Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

Гель-растворы это одна из новых разработок в области буровых растворов, которая обещает стать успешным средством для обеспечения устойчивости стенок скважины в осложненных условиях бурения. Учитывая, что одним из самых распространенных осложнений на месторождениях Западной Сибири являются - осыпи и обвалы стенок скважины, то применение данного типа промывочной жидкости особенно актуально.

При расчетах смет расходов на бурения принято использовать цены 1991 г., следовательно, ниже расчеты производятся с поправкой на этот год.

Сравнительные данные по капитальным затратам сведены в табл. 6.9.

Таблица 6.9 - Сравнительный анализ затрат

Показатель	Полимерглистый	Показатель	Гель-раствор
	На СКВ.		На СКВ.
	Стоимость на 1 кг., руб.	Потреб-ность, кг.	Стоимость, руб.		Стоимость на 1 кг., руб.	Потребность, кг.	Стоимость, руб.
Материалы
Глинопоро-шки	2,70	7322	19769	Крахмал	7,36	5437	40016
Сайпан	78,00	146	11388	Каустическая сода	13,89	900	12501
Габроил - HV	134,09	57	7608	Жидкое стекло	2,19	1440	3154
НТФ	160,00	14	2235	Поваренная соль	1,932	2235	4318
ФК-2000	38,00	833	31654	Сернокислый алюминий	0,828	440	364
Кальцинир. сода	6,94	31	218	Вода
Бентонит АНИ	8,99	7064	63500	Глинопоро-шки	2,70	7322	19769
ХВ-Полимер	415,12	706	293242	Гипан	35,8	300	10740
Экопак SL/r	151,54	2119	321143	-	-	-	-
ИКСИН	172,33	353	60865	-	-	-	-
ИКСТАВ	183,54	177	32412	-	-	-	-
NaOH	13,89	353	4905	-	-	-	-
ИКБАК	180,37	177	31853	-	-	-	-
ИКЛУБ	101,09	366	36949	-	-	-	-
ИККАРБ	6,12	39547	242175	-	-	-	-
Приготовление и утилизация
Приготовление	819390,7	Приготовление	805503,9
Утилизация	2458172,054	Утилизация	2416511,8
Итого	4437478,7	Итого	3312877,7

Поскольку данный раствор увеличивает устойчивость стенок скважины, то соответственно уменьшается опасность посадок и затяжек и снижаются затраты на простои и ликвидацию аварий и осложнений. Кроме того, уменьшаются временные затраты на сооружение скважины в целом.

Таблица 6.9 - Оценка эффективности использования

Показатель	Сумма, руб.
Снижение затрат на простои, проработку и промывку	1138569,5
Снижение затрат на ликвидацию аварий	1638781,4
Итого	2777350,8

Поскольку не на каждой скважине происходят аварии из-за неустойчивости стенок скважины, то берется фиксированное значение от сметной стоимости скважины: 1% = 3562568,194.

Оценка эффективности по формуле (6.25) будет проводиться как отношение чистой прибыли к общим затратам на данный канал.

Тогда:

Эабс=( 4437478,7+ 2777350,8 -( 3312877,7)/ 3312877,7 =1,18 руб./руб..

Ток = 1/ Эабс = 0,8 года.

Коэффициент экономической эффективности имеет среднестатистическое - 1,18, кроме того, предлагаемый буровой раствор позволит уменьшить время на строительство скважины.

7. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Изучение параметров гель-раствора для бурения неустойчивых горных пород

При строительстве скважин в условиях неустойчивых горных пород и солесодержащих пород к буровому раствору предъявляются более высокие требования. Он должен обладать ингибирующими и инкапсулирующими свойствами. В связи с этим разработка таких систем имеет очень большое значение.

Одним из направлений стабилизации глинистых отложений является создание новых композиций, предотвращающих диспергирование глины и укрепляющих ее. При строительстве скважин в солесодержащих и неустойчивых глинистых породах предлагается промывочная жидкость, в состав которой входят: крахмал, каустическая сода, жидкое стекло, поваренная соль, сернокислый алюминий. Жидкое стекло в составе бурового раствора для стабилизации глинистых отложений использовалось и ранее. Главным затруднением при его использовании является гидратная структура полимеров гидрата кремнезема, которая активно взаимодействует с различными полимерами. Большая часть известных полимеров ускоряет и усиливает процессы полимеризации гидрата кремнезема, другие реагенты сами неустойчивы в растворах полимеризованного гидрата кремнезема, и при их контакте происходит их выделение в отдельную фазу, то есть высаливание. Технологические осложнения буровых растворов, содержащих жидкое стекло, ограничивают их применение.

Задача предотвращения диспергирования глины при контакте бурового раствора с осыпающейся глиной сводится к поиску соединений, способных эффективно деполимеризовать полимерный гидрат кремнезема в составе жидкого стекла. Такое сочетание позволит получить высокоэффективный буровой раствор и обеспечить стабилизацию глины в контакте с ним. Разрушение глины можно предотвратить путем создания гидратного полимера, способного скрепить частицы глины между собой. Одним из таких гидратных полимеров является полимерный гидрат кремнезема или глинозема. Приготовление промывочного гель-раствора требует строго определенного порядка ведения компонентов. Хорошая совместимость компонентов позволяет иметь систему, параметры которой отвечают условиям бурения скважины (табл. 7.1).

Таблица 7.1 - Композиционный состав промывочного гель-раствора

№	Рецептура	Параметры растворов
		с, кг/м3	В, с	Ф, см3/30 мин.	СНС, дПа	Толщ. корки, мм	рН	Сут. отстой	С, кг/м3
1	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема	1220	36	9	10/13	1	6	4	0,01
2	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+10% глинозема	1240	40	7,5	8/12	пленка	4-5	0	0,0
3	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+15% глинозема	1270	44	6	2/4	пленка	3	0	0,0
4	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+20% глинозема	1290	48	4	1/3	пленка	3	0	0,0
5	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+25% глинозема	1310	52	3,5	0/4	пленка	3	0	0,0
6	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl	1200	18	12	0/1	пленка	10	-	-
7	1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+5% глинозема	1070	84	23	41/45	3	7	-	-

Данная композиция была получена экспериментальным путем. Введение в оптимальных количествах соли сернокислого алюминия позволило получить стабильную гелеобразную систему достаточного удельного веса, лишенную твердой фазы, и дающую кислую реакцию, в результате которой исключается пептизация и растворение выбуренных глинистых и галогенных пород и тем самым облегчается их удаление из промывочной жидкости на поверхности. Анализ данных табл. 7.1 показывает обоснованность применения очищенного глинозема.

Таблица 7.2 - Влияние различных добавок на параметры гель-раствора

№	Рецептура	Параметры растворов
		с, кг/м3	В, с	Ф, см3/30 мин.	СНС, дПа	Толщ. корки мм	рН	Сут. отстой	С, кг/м3
1	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема	1220	36	9	10/13	1	6	4	0,01
2	Раствор №1+10% бентонитовой глины	1290	64	8,5	36/41	2	8	5	0,01
3	Раствор №1+10% константиновской глины	1260	50	18	6/9	2	6	7	0,01
4	Раствор №1+10% гипса	1260	32	6	6/9	0,5	7	12	0,02
5	Раствор №1+10% аскангеля	1270	40	5	3/5	0,5	6	24	0,05
6	Раствор №1+10% константиновской глины + 5% гипса	1280	44	7	5/10	пленка	6	8	0,02

Примечание: вода артезианская, плотность - 1010 кг/м3

В случае отсутствия глинозема (вариант 6) насыщение раствора поваренной солью вызывает потерю структуры и снижение вязкости. Среда дает щелочную реакцию рН=10. В случае отсутствия соли добавка глинозема, являющегося полиэлектролитом, вызывает резкое повышение структурных параметров - вязкости и СНС и увеличение показателя фильтрации. При этом имеет место незначительное образование геля за счет реакции замещения глинозема со щелочью. Только присутствие очищенного глинозема и поваренной соли в указанных количествах, в присутствии реагентов-стабилизаторов, позволяет получить оптимальный вариант 1.

Таблица 7.3 - Регулирование свойств промывочной жидкости добавками различного назначения

№	Рецептура	Параметры растворов
		с, кг/м3	В, с	Ф, см3/30 мин.	СНС, дПа	Толщ. корки мм	рН	Сут. отстой	С, кг/м3
1	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема	1280	32	9	4/6	пленка	6	8	0,01
2	Раствор №1+10% бентонитовой глины	1270	40	6	1/4	0,5	5	10	0,01
3	Раствор №1+10% константиновской глины	1310	36	4	1/3	1	6	оседание глины	оседание глины
4	Раствор №1+10% гипса	1260	44	12	9/18	2	5	6	0,02
5	Раствор №1+10% аскангеля	1290	76	5	10/11	1	5	6	0,02

Реагент-стабилизатор состояния глины в стволе скважины должен действовать в два этапа в процессе взаимодействия глины с водой. Первым этапом является всасывание глиной воды вторым этапом, лимитирующим процесс разрушения глины, является диспергирование гидратированных частиц глины. Нейтрализации процессов, происходящих на первом этапе, можно достичь, если создавать в водной структуре глины раствор внедрения углеводородов или углеводородных фрагментов какого-либо соединения. Это позволяет снизить скорость поступления воды в глину и повысить прочность структуры глины. Образование раствора внедрения в связанной воде глины гидрофобизирует ее. При соблюдении гидравлической программы бурения это предотвращает образование сальников, не дает возможности глинистому шламу диспергировать и переходить в раствор. Вторым важным этапом во взаимодействии воды с глиной является диспергирование частиц глины. Данный этап наступает после прохождения процессов набухания ее силикагелевой оболочки и формирования гидратной воды. Добиться нейтрализации последствий от прохождения этого этапа можно только лишь путем создания в глине или с глиной нового гидратного полимера, способного скрепить частицы глины между собой.

Повышение прочности структуры по сравнению с вариантом 6 достигнуто за счет гелеобразования, вызванного гидролизом хлоридов алюминия, образующихся в результате реакции обмена сернокислой соли с поваренной солью в водной среде. Гелеобразование приводит также к уменьшению количества свободной воды, то есть понижению фильтрации. Гель представляет собой студенистую аморфную массу молочно-белого цвета. Замечено, что при длительном состоянии покоя от геля отделяется вода, как и у глинистого раствора, но плотного осадка не образуется. Фильтрат раствора имеет кислую среду.

Как видно из табл. 7.1, с увеличением содержания глинозема уменьшается водоотдача, но при этом ухудшаются реологические свойства. Регулирование свойств промывочной жидкости может быть достигнуто добавкой в раствор глинистых и неглинистых материалов (барита, гипса, аскангеля, палыгорскита, бентонита). Исследования проводились на пресной и минерализованной артезианской воде (табл. 7.2, 7.3).

Результаты экспериментов показали, что реологические и фильтрационные свойства раствора в значительной степени зависят от вида наполнителя и состава воды. Если в гель-растворах, приготовленных на пресной воде, например, бентонитовая глина повышает прочность структуры, а аскан-гель значительно снижает СНС и водоотдачу, то в гель-растворах, приготовленных на минерализованной хлормагниевой воде, наоборот, бентонит уменьшает, а аскан-гель увеличивает СНС, сохраняя низкими значения водоотдачи. Опыты проводились на артезианской воде следующего состава: CI-- 49,02%, SO4-- 0,27%, СО3-нет, НСО3- - 5,6%, Ca++- 5,68%, Мg++ -18,3%, Na++K+- 26,02%.

Содержание глинозема обеспечивает получение стабильной системы с высокими ингибирующими свойствами по отношению к пластовой глине и глинистым породам.

Лабораторные исследования стойкости образцов к пластовой глине и соли в предлагаемых растворах показали высокое ингибирующее действие жидкости. Например, многодневная выдержка образов в растворе с периодическим прогревом до 90 - 95 °С не нарушила их целостности: образцы сохранили форму, размеры и вес. Характерно, что поверхность образца глины покрылась тонкой гелеобразной защитной пленкой, очевидно, явившейся результатом обменного процесса и образования полурастворимого коллоида - AI(OH)3 и инертной соли CaSO4. Образцы пластовой соли в насыщенном водном растворе поваренной соли за то же самое время выдержки полностью разрушились.

Таблица 7.4 - Глиноемокость засолоненного гель-раствора

№	Рецептура	Параметры растворов
		с, кг/м3	Т, с	В, см3/30 мин.	СНС, дПа	Толщ. корки мм	рН
1	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема	1220	36	9	10/13	1	6
2	Раствор №1+1% пластовой глины	1230	38	8	13/17	0,5	6-7
3	Раствор №1+3% пластовой глины	1240	40	6,5	18/21	0,5	7
4	Раствор №1+5% пластовой глины	1250	44	5	23/29	0,5	7-8
5	Раствор №1+10% пластовой глины	1280	48	4,5	25/31	0,5	8
6	Раствор №1+20% пластовой глины	1320	52	4,5	35/39	1	8-9

С целью определения агрегативной устойчивости промывочной жидкости проводились исследования глиноемкости раствора. Фракционный состав глинистого материала, добавляемого в гель-раствор, - до 0,25 мм.

Как показывает табл. 7.4, значительное насыщение гель-раствора пластовой тонкодисперсной глиной не вызывает ухудшения его свойств, и, наоборот, имеет место предельно допустимое повышение структурных показателей и снижение водоотдачи.

Изучено влияние температуры на параметры гель-раствора [29]. Исследовалась термостойкость гель-раствора при температуре 25, 50, 75°С. Замеры параметров безглинистого гель-растовора проводились в горячем и охлажденном состоянии.

Таблица 7.5 - Влияние температуры на параметры гель-раствора

Температура	90°С	Охлаждение до 20°С	75°С	Охлаждение до 20°С	50°С	Охлаждение до 20°С	25°С	Охлаждение до 20°С	20°С
Параметры р-ра	Для соленого раствора с 5% глинозема
Плотность, кг/м3	1210	1220	1230	1230	1230	1230	1220	1220	1220
Вязкость, с	18	22	24	32	28	36	38	30	36
Водоотдача, см3/30 мин.	40/3	37	31	19	20	8	12	8	8
СНС, дПа	2/5	4/6	3/5	3/5	2/4	2/3	0/1	0/1	10/13
Параметры р-ра	Для соленого раствора с 5% глинозема
Плотность, кг/м3	1330	1300	1310	1300	1300	1300	1290	1300	1310
Вязкость, с	25	36	29	40	37	48	47	50	52
Водоотдача, см3/30 мин.	40/2	40/15	40/15	39	11	6	4	3,5	3,4
СНС, дПа	5/6	5/6	4/6	4/5	3/5	3/5	2/4	0/1	0/4

Таблица 7.6 - Воздействие гипана на параметры гель-раствора

№	Рецептура	Параметры растворов
		с, кг/м3	Т, с	В, см3/30 мин.	СНС, дПа
1	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема (Т=22°С)	1220	36	8	10/13
2	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема (Т=90°С)	1210	18	40/3	2/5
3	Исходный раствор 1% NaOH+3%кр.+7% Na2SiO3+25%NaCl+5% глинозема+2% гипана (Т=22°С)	1220	36	9	6/7

Испытывались растворы с содержанием глинозема - 5 и 25%, поваренной соли - 25% (табл. 7.5).

Из данных таблицы видно, что с повышением температуры показатели раствора ухудшаются - значительно повышается водоотдача. Чтобы повысить термостойкость гель-раствора, его обрабатывают гипаном. Если водоотдача гель-раствора при температуре 90°С была больше 40 см3 за 30 минут, то после обработки гипаном она снижается до 9 см3 (табл. 7.6).

Однако следует отметить что гель-раствор, поддается обработке гипаном при содержании глинозема в растворе не более 10%. В противном случае, т. е. при увеличении содержания глинозема, гипан сворачивается и не дает эффекта.

Таким образом, соленый гель-раствор (NaCI до 25%) с минимальным содержанием глинозема (5 - 10%) может быть применен для разбуривания неустойчивых горных пород при температурах до 75°С, а при более высокой температуре раствор требует обработки гипаном. Термостойкость пресного гель-раствора составляет 110 - 125°С.

Проведение исследований активности гель-раствора крепящего действия на образцах трубной стали и алюминиевого сплава показало, что соленый промывочный гель-раствор, имеющий предельно высокое количество AI2(SO4)3, без ингибирования можно применять только при работе стальными бурильными трубами. Однако пресный гель-раствор, содержащий минимальное количество сернокислого алюминия - 5%, допускает работу на ЛБТ без ингибирования.

Выводы

* Промывочный гель-раствор по своим параметрам удовлетворяет требованиям бурения глубоких скважин, разрез которых представлен глинистыми, сульфатными, песчаными и солесодержащими породами.

*Промывочный гель-раствор обладает некоторыми характерными особенностями:

позволяет отказаться от наполнителя;

в результате изменения количества соли и очищенного глинозема регулирует водоотдачу, вязкость и плотность в пределах 1200 - 1300 кг/м3.

* Оказывает крепящее действие на глинистые и галоидные горные породы.

* Предварительные исследования показали возможность применения гель-раствора без ингибиторов при работе стальными бурильными трубами, а трубами из легкого сплава - только в случае если содержание сернокислого алюминия в раствор не превышает 5 - 7%.

* Промывочный гель-раствор на основе очищенного глинозема можно рекомендовать для бурения скважин с температурой до 125°С.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте, а именно в общей и геологической части, представлены географо-экономическая характеристика района работ, геологические условия бурения, газонефтеводоносность, зоны возможных осложнений.

В технической части проекта произведен выбор и обоснование способа бурения, конструкции и профиля проектной скважины, типоразмеров долот по интервалам бурения, режимы бурения для каждого интервала, очистного агента, способа бурения и типа забойного двигателя. Произведен гидравлический расчет промывки скважины. Обоснованы критерии рациональной отработки долот. Разработаны мероприятия по предупреждению геологических осложнений и аварий при сооружении скважины. Произведен расчет бурильной и обсадной колон, цементирования скважины. Рассмотрена технология спуска обсадной колонны и освоение скважины. По наибольшему весу из рассчитанных колонн выбрана буровая установка.

Представлены вспомогательные цеха и службы предприятия. Рассмотрены вопросы безопасности в рабочей зоне, охраны окружающей среды, чрезвычайные ситуации.

В организационно - экономической части отражена структура и организационные формы бурового предприятия, произведен расчёт нормативной продолжительности сооружения скважины, разработан календарный план-график строительства скважины, рассчитана сметная стоимость сооружения скважины, предложен реальный план организационно-технических мероприятий для повышения производительности труда и снижения себестоимости работ.

В специальной части дипломного проекта рассмотрен вопрос о применении гель-раствора.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: Справочник: в 2-х т. Т. 2. Буровой инструмент. - М.: ОАО Издательства «Недра», 2003. - 494 с.

2. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин.- М.: ООО «Недра_Бизнесцентр», 2000. - 262 с.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 670 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра_Бизнесцентр», 2000. - 679 с.

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра_Бизнесцентр», 2001. - 679 с.

6. Борисов К.И., Рязанов В.И. Методические основы расчёта колонны бурильных труб: Учебное пособие. - Томск: Изд.ТПУ, 2005-75 с.

7. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: Учебник. - М.: Недра, 1991. - 315 с.

8. Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. В 4-х кн. _ М.: Недра, 1996 _1997.

9. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Макаренко П.П. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. - М.: Недра, 1999. - 438 с.

10. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 424 с.

11. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.

12. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие /Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ОАО «Изда-тельство «Недра», 2000. - 489 с.

13. Инструкция по расчету бурильных колонн. - М.: ВНИИБТ, 1997. - 168 с.

14. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: ВНИИБТ, 1997. - 194 с.

15. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. 3-е издан. переработ. и доп. - М.: Недра, 1990. - 388 с.: ил.

16. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодский К.М. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник /Под ред. А.Г. Калинина. - М.: Недра, 1997. - 648 с.

17. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие /Под ред. А.Г.Калинина.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 450 с.

18. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин./Под. Ред. Проф. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 808 с.

19. Крепша Н.В., Свиридов Ю.Ф. Безопасность жизнедеятельности: Учеб.-метод. Пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2003. - 144 с.

20. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник. - М.: Недра, 1997. - 174с.: ил.

21. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - М.: Недра, 1986. - 511 с.

22. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НПО ОБТ, 2004. - 263 с.

23. Редутинский Л.С. Расчет параметров цементирования обсадных колонн - Томск: Изд. ТПУ, 1997. - 47 с.

24. Рязанов В.И. Направленное бурение нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2007. - 117 с.

25. Сооружение и оборудование для кустового бурения скважин. Справочное пособие / В.Г. Колгерин, Б.З. Султанов, Л.А. Шварцев, М.О. Крист. - М.: Недра, 1992. - 231 с.

26. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин; Под ред. А.И. Булатова. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.

27. Трубы нефтяного сортамента / Под науч. ред. В.И. Вяхирева, В. Я. Кершембаума. - М.: Наука и техника, - 1997. - 344 с.

28. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для вузов/ А.Н.Попов, А.Н.Спивак, Т.О.Акбулатов и др.; Под общей ред. А.И.Спивака. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.

29. О.А. Нечаева, В.В. Живаева. Изучение параметров гель-раствора для бурения солесодержащих и неустойчивых горных пород. Журнал. - “Бурение и нефть”



ПРИЛОЖЕНИЕ А

Qualitдtsьberwachung der Zementierung der Spalten

Die Entwicklung der Technologie des Bohrens ist mit der Vervollkommnung der spьlenden und verbindenden Bohrlцsungen untrennbar verbunden, die die komplizierten polydispersen heterogenen Systeme darstellen. Die Versorgung der Bohrarbeiten unter den komplizierten geologischen Bedingungen kann bei der heftigen VergrцЯerung des Umfanges des tiefen Bohrens nur mittels der richtigen, differenzierten Auswahl als System fьr jeden konkreten Fall und die rationale Regulierung ihrer Eigenschaften im Laufe Bohrlochbediening erreicht sein. Also wird die Entwicklung und die Vervollkommnung der wissenschaftlichen Grundlagen der Bedienung der Eigenschaften der bohrspьlenden und zementierenden Lцsungen eines der zentralen Probleme der Technologie des Bohrens, deren erfolgreiche Lцsung die Entwicklung der erdцlfцrdernden Industrie insgesamt in bedeutendem Grade bestimmt.

Die technologischen Haupteigenschaften der spьlenden und verbindenden Bohrlцsungen, die beim Bohren der Spalten verwendet werden, werden von ihrem physikalisch-chemischen Zustand als polygranularen Systeme bestimmt. Die physikalisch-chemischen Prozesse haben die Hauptbedeutung bei der Bearbeitung der bohrverbindenden Lцsungen, ihrer Wechselwirkung mit der Bohrlochwand, gebohrtem Gestein und den Schichtfluiden, sowie bei der Einwirkung der hohen Bohrlochtemperaturen und Drьcke.

Der Autor der vorliegenden Arbeit hat besondere Aufmerksamkeit den verbindenden Lцsungen geschenkt, da von ihren Eigenschaften und der Zusammensetzung der Prozess der Zementierung der Spalten abhдngt. Es waren auch die Gerдte fьr die Bestimmung der Haupteigenschaften der zementierenden Lцsungen betrachtet, es wurde die Nutzung der komputerisierten Station der Landkontrolle des Zementierungsprozesses der Spalten vorgeschlagen, es wurde die Einrichtung der Stationknotenpunkte und das Prinzip ihrer Arbeit betrachtet.

TAMPONIERUNGSSLЦSUNG DIE ALLGEMEINEN ANGABEN ЬBER TAMPPONIERENDE LЦSUNGEN

Die tamponierende Lцsung ist ein heterogenes polygranulares System, das im Laufe einiger Zeit fдhig ist aus zдhflьssig-elastischem in den festen Zustand ьberzugehen, sowohl in der Luft , als auch in den Flьssigkeiten. Wodurch ist die disperse Phase und das disperse Medium der zementierenden Lцsung vorgestellt?

Die disperse Phase der tamponierenden Lцsung ist durch das verbindende Zement vorgestellt, der aus dem bindenden Stoff und seiner Zusдtze besteht. Die Zusдtze kцnnen chemisch aktiv und inert sein.

Das disperse Medium oder die Sperrflьssigkeit ist mit der zementierenden Lцsung цfter als Wasser und seltener als hochkonzentrierte Salz- und Kohlenwasserstoffllцsungen dargestellt.

Die Sperrflьssigkeit kann im aufgelцsten Zustand die chemischen Reaktanten enthalten, die fьr die Regulierung der Eigenschaften der zementierenden Lцsung und des Steins bestimmt sind. Die in die Sperrflьssigkeit eingefьhrten chemischen Reaktanten werden nach der funktionalen Bestimmung in die folgenden 4 Gruppen eingeteilt: die Beschleuniger der Haftung und Erhдrtung; die Inhibitoren der Haftung und Erhдrtung; die Herabsetzer der Filtrierung; die Weichmacher oder Verdьnnungsmittel.

DIE HAUPTFUNKTIONEN DER TAMPONIErenDEN LЦSUNGEN.

DIE FORDERUNGEN, DIE AN DIE TAMPONIerendeN LЦSUNGEN UND STEINE GESTELLT WERDEN

Die Hauptfunktionen der tamponierenden Lцsungen, die beim Bau der Spalten erfьllt werden, sind die folgenden:

- Die Befestigung der Standrohren und ihr Schutz vor dem KorrosionseinfluЯ der Schichtenfluiden;

- Die Isolierung der Schichten, die verschiedene Arten der Fluiden (Wasser, Erdцl, Gas) oder eine Art des Fluides mit verschiedenen Eigenschaften enthalten, voneinander und von der Tagesoberflдche;

- Die Bildung der kьnstlichen Цrte und der Scheiderpfropfen oder der Oberschwellen im Schacht der Spalte zum Ziel der Bohrung des neuen Schachtes, des Ьbergangs zum hцhergelegenen Objekt, der Liquidation der Erscheinungsformen, der Konservierung der Spalte u.a.;

- Die Liquidation der Absorptionen der Bohrlцsung;

- Die Befestigung der Bohrlochwдnde in den potentiell instabilen Gesteinen.

Es existiert die Reihe der Forderungen, denen die zementierendeLцsung gerecht werden soll.

Wir werden diese Forderungen aufzдhlen:

- Leicht von den Zementierungsanlagen durchgeleitet werden im Laufe der Zeit, die fьr ihre Befцrderung zum aufgegebenen Intervall der Spalte notwendig ist;

- Ьber die minimale Filtrierung fьr die Erhaltung der hohen Durchlдssigkeit der Schachtzone der produktiven Schicht und die Verhinderung der vorzeitigen Verdichtung bei der Strцmung im Rohrraum zu verfьgen;

- In Bezug auf Sedimentation standfest zu sein, damit im Ruhezustand darin keine mit dem dispersen Medium gefьllte Kanдle entstanden;

- Chemisch inert sein in Bezug auf Metall, Gesteine, Schichtfluiden und Bohrlцsung;

- Nach Abschluss der Befцrderung zum aufgegebenen Intervall der Spalte sich maximal schnell ins Tamponierungsstein zu verwandeln;

-Leicht von der technologischen Ausrьstung abgespьlt zu werden;

- Ungiftig zu sein.

Die Forderungen an tamponierende Materialien fьr die Zementierung der Erdцl- und Gasbohrlцcher werden hauptsдchlich von den geologisch-technischen Bedingungen in den Spalten bestimmt. Das Problem der Auswahl der Materialien ist kompliziert. Die Tamponierungslцsung soll wдhrend der Transportzeit in den Spaltraum beweglich bleiben und sofort nach der Prozesseinstellung zu einem schrumpfenlosen Stein mit bestimmten physikalisch-mechanischen Eigenschaften zu verhдrten. Die angegebenen Prozesse geschehen im Spaltschacht mit der komplizierten Konfiguration, wo sich die Temperaturen und die Drьcke mit der Tiefe дndern, wo es absorbierende und hochgedruckte Schichten existieren, sowie die Schichten mit dem Vorhandensein der mineralisierten Wдsser, des Erdцles und des Gases. Bei solchen sich дndernden Bedingungen kцnnen ein Typ des Zements oder eine und dieselbe Rezeptur der Tamponierungslцsung nicht identisch annehmbar sein. Ein Typ des Zements kann allen Anforderungen, die mit der Vielfдltigkeit der Bedingungen sogar in einer Spalte verbunden sind, nicht entsprechen.

Tamponierungsstein ist der kьnstliche feste Kцrper, der sich beim Erhдrten der Tamponierungslцsung bildet.

Der Tamponierungsstein soll den folgenden Forderungen gerecht werden:

- Hoch elastisch fьr die Verhinderung seiner Zerstцrung bei den dynamischen Belastungen, insbesondere bei der Perforation zu sein;

- thermo- und korrosionsfest zu sein;

- ьber gute Adhдsion mit dem Metall und den Gesteinen, die die Wдnde der Spalte bilden, zu verfьgen;

- keine Setzungen beim Erhдrten zu geben;

- praktisch undurchlдssig fьr Flьssigkeiten und Gase zu sein;

- genьgend fest zu sein und zur gleichen Zeit leicht gebohrt werden.

DIE EIGENSCHAFTEN DER TAMPONIERUNGSLЦSUNGEN UND DIE REAKTANTEN FЬR IHRE BEARBEITUNG

Die Eigenschaften des Zementmцrtels hдngen von vielen Faktoren ab, wesentlich von denen die chemisch-minerale Zusammensetzung, die Qualitдt und die Zahl der Fьllmassen, das Wasserzementverhдltnis, die Zahl und der Charakter der chemischen Fьllmassen, das Regime der Temperaturvermischung, der Druck u.a.

Die Haupteigenschaften des Zementmцrtels in Bezug auf die Bohrlцcher sind die folgenden: der Wasserinhalt, die FlieЯfдhigkeit, die Dichte, der Filtrierungsindex, der dynamische Widerstand der Verschiebung, die strukturelle Zдhigkeit, die Sedimentationsimmunitдt, die Zeit der Verdickung, die Haftungsdauer und einige anderen. Den Eigenschaften des Zementsteines kann man die mechanische Haltbarkeit, die Durchlдssigeit, die rдumliche Verдnderung, die Korrosionsimmunitдt in den aggressiven Umgebungen und das Modul der Elastizitдt zurechnen.

Die Eigenschaften der Zementlцsungen und des Steines kцnnen durch den Zusatz der Fьllmassen, der aktiven Zusatzstoffe oder die Bearbeitung mit den chemischen Reaktanten geдndert sein.

Wasserinhalt. Der Wasserinhalt wird mit dem Wasser-Zementverhдltnis, d.h. dem Verhдltnis der Masse des Wassers zur Masse des festen Tamponierungsmaterials charakterisiert. Fьr standardmдЯige Portlandzemente mit der spezifischen Oberflдche von 2500-3500 cm2/g kann sich das Wasserzementverhдltnis innerhalb von 0,5-0,6 schwingen.

Die wichtige Eigenschaft der Zementlцsung - die FlieЯfдhigkeit, die am Anfang mit Hilfe des abgestumpften Kegels АзНИИ mittels des Abzдhlens des mittleren Durchmessers der verschwimmenden Lцsung in zwei Richtungen bestimmt wird.

Die Dichte. Eine der wichtigen Charakteristiken des Zementmцrtels ist die Dichte. Es ist praktisch die einzige Kennziffer der Lцsungsqualitдt, die im Laufe ihrer Vorbereitung und der Befцrderung in die Spalte kontrolliert wird.. Die Dichte des Zementmцrtels hдngt von der Dichte der trockenen Tamponierungsmaterialien und der SchlieЯenflьssigkeit, sowie vom Wasserzementverhдltnis ab. Fьr den standardmдЯigen Zementmцrtel bei W/Z=0,5 (entsprechend den Forderungen ГОСТ 1581-85) bildet seine Rechendichte 1,81-1,85/cm3.

Die Dichte des Zementmцrtels in den Industriebedingungen wird hдufiger mit Hilfe von Areometern bestimmt, die arterielle Hypertension-1 und die arterielle Hypertension-2 ist in jedem Punkt unabhдngig vom Vorhandensein der Station der Kontrolle der Zementierung SKZ, die die automatische Registrierung und die Aufzeichnung der mittleren Dichte der gepumpten Lцsung gewдhrleistet.

Der Filtrierungsindex. Unter der Einwirkung des Druckgefдlles im Zementmцrtel geschieht der Prozess der Wassertrennung, der die Filtrierung heiЯt. Die Geschwindigkeit der Filtrierung hдngt von ьbernommen W/Z ab: sie ist zum Quadrat der spezifischen Oberflдche des Zements (die Feinheit des Mahlens), der Zahl der Fьllmasse und der Zдhigkeit der flьssigen Phase des Zementmцrtels umgekehrt proportional. Wegen der hohen Filtrierung wird der Zementmцrtel zдhflьssig, schwergepumpt, die Haftungsdauer wird beschleunigt; im Ergebnis der Bildung der dicken Zementschalen ist die Haltekralle des Mantelrohrs wдhrend Umhergehens mцglich. Die Filtrierung des Zementmцrtels kann mit Hilfe des speziellen Gerдtes VM-6 bestimmt sein, das fьr die Messung der Filtrierung der Bohrlцsung beim Druck 0,1 Мпа verwendet wird.

Sedimentatiosimmunitдt. Unter der Sedimentationsimmunitдt wird Fдhigkeit der Tamponierunglцsungsteilchen, sich in die SchleiЯenflьssigkeit unter dem EinfluЯ vom Schwerkraft zu senken. Dieser Parameter hдngt von der Differenz der Dichten der festen und flьssigen Phasen der Tamponierungslцsung, der Mikrostruktur des Porenraumes, der Zдhigkeit der SchlieЯenflьssigkeit ab.

Infolge der stark entwickelten Grenzschichtioberflдche sind die Tamponierungslцsungen agrgregat-unbestдndig. Ausgehend vom Charakter und Grad der Sedimentationsbewegungen im Hauptteil der Tamponagenlцsungssдule kann man mit der ausreichender Genauigkeit ьber den Charakter und den Grad der Umstellungen des oberen Niveaus der festen Komponente der Lцsung urteilen.

Bei der Zementierung der Gestдngestrange in den Gasbohrlцchern und den Spalten mit dem Vorhandensein der Zonen AVPD erscheint die Notwendigkeit der Normierung Sedimentationsimmunitдt der Tamponagelцsungen, fьr deren Erhцhung der gesamte MaЯnahmenkomplex zur Senkung der Kennziffer der Filtrierung des Zementmцrtels empfohlen sein kann.

Verdickung. Nach einiger Zeit nach dem EinschlieЯen und der mechanischen Vermischung beginnt die Fдhigkeit des Zementmцrtels zur Strukturbildun zutage treten, die sich konsequent in der Verdickung und Haftung der Lцsungen ausprдgt. Die Verdickung der Tamponierungslцsungen bewertet man mit Hilfe des Konsistometers.

Den wesentlichen Einfluss auf die Verdickung des Zementmцrtels ьbt die Qualitдt des Zements, seine Mahlenfeinheit, die Temperatur, der Druck und einige anderen Faktoren.

Die VergrцЯerung der Vedickungszeit der Tamponierungslцsungen kann bei der Nutzung der Inhibitoren der Strukturbildungsprozesse erreicht werden, deren Qualitдt und Zahl unter Berьcksichtigung der konkreten Bohrlцcherbedingungen gewдhlt werden.

Haftungsdauer. Die Mцglichkeit der Anwendung der Tamponierungslцsungen in der einheimischen Praxis wird meistens von der Haftungsdauer bestimmt, die von den folgenden Faktoren abhдngt: der chemisch-mineralischen Zusammensetzung des Zements; seiner spezifischen Oberflдche; В/Ц; der chemischen Reaktanten, die in die Lцsung eingefьhrt werden; der Temperaturen; die Drьcke u.a.

Bei den ьbrigen gleichen Bedingungen wird mit der Erhцhung der spezifischen Oberflдche des Zements und der Verkleinerung В/Ц die Haftungsdauer des Zementmцrtels verringert. Auf ihre Verkьrzung leistet die Temperatur den wesentlicheren Einfluss, als der Druck, und ihre gemeinsame Einwirkung ist noch effektiver.

Die mechanische Haltbarkeit des Zementsteines. Die Haltbarkeit des Tamponierungssteines wird von dem vorьbergehenden Widerstand der Kompression, dem Dehnen oder der Biegung charakterisiert. Zu diesem Ziel werden die in bestimmter Form hergestellten Muster des Zementsteines auf die Haltbarkeit erprobt, wobei die Anstrengung der Zerstцrung des Musters entspricht.

Die mechanische Haltbarkeit des Zementsteines hдngt von der Reihe der Faktoren ab, die wichtigsten von denen folgende sind: die chemisch-mineralische Zusammensetzung, W/Z, die spezifische Oberflдche des Zements, das Vorhandensein der Fьllmassen und der chemischen Zusдtze, die Bedingungen der Erhдrtens u.a. Den wesentlichen Einfluss auf die Haltbarkeit des Zementsteines ьben auch die Temperatur und der Druck.

Die Durchlдssigkeit des Zementsteines. Unter der Durchlдssigkeit des Zementsteines versteht man seine Fдhigkeit, durch sich Flьssigkeiten oder Gase bei einem bestimmten Druckgefдlle durchzulassen. Fьr die Versorgung der sicheren Schichtenteilung soll der Zementstein im Rohrraum die minimal mцgliche Durchlдssigkeit fьr Schichtfluiden haben.

Die Durchlцssigkeit des Zementsteines дndert sich im Laufe seines Erhдrtens und hдngt in groЯem MaЯe von der Herkunft des Zements und der Fьllmassen, W/Z, der Bedingungen und der Erhдrtenszeit usw. ab.

DIE REGELUNG DER EIGENSCHAFTEN DES ZEMENTMЦRTELS UND DES STEINES MIT HILFE DER REAKTANTEN

Das Komplizierung der geologisch-technischen Bedingungen der Bohrlochanlagen, sowie die Vervollkommnung der Technik und der Technologie ihres Bohrens und der Befestigung erhцhen das Niveau der Forderungen an die tamponierenden Materialien und an die aus ihnen produzierten Lцsungen. Das ruft die Notwendigkeit der zielgerichteten Verдnderung der Eigenschaften des Zementmцrtels und des sich bildenden Steines mittels der Bearbeitung von den chemischen Reaktanten hervor.

Zu den Kennziffern der Tamponierungssysteme, deren quantitative Verдnderung sich von der Notwendigkeit der Technologie oder den Besonderheiten der Bohrlochverhдltnisse hervorgerufen wird, gehцren die Verdickungs - oder Haftungsdauer, rheologische Eigenschaften, Sedimentationsimmunitдt fьr Tamponierungslцsungen und die mechanische Haltbarkeit, die Durchlдssigkeit, die Korrosionsbestдndigkeit fьr Tamponagestein.

Bei der quantitativen Verдnderung eines der Kennziffern der Tamponagelцsung дndert sich der anderere Parameter. In der Regel beeinflussen komplexweise die Reaktanten und die Materialien, die in Tamponagesysteme eingefьhrt werden, und дndern gleichzeitig einige Parameter. Manche Reaktanten дndern bei einen Bedingungen die Eigenschaften der Tamponagesysteme in einer Richtung, und bei den sonstigen Bedingungen kann der Einfluss der selben Reaktanten entgegengesetzt sein.

Die Anwendung der Tamponagezemente unter verschiedenen Bedingungen ist mit der Nutzung der folgenden Reaktanten verbunden:

der Beschleuniger der Haftung und Erhдrtung der Tamponagelцsungen - Kalzium-, Natrium-, Kalium- und Aluminiumchloride, der Sulfate des Natriums und des Kaliums, des kohlensaueren Kaliums und des Natriums, Siliziumoxidnatrium usw. ;

der Verlangsamer der Haftung und Erhдrtung - NTF, OEDF, der Weinsдure und ihrer Salze, der Borsдure usw. ;

der Herabsetzer der Filtrierung - Gypan, , CDB, КССB, PFXL, FXLC, Polyoxiethilen, Karboximetilzellulose des Polyvinylspiritus (PBC), Polyakrilamid, Methilzellulose usw.;

der Schaumdдmpfer - НЧК, angelaufen Petrolatum, SeifenfluЯ, ЖЖт, РС, kalcium-seifenцl, Flotationsцl, des Skrubberkondensates, Т-66, steroaksa-6, die arterielle Hypertension-2, NGB-1, des Polyamids, Stearat des Aluminiums, Karbolenium usw.

Bei der Auswahl des Reaktanten muss man davon ausgehen, dass viele Reaktanten dem technologischen Effekt nach gleichwertig sind. Infolgedessen muss man bei der Auswahl der Reaktanten ihr Preis, die Entfernung bis zum Betrieb-Hersteller, den Aggregatzustand, die Lieferungsbedingungen berьcksichtigen.

DIE ZUSAMMENSETZUNG DES TAMPONIERUNGSZEMENTS

In der zusammensetzung der TZ als ВВ, die das Erhдrten der Tamponagelцsungen gewдhrleisten, werden die folgenden verwendet:

- Portlandzement;

- Tonerdezement;

- Schlackenzement;

- Kalk-Kieselerde-Zement;

- Gips;

- Magnesialzement;

- Die Mischungen verschiedener mineralischen ВВ;

- Organische ВВ (die synthetischen Harze).

DIE PHYSIKALISCH-CHEMISCHEN GRUNDLAGEN

DER EIGENSCHAFTENSREGELUNG VON ТL UND ТS

Vom Moment der Vermischung PTZ mit Wasser und bis zur Bildung ТS im betrachteten System verlaufen die folgenden untereinander verbundenen Prozesse konsequent:

Die Hydratation. Bei der Wechselwirkung PTZ mit dem Wasser sind drei folgende Typen der Reaktionen mцglich: A + aq = A·aq - die Hydratation (der Beitritt des Wassers);

A + aq = A * · aq + A ** ·aq - die Hydratation + die Hydrolyse (die Zerlegung zu Wasser);

A + B + aq = A·B·aq - die Hydratation + гидротермальный die Synthese.

Gewцhnlich nennt man diese drei Reaktionen identisch - die Reaktionen der Hydratation, und die erhaltenen Produkte als Hydratationsprodukte.

Die Reaktion der verschiedenen Klinkermineralien verlдuft mit der Bildung von verschiedenen Hydratationprodukte, wobei sogar fьr ein und dasselbe Klinkermineral je nach der Temperatur, des Wasserinhalts im reaktiven Umfang, des Vorhandenseins der Beimischungen und einiger sonstigen Bedingungen, die Hydratationsprodukte verschieden sein kцnnen.

Hydratationsprozess von Alit und Belit:

Beim EinschlieЯen von PTZ zu Wasser geschieht am Anfang die Teilauflцsung der Oberflдche der Klinkermineralien (es wird die Trьbung beobachtet).

Die Auflцsungsprodukte gehen in Form der einzelnen Ionen und ihren Hydraten in Auflцsungsflьssigkeit ьber, die allmдhlich mit den Reaktionsprodukten bis zur vollen Sдttigung gesдttigt wird.

Dann entstehen in dieser gesдttigten (ьbergesдttigten) Lцsung die Keime der neuen kristallinischen Phase (die Neubildungen).

Der Hydratationsprodukt von Alit und Belit ist das Hydrosilikat des Kalziums C2SH2 (2CaO · SiO2 · 2H2O), der nach dem Aufbau des kristallinischen Gitters dem natьrlichen Mineral - Tobermorite C5S6H5 nah ist.

Fьr Tobermorite ist der Schichtaufbau charakteristisch; der dem von Montmorillonit дhnlich ist. Die elementaren Tomborietenpakete sehen als Bande (der Blдtter)mit der Dicke 20 … 30 Е aus. Die Bandbreite betrдgt von 0,04 bis zu 0,06 мкм, und die Lдnge kann 1 мкм erreichen. Infolge des kleinen Umfanges der Teilchen hat Tomborit die groЯe spezifische Oberflдche - 300 … 400 ј2

Die Neubildungen werden hauptsдchlich um teilweise aufgelцste Kцrner der Ausgangsklinkermineralien konzentriert, indem sie eine Feinporenmasse bilden, die man als Zementgel nennt.

Aus allen untersuchten Stadien des Hydratationsprozesses (die Auflцsung der Kцrneroberflдche der PTZ, die Bildung der ьbergesдttigten Lцsung, das Entstehen der Keime der neuen Phase - der Neubildungen) ist das erste Stadium das langsamste - die Auflцsung der Oberflдche der Kцrner von PTZ.

Die Geschwindigkeit der Auflцsung der Kцrneroberflдche bestimmt die Geschwindigkeit des ganzen Hydratationsprozesses, die ihrerseits mit der Geschwindigkeit der Haftung und des Erhдrtens direkt verbunden ist.

In diesem Zusammenhang ist es fьr die Steuerung der Eigenschaften der Tamponagelцsungen wichtig, alle Faktoren zu wissen, die die Auflцsungsgeschwindigkeit der Klinkermineralienoberflдche beeinflussen, also, auch die Geschwindigkeit der Haftungs-und Erhдrtungsprozesse.

Zu solchen Faktoren gehцren die folgenden:

- mineralogische Zusammensetzung des Klinkers.;

- Dispersitдtsgrad von ТZ;

- Druck;

- Temperatur.

Die mineralogische Zusammensetzung des Klinkers

Das schnellste hydratisierende Mineral des Portlandzementklinkers ist das Dreikalciumaluminat, weiter folgt das Vierkalcium-Alumferrit (C4AF), dann Alit (C3S) und am langsamsten reagiert mit Wasser Belit (C2S).

Deshalb sind die Zemente mit dem hohen Inhalt des Dreikalciumaluminates, des Vierkalcium-Alumferrits und des Alits schnellbindend, und mit dem hohen Inhalt des Belits - langsambindend, die hauptsдchlich fьr Tamponierung in den Berichen der erhцhten Temperaturen verwendet werden.

Dispersitдtsgrad von ТZ

Die Erhцhung des Dispersitдtsgrads von ТZ fьhrt zur VergrцЯerung der Oberflдche der Hydratationsreaktion und auf solche Weise zu ihrer Geschwindigkeit.

Ungefдhr kann man annehmen, dass die Geschwindigkeit der Hydratation zur GrцЯe der spezifischen Oberflдche von ТZ gerade proportional ist.

W/Z

Bei den Bedeutungen von W/Z, die am hдufigsten in der Praxis der Bohrlochtamponage verwendet werden (0,45 … 0,55), ist sein Einfluss auf die Geschwindigkeit der Hydratation nicht sehr wesentlich.

In der Wirklichkeit nimmt die Geschwindigkeit der Hydratation mit der GrцЯe von W/Z zu.

Bei den hohen Bedeutungen des W/Z geht die Periode der intensiven Hydratation schnell vor sich, dann wird sie verzцgert. Bei niedrigem W/Z ist der Prozess der intensiven Hydratation zeitlich ausgedehnt.

Mit der GrцЯe der Temperatur bis zu 70 … 90 єС sind diese Unterschiede schon weniger deutlich geдuЯert.

Bei der Regelung der Bedeutungen des W/Z ist es nцtig es sich nach dem Folgenden zu richten:

- VergrцЯerung W/Z;

- Es sinkt die Fдhigkeit TL zum Erhдrten, deshalb ist W/Z?? 1 nur fьr ТL, charakteristisch, die erleichternden Zusдtze enthalten, die eine groЯe Zahl des Wassers verbinden kцnnen;

- Sedimentationsimmunitдt der TL sinkt;

- Filtrierungkennziffer der ТL wдchst.

Mit derAbnahme der Bedeutungen W/Z bis zu 0,3 ist es unmцglich, den TZ in den Rohrraum zu transportieren, da er sich in die Paste verwandelt.

- Bei W/Z 0,6 bildet sich in der Struktur ТS das System zusammengebunden Kapillarporen, d.h. mit der GrцЯe des W/Z wird die Porositдt, die Durchlдssigkeitkeit des ТS erhцht, und seine Haltbarkeit sinkt.

Druck

Mit der Erhцhung des Drucks nimmt die Geschwindigkeit der Hydratation zu.

Bekanntlic verkьrzen sich mit der Zunahme des Drucks von atmosphдrisch bis zu 50 … 60 Мpa die Haftungsfristen ungefдhr zweifach.

Temperatur

Die Geschwindigkeit der Auflцsung der Klinkermineralienoberflдche die Geschwindigkeit der Hydratation) wдchst mit der GrцЯe der Temperatur exponentiell, d.h. die Temperatur ist ein Hauptfaktor, der die Geschwindigkeit der Haftung und des Erhдrtens von ТL bestimmt.

Die Konstante der Geschwindigkeit der Auflцsung der Bindenden Stoffe (ВS) wird nach der Formel bestimmt:

K = K0 exp (-E / Rt),

Wo K0 - die Konstante eines bestimmten ВS;

R - universell Gaskonstante (R = 8,314 Dzh/K·mol');

Е - die Energie der Aktivierung, das dzh/Mol;

t - die Temperatur, Zu (t = T + 273,15; wo T - die Temperatur, єС).

Die Energie der Aktivierung (E) ist jene ьberschьssige Energie, die man verwenden muss, damit die Reaktion der Auflцsung ВS angefдngt.

Strukturbildung

Die Porenumfдnge des Zementgels ist weniger, als die Umfдnge der elementaren Tobemoritpakete. Deshalb ist die Kristallisation des Letzten in Poren des Gels unmцglich.

Sie geschieht nur nach der Diffusion der Auflцsungsprodukte der Zementkцrneroberflдche durch die Hьlle des Zementgels in den sogenannten Interteilraum.

Je nach der Zunahme der Neubildungen und ihrer Dimensionen bilden sich in ТL "die beschrдnkten" Bedingungen.

Im Ergebnis der Hydratationsreaktion auf den Oberflдchen der Kцrner der Ausgangsklinkermineralien und der elementaren Tomboritpakete bilden sich Hydrathьllen.

Das verbundene Wasser bildet ungefдhr 20 % von der Masse des Zements. So verringert sich im Ergebnis der Hydratation die Zahl der ErschlieЯenflьssigkeit und die Zahl der dispersen Phase der ТL nimmt zu, weil ein Teil des Wassers, das mit ТZ reagiert, zu ihrer Bestandteil wird.

AuЯer den Hydrathьllen entstehen auf den Oberflдchen der festen Phase ТL die elektrischen Ladungen, die sowohl durch gesдttigte Verbindungen in den aufgelцsten Abschnitten des kristallinischen Gitters der Klinkermineralien bedingt sind, als auch durch Unvollkommenheit des kristallinischen Gitters der Neubildungen, die mit ihrer Unvollendetheit verbunden ist.

Es ist bekannt, dass das Vorhandensein auf den Oberflдchen der festen Teilchen der Hydrathьllen und der identischen nach dem Zeichen der elektrischen Ladungen zur AbstoЯung der Teilchen voneinander bringt.

Doch lassen "die geschrдnkten" Bedingungen, in denen sich die Teilchen der festen Phase ТL befinden, nicht zu, dass sie sich zu trennen, gleichzeitig lassen die Hydrathьllen auf ihren Oberflдchen - nicht zu, dass sie sich dicht zu nдhern.

Wozu fьhrt das alles? Die Teilchen der festen Phase (Zementkцrner und die elementaren Tobermoritpakete) beginnen miteinander mit scharfen Rдndern und Rippen zu kontaktieren, auf denen die Dicke der Hydrathьlle wesentlich weniger ist, und infolgedessen die AbstoЯungskraft auch weniger ist.

Infolgedessen bildet sich die Netzkoagulationsstruktur aus den Zementkцrnern und den elementaren Tobermoritpakete, den ganzen Inhalt der ТL durchdringt. Solche Struktur ist thixotrop (die Verbindung zwischen den Teilchen durch Hydrathьllen), d.h. nach ihrer mechanischen Zerstцrung (die Vermischungen) werden die Beziehungen zwischen den festen Teilchen wieder hergestellt.

Haftung

Je nach der Zunahme der Neubildungkristalle wird die Haltbarkeit der Koagulationsstruktur erhцht, es nimmt die Zahl der Beziehungen zu und es entsteht die unmittelbare Verbindung (und nicht durch Hydrathьllen) zwischen den Teilchen, immer mehr und grцsser erscheint der Kontakte des Zusammenwachsens der Neubildungen, es nimmt die Flдche solcher Kontakte zu, den vorwiegenden Einfluss im System erwerben die festen chemischen Beziehungen.

Daraufhin wird коагуляционная die Struktur in locker кристаллизационную die Struktur umgewandelt werden.

Erhдrten

Es geschieht die endgьltige Bildung der Kristallisationsstruktur, die die hohe mechanische Haltbarkeit und die elastischen-brьchigen Eigenschaften hat.

Die Zerstцrung der Verbindungen zwischen den Teilchen solcher Strukturen ist irreversibel.

DIE QUALITДTSЬBERWACHUNG DES TAMPONAGEZEMENTS (ТZ), DER LЦSUNG (ТL) UND DES STEINES (ТS)

Die Arten der Kontrolle:

- Die Eingangskontrolle der Qualitдt ТZ;

- Die Kontrolle bei der Aufbewahrung ТZ;

- Die Kontrolle bei der Findung der Rezeptur ТL;

- Die Kontrolle bei der Vorbereitung ТL im Bohrturm.

Die Eingangskontrolle und die Kontrolle verwirklicht sich bei der Aufbewahrung ТZ von den Mitarbeitern der Laboratorien der Basen УПТОК oder Tamponagebьros, die Kontrolle bei der Findung der Rezepturen ТР - die Mitarbeiter der Laboratorien Bohr- und Tamponagelцsungen der Bohrunternehmen.

Die Eingangskontrolle der Qualitдt ТZ wird beim Eingang ТZ auf der Basis УПТОК oder der Basis des Tamponagebьros erzeugt.

Bei der Eingangskontrolle werden alle normierten Parameter gemessen.

DIE PARAMETER, DIE BEI DER EINGANGSKONTROLLE GEMESSEN WERDEN

Die Parametern, die bei der Eingangskontrolle in der Regel gemessen werden, sind die folgenden:

- Die Feinheit des Mahlens von TZ;

- Die spezifische Oberflдche ТZ (seltener);

- Die Dichte und FlieЯfдhigkeit von ТL bei aufgegeber W/Z;

- Die Zeit der Dickung von ТL;

- Die Haftungsfristen von ТL bei aufgegebenem Testregime.

DIE FEINHEIT DES MAHLENS VON ТZ

Die Standards und die technischen Bedingungen des ТZ charakterisieren die Mahlenfeinheit mit dem relativen Inhalt von zwei Fraktionen, die mittels des Durchsiebens durch das Sieb mit dem Durchmesser der Цffnungen von 0,08 mm geteilt sind (das Sieb № 008 nach ГОСТ 3584-73). Dabei brauchen die meisten Standards, dass der Massenanteil des Zements, der durch dieses Sieb ging, nicht weniger als 85 % betrдgt.

Fьr die Bestimmung der Mahlenfeinheit wird die Probe des ТZ zuerst in der Masse ungefдhr 150 g im Trockenschrank bei der Temperatur 110 ? 5є im Laufe von einer Stunde getrocknet. Nach der Abkьhlung der Probe nimmt man daraus eine Einwaage mit der Masse 50 g und legt sie auf das Sieb № 008.

Gewцhnlich werden die Siebe in den zylindrischen Gehдusen verwendet. Das wird auf folgende Weise bestimmt: das Gehдuse wird vom Boden herausgenommen, im Laufe von 1 Minute wird ьber dem Blatt des weiЯen Papiers, und der in dieser Zeit durch das Sieb gegangene ТZ auf der technischen Waage gewogen.

Nach dem Abschluss des Durchsiebens wird der auf dem Sieb № 008 gebliebene ТZ mit Hilfe des harten kleinen Pinsels in die Tasse der technischen Waage vorsichtig verlegt und gewogen.

Die Masse des Restes, die die Mahlenfeinheit des ТZ charakterisiert, prдgt sich prozentual von der GrцЯe der Ausgangseinwaage mit der Genauigkeit bis zu 0,1 % aus.

Die Mahlenfeinheit wird als arithmetisches Mittel der Ergebnisse von zwei Siebanalysen gerechnet, deren Daten sich voneinander nicht mehr als auf 0,2 % unterscheiden.