Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Другие виды ТР. Нефтецементные растворы.





Особое место среди ТР занимают нефтеце­ментные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топ­лива. Основные преимущества таких растворов — несхватываемость при отсутствии воды и высокая прочность камня вслед­ствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20 – 25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу — дизельное топливо, керосин и др.). вступает во взаимодействие с водой, образуя прочный камень.

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и ка­мень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего отмыва нефтепро­дукта применяют высокодействующие поверхностно-активные вещества: кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, димеру, асидол, нафтенат кальция. Менее де­фицитен крезол, используемый нефтяной промыш­ленностью в качестве селективного растворителя.

Повышенное содержание нефтепродукта и ПАВ делает смесь более подвижной, длительное хранение нефтецементного ра­створа с дизельным топливом в присутствии кубового остатка (КОС) снижает растекаемость смеси. Количество нефтепро­дукта принимают обычно равным 40 — 50 % от массы цемента.

Крезол по воздействию на нефтецементные растворы не­сколько отличается от кубового остатка, хотя во многом их свойства совпадают. При добавлении до 1 % крезола под­вижность нефтецементного раствора возрастает, при больших количествах — снижается. В течение 1—8 ч хранения крезол способствует некоторому увеличению подвижности раствора. В процессе продолжительного хранения раствора (до 5 мес) наблюдается незначительное расслоение раствора и выделение нефтепродукта. В присутствии крезола подвижность нефтецементных растворов с увеличением температуры увеличивается. При смешении с горячей водой эти растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30—35 % воды смесь освобождается от 90—95 % нефтепродукта, превращаясь в гус­тую массу и затем в камень.

Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 2000 С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20 % нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 1200 С и давлении 30 МПа и схватываются за 20 – 30 минут.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси (БСС) для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствии воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель – схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и др. В отдельных случаях в нефтецементные растворы можно вводить наполнители (песок, глина), улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.

Как обычные (водные), так и нефтецементные растворы проникают в пласты только по трещинам и практически не проникают в поры пластов.

Частично схватывающая нефтецементная масса интенсивно разрушается при действии на нее серной кислоты. Последняя реагируя с нефтепродуктом вытесняет его и получив доступ к цементным частицам, вступает с ним во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев с выделением газа, образуется двухводный гипс, сульфоалюминат кальция и др. Возникновение этих соединений сопровождаются значительным увеличением объема цементной массы, и способствует ее быстрому разрушению.

Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10 – 25 % концентрации. Интенсивность разрушения их зависит от количества воды, прореагировавший с цементом, концентрации кислоты и условий проходящая реакции.

Солянокислотные обработки могут быть применены в скважинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтяным. У последних разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произойдет интенсивно, у водяных пластов, где повышенно количество воды, должен образоваться количественный тампон.

Полимерные растворы.

Полимерные ТР имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ: небольшую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость в пористых средах, отсутствие проницаемости ТК, высокие прочность и стойкость к агрессии ТК. Из большого числа полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее широко применяются водорастворимые смолы. Однако следует отметить, что более перспективными являются водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины и в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, благодаря чему сохраняются исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора.

Тампонажная смесь СКМ-19. Смесь СКМ-19 разработана на основе мочевиноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверждаемой 30 %-ным водным раствором хлористого натрия. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное время происходит потеря текучести, а затем интенсивное отверждение смолы и быстрое нарастание прочности ТК.

Для улучшения тампонажной способности в смесь рекомендуется вводить наполнители: опилки, кордное волокно, резиновую крошку и др. При разбавлении смеси минерализованной водой в соотношениях 1: 1 и 1: 2 сроки схватывания увеличиваются соответственно на 10 и 40 %, при этом прочность ТК значительно снижается, однако остается удовлетворительной для прикрытия поглощающих каналов.

Тампонажная смесь ТС-ФА. Эта смесь приготовляется на основе водонерастворимого фурфуролацетонового мономера (мономер ФА), отверждаемого 30 %-ным водным раствором хлорного железа. Термостойкость мономера ФА превышает 200° С, плотность 1090-1100 кг/м3. При хранение до 1 года он почти не изменяет свои свойства и не теряет способность отверждению. При температуре выше 140° С следует учитывать влияние избыточного давления на сроки схватывания смеси.

Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целесообразного вводить в него до 10 % наполнителей (кордного волокна) при этом следует корректировать сроки схватывания до заданных значений, так как некоторые наполнители оказывают замедляющее действие на отверждение смеси ТС-ФА. Поэтому при вводе в смесь наполнителя количество отвердителя увеличивают.

Правильность выбора полимерной смолы для конкретных горно-геологических условий в значительной степени определяет эффект тампонирования. Используемые для тампонирования горных пород синтетические смолы должны обладать: достаточным сцеплением (адгезией) с породой в присутствии воды; активным взаимодействием непосредственно с минеральными частицами, обеспечивающим сохранение и рост силы связей в системе горная порода — полимер; способностью к отверждению при заданном температурном режиме в пределах от 5 до 10000 С и при повышенной влажности; способностью растворяться и диспергировать в воде; стойкостью после отверждения; низкой стоимостью.

Кроме того, одним из показателей качества полимерной смолы является усадка тампонажного раствора. При большой усадке раствора происходит отрыв отвердевшего раствора от породы, ухудшаются прочностные и водоизоляционные свойства пород и массива, горных пород.

Смеси на основе латексов. Во ВНИИБТ разработаны тампонажные смеси на основе малоконцентрированых латексов (СКМС-30АРК, ДВХБ-70, ДВМП-ЮХ и СПС-30ИКХП) с содержанием 25 – 30 % сухого вещества. Эти латексы коагулируют в водном растворе хлористого кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Перед использованием для повышения структурообразования в мало концентрированные латексы (МКЛ) вводят 0,5 – 1% порошкообразной КМЦ при круговой циркуляции латекса. Если КМЦ в виде раствора, то следует вводить 10 % к объему латекса 5 – 7 %-ного раствора КМЦ. Структурирование латексов способствует более равномерному распределению в них наполнителей (опилок, кордное волокно, резиновая крошка и др.), оптимальная добавка которых составляет 100 – 120 кг на 1 м3латекса.

Отверждаемый глинистый раствор. Этот тампонажный раствор разработан во в ВНИИКР-нефти, имеет плотность, близкую плотности бурового раствора, в результате чего снижается интенсивность его разбавления в процессе закачивания в зону поглощения. Кроме того, при разбуривании моста буровой раствор не теряет своих свойств и может быть использован при дальнейшем бурении скважин. Отверждаемый глинистый раствор (ОГР) содержит 58 – 65 % объемных долей глинистого раствора плотностью 1100-1400 кг/м3, 10 – 16 % формалина и 25 – 26 % состава ТС-10. Для приготовления раствора используют формалин, содержащий формальдегида не менее 30 % объемных долей. ОГР имеют высокую седиментационную устойчивость, фильтрат способен отверждаться, а тампонажный камень имеет небольшую проницаемость.

При использовании ОГР в скважинах с температурой 50 – 80° С весь формалин или часть его заменяет уротропином.

 

Тампонажные пасты.

Тампонажные пасты готовят на глинистой основе или на основе неорганических вяжущих веществ. Пасты на глинистой основе представляют собой высоковязкие тампоны, которые применяют для проведения тампонажных работ по снижению интенсивности поглощения с последующим закачиванием БСС или как самостоятельные изолирующие смеси при низкой интенсивности поглощения. Пасты на основе неорганических вяжущих веществ являются твердеющими и со временем превращаются в тампонажный камень достаточной прочности. Ниже описаны пасты, наиболее широко применяющиеся при изоляционных работах.

Вязкая тампонажная паста (ВТП.). П аста ВТП обладает повышенной пластической прочностью, приготовляется с помощью цементировочного агрегата. ВТП применяется для изоляции мелких поглощающих каналов, для оценки поглощающей способности скважины и выбора последующего направления ведения изоляционных работ и для определения возможности перехода на промывку скважин глинистым раствором.

Гипаноглинистая паста (ГГП). Получается при смешивании глинистого раствора, приготовленного на 15 – 20 % -ном растворе хлорида кальция, с раствором гипана 8 – 10 % -ной концентрации. В раствор добавляют наполнитель из расчета 20 – 30 кг на 1 м раствора. На буровой смесь готовят с применением двух ЦА. В емкости первого агрегата готовят минерализованный буровой раствор с наполнителем, а в емкости второго заливают гипан. Агрегат с буровым раствором начинает закачивание первым, а затем оба агрегата одновременно закачивают равные объемы компонентов смеси в скважину через тройник. Смесь продавливается в зону поглощения при закрытом превенторе, при этом в стволе оставляется столб смеси, превышающий мощность пласта не менее чем на 10 м. На 4 – 6 м3 гипана расходуется 5 – 6м бурового раствора и 100 – 150 кг наполнителя. Термостойкость смеси до 180 °С.

Полиакриламидглинистая паста (ПГП). Паста ПГП образуется при смешивании 1% -ного раствора полиакриамида с минерализованным глинистым раствором в соотношении 1:3. Вязкость глинистого раствора должна быть не более 45 с по СПБ-5. Компоненты смеси с помощью двух ЦА подаются в тройник, а затем по колонне бурильных труб нагнетаются в зону поглощения.

Соляроцементная паста (ПТЦ). Паста ПТЦ получается при смешивании в тройнике-смесителе цементного раствора на водной основе плотностью 1800 кг/м3 и соляроцементного раствора плотностью 1200 – 1450 кг/м3. При смешивании указанных растворов в соотношении 0,6:1,3 получают пасты с пластической прочностью 1,8 – 2 кПа, а при смешивании в соотношении 0,5:0,9 пластическая прочность достигает 5 кПа. Сроки схватывания смеси регулируются добавками хлористого кальция. Соотношение объемов исходных растворов контролируется по их одновременному расходу.

Цементоглинистая паста (ПТЦГ). Паста ПТЦГ приготовляется путем смешивания в тройнике-смесителе цементного раствора на водной основе и соляроглинистого раствора. Плотность цементного раствора 1840 кг/м, а растекаемость 18-20 см, плотность соляроглинистого раствора 1240-1260 кг/м. Сроки схватывания ПТЦГ регулируются добавлением ускорителей схватывания:

Начальная пластическая прочность тампонажной пасты зависит от соотношения объемов перемешиваемых растворов и плотности соляроглинистых растворов. Увеличение содержания бурового раствора, как и рост его плотности, приводит к повышению пластической прочности. Хорошую прокачиваемость по бурильным трубам и высокую эффективность при тампонировании зон интенсивных поглощений имеют пасты с начальной пластической прочностью 1,8 – 2,5 кПа.

Глиноцементная паста с сернокислым глиноземом (ГЦПСГ). Эта паста представляет собой нерастекающуюся массу, которая при перемешивании приобретает пластическую прочность 0,8 – 8,3 кПа. После прекращения перемешивания прочность структуры интенсивно растет. Смесь рекомендуется при поглощениях свыше 20 – 30 м /ч. При большей интенсивности поглощения рекомендуется периодически прекращать закачивание продавочной жидкости на 10 – 15 мин после начала поступления смеси в пласт.

Глиноцементная паста с полиакриламидом (ГЦПААА). Эта паста представляет собой высокоструктурированную нерастекаемую тампонажную смесь плотностью 1330 – 1400 кг/м3 с высокой пластической прочностью. Смесь получают непосредственно в скважине при одновременной подаче в соотношении 1:1 цементного раствора плотностью 1500 кг/м, затворенного на водном растворе полиакриламида концентрации 0,25 – 03 %, и глинистого раствора с условной вязкостью 45 с по СПВ-5. Цементный раствор подается в бурильные трубы, а глинистый раствор – в затрубное пространство.

Метасоцементная паста (МЦП ). Паста МЦП получается путем ввода водно-щелочного раствора метаса концентрации 10 – 15 % в цементную суспензию приготовленного на водном растворе хлористого кальция.

При растекаемости цементного раствора более 19 см по конусу АзНИИ в смесь следует вводить 2 % глинопорошка от массы сухого цемента или наполнителя. Приготовляют МЦП следующим образом. В емкость первого ЦА наливают воду и растворяют в ней кальцинированную соду, после чего засыпают туда метас и растворяют его посредством круговой циркуляции, периодически замеряя вязкость водно-щелочного раствора. По достижении необходимой вязкости циркуляцию прекращают. Цементный раствор затворяют на водном растворе хлористого кальция во втором ЦА и закачивают его в бурильные трубы одновременно с закачиваем щелочного раствора метаса.

Гипаноцементная паста (ГЦП). Паста ГЦП образуется путем смешивания цементного раствора, приготовленного на водном растворе хлористого кальция, с цементным раствором, содержащим раствор гипана 10 %-ной концентрации, при следующем соотношении компонентов в масс, ч.: портландцемент 100, гипан 0,7 – 1, хлорид кальция 3 – 5, вода 50 – 60.

Следует учитывать, что при введении гипана в цементный раствор, содержащий более 2 % хлористого кальция, могут возникнуть затруднения вследствие образования в растворе отдельных полимерных сгустков.

Полиакриламидцементная паста (ПААЦП). Эта паста приготовляется путем смешивания цементной суспензии на водном растворе полиакриламида и цементной суспензии на основе водного раствора хлористого кальция. ПААЦП можно также приготовить на основе гидролизованного полиакриламида путем впрыскивания водно-щелочного раствора ПАА 2,5 – 3 % -ной концентрации в цементную суспензию на водном растворе хлористого кальция при следующем соотношении компонентов в масс, ч.: портландцемент 100, ПАА (основное вещество) 0,05 – 0,2, сода кальцинированная 0,012 – 0,05, хлористый кальций 3,5 – 5, вода 45 – 50. Содовый компонент повышает активность ПАА и закупоривающие свойства пасты. При необходимости в пасты ПААЦП и ГЦПААЦП можно добавить до 1 – 2 % наполнителей.

Магнезиальная полиакриламидцементная паста (МПААЦП ). Эта паста получается путем впрыскивания раствора ПАА 2,5 – 3 %-ной концентрации в магнезиальную суспензию, приготовленную на растворе хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов в масс. ч.: портландцемент 100, каустический магнезит 5 – 10, ПАА 0,15 – 0,2, хлористый кальций 3,5 – 5, вода 45 – 50.

Основная литература – 1 [205-227], 6 [225-243].

Дополнительная литература – 10 [148-151].

Контрольные вопросы:

  1. Назовите преимущества нефтецементных растворов.
  2. Что используют в качестве армирующих добавок в дисперсно-армированных ТЦ?
  3. Назовите преимущества эпоксидных смол в составе ТМ.
  4. Сколько % гипана содержит гипаноглинистая паста?
  5. Что добавляют для регулирования сроков схватывания соляроцементной пасты?

 







Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.