что такое вязкость бурового раствора
Свойства бурового раствора
Свойства бурового раствора имеют решающее значение при бурении.
Раствор, на протяжении всего бурения контролируется специальной службой. В процессе бурения раствор обрабатывается для поддержания заданных свойств.
Если плотность будет меньше заданной, уменьшится вес столба жидкости на забой, в связи с этим возможно ГНВП (газонефтеводопроявление).
Увеличение плотности сверх заданной, увеличит вес столба жидкости на забой, что в свою очередь может привести к разрыву пласта, поглощению раствора.
Вязкость влияет на способность выноса продуктов бурения от забоя.
Фильтрационные свойства влияют на стойкость стенок скважины к обваливанию и на способность бурового раствора впитываться в породу.
Удельная теплоемкость — количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один градус. Единица измерения — Дж/(кг∙°С)
Коэффициент теплопроводности – удельный тепловой поток, направленный по нормали к изотермической поверхности при градиенте температур, равном 1° на 1 м длины вдоль теплового потока.
Термический коэффициент объемного расширения — величина, характеризующая изменение объема бурового раствора с изменением температуры при постоянном внешнем давлении и определяемая относительным изменением объема при нагревании на 1К, отнесенного к объему бурового раствора при данной температуре.
Термический коэффициент давления — величина, характеризующая изменения давления постоянного объема бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на 1К, отнесенного к давлению при данной температуре.
Условная вязкость — величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку. Единица измерения – с
Пластическая вязкость — величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига, при увеличении скорости сдвига, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой. Единица измерения — Па∙с
Динамическое напряжение сдвига — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора. Единица измерения — Па
Эффективная вязкость — величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового (цементного) раствора. Единица измерения – Па∙с
Статическое напряжение сдвига — величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время. Также можно описать, как касательное напряжение сдвига, соответствующее началу разрушения структуры бурового раствора, находящегося в покое определенное время. Единица измерения – Па
Коэффициент коллоидальности твердой фазы — величина, равная отношению показателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показателю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.
Показатель коллоидальности твердой фазы — величина, косвенно характеризующая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.
Показатель консистенции — коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоростей при течении бурового раствора. Единица измерения – Па
Показатель неньютоновского поведения — показатель степени функции, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.
Касательное напряжение сдвига — величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига. Единица измерения – Па
Показатель седиментации — величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.
Показатель фильтрации — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – см 3
Толщина фильтрационной корки — величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время. Единица измерения – мм
Удельное электрическое сопротивление — сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току. Единица измерения – Ом
Нарпяжение электропробоя — величина, косвенно характеризующая стабильность пробоя буровых растворов на углеводородной основе, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор. Единица измерения – В
Показатель минерализации — величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.
Водородный показатель — величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрицательному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода
Щелочность — объединенная способность основания, измеряемая максимальным количеством эквивалентов кислоты, с которой оно вступает в реакцию и образует соль. В анализах воды она представляет карбонаты, бикарбонаты, гидроокислы, а иногда силикаты и фосфаты в воде. Определяется титрованием со стандартной кислотой до определенных точек.
Основные свойства буровых растворов
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:
Вязкость
Высокая вязкость требуется для:
Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:
Плотность
Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.
Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:
Водоотдача
Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.
Химические свойства
Химические свойства влияют на:
Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.
Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.
Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.
Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;
Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.
Измерения (химические анализы фильтрата):
pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.
Содержание твердой фазы
Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).
Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.
Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:
Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.
Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.
Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.
Измерительные приборы и измерения:
Заполнение журнала по буровому раствору
Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.
© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.
Что такое вязкость бурового раствора
Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.
Под технологическими свойствами буровых растворов следует понимать влияние промывочных средств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.
Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.
Понятие «буровые растворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных, аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства. Термин « буровой раствор» стали применять вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость».
Тампонажные растворы применяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин».
Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.
Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.
Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Технологические функции бурового раствора
Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.
Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.
1 Гидродинамические функции осуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:
— в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;
— в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);
— в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);
— в охлаждении долота в процессе бурения.
2 Гидростатические функции осуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:
— удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;
— создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;
— уменьшение нагрузки на талевую систему.
3 Функции, связанные с процессом коркообразования
Буровой раствор, представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкой среде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порах фильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступление раствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чего происходит кольматация (закупоривание) стенок скважины, называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:
— уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;
— сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;
— уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.
4 Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:
— сохранение связности пород, образующих стенки скважины;
— предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;
— сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;
— сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;
— улучшение буримости твердых пород.
К прочим функциям бурового раствора относятся:
— установление геологического разреза скважины (по составу шлама);
— сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.
Коллоидно-химические свойства буровых растворов
Буровые растворы представляют собой физико-химические системы, состоящие из двух или более фаз. Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентами поверхности раздела, называются гомогенными (истинные растворы). Системы, между фазами которых существуют реальные поверхности раздела, называются гетерогенными. К ним относится большинство буровых и тампонажных растворов.
Дисперсной фазой дисперсионной системы называется вещество, мелко раздробленной и равномерно распределенное в другом веществе, получившем название дисперсионной среды. И фаза, и среда могут быть твердыми, жидкими и газообразными. Буровые и тампонажные растворы относятся к полидисперсным системам, т.е. имеющим частицы дисперсной фазы различных размеров.
Из грубодисперсных систем в качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости.
Суспензии – мутные жидкости с находящимися в них во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Эти частицы под влиянием силы тяжести оседают, т.е. седиментируют.
Аэрированной жидкостью называют многофазную систему, содержащую дисперсную фазу в виде пузырьков воздуха. Если воздух играет роль среды, то такие жидкости называются пенами.
Основные свойства дисперсных систем
Из всех дисперсных систем наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к буровым растворам, коллоидные системы. По молекулярно-кинетической теории внутреннее сцепление тел обусловлено силами взаимодействия молекул. Внутри тела (жидкости) эти силы уравновешены. Силы притяжения молекул, расположенных на поверхности раздела двух фаз, не уравновешены. В результате избытка сил притяжения со стороны жидкости молекулы с границы раздела стремятся втянуться внутрь, поэтому поверхность раздела стремится к уменьшению. В связи с этим поверхностные молекулы на разделе фаз обладают некоторой некомпенсированной избыточной энергией, называемой поверхностной. Поверхностное натяжение можно представить как работу образования 1м2 поверхности (Дж/м2). Таким образом, ПАВ – это вещества, понижающие поверхностное натяжение.
Большое значение в характеристике дисперсных систем имеет явление смачиваемости. Смачивание жидкостью твердого тела можно рассматривать как результат действия сил поверхностного натяжения. Она характеризуется величиной краевого угла.
Различают кинетическую (седиментационную) и агрегативную устойчивости. Кинетическая обеспечивается седиментацией и броуновским движением, а агрегативная определяет способность частиц дисперсной фазы не слипаться. По агрегативному состоянию и механическим свойствам различают свободно-дисперсные (или бесструктурные) и связно-дисперсные (структурированные) системы. Первые отличаются подвижностью и не оказывают сопротивления сдвигу. Связнодисперсная система получила название «геля» и отличается наличием сплошной пространственной структуры. Она обладает вязкостью, пластичностью, прочностью, упругостью и т.п.
Коагуляция- укрупнение (слипание, слияние) частиц дисперсной фазы под действием молекулярных сил сцепления или сил тяжести.
Флокуляция – слипание гидрофобных минеральных частиц в хлопья. Гидрофобная коагуляция характеризуется полным расслоением дисперсной системы на жидкую и твердую фазы.
Структурообразование – это способность коллоидных частиц в неподвижном растворе слипаться по краям и образовывать сотообразную структуру, заполняющую весь объем раствора.
Основные параметры буровых растворов
Плотность (ρ, г/см3) – это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.
Условная вязкость (Т, сек) – величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.
Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.
Коэффициент трения (Ктр) – величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.
Толщина фильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.
Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.
Материалы для приготовления буровых растворов
Глинистые минералы состоят из мельчайших плоских кристалликов-пластинок, между которыми проникают молекулы воды. Это и есть процесс распускания глины.
Натрий и кальций, не входящие в состав кристаллической решетки глинистых минералов, содержатся в поверхностном слое частиц глины. Поверхность глинистой частицы заряжена отрицательно, в то время как катионы натрия и кальция образуют «облако» в некотором отдалении от поверхности глины. Появление такого отрицательного заряда при распускании глины в воде является одной из причин устойчивости глинистых суспензий. По наименованию этих катионов, обеспечивающих защиту частиц от слипания, глины называют натриевыми и кальциевыми.
Вторым материалом для приготовления буровых растворов является органо-минеральное сырье (ОМС). Это природный материал, представляющий собой донные илистые органогенные отложения водоемов. На основе ОМС сначала готовится сапропелевая паста (вода + ОМС + каус-тическая сода), затем раствор (путем разбавления водой на буровой).
Химические реагенты для обработки буровых растворов
Реагенты–стабилизаторы представляют собой высокомолекулярные органические вещества, высокогидрофильные, хорошо растворимые в воде с образованием вязких растворов. Механизм действия заключается в адсорбции на поверхности коллоидных частиц и гидрофилизации последних.
Реагенты-стабилизаторы 1-ой группы используют как понизители фильтрации, 2-ой группы – понизители вязкости (разжижители). Чем больше молекулярная масса, тем эффективнее реагент. Когда структура молекулы представлена переплетающимися цепочками, реагент является понизителем фильтрации, но вязкость при этом повышается. Глобулярная форма молекулы присуща реагентам второй группы.
Крахмальный реагент получают путем гидролиза в щелочной среде. Он является понизителем фильтрации соленасыщенных буровых растворов.
2 Реагент, связывающий двухвалентные катионы
Двухвалентные катионы находятся в пластовых водах и разбуриваемых породах и, поступая в буровой раствор, ухудшают его качество. Источником Са++ является цемент (при разбуривании цементного стакана после установки цементного моста). Для связывания ионов кальция применяют углекислый натрий (кальцинированную соду).
Са SО4 + Nа2CO3 = СаСО3 + Nа2 SО4
Вместо ионов Са++ в растворе образуется нерастворимый углекислый кальций.
3 Регуляторы щелочности
По мере увеличения щелочности скорость распускания глины и ОМС сначала возрастает, а затем уменьшается. Большинство применяемых реагентов-стабилизаторов имеют рН 9-13. Суспензия глины имеет рН 7-8. Величина оптимальной щелочности – 9-11.
Едкий натр (гидрат окиси натрия, каустическая сода).
4 Смазочные добавки
В основе смазывающего действия, уменьшающего трение, лежит адсорбционный эффект. Действие реагента как смазывающей добавки зависит от его способности адсорбироваться на металле и сопротивляться выдавливанию при сближении трущихся поверхностей деталей инструмента. Смазки применяют для снижения трения между бурильными трубами и фильтрационной коркой при вращении.
Смазки ЗГВ-205, АКС-303, СК, нефть и др.
Если пена находится на поверхности, она сама быстро разрушается, если она внутри жидкости, только наиболее крупные пузыри способны всплыть, преодолевая прочность структуры. Но при перемешивании пузырьки встречаются в глубине и слабая поверхностная пленка, из которой ПАВ вытеснил пенообразователь, не может противостоять слиянию пузырьков. Они увеличиваются в размерах, всплывают и лопаются.
Вспененный раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.
Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось ранее), АКС-20.
6 Утяжелители буровых растворов
Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.
Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит.
Выбор типа бурового раствора для бурения скважин
Наличие соленосных пород в геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.
Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).
Соленосные комплексы бурят тремя типами растворов:
— соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
-соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;
— соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.
Межсолевые и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.
Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами.
Часть 2 Тампонажные растворы (ТР)
Для извлечения нефти надо создать долговечный устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки нефти или газа надо разобщить пласты горных пород и закрепить стенки скважины.
При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.
С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.
Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованием тампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой.
По виду тампонирование делят на:
— технологическое, выполняемое в процессе сооружения скважины;
— ликвидационное, проводимое для ликвидации скважины после выполнения целевого назначения.
Функции тампонажного раствора и камня обусловлены целью тампонирования и в зависимости от этого к исходному тампонажному раствору предъявляются различные требования.
Требования к тампонажному раствору
1 Технического характера:
— способность проникать в любые поры и микротрещины;
— хорошая сцепляемость с обсадными трубами и горными породами;
— восприимчивость к обработке с целью регулирования свойств;
— отсутствие взаимодействия с тампонируемыми породами и пластовыми водами;
— устойчивость к размывающему действию подземных вод;
— стабильность при повышенных температуре и давлении;
— отсутствие усадки с образованием трещин при твердении.
2 Технологического характера:
— хорошая прокачиваемость буровыми насосами;
— небольшие сопротивления при движении;
— малая чувствительность к перемешиванию;
— возможность комбинирования с другим раствором;
— хорошая смываемость с технологического оборудования;
— легкая разбуриваемость камня.
3 Экономического характера:
— сырье должно быть недефицитным и недорогим;
— не влиять отрицательно на окружающую среду.
Классификация тампонажных растворов
В зависимости от вяжущей основы ТР делятся:
— растворы на основе органических веществ (синтетические смолы).
Жидкая основа ТР – вода, реже – углеводородная жидкость.
В зависимости от температуры 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;
— тяжелые – больше 20,20 г/см3.
По срокам схватывания делят на:
— быстро схватывающиеся – до 40 мин;
— ускоренно схватывающиеся – 40 мин- 1час 20 мин;
— медленно схватывающиеся – больше 2 час.
Основные технологические параметры ТР
Цементным тестом называется смесь цемента с водой. Цемент перед испытанием просеивается через сито 80 мкм.
Водо-цементное отношение – В/Ц – отношение объема воды к весу цемента.
Тесто готовится вручную в сферической чаше в течение 3 минут или на специальных мешалках 5 минут.
Растекаемость, см – определяет текучесть (подвижность) цементного раствора.
Плотность, г/см3 – отношение массы цементного раствора к его объему.
Фильтрация или водоотдача, см3 за 30мин – величина, определяемая объемом жидкости затворения, отфильтрованной за 30 минут при пропускании цементного раствора через бумажный фильтр ограниченной площади под давлением 1 атм.
Седиментационная устойчивость цементного раствора – определяется водоотделением, т.е. максимальным количеством воды, способным выделиться из цементного раствора в результате процесса седиментации.
Требования к тампонажному камню
Достаточная механическая прочность.
Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.
Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.
Сохранение объема при твердении и упрочнении.
Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.
Измеряемые характеристики тампонажного камня:
— прочность на изгиб и сжатие;
— объемные изменения при твердении.
Материалы для приготовления тампонажных растворов
на неорганической основе : вяжущие- цементы, гипс, известь;
на органической основе: синтетические смолы, битумы, латексы;
жидкости затворения: пресная вода, минерализованная вода, углеводородные жидкости;
добавки, регулирующие плотность растворов, придания им закупоривающих свойств (наполнители), снижения стоимости;
материалы для регулирования сроков схватывания и реологических характеристик (реагенты).
Утяжелители для тампонажных растворов
Предупреждение осложнений при цементировании достигается регулированием противодавления на пласты, что может быть обеспечено применением тампонажных растворов с увеличенной плотностью. Для этого необходимо повышать плотность дисперсионной среды или твердой фазы. Распространен второй способ, при котором утяжеление достигается:
совместным помолом клинкера и утяжеляющих добавок;
увеличением окиси железа в портландцементе.
Реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов
Ускорители сроков схватывания: это в основном электролиты и такие вяжущие, как гипс и глиноземистый цемент. Самый распространенный – хлористый кальций. Хлористый калий, силикат натрия, хлорид натрия, кальцинированная сода и др.
Пластификаторы – применяют для повышения текучести растворов. ССБ, ГКЖ, ПЛС, С-4 и др.
Понизители фильтрации (водоотдачи) – являются стабилизаторами дисперсных систем и поэтому снижают фильтрацию. Бентонитовая глина, ПАА, декстрин, КМЦ, ПВТ-ТР и др.