Министерствообразования и науки Российской ФедерацииМосковский Государственный
ОткрытыйУниверситет
Курсоваяработа на
Тему:«Буровые и тампонажные растворы»
Москва 2010
Содержание
Введение
Часть 1. Буровые растворы
Технологические функции бурового раствора
Коллоидно-химические свойства буровых растворов
Основные свойства дисперсных систем
Основные параметры буровых растворов
Материалы для приготовления буровых растворов
Химические реагенты для обработки буровых растворов
Выбор типа бурового раствора для бурения скважин
Часть 2.Тампонажные растворы
Требования к тампонажному раствору
Классификация тампонажных растворов
Основные технологические параметры
Требования к тампонажному камню
Материалы для приготовления тампонажных растворов
Утяжелители для тампонажных растворов
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Рост технологических показателейглубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологиипромывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологическихсвойств.
Под технологическимисвойствами буровых растворов следует понимать влияние промывочныхсредств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола изабоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами,снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте сглинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов,содержащих нефть и газ.
Технологические свойствабуровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот,забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб идругого подземного бурового оборудования.
Понятие «буровыерастворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных, аэрированныхсред, имеющих различные составы и свойства. Термин « буровой раствор» сталиприменять вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор»,«промывочная жидкость».
Тампонажныерастворыприменяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также приремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способныпревращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качествевяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтомув учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином«цементирование скважин».
Цементирование скважин — наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работобуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи приих выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть допотери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко являетсяединственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных игазовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти и газа в другие пласты,имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.
Как показывает практика,качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажныхрастворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения изнаний обслуживающего персонала.
Знание основфизико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемыхразличными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважиныи пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым ицементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.
Часть 1 БУРОВЫЕРАСТВОРЫ
Технологическиефункции бурового раствора
Буровой раствор впроцессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чемсложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давлениегаза и нефти в разбуриваемых горизонтах.
Процесс буренияпредставляет собой совокупность различных операций, определяющих технологиюпроходки скважины, поэтому функции называются технологическими.
1 Гидродинамическиефункцииосуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:
— в выносе выбуреннойпороды (шлама) из скважины;
— в переносе энергии отнасосов к забойным двигателям (турбобурам);
— в размыве породы назабое скважины (гидромониторный эффект);
— в охлаждении долота впроцессе бурения.
2 Гидростатическиефункцииосуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:
— созданиегидростатического равновесия в системе ствол скважины — пласт;
— удержание частицвыбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращениициркуляции бурового раствора;
— созданиегидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированнымиили пластичными породами;
— уменьшение нагрузки наталевую систему.
3 Функции, связанные спроцессом коркообразования
Буровой раствор,представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкойсреде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порахфильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступлениераствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чегопроисходит кольматация (закупоривание) стенок скважины,называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:
— уменьшениепроницаемости пористых стенок скважины;
— сохранение или усилениесвязности слабосцементированных пород;
— уменьшение трениябурильных и обсадных труб о стенки скважин.
4 Физико-химическиефункции заключаютсяв добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессебурения скважины, которые принято называть химической обработкой.К этим функциям относятся:
— сохранение связностипород, образующих стенки скважины;
— предохранение буровогооборудования от коррозии и абразивного износа;
— сохранениепроницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;
— сохранение необходимыххарактеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;
— улучшение буримоститвердых пород.
К прочим функциямбурового раствора относятся:
— установлениегеологического разреза скважины (по составу шлама);
— сохранение теплового режимамноголетнемерзлых пород.
Коллоидно-химическиесвойства буровых растворов
Буровые растворыпредставляют собой физико-химические системы, состоящие из двух или более фаз.Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентамиповерхности раздела, называются гомогенными (истинные растворы).Системы, между фазами которых существуют реальные поверхности раздела,называются гетерогенными. К ним относится большинство буровых итампонажных растворов.
Дисперсной фазой дисперсионной системы называетсявещество, мелко раздробленной и равномерно распределенное в другом веществе,получившем название дисперсионной среды. И фаза, и среда могутбыть твердыми, жидкими и газообразными. Буровые и тампонажные растворыотносятся к полидисперсным системам, т.е. имеющим частицыдисперсной фазы различных размеров.
Степень дисперсностичастиц характеризуется дисперсностью, Д -величиной,обратной поперечному размеру частицы, d(см-1). Чем выше дисперсность, тем большеобщая поверхность раздела фаз.
По степени дисперсностисистемы делятся на высокодисперсные (коллоидные) и грубодисперсные. Размерколлоидных частиц находится в пределах 1х10-5 — 1х10-8 см.
Из грубодисперсных системв качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированныежидкости.
Суспензии – мутные жидкости с находящимися вних во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Эти частицы подвлиянием силы тяжести оседают, т.е. седиментируют.
Эмульсии – многофазные жидкие системы, вкоторых в одной жидкости находятся во взвешенном состоянии мельчайшие капелькидругой жидкости. Эти системы неустойчивые. Эмульсии могут существовать толькопри наличии ПАВ — поверхностно-активных веществ (эмульгаторов).Они разрушаются в результате процесса коалисценции, т.е.укрупнения частиц дисперсной фазы при слиянии между собой.
Аэрированнойжидкостьюназывают многофазную систему, содержащую дисперсную фазу в виде пузырьковвоздуха. Если воздух играет роль среды, то такие жидкости называются пенами.
Основныесвойства дисперсных систем
Из всех дисперсных системнаиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к буровым растворам,коллоидные системы. По молекулярно-кинетической теории внутреннее сцепление телобусловлено силами взаимодействия молекул. Внутри тела (жидкости) эти силыуравновешены. Силы притяжения молекул, расположенных на поверхности разделадвух фаз, не уравновешены. В результате избытка сил притяжения со стороныжидкости молекулы с границы раздела стремятся втянуться внутрь, поэтомуповерхность раздела стремится к уменьшению. В связи с этим поверхностныемолекулы на разделе фаз обладают некоторой некомпенсированной избыточнойэнергией, называемой поверхностной. Поверхностное натяжениеможно представить как работу образования 1м2 поверхности (Дж/м2).Таким образом, ПАВ – это вещества, понижающие поверхностное натяжение.
Большое значение вхарактеристике дисперсных систем имеет явление смачиваемости.Смачивание жидкостью твердого тела можно рассматривать как результат действиясил поверхностного натяжения. Она характеризуется величиной краевого угла.
Если дисперсионной средойявляется вода, то системы называются гидрофильными, если масло — гидрофобными.Первые относительно устойчивы, т.е. стабильны во времени, а вторыехарактеризуются слабым молекулярным взаимодействием, поэтому не стабильны.
Различают кинетическую(седиментационную) и агрегативную устойчивости. Кинетическаяобеспечивается седиментацией и броуновским движением, а агрегативная определяетспособность частиц дисперсной фазы не слипаться. По агрегативному состоянию имеханическим свойствам различают свободно-дисперсные (или бесструктурные) исвязно-дисперсные (структурированные) системы. Первые отличаются подвижностью ине оказывают сопротивления сдвигу. Связнодисперсная система получила название «геля»и отличается наличием сплошной пространственной структуры. Она обладаетвязкостью, пластичностью, прочностью, упругостью и т.п.
Пространственнаяструктура геля при механическом воздействии разрушается. Гель превращается в «золь»(жидкую дисперсную систему). В состоянии покоя структуравосстанавливается. Процесс, связанный с созданием и разрушениемпространственной структуры, получил название тиксотропии.Тиксотропность — одна из важнейших характеристик буровых растворов.
Коагуляция — укрупнение (слипание, слияние)частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил сцепления или силтяжести.
Флокуляция – слипание гидрофобных минеральныхчастиц в хлопья. Гидрофобная коагуляция характеризуется полным расслоениемдисперсной системы на жидкую и твердую фазы.
Дисперсностьскоагулированной коллоидной системы можно восстановить, добавляя пептизаторы.Пептизация — обратный процесс коагуляции.
Структурообразование – это способность коллоидных частицв неподвижном растворе слипаться по краям и образовывать сотообразнуюструктуру, заполняющую весь объем раствора.
Диспергирование — способ приготовления дисперсныхсистем.
Дисперсные системыобладают способность течь. Наука о деформации и течении тел называется реологией,а свойства тел, связанные с течением и деформацией — реологическими.
Основныепараметры буровых растворов
Плотность (ρ, г/см3) – этоотношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истиннуюплотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразнуюфазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.
Условная вязкость (Т, сек) – величина, определяемаявременем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствораи характеризующая подвижность бурового раствора.
Статическоенапряжение сдвига(СНС, мгс/см2) — величина, определяемая минимальным касательнымнапряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры буровогораствора в покое. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры иинтенсивность упрочнения ее во времени.
Фильтрация (Ф, см3/30 мин) — величина, определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за 30 минутпри пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.
Показатель фильтрациикосвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться черезстенки ствола скважины.
Коэффициент трения (Ктр) – величина, определяемаяотношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в средебурового раствора к прилагаемой нагрузке.
Коэффициентвспенивания — это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объемуисходного раствора.
Толщинафильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровыванияжидкой фазы бурового раствора через пористую систему.
Концентрацияводородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность буровогораствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.
Материалыдля приготовления буровых растворов
Для приготовлениябурового раствора на водной основе необходим материал, создающий дисперсную фазу.Этим материалом является глина. Существует много разновидностей глин.Химический состав разнообразен, но общим является содержание окиси кремния (кремнезем)и окиси алюминия (глинозем), а также некоторое количество воды.Состав глины условно записывается: хА12О3. уSiО2. zН2О (водный алюмосиликат).Минералы глинистых пород: монтмориллонит, гидрослюда, палыгорскит, каолинит.
Глинистые минералысостоят из мельчайших плоских кристалликов-пластинок, между которыми проникаютмолекулы воды. Это и есть процесс распускания глины.
Натрий и кальций, невходящие в состав кристаллической решетки глинистых минералов, содержатся вповерхностном слое частиц глины. Поверхность глинистой частицы заряженаотрицательно, в то время как катионы натрия и кальция образуют «облако» внекотором отдалении от поверхности глины. Появление такого отрицательногозаряда при распускании глины в воде является одной из причин устойчивостиглинистых суспензий. По наименованию этих катионов, обеспечивающих защитучастиц от слипания, глины называют натриевыми и кальциевыми.
Различие в содержании коллоидныхчастиц сводится к различию в расходе глины на приготовление раствора. Чем болеевысокодисперсна глина, тем меньше ее расход. Для сравнения глин принятахарактеристика -выход глинистого раствора. Выход — этообъем глинистого раствора вязкостью 25-30 с, получаемый из 1 т глинопорошка.Наибольший выход глинистого раствора получают из бентонитовых глин. Ксолестойким относят палыгорскитовые глины.
Вторым материалом дляприготовления буровых растворов является органо-минеральное сырье (ОМС).Это природный материал, представляющий собой донные илистые органогенныеотложения водоемов. На основе ОМС сначала готовится сапропелевая паста (вода +ОМС + каус-тическая сода), затем раствор (путем разбавления водой на буровой).
Химическиереагенты для обработки буровых растворов
1Реагенты–стабилизаторы
Реагенты–стабилизаторыпредставляют собой высокомолекулярные органические вещества,высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов.Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц игидрофилизации последних.
Реагенты-стабилизаторы1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизителивязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент.Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагентявляется понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярнаяформа молекулы присуща реагентам второй группы.
Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочнойсреде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.
Крахмальный реагент«Фито-РК» -модифицированный водораство-римый реагент.
Лигнопол — полимерный реагент, продукттермической сополимеризации акрилового полимера (полиакрилонитрила — ПАН) слигносульфонатами (ССБ). Применяется как понизитель фильтрации пресных исоленасыщенных буровых растворов.
Сульфит-спиртоваябарда (ССБ)является отходом при получении целлюлозы сульфатным способом. Эффективноснижает вязкость и СНС соленасыщенных буровых растворов, стабилизированныхкрахмальным реагентом. Недостаток — пенообразующая способность.
2 Реагент, связывающийдвухвалентные катионы
Двухвалентные катионынаходятся в пластовых водах и разбуриваемых породах и, поступая в буровойраствор, ухудшают его качество. Источником Са++ является цемент (приразбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Длясвязывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированнуюсоду).
Са SО4 + Nа2CO3 = СаСО3 + Nа2 SО4
Вместо ионов Са++в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.
3 Регуляторыщелочности
По мере увеличениящелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затемуменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13.Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.
Едкий натр (гидратокиси натрия, каустическая сода).
4 Смазочные добавки
В основе смазывающегодействия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагентакак смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле исопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталейинструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами ифильтрационной коркой при вращении.
Смазки ЗГВ-205,АКС-303, СК, нефть и др.
5 Пеногасители
Пеногасители относятся кПАВ. Состоят из двух компонентов — собственно ПАВ и носителя, в котором ПАВрастворено. Носитель -органический растворитель, обладающий высокой подвижностью.Основной принцип механизма пеногашения сводится к тому, что ПАВ обладаетвысокой адсорбционной способностью. Границей раздела фаз, на которойадсорбируется пеногаситель, является поверхность пузырька, образующего пену, иповерхность коллоидной частицы. Пеногаситель вытесняетреагент-пенообразователь.
Если пена находится наповерхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, тольконаиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Нопри перемешивании пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка,из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слияниюпузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.
Вспененный растворобладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшаетсяработа насосов.
Пеногасители:оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось ранее), АКС-20.
6 Утяжелители буровыхрастворов
Основным средствомповышения плотности является применение утяжелителей — измельченных в порошок тяжелыхминералов. Однако при их добавке увеличивается содержание твердой фазы,вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.
Основная характеристикаутяжелителя — плотность: чем она выше, тем меньше его расход, тем слабее его ухудшающеевлияние на подвижность раствора.
Степень дисперсностиутяжелителя называется тонкостью помола.
Утяжелители: мел,доломит, барит, гематит, магнетит.
Выбор типа буровогораствора для бурения скважин
Наличие соленосных породв геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условноеподразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую,нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимоиспользовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора являетсяодним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяетноменклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.
Надсоль бурят преснымсапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом(более 2000 м).
Соленосные комплексыбурят тремя типами растворов:
— соленасыщенным глинистым,обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
-соленасыщеннымсапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
— соленасыщеннымглинистым, обработанным Лигнополом.
Межсолевые и подсолевыеотложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевымраствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным,который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложенияне перекрывались колонной.
Буровые растворы длявскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами.
Часть 2 Тампонажныерастворы (ТР)
Для извлечения нефти надосоздать долговечный устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт срезервуарами. Для транспортировки нефти или газа надо разобщить пласты горныхпород и закрепить стенки скважины.
При креплении скважинприменяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают впробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называютсяобсадными.
С целью разобщения пластовв обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийсяв ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетнуювысоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубноепространство называется процессом цементирования скважины.
Тампонажные растворы –это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования.Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованиемтампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой иливязко-пластичной системой.
По виду тампонированиеделят на:
— технологическое,выполняемое в процессе сооружения скважины;
— ликвидационное,проводимое для ликвидации скважины после выполнения целевого назначения.
Функции тампонажногораствора и камня обусловлены целью тампонирования и в зависимости от этого кисходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.
Требования ктампонажному раствору
1 Техническогохарактера:
— хорошая текучесть;
— способность проникать влюбые поры и микротрещины;
— отсутствиеседиментации;
— хорошая сцепляемость собсадными трубами и горными породами;
— восприимчивость кобработке с целью регулирования свойств;
— отсутствиевзаимодействия с тампонируемыми породами и пластовыми водами;
— устойчивость кразмывающему действию подземных вод;
— стабильность при повышенныхтемпературе и давлении;
— отсутствие усадки собразованием трещин при твердении.
2 Технологическогохарактера:
— хорошая прокачиваемостьбуровыми насосами;
— небольшие сопротивленияпри движении;
— малая чувствительностьк перемешиванию;
— возможностькомбинирования с другим раствором;
— хорошая смываемость стехнологического оборудования;
— легкая разбуриваемостькамня.
3 Экономическогохарактера:
— сырье должно быть недефицитными недорогим;
— не влиять отрицательнона окружающую среду.
Классификациятампонажных растворов
В зависимости от вяжущейосновы ТР делятся:
— растворы на основеорганических веществ (синтетические смолы).
Жидкая основа ТР – вода,реже – углеводородная жидкость.
В зависимости оттемпературы испытания применяют:
— цемент для «холодных»скважин с температурой испытания 22оС;
— цемент для «горячих»скважин с температурой испытания – 75оС.
По плотности ТР делят на:
— легкие – до 1,3 г/см3
— облегченные – 1,3 –1,75 г/см3;
— нормальные – 1,75 -1,95г/см3;
— утяжеленные – 1,95-2,20 г/см3;
— тяжелые – больше 20,20г/см3.
По срокам схватыванияделят на:
— быстро схватывающиеся –до 40 мин;
— ускоренносхватывающиеся – 40 мин- 1час 20 мин;
— нормально схватывающиеся- 1час 20мин – 2 час;
— медленно схватывающиеся– больше 2 час.
Основныетехнологические параметры ТР
Цементным тестомназывается смесь цемента с водой. Цемент передиспытанием просеивается через сито 80 мкм.
Водо-цементноеотношение – В/Ц– отношение объема воды к весу цемента.
Тесто готовится вручную всферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.
1. Растекаемость, см – определяет текучесть (подвижность)цементного раствора.
2. Плотность, г/см3 – отношение массы цементногораствора к его объему.
3. Фильтрация или водоотдача, см3за 30мин –величина, определяемая объемом жидкости затворения, отфильтрованной за 30 минутпри пропускании цементного раствора через бумажный фильтр ограниченной площадипод давлением 1 атм.
4. Седиментационная устойчивостьцементного раствора – определяется водоотделением, т.е. максимальным количеством воды,способным выделиться из цементного раствора в результате процесса седиментации.
5. Время загустевания (час — мин,начало-конец) –время потери текучести.
6. Сроки схватывания (час — мин,начало-конец) –определят время перехода цементного раствора в твердое состояние цементногокамня.
Требования ктампонажному камню
1. Достаточная механическая прочность.
2. Непроницаемость для бурового раствора,пластовых вод и газа.
3. Стойкость к коррозионному воздействиюпластовых вод.
4. Температурная стойкость.
5. Сохранение объема при твердении иупрочнении.
6. Минимальная экзотермия.
Уровень требований кпараметрам зависит от цели тампонирования.
Измеряемые характеристикитампонажного камня:
— прочность на изгиб исжатие;
— проницаемость;
— коррозионные свойства;
— объемные изменения притвердении.
Материалы дляприготовления тампонажных растворов
· на неорганическойоснове: вяжущие- цементы, гипс, известь;
· на органическойоснове: синтетические смолы, битумы, латексы;
· жидкостизатворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;
· добавки,регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств(наполнители), снижения стоимости;
· материалы длярегулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).
Утяжелители длятампонажных растворов
Предупреждение осложненийпри цементировании достигается регулированием противодавления на пласты, чтоможет быть обеспечено применением тампонажных растворов с увеличеннойплотностью. Для этого необходимо повышать плотность дисперсионной среды илитвердой фазы. Распространен второй способ, при котором утяжеление достигается:
· введениемутяжелителей;
· совместнымпомолом клинкера и утяжеляющих добавок;
· увеличением окисижелеза в портландцементе.
Реагенты длярегулирования свойств тампонажных растворов
Ускорители сроковсхватывания: этов основном электролиты и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Самыйраспространенный – хлористый кальций. Хлористый калий, силикат натрия, хлориднатрия, кальцинированная сода и др.
Замедлители сроковсхватывания:используют в растворах для цементирования глубоких и высокотемпературныхскважин. Применяют электролиты и органические вещества. Большинствозамедлителей — это гидрофобизирующие поверхностно-активные вещества.Лигносульфонаты различных типов: ССБ, КССБ, окзил, ФХЛС и др.; борная кислота,виннокаменная кислота и т.д.
Пластификаторы – применяют для повышения текучестирастворов. ССБ, ГКЖ, ПЛС, С-4 и др.
Понизителифильтрации (водоотдачи) – являются стабилизаторами дисперсных систем и поэтому снижаютфильтрацию. Бентонитовая глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР и др.
Пеногасители – НЧК, АКС-20ПГ и др.
Литература
1.Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении — М.: Недра,1976.
2.Городнов В.Д. Буровые растворы. — М.: Недра, 1985.
3.Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. – М.:Недра, 1987.
4.Башлык С.М. и др. Лабораторный практикум по основамгидравлики и промывочным жидкостям. — М.: Недра, 1982.