Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния вопроса о применении составов жидкостей ингибурующих глинистые отложения на стадиях строительства, освоения, эксплуатации и ремонта скважин 11
1.1 Факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при строительстве, освоении, эксплуатации и ремонте скважин 11
1.2 Оценка влияния физико-химических взаимодействий дисперсионной среды с дисперсной фазой растворов и минералами горной породы 14
1.2.1 Влияние поверхностного натяжения и адсорбции на процессы фильтрации и устойчивости пород 15
1.2.2 Роль катионного обмена на границе раздела фаз 20
1.2.3 Роль смачивания и капиллярного давления на границах раздела фаз «жидкость - твердое тело» 24
1.2.4 Влияние диффузии и осмоса на процессы физико- химического взаимодействия на границах раздела фаз 29
1.3 Анализ условий применения составов ингибирующих жидкостей для сохранения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых коллекторов нефти и газа 35
2 Разработка составов технологических жидкостей с повышенной ингибирующей способностью на основе комплексной соли - хлоркалий-электролита 39
2.1 Обоснование необходимости использования комплексной соли - хлоркалий-электролита в составах технологических жидкостей 39
2.1.1 Методика проведения исследований хлоркалий- электролита 39
2.1.2 Обработка результатов исследований с применением методики «полного факторного эксперимента» 44
2.1.3 Результаты лабораторных исследований комплексной соли - хлоркалий-электролита 49
2.2 Разработка и исследование безглинистых полимерных жидкостей с конденсированной твердой фазой 57
2.2.1 Краткий обзор исследований составов растворов с конденсированной твердой фазой и безглинистых полимерных жидкостей 58
2.2.2 Особенности приготовления растворов с конденсированной твердой фазой (гидрогелей магния) 64
2.2.3 Разработка и исследование безглинистых полимерных жидкостей с конденсированной твердой фазой на основе комплексной соли - хлоркалий-электролита 67
2.2.4 Исследование ингибирующей способности растворов гидрогелей 76
2.3 Разработка составов солевых биополимерных растворов 81
2.3.1 Применение биополимерных жидкостей для бурения скважин 82
2.3.2 Исследование эффективности действия различных солей для приготовления солевых биополимерных растворов 86
2.4 Разработка и исследование технологических жидкостей для ремонта и освоения скважин на основе комплексной соли - хлоркалий- электролита 91
2.4.1 Разработка технологической жидкости и способа растепления скважин 91
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 92
3 Разработка и исследование новых рецептур технологических жидкостей для строительства и ремонта скважин 94
3.1 Разработка и исследование рецептур технологических жидкостей с использованием фурфурилового спирта 94
3.2 Разработка и исследование полимерглинистых растворов на основе реагентов марки «Праестол» 104
4. Применение и оценка влияния комплексной соли - хлоркалия-электролита в составах облегченных тампонажных растворов 118
4.1 Анализ применяемых облегченных тампонажных растворов 120
4.2 Требования, предъявляемые ктампонажным растворам 124
4.3 Анализ использования различных реагентов для регулирования технологических свойств тампонажных растворов 125
4.3.1 Анализ влияния различных солей на технологические свойства тампонажных растворов и сформированного камня 127
4.4 Сведения об алюмосиликатных полых микросферах 129
4.5 Разработка и результаты исследований облегченного тампонажного раствора 131
4.6 Исследование прочности цементного камня 134
4.6.1 Определение прочности образцов цементного камня ультразвуковым методом 135
4.7 Обработка результатов исследования с применением методики «полного факторного эксперимента» 138
4.8 Исследование структуры образцов цементного камня при помощи рентгенофазового анализа 143
Выводы по разделу 4 150
Основные выводы и рекомендации 151
Список использованных источников 153
Приложения 162
- Факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при строительстве, освоении, эксплуатации и ремонте скважин
- Обоснование необходимости использования комплексной соли - хлоркалий-электролита в составах технологических жидкостей
- Разработка и исследование рецептур технологических жидкостей с использованием фурфурилового спирта
- Анализ влияния различных солей на технологические свойства тампонажных растворов и сформированного камня
Введение к работе
Актуальность работы
На современном уровне развития техники и технологии при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин почти каждая скважинная операция требует применение технологических жидкостей, т.е. является технологически необходимой. При этом важным является правильный выбор типа жидкости, которая должна решать задачи безаварийной проводки скважин при бурении и сохранении фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при вскрытии, освоении и ремонте скважины.
Существующее многообразие разработанных жидкостей, и различных
^ их классификаций, способствует более правильному их выбору для
конкретной технологии, но не всегда в полной мере способствует качественному решению задач в силу достаточно широкого диапазона
^4 изменения геолого-технических условий.
г Отсутствие полных представлений о механизме взаимодействия
бурового раствора с горными породами в околоскважинной зоне является основной причиной того, что вопрос выбора, создания новых и совершенствования применяемых составов промывочных жидкостей остается по прежнему актуальным. Физико-химические процессы и явления, протекающие на границах раздела фаз «твердое тело - жидкость», «жидкость
^ - жидкость», «газ - жидкость» являются важнейшими и обязательными
факторами при разработке новых и совершенствовании уже применяемых жидкостей. При этом следует рассматривать процесс разработки состава бурового раствора как совокупность, определяемую двумя основными этапами: первый - разработка основы раствора, обладающей необходимыми свойствами по отношению к горным породам, такими как ингибирующая способность, гидрофобизация, совместимость с пластовыми жидкостями;
^ второй - изменение физико-механических параметров жидкости до
требуемого уровня, обеспечивающего безаварийный процесс бурения и освоения, за счет достижения необходимой плотности, реологических показателей, фильтрационных, тиксотропных и других свойств, учитывающих реальные режимы проведения работ.
Для решения проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств низкопродуктивных пластов разработано и апробировано множество технологических жидкостей, получены положительные результаты, однако из-за разнообразия геологических условий и особенностей строения и поведения коллекторов ни одна из них не имеет «абсолютную» или полную эффективность. Например, чистые жидкости (флюиды нефтяных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:
чистые рассолы не содержат частиц регулируемого размера, зачастую в них присутствуют твердые растворимые и нерастворимые частицы, способные проникать на значительную глубину и закупоривать поры пласта;
морская вода содержит бактерии и планктон, которые закупоривают пористую среду, кроме того высокая концентрация сульфатов в присутствии соединений кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислыми образованиями;
- при использовании различных по составу типов сырой нефти
выпадают тяжелые углеводороды в виде множества мелких частиц
(асфальтены и парафины), кольматирующие пласт;
- пресная вода резко ухудшает проницаемость терригенных
коллекторов даже с невысоким содержанием глинистого цемента.
При отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта, существует проблема совместимости жидкости и коллектора. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и породы коллектора, так и чистота химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей.
Цель работы - повышение качества работ при освоении, эксплуатации и ремонте низкодебитных нефтяных и газовых скважин разработкой многофункциональных технологических жидкостей и изолирующих композиций с улучшенными ингибирующими и изоляционными свойствами.
В соответствии с поставленной целью сформулированы следующие задачи исследований:
Анализ и совершенствование методов повышения ингибирующих свойств технологических жидкостей.
Исследование влияния разработанных технологических жидкостей на устойчивость стенок скважин.
Разработка рецептур технологических жидкостей на водной основе для вскрытия продуктивных пластов при бурении, освоении и ремонте скважин, обеспечивающих сохранение фильтрациошю-емкостных свойств низкопродуктивных коллекторов.
Исследование влияния поверхностно-активных свойств технологических жидкостей на изменение проницаемости низкопроницаемых коллекторов.
Разработка рекомендаций по применению разработанных рецептур и предварительная оценка эффективности их применения.
Объектом исследования являются процессы, происходящие на границе раздела фаз и оказывающие влияние на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и устойчивость стенок скважины, сложенных глиносодержащими породами.
Предметом исследований являются составы и свойства ингибированных буровых растворов, жидкостей глушения на основе калийсодержащих солей и ремонтно-изолирующие составы для
8 предотвращения флюидоперетоков по заколонному пространству эксплуатационных нефтяных и газовых скважин.
Методологической и теоретической основой исследований являются научные труды отечественных и зарубежных авторов в области строительства, эксплуатации и ремонта скважин, действующие отраслевые руководящие документы и методики определения параметров технологических жидкостей у нас в стране и за рубежом.
В работе использованы следующие методы исследований: метод сравнений и аналогий, метод экспертных оценок, метод регрессионного анализа при планировании лабораторных исследований и обработки результатов.
Информационная база исследований
В качестве информационных источников в работе использованы научные источники в виде сведений из книг, журнальных статей, научных докладов, материалов научных конференций и семинаров, статистические источники в виде материалов нефтегазодобывающих предприятий и научно-исследовательских институтов и результаты собственных расчетов и экспериментов.
Научная новизна:
Изучен и объяснен механизм гидрофобизации поверхности раздела на границе фаз «порода - раствор» за счет снижения поверхностного натяжения при введении в раствор фурфурилового спирта.
Уточнены особенности двойного действия полимеров марки «Праестол» различной концентрации, проявляющиеся в избирательной флокулирующей способности и способности к структурообразованию в дисперсных системах.
9 3. Установлен и объяснен эффект повышения прочности портланд-цементного камня и его сцепления с колонной, сформированного из облегченного тампонажного раствора, содержащего предлагаемую комплексную соль - заменитель хлористого калия.
Практическая значимость полученных результатов
Разработаны эффективные составы жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин, в том числе для их глушения, изолирующие составы, многофункциональные жидкости для специальных ремонтных работ, применение которых повышает качество работ.
Разработаны рекомендации по применению заменителя хлористого калия в виде химического продукта - «хлоркалий-электролит», которые реализованы в сертификате на его применение в качестве реагента для обработки буровых растворов и технологических жидкостей на территории РФ (№153.39ЛШ.245860.00560.10.03). Реагент внесен в отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли».
Разработанные рекомендации реализованы при составлении проекта на строительство поисковой скважины глубиной 2500 м на Полуньяхском месторождении (2004 г.).
Разработан РД по глушению газовых и газоконденсатных скважин (ООО «Ямбурггаздобыча», 2004 г.).
Разработан РД по глушению и растеплению газовых скважин Пунгинского ПХГ растворами на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз», 2006 г.).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); Всероссийской научно-технической
10
конференция «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы»
(Альметьевск, 2001); 3-ей Всероссийской научно-технической конференции,
посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового
университета «Моделирование технологических процессов бурения, добычи
и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных
технологий» (Тюмень, 2002); научно-технической конференции "Нефть и газ:
проблемы недропользования, добычи и транспортировки" посвященной 90-
летию со дня рождения В.И. Муравленко (Тюмень, 2002); Межрегиональной
молодежной научной конференции «Севергеоэкотех - 2002» (Ухта, 2002);
Международной научно-технической конференции «Проблемы развития
топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном
этапе», посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового
университета (Тюмень, 2003); научно-практической конференции
посвященной 60-летию Тюменской области «Перспективы
нефтегазоносное Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (Тюмень, 2004); VI конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2005).
Публикации
По теме диссертации опубликованы 41 печатные работы, в том числе: 32 статьи в сборниках трудов и реферируемых журналах, 7 методических указаний и 2 патента РФ на изобретения.
Факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при строительстве, освоении, эксплуатации и ремонте скважин
Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород в призабойнои зоне пласта (ПЗП) происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, цементировании, на стадии освоения скважины, при глушении и в процессах проведения ремонтных работ. Массообменные, осмос, теплообменные и другие процессы влияют на снижение проницаемости коллектора, что приводит к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом.
При этом, к основным причинам следует отнести использование несоответствующих геолого-физическим характеристикам пласта жидкостей, кольматации пор пород ПЗП твердыми частицами, и отложениями высокомолекулярных соединений, суффозионное разрушение пласта и последующая закупорка флюидопроводящих каналов матричным материалом пласта. Суммарный результат таких причин, как правило, приводит к значительному увеличению сроков освоения и необратимому снижению продуктивности скважин.
Известно, что основой ухудшения ФЕС ПЗП является снижение ее проницаемости вследствие проникновения частиц и фильтрата технологической жидкости, создания кольматирующей и блокирующей зон на пути движения пластового флюида. После этого термобарические и временные условия создают дополнительные причины за счет возникновения физико-химических и термохимических взаимодействий между природой пласта и чужеродным телом.
Изучение и более детальная классификация факторов, влияющих на изменение фильтрационно-емкостных свойств коллектора, позволит более целенаправленно осуществлять выбор типа технологической жидкости, уменьшая тем самым нежелательное воздействие на ПЗП. Пример классификации указанных факторов представлен на рисунке 1. Как следует из рисунка 1, все факторы можно разделить на три группы: механические, физико-химические и термохимические. Причем последние две группы следует считать как результат физического проникновения и фильтрации в пласт различных по составу жидкостей.
Важной причиной снижения продуктивности скважины является проникновение фильтрата технологической жидкости (жидкости глушения, бурового или цементного раствора). Глубина проникновения фильтрата в песчаники может составлять несколько метров. При длительном контакте жидкостей с пластом в нем происходят термохимические и физико-химические взаимодействия, интенсивность которых зависит от ряда показателей, среди которых значимыми являются показатель глинистости, природа минерализации и содержание в нефти парафинов и асфальтенов. Изменение минерализации поровой жидкости оказывает существенное влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде, которые «сужают» каналы, снижая тем самым их проницаемость. Вода в низкопроницаемом пласте может образовывать блокирующую преграду, которая препятствует течению нефти, что обусловлено поверхностными явлениями на границах «вода - нефть - порода». При статических температурах коллектора, полимеры, содержащиеся в фильтрате, могут деструктурироваться с образованием осадка. Растворы с высокой степенью минерализации и их фильтраты способны к взаимодействию с пластовыми водами, с образованием различных типов закупоривающих твердых осадков. Фильтрат цементного раствора, при взаимодействии с пластовыми водами, может образовывать осадки карбоната кальция, гидроксида или силиката кальция.
Наряду с проникновением фильтрата технологических жидкостей, аналогичное ухудшающее воздействие на ПЗП происходит как при прорыве посторонних минерализированных пластовых вод в продуктивный пласт, так и при прорыве вод, закачиваемых через водонагнетательные скважины.
Факторы, вызывающие загрязнение пласта твердыми частицами можно разделить на загрязнения твердой фазой буровых и тампонажных растворов, жидкостей глушения и других технологических жидкостей, а также загрязнение мелкодисперсными частицами при суффозии матричной породы-коллектора.
Глубина кольматации пористой среды ПЗП илообразными мелкодисперсными глинистыми частицами бурового раствора как при бурении, так и при капитальном ремонте скважин, в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1-20 мм [1].
Загрязнение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц матричной породы и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций может образовывать зону кольматации в приствольной зоне, радиусом до 1,5 м [2, 3].
Таким образом, зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, следует стремиться предотвратить их влияние, а когда объективно это сделать не удается, то максимально снизить негативный эффект.
Обоснование необходимости использования комплексной соли - хлоркалий-электролита в составах технологических жидкостей
Во всем мире наблюдается тенденция к использованию растворов с малым содержанием твердой фазы [1, 14, 24, 30-35]. Экономическая эффективность применения этих растворов характеризуется повышением скоростей бурения, сокращением непроизводительных работ на проработку ствола скважины и химическую обработку самой промывочной жидкости. Они отличаются более низкой стоимостью, возможностью регулирования свойств в широких пределах, исключают закупоривание перфорационных отверстий, менее экологически опасны. Применение безглинистых растворов при бурении также способствует улучшению качества крепления скважин.
Использование солевых добавок в составах технологических жидкостей в качестве противоморозных добавок, для регулирования плотности, и других свойств широко применяется при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин. Нередко, для придания жидкости необходимых свойств применяются комбинации, из нескольких солей или используются их комплексные соединения. Предложенная нами комплексная соль обладает высокой ингибирующей способностью, о чем свидетельствуют результаты лабораторных исследований, поэтому целесообразен вывод о перспективности использования данной соли при создании различных по назначению технологических жидкостей [36-40].
В лаборатории буровых растворов и специальных жидкостей ТюмГНГУ проведены исследования по разработке рецептур ингибированных составов технологических жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин.
Цель исследований заключается в отработке рецептур технологических жидкостей, обеспечивающих требуемые технологические свойства для качественной проводки скважин при бурении и сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при освоении и ремонте.
Исследования осуществлялись с применением комплекса физических, физико-химических и специальных методов в соответствии с действующими государственными стандартами, отраслевыми инструкциями, техническими условиями и руководящими документами [34, 41-43].
Физико-химические свойства буровых растворов и их фильтратов определяли по стандартным методикам. При исследовании буровых растворов измерялись следующие показатели свойств: Т - условная вязкость на приборе ВБР-1, с; р -плотность ареометром АБР-1, кг/м3; В - показатель водоотдачи на ВМ-6, см3/30 минут; Г) - пластическая вязкость на приборе ВСН-3, мПа с; То - динамическое напряжение сдвига на приборе ВСН-3, дПа; 1/10 статическое напряжение сдвига на приборе СНС-2, дПа; Ктр - коэффициент трения на приборе КТК-2. Исследования ингибирующей способности полимерных жидкостей с конденсированной твердой фазой, содержащих хлоркалий-электролит (комплексную соль), проводились на приборе Жигача-Ярова (рисунок 6) по методике, приведенной в методических указаниях [44].
Принцип работы прибора апробирован и достаточно прост. В цилиндр 5 между двумя бумажными фильтрами помещается проба глинопорошка 4. Проба уплотняется, после чего необходимо удостовериться в свободном движении поршня. Цилиндр 5 соединяется с крышкой 2, в которой устанавливается мессура 1 (индикатор часового типа ИЧ, ГОСТ 577 - 68). Стрелку индикатора с помощью винта устанавливают в нулевое положение, затем прибор помещается в стакан 3 с внешней дисперсионной средой (раствор или вода) заданной концентрации в расчетном количестве. Жидкость 8 через отверстия в поршне 7 и в дне цилиндра 9 поступает через фильтровальную бумагу к пробе глинопорошка, постепенно смачивая его.
Разработка и исследование рецептур технологических жидкостей с использованием фурфурилового спирта
Одно из направлений повышения качества вскрытия пласта, с целью максимального сохранения первичных его свойств - это создание гидрофобизирующих растворов, где в качестве понизителя поверхностного натяжения на границе «раствор - горная порода» рекомендуется фурфуриловый спирт. Благодаря своей дифильности фурфуриловый спирт адсорбируется на поверхности глинистых минералов, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой) и вместе с тем обеспечивающий фазовую проницаемость для углеводородных жидкостей и газов.
Известны кальциевые растворы, содержащие, кроме глины, воды, нефти, утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности, специальные ингибирующие вещества [58].
Наиболее близким к предлагаемой рецептуре является раствор на основе комплексной соли [60], содержащий глинопорошок, КССБ, КМЦ, комплексную соль и воду. Данный раствор обладает ингибирующими свойствами по отношению к разбуриваемым глинистым породам, которые в его среде меньше гидратируются и слабее набухают, что особенно актуально при разбуривании месторождений Западной Сибири, в разрезах которых преобладают глинистые и глиносодержащие породы (до 99 %) [61, 62].
Однако недостатком большинства известных рецептур является повышенный расход реагентов и многокомпонентность растворов, что делает процесс приготовления более трудоемким.
Поэтому задачей, на решение которой направлена разработка, является создание раствора обладающего ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами по отношению к разбуриваемым породам и повышение технологичности его приготовления. Поставленная задача решается за счет достижения положительного результата при введении в раствор фурфурилового спирта, обеспечивающего создание гидрофобного барьера, препятствующего контактированию глин с дисперсионной средой раствора. Кроме того, облегчается процесс его приготовления за счет сокращения компонентного состава бурового раствора и количества реагентов.
В предлагаемой рецептуре результат достигается за счет того, что в известном буровом растворе, содержащем бентонит, КМЦ-600, КССБ, комплексную соль, последние два реагента, заменяются на фурфуриловый спирт.
В результате рекомендуемый раствор содержит следующие ингредиенты, мас.%: Бентонит 5 - 8 КМЦ 0,5-1 Фурфуриловый спирт 0,1 - 1 Вода остальное
Известны перспективные для ингибирования глинистых пород гидрофобизирующие растворы, которые содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород: кремнийорганические соединения или соли высших жирных (или нафтановых) кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой) [34].
Аналогичной дифильностью обладает фурфуриловый спирт, который в водной среде образует трехмерный «полимер» [63].
Поэтому для получения высокоингибированного бурового раствора заменяют два основных компонента в известном растворе на один -фурфуриловый спирт.
Это позволяет улучшить ингибирующий эффект при разбуривании глиносодержащих пород, сократить компонентный состав бурового раствора, улучшить технологические параметры за счет уменьшения значений структурно-реологических показателей. Раствор приготавливают путем смешивания компонентов. Сведения о компонентном составе следующие: Бентонит - Черкасский бентонитовый глинопорошок, марки Б-1, выпускаемый Черкасским заводом по ГОСТ 25795.
КМЦ-600 - высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза [58]. Фурфуриловый спирт относится к гетероциклическим соединениям, известным как фураны и состоит из ненасыщенного кольца четырех атомов углерода и одного атома кислорода. Реагент не содержит взвешенных частиц, полностью растворим в воде и органических растворителях. Температура кипения 171 С. Массовая доля спирта не менее 98,5 %. Фурфуриловый спирт получают каталитическим гидратированием технического фурфурола при 7,5-10 МПа или газофазным гидрированием при низком давлении. В обоих процессах используют катализатор. Молекулярная масса (по международным атомным массам 1971 г.)-98,10 [64].
Пример приготовления раствора для верхнего (максимального) предела содержания компонентов.
Для приготовления 1000 г раствора смешивают 950 г воды и 50 г бентонита, затем глинистую суспензию обрабатывают КМЦ (20 г), фурфуриловым спиртом (10 г), при необходимости регулирования реологических свойств вводится 0,3 г НТФ (нитрилтриметилфосфоновая кислота).
Анализ влияния различных солей на технологические свойства тампонажных растворов и сформированного камня
Уже довольно долгое время в качестве добавок к тампонажным растворам применяют соли [73-75, 77, 78]. Такие добавки способствуют увеличению прочностных характеристик формирующегося за колонной цементного камня и повышению качества цементирования обсадных колонн при строительстве скважин. При этом целесообразно как усовершенствование известных и применяемых на производстве рецептур, так и создание новых, с улучшенными технологическими свойствами.
Наибольшее применение в качестве реагентов-ускорителей для тампонажных растворов получили серийно выпускаемые хлориды натрия, кальция и калия. Оптимальное количество добавляемого хлорида кальция, как и других реагентов ускорителей, в значительной степени зависит от минералогического состава цемента, вида и количества минеральных добавок, тонкости помола и других факторов. Как в строительстве, так и при креплении низкотемпературных скважин в основном используют хлорид кальция. Ввод ускорителей схватывания оказывает значительное влияние на качество цементного камня при длительном твердении. Поэтому при выборе ускорителя схватывания необходимо учитывать условия и продолжительность службы цементируемой обсадной колонны.
Хлориды натрия, кальция и калия повышают растворимость исходного вяжущего, увеличивают степень пересыщения раствора, благодаря чему ускоряются процессы твердения. Следует отметить, что эти добавки не понижают щелочность раствора, т.е. они являются солями сильных оснований.
Хлорид кальция в малых количествах понижает растворимость вяжущих. Его действие ускорителя твердения, по-видимому, обусловлено тем, что он увеличивает скорость кристаллизации новообразований из раствора.
Хлориды кальция, натрия, калия не обладают токсичными свойствами. Хлорид кальция - это первая из известных добавок, используемая в качестве ускорителя сроков схватывания. Документально подтвержденные данные его использования приходятся на 1873 г. До 1900 г. было опубликовано всего 7 работ, касающихся этой добавки. Позже число публикаций возросло. Основные предпосылки, которые объясняют ускоряющее действие хлорида кальция на гидратацию портландцементов следующие: - взаимодействие хлорида кальция с алюминатами и железосодержащими фазами с образованием гидрохлоралюминатов и гидрохлоралюмоферритов, что сокращает сроки схватывания цемента. - ускорение гидратации трехкальциевого алюмината; - образование двойной соли при повышенном содержании СаСЬ. - хлорид кальция, не реагируя с компонентами цемента, оказывает на них лишь каталитическое действие. - к упрочнению приводит коагуляция, и возможно, полимеризация гидросиликатов, ускоряющиеся в присутствии хлорида кальция.
Водоотделение растворов тем больше, чем больше на структурообразующее влияние ионов кальция и натрия накладывается влияние разжижающего действия ионов хлора.
Ускорение сроков схватывания под действием электролитов некоторыми исследователями объясняется коагуляционным действием за счет изменения двойного электрического слоя. Так, например, У.С. Аяпов считает, что главная причина ускорения сроков схватывания при введении электролитов - это повышение концентрации коагулирующих катионов солей.
По мнению П.А. Ребиндера [7], электролиты влияют на растворимость новообразований, а следовательно, на пересыщение и кинетику кристаллизации, либо непосредственно участвуют в химическом процессе гидратации с возникновением новых высоконасыщенных комплексных гидратов, образование которых интенсифицирует диспергирование и ускоряет твердение.
Алюмосиликатные полые микросферы, входящие в предложенный раствор, выпускаются по ТУ 21-22-37-94 и представляют собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 30-350 мкм. Химический состав оболочки микросфер, мае. %: Si02 50-60; А1203 25-35; Fe203 1,8-2,0; СаО 1-5; MgO 0,5-1,5; Na20 0,3-0,5; К20 0,2-2,9. Алюмосиликатные микросферы получают из водной суспензии золы тепловой электростанции, используют при производстве теплоизоляционных материалов.
Они относятся к облегчающим добавкам из промышленных отходов, которые образуются в составе золы уноса при сжигании углей на ТЭС. Зола уноса (шлак) после сжигания углей откачивается по трубопроводам в специально отведенные котлованы, заполненные водой (озера). Здесь и происходит разделение легких и тяжелых фракций. Легкие частицы плотностью 400-700 кг/м3 всплывают на поверхности озера. Это и есть микросферы - уникальный материал, который вот уже более 30 лет используется в различных отраслях промышленности. Этому способствует совокупность уникальных свойств микросфер: низкая плотность, малые размеры, сферическая форма, высокая твердость и температура плавления, химическая инертность.
