было предложено применение комплексных добавок-композиций, состоящих из ПАВ и электролитов. Они позволяют умень 460 шить или практически полностью устранить нежелательные побочные эффекты ЛСТ. Так, при введении ускорителей твердения (1,5 % СаСЬ или 1,5 % ННХК в пересчете на сухое вещество) прочность камня нормального твердения возрастала в 1,2-1,5 раза, а при температуре 80С - в 1,1-1,3 раза [369].
Из группы лигносульфонатов наиболее эффективным считается добавка ЛСТМ-2, которая получается путем модифицирования ЛСТ водорастворимой мочевино-формальдегидной смолой типа КС-35. ЛСТМ-2 является универсальной поверхностно-активной добавкой, так как в количестве 0,08-0,25 мае. % по сухому веществу снижает В/Ц в растворах и бетонах на 0,02-0,08 и позволяет, в отличие от других известных добавок, вводимых при помоле клинкера, получать высокую удельную поверхность и рациональный зерновой состав цемента [370].
Исследование физико-механических свойств образцов
Задача исследования сравнительной коррозионной стойкости включает необходимость изучения физико-механических свойств образцов, как объективных показателей поведения материалов в агрессивных средах.
Поэтому в данном разделе приводятся результаты механических испытаний образцов 40x40x160 мм (согласно ГОСТ 1581-91) на сжатие и изгиб через 1,3,6,12, 18 месяцев пребывания их в сульфатных средах (растворы NaS04 и MgS04, в которых концентрация по сульфат-иону одинакова и составляет 30 г/л).
В этих же растворах испытывались так называемые "кюлевские" образцы размером 10x10x30 мм, полученные методом формования при 20 МПа и минимально необходимом водо- цементном отношении [108]. Образцы формировались из "чистых" вяжущих материалах с целью получения плотной структуры, а условия их получения (температура) были аналогичны условиям получения образцов 40x40x160 мм.
Испытание "кюлевских" образцов проводилось через 1,3, 6 месяцев их хранения в сульфатных средах, и для сравнения, в дистиллированной воде. За один раз испытывалось не менее 6-ти образцов. Обработка результатов производилась по аналогии с примером, приведенным выше в разделе 1.
На основании полученных данных определялся коэффициент коррозионной стойкости по Кинду В.В. [394]. Определение коэффициента стойкости производилось по формуле
Анализ данных табл. 6.11 показывает, что тампонажные материалы на основе твердого остатка содового производства (ОП-1, ОП-3) стойки в условиях воздействия раствора Na2804 с концентрацией сульфат-ионов 574 г/л. Вместе с тем, прочность на сжатие и изгиб у образцов на основе тампонажного портландцемента Вольского завода в этих же условиях начинает несколько снижаться начиная с 3-х месяцев испытания. Это обстоятельство указывает на взаимодействие данных образцов с раствором Na2804, в результате, чего несколько снижается его коррозионная стойкость к 18 месяцам твердения.
Совершенно иная картина наблюдается в сульфатной среде, содержащей ионы магния (раствор MgS04).
Так, по данным табл. 6.12, прочность образцов на основе ОП-1 резко снижается уже к 3-м месяцам твердения, а к 6-ти месяцам становится ниже требований, предъявляемых ГОСТ 1581-91 (снижение прочности более чем на 70%).
Образцы на основе ОП-2 и ЦВЗ сохраняют свои высокие прочностные показатели.
Данные по изучению "кюлевских" образцов в агрессивных сульфатных средах, приведенные в табл. 6.13, показывают, что уплотнение структуры, достигаемое путем снижения водо-цементного отношения повышает стойкость образцов. Однако, общая закономерность взаимодействия образцов с агрессивными средами сохраняется.
В растворе Na2804 оказываются коррозионно-стойкими образцы всех исследуемых тампонажных материалов. В то же время, в растворе Mg804 коэффициент стойкости образцов на основе ОП-1 снижается к 6-ти мес. твердения. В указанный промежуток времени устойчивы в растворе Mg804 образцы на основе ОП-2, ОП-3 и ЦВЗ. Результаты проведенных исследований иллюстрируются фотографиями образцов, находившихся в среде.
На рис. 6.8, 6.9, 6.10,6.11 показан внешний вид образцов тампонажных материалов на основе твердого остатка содового производства и тампонажного портландцемента Вольского завода, подвергнутых испытанию на коррозионную стойкость в растворе Mg804.
Так на рис. 6.8 показан внешний вид образцов на основе ОП-1, находившихся 6 месяцев в растворе Mg804. Образец практически утратил свои физико-механические свойства и легко разрушается от руки. При этом четко фиксируется наличие гипса в объеме образцов, что также доказывает объемный характер разрушения образца. При этом сам образец имеет аморфную, чешуйчатую структуру.