Технологические параметры цемента

Для определения соответствия цемента требованиям, предъявляемым к нему при цементировании скважины, определяются следующие его характеристики:

1) Подвижность раствора – способность прокачивания по циркуляционной системе. Подвижность определяется гидравлическим сопротивлением, которое создает прокачиваемый раствор. Гидравлическое сопротивление, в свою очередь, определяется вязкостью и ПДНС. Т.к. измерение этих параметров довольно трудно, применяется так называемый «конус АзНИИ»

Конус наполняется исследуемым раствором, после чего убирается, а растекаемость оценивается в сантиметрах пятна расплыва.

2) Сроки схватывания. Обычно определяют с помощью иглы Вика. Начало схватывания – время, когда игла прибора не доходит 1-2мм до дна конического кольца (высотой 40 мм), а концом схватывания – когда войдет не более, чем на 1 мм. Первое погружение – через 1,5 часа, последующие – каждые 15 минут, причем погружения – каждый раз в новое место.

3) Время загустевания – время, через которое раствор становится невозможно прокачивать через циркуляционные аппараты (при консистенции, равной 3 мПа*с). Обычно определяется только при повышенных температурах. По величине – в 1,5-5 раз меньше времени начала схватывания по прибору Вика. Для определения используются консистометры КЦ-5 и КЦ-3.

4) Плотность – в лаборатории определяется ареометром, пикнометром или рычажными весами, на буровой – денсиметрами радиоактивного действия.

5) Определение фильтрации при статических условиях –прибором ВМ-6 при давлении 0,1 мПа. Для определения фильтрации используется формула:

В­₃₀=В_t*30/t

Относительная фильтрация вычисляется как отношение выделившейся воды к содержащейся в 100 см³тампонажного раствора (приемлемо – 15-20%)

6) Определение прочности цементного камня - в РФ определяется пределом на изгиб. Как правило, для этих целей используют балочки 4*4*16 см на приборе Михаэлиса. Предел прочности для горячих скважин должен быть не менее 3,5 мПа

7) Проницаемость камня. Цементный камень должен иметь как можно более низкую проницаемость для жидкости и газа. Проницаемость зависит от пористости, температуры и срока твердения, а также взаимодействия фильтрующихся флюидов. Величина 3*10^-3 мкм обеспечивает качественную изоляцию продуктивных горизонтов.

8) Определение водоотделения. Цементное тесто заливают в два цилиндра так, чтобы в каждом из них метка 250 см находилась на уровне верхнего края мениска. Цилиндры оставляют в покое при температуре (20±3)°С . Через 2 ч измеряют объем отделившейся сверху воды. Разница в отстоях в обоих цилиндрах не должна быть более 0,5 см³.

Водоотделение определяется по формуле с точностью 0,1%:

Реагенты – ускорители и замедлители сроков схватывания..

В условиях аномально низких и аномально высоких пластовых давлений время схватывания цемента отклоняется от времени схватывания при нормальных пластовых давлениях. Так, при АВПД время схватывания может уменьшится в 1,5-2 раза и более, в следствие этого может произойти преждевременное схватывание, приводящее к следующим проблемам:

Цементный раствор застынет на недостаточной глубине – буровой раствор и буферные жидкости (если таковые применяются) останутся под слоем цемента; произойдет не полное закрепление ствола колонны, так как глубинные слои останутся без крепежа.

1) ТЦ может повредить стенки скважины из-за экстремально быстрого схватывания, что может привести к трещинам и поломкам.

2) Может произойти закупоривание продуктивных пластов

Аналогично для АНПД.

В связи с этим возникла необходимость применения реагентов, в зависимости от режима давления использует замедлители (АВПД) и ускорители схватывания (АНПД).

В качестве ускорителей сроков схватывания применяют :

- Хлорид кальция CaCl₂ – 2-3% от массы цемента

- Хлорид Алюминия AlCl₃ до 10% от массы

- Хлорид натрия NaCl 2-3%

Реагенты предварительно растворяют в воде, после чего этой водой затворяют цемент, получаемый цементный раствор закачивают в скважину.

В условиях аномально высоких давлений процессы схватывания происходят значительно быстрее, чем соответственно в условиях с нормальным пластовым давлением, поэтому необходимо использовать реагенты-замедлители, наиболее распространенные из них:

- Лигносульфонаты Кальция

- Сульфит-спиртовая барда (ССБ)

- Сульфит-дрожжевая бражка (СДБ)

- Карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ)

- Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)

- Виннокаменная кислота

- Карбамид (NH₂)₂CO

Технологический процесс растворения и введения в скважину у реагентов замедлителей аналогичен технологическому процессу у реагентов-ускорителей.

Регуляторы реологических свойств.

Для регулирования реологических характеристик тампонажных растворов (увеличения или уменьшения вязкости и предельного напряжения сдвига) вводятся различные реагенты. Необходимо учитывать, что многие из них влияют на процессы гидратационного твердения в стороны ускорения или замедления.

Такие вещества могут вызывать сильное пенообразование при приготовлении раствора, поэтому их рекомендуется применять с пеногасителями.

КССБ – конденсированная сульфит-спиртовая барда – продукт конденсации ССБ с формальдегидом и фенолом в кислой среде с последующей нейтрализацией NaOH до нейтральной или слабокислой среды. Основная задача КССБ – понижение показателя фильтрации в буровых растворах, независимо от типа воды, на которой они приготовлены (пресная либо минерализованная). Буровой раствор, обработанный КССБ будет устойчивым от воздействия высоких температур (до 200 град) и давлений (до 800 атм), а также от негативных воздействий цемента и электролита. Такой раствор имеет малую липкость, и тонкую плотную фильтрационную корку.

Существует три разновидности (марки) данного реагента:

– КССБ-1 – для обработки буровых растворов, основой которых является пресная вода, с содержанием солей не более 10%;

– КССБ-2 – для улучшения качественных характеристик известковых и высококальциевых растворов, а также растворов, с содержанием солей более 10%;

– КССБ-4 – для обработки пресных и высокоминерализованных буровых растворов.

ФХЛС – феррохромлигносульфонат – продукт обработки лигносульфонатов хроматами, выпускается в виде порошка бурого цвета – классический реагент для уменьшения вязкости и предельного напряжения сдвига.

Мочевина (карбамид) – выпускается в виде гранул белого цвета, в зависимости от температурного режима скважины может выступать как реагент повышающий вязкость или понижающий. При низких положительных температурах , а в сочетании с нитратом кальция, хлоридом кальция и нитрит-нитрат-хлоридом кальция – при отрицательных температурах увеличивает вязкость ТЦ, а также значительно ускоряет твердение. При температуре выше 50^о действует как понизитель вязкости, также замедляет твердение цемента. Достоинство карбамида – он не вызывает коррозию труб, что очень важно в условиях с АВПД.

Полифенол лесохимический (ПФЛХ) - продукт формальдегидной конденсации полифенолов растворимых смол темролиза древесины. Один из эффективнейших понизителей вязкости и предельного напряжения сдвига, замедляет схватывание и твердение, хорошо растворим в воде, Применяется в виде 10%-ного водного или водощелочного раствора, при приготовлении образует пену, поэтому необходимо использовать в сочетании с пеногасителями.

Поливиниловый спирт (ПВС) – получается путем омыления поливинилацетата, значительно увеличивает вязкость ТЦ, но при этом замедляет схватывание.

Сульфированный нитролигнин – приготавлевается путем сульфирования нитролигнина солями сернистой кислоты, понижает вязкость и пластическое напряжение сдвига, при этом замедляет схватывание и твердение раствора. Применяется в виде 10-% -ного раствора с рН=7.

Пластификаторы

Пластификаторы — это вещества, которые вводят в состав полимерных материалов для придания (или повышения) эластичности и (или) пластичности при переработке и эксплуатации. Пластификаторы облегчают диспергирование ингредиентов, снижают температуру технологической обработки композиций, улучшают морозостойкость полимеров, но иногда ухудшают их теплостойкость. Некоторые пластификаторы могут повышать огне-, свето- и термостойкость полимеров.

Общие требования к пластификаторам: хорошая совместимость с полимером, низкая летучесть, отсутствие запаха, химическая инертность, стойкость к экстракции из полимера жидкими средами, например, маслами, моющими средствами.

Наиболее распространенные пластификаторы.

Нейтрализованный черный контакт (НЧК) – продукт нейтрализации едким натром нафтеновых сульфокислот. Применяется совместно с различными реагентами, которые вызывают образование пены, показывая хорошие свойства пеногасителя. Умеренно пластифицирует растворы и замедляет их схватывание.

Пластификатор адипиновый – пластифицирует цементные растворы, при этом не оказывая воздействия на гидратацию.

Пластификатор ВЛХК – продукт омыления щелочью растворимой смолы – является пластификатором, имеет недостаток – вспенивается при приготовлении раствора

Суперпластификатор С-3 – продукт конденсации нафталиноксисульфокислот формальдегидом, степень полимеризации 2-10. Очень сильный пластификатор, при этом не оказываюзий влияние на гидратационные процессы, что обосновывает его популярность.

Суперпластификатор 10-03 – разновидность С-3 на основе меламиноформальдегидных смол., обладает более сильными пластифицирующими свойствами, существенным недостатком является невозможность использования в условиях крайнего севера, теряет свои свойства при замерзании.

Кроме химических реагентов в качестве регуляторов реологических свойств вместе с химреагентами используют наполнители: глины, песок и др. Оптимальное соотношение вяжущего, наполнителя и химреагента подбирается экспериментально.

Пеногасители

Антивспенивающие агенты (антивспениватели или пеногасители) — химические вещества, используемые в технологическом процессе для предотвращения или снижения образования пены веществами, склонными к пенообразованию.

Способы пеногашения довольно многообразны. Возможны два пути борьбы с пеной: 1) предупреждение пенообразования; 2) разрушение образовавшейся пены.

И то, и другое можно осуществить с помощью введения химических добавок; в основном это добавки, разрушающие пену — пеногасители или антивспениватели.

Соапсток – отход переработки растительных масел, содержит 41% жирных кислот и 50% нейтральных включений. Не растворяется в воде, а растворяется в нефтепродуктах, 10%-ный раствор кислого соапстока в дизельном топлеве является хорошим пеногасителем. В растворах с сильной минерализацией и при высокой температуре действие реагента ухудшается. Он вводится вместе с вспенивающим раегентом, эффект пеногашения усиливает добавка графита.

Костный жир – жир животный технический (ЖЖТ), хороший пеногаситель, вводится в виде 20%-ного раствора в дизельном топливе, совместно с вспенивающим реагентом.

Флотомасло - получается при разгонке древесной смолы, пеногаситель, вводится в воду затворения без предварительной подготовки в количестве 2-3% от объема воды.

Окисленный парафин (ОКП-50) – эффективный пеногаситель с добавкой СДБ и КССБ. Ценным достоинством является то, что он гасит пену любой солености, поэтому применяется в случаях повышенной минерализации.

ОКСИДАТ вжс – аналогичен окисленному парафину, хорошо гасит пену в хлоркальцевых растворах.

СКС-30 (РС) суспензия резины в дизельном топливе в соотношении 1:10, наиболее эффективна в хлоркальциевых растворах, с увеличением минерализации эффективность возрастает. Недостатком является, что этот реагент малоэффективен в нефтеэмульсионных растворах.

Паста ВМС – пеногаситель на основе синтетических жирных спиртов, хорошо растворима в воде и углеводородах, эффективна в широких интервалах температур, в растворах любой минерализации, вводится в количестве 0,1% от объема воды затворения.

Регуляторы водоотдачи

На практике в большинстве случаев используются понизители водоотдачи - высокомолекулярные анионногенные полиэлектролиты линейного строения с большой плотностью зарядов. Они стабилизируют глинистую суспензию, повышают ее агрегативную устойчивость, поэтому их часто называют реагентами-стабилизаторами.

При обработке понизителями водоотдачи степень дисперсности глинистых частиц не меняется, но частицы, окруженные защитными сольватными оболочками, в процессе фильтрации образуют малопроницаемую глинистую корку.

Как известно структурообразование в глинистых растворах обусловлено слипанием глинистых частиц по краям, где гидратная оболочка мала и имеются ненасыщенные валентности разного знака. При обработке реагентами-стабилизаторами, молекулы реагента “экранируют” глинистую частицу. Возможность слипания частиц уменьшается. Реагент как бы подавляет структурообразование в глинистом растворе. Поэтому СНС, которое характеризует прочность структуры, уменьшается.

Уменьшение интенсивности структурообразования наблюдается до некоторого предела концентрации реагента понизителя водоотдачи. УВ увеличивается, т.к. реагенты обладают высокой вязкостью. При превышении предельной концентрации реагента СНС и УВ начинают расти, это объясняется особенностью формы молекулы реагента.

При малых концентрациях макромолекулы реагента имеют форму свернутых клубов и слабо взаимодействуют между собой. При увеличении концентрации клубки расправляются, приобретая вид спиралей, гармошек. Молекулы сцепляются между собой, способствуя структурообразованию.

Таким образом, при обработке химическими реагентами понизителями водоотдачи под влиянием реагента происходит снижение водоотдачи и повышение условной вязкости (УВ) глинистого раствора. Статическое напряжение сдвига (СНС) при малой концентрации реагента понижается, а при большой – растет. Эти реагенты не коагулируют в присутствии значительного количества электролитов, т.е. поддерживают высокое качество при попадании в раствор посторонних солей. За это качество эти реагенты называют реагентами–стабилизаторами.

При использовании выбираются реагенты с максимальной величиной вязкости 1%-ного раствора.

Регуляторы плотности

Одно из наиболее важных условий хорошего цементирования скважины – полное замещение бурового раствора тампонажным. Чем полнее удален буровой раствор и чем равномернее распределен тампонажный, тем меньше возможность межпластовых перетоков флюидов и возникновение проявлений. ТЦ должен иметь наибольшую плотность, для этих целей используются утяжелители (намного реже облегчители) наиболее распространенные из них:

- барит BaSO₄; плотность= 4,5 г/см³

- диоксид марганца MnO₂; плотность=5,0 г/см³

- гематит Fe₂O₃; плотность=4,9 - 5,3 г/см³

- феррофосфорFe_хР_y; плотность=7,7 г/см³

- ферросилиций Fe_[Si_y: плотность =2,3 – 5,0 г/см³ (в зависимости от марки)

В качестве облегчения используют насыщение ТЦ газом (воздухом или азотом), также могут вводится легкие наполнители (полиэтиленовая крошка)