Добавка для снижения водно и газопроницаемости цементного камня полицем газблок
Обновлено: 15.05.2024
Облегченный тампонажный состав для цементирования скважин в высокопроницаемых горных породах в условиях сероводородной агрессии
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в условиях интенсивных (полных) поглощений и сероводородной агрессии. Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях интенсивных поглощений и сероводородной агрессии содержит тампонажный сульфатостойкий цемент - ПЦТ I-G СС-1, расширяющую добавку - ДР-100, микрокалиброванное гранулированное пеностекло - МКГПС и воду, отличающийся тем, что в составе дополнительно содержится газоблокатор для снижения фильтрации, водо- и газопроницаемости, в качестве которого используется Газблок, при следующем соотношении ингредиентов, % от веса цемента: ПЦП-GCC-1 - 100,0; расширяющая добавка (ДР-100) - 1,0; микрокалиброванное гранулированное пеностекло - 6,0; газблок - 0,5; водоцементное отношение - 0,52. 2 табл.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для цементирования скважин в условиях интенсивных (полных) поглощений и сероводородной агрессии.
Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощения (патент РФ №2161240, Е21В 33/138, 06.05.1998), включающий, мас. %: цемент (100), хлористый кальций (2-2,5), кальцинированную соду (1,5-2), двуокись марганца (0,4-1) и воду (45-50). Дополнительно авторы указывают на способность указанного цементного раствора противодействовать сероводородной агрессии, благодаря нейтрализующему действию двуокиси марганца. Недостатком данного тампонажного состава является то, что, во-первых, раствор относится к быстросхватывающим смесям за счет использования хлористого кальция, который снижает прочность цементного камня, особенно в условиях сероводородной агрессии. Во-вторых, двуокись марганца по нейтрализующей способности сероводорода наиболее эффективна при пониженных значениях показателя рН, а тампонажный раствор имеет показатель рН, равный 12-13. По данным Я.А. Рязанова (Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.) при увеличении рН с 4 до 9 поглотительная способность двуокиси марганца уменьшается в 1,5 раза. Кроме этого, после затвердевания цементного камня двуокись марганца вообще не будет вступать в реакцию с сероводородом.
Известен расширяющийся тампонажный цемент (патент РФ №2013523, Е21В 33/138, 18.03.1991) для цементирования скважин, располагающихся в пластах с флюидами, содержащими сероводород. Тампонажный цемент содержит, мас. %: портландцемент (7-14), сульфатосодержащий компонент (6-13) и сульфоалюминатное гидравлическое вяжущее (73-87). Основным недостатком указанного тампонажного цемента является необходимость его изготовления по специальной технологии на цементном заводе, что значительно затрудняет его оперативное применение, особенно при цементировании поисковых и разведочных скважин.
Известна тампонажная смесь, предназначенная для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения (патент РФ №2474603, С09К 8/467, 11.05.2011). Тампонажная смесь содержит, вес.%: тампонажный портландцемент (100), глинопорошок - бентонит (25-50), сернокислый глинозем (0,5-0,6), полые стеклянные сферы (5-10), высоководопотребное тонкомолотое вяжущее - «Микродур» или «ИНТРАЦЕМ» (5-10) и воду (195-346). Недостатком указанной тампонажной смеси является использование бентонита, способствующего кратному снижению прочности цементного камня, особенно в условиях сероводородной агрессии.
Известен тампонажный раствор, предназначенный для крепления скважин, в разрезе которых встречаются пласты с аномально низкими пластовыми давлениями в условиях сероводородной агрессии (а.с. №1682531 A1, Е21В 33/138, 19.07.1989, прототип). Тампонажный раствор содержит, мас. %: тампонажный цемент (52,6-62,5), хромфтористые отходы производства полупроводников (ХФО) (2,9-6,6) и воду (остальное). Данный тампонажный раствор имеет суффозную и седиментационную устойчивость при высоком водоцементном отношении и низкой плотности, высокую скорость твердения и термостойкость. Недостатком указанного тампонажного раствора является сложность его приготовления (устанавливают приблизительно количество ХФО, определяют влажность ХФО путем высушивания, рассчитывают требуемое количество пасты, помещают в воду затворения и тщательно перемешивают и т.п.).
Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение облегченного тампонажного раствора, обладающего кольматирующей способностью, и, цементный камень которого способен расширяться при твердении и противостоять сероводородной агрессии.
Технический результат изобретения заключается в качественном цементировании скважин в условиях полных поглощений и сероводородной агрессии.
Решение поставленной задачи достигается тем, что к известному тампонажному сульфатостойкому цементу ПЦТ I-G СС-1 добавляется расширяющая добавка (ДР), микрокалиброванное гранулированное пеностекло (МКГПС), газоблокатор для снижения фильтрации, водо- и газопроницаемости (Газблок) и вода, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
| - ПЦТ I-G СС-1 | 100,0; |
| - Расширяющая добавка (ДР-100) | 1,0; |
| - Микрокалиброванное гранулированное пеностекло | 6,0; |
| - Газблок | 0,5; |
| - Вода | 55,9. |
Доровских И.В. (Обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин: автореферат дис. … канд. техн. наук: Специальность 25.00.15 «Бурение и освоение скважин». - Санкт-Петербург: СПГГУ, 2011. - 20 с.) предлагает использовать сульфатостойкий портландцемент марки ПЦТ И-СС-100 с добавками к жидкости затворения (воде) 0,5% КМЦ и 5% РДН-У (реагент для добычи нефти универсальный). Согласно промысловым данным ООО «Лукойл-Коми» на площадях и месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции применяет сульфатостойкие цементы марки ПЦТ I-G СС-1 для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии (содержание сероводорода до 15% об.). Сульфатостойкий портландцемент конечно не обладает коррозионной стойкостью к сероводороду с содержанием более 6%. Однако процессы коррозии в цементном камне можно замедлить использованием газоблокаторов, которые снижают не только водо-, но и газопроницаемость. В качестве газоблокатора используется реагент «Газблок».
Для решения поставленных задач исходный состав тампонажной жидкости должен включать кроме вяжущего материала кольматирующую и расширяющую добавку. В качестве кольматирующей добавки используется микрокалиброванное гранулированное пеностекло (МКГПС), расширяющей добавки - ДР-100.
Микрокалиброванное гранулированное пеностекло (производство компании «СТЭС-ВЛАДИМИР, КГПС «НЕОПОРМ») характеризуется не только низкой плотностью, но и высокой удельной прочностью на объемное сжатие. МКГПС обладает большой удельной поверхностью, поэтому оно более активно адсорбируют жидкость затворения на начальном этапе гидратации, равномерно распределяясь в объеме раствора (камня), образуя композитный материал. В предлагаемом тампонажном растворе МКГПС используется в качестве облегчающей добавки. Кроме снижения плотности и повышения закупоривающих свойств тампонажного раствора добавка МКГПС обеспечивает высокое качество изоляции поглощений за счет увеличения адгезионного сцепления камня со стенками поглощающих каналов, которое возникает у предварительно напряженного камня при изменении давления в процессе проведения цементирования.
Для проверки эффективности действия предлагаемого тампонажного раствора проведены лабораторные исследования. Замеры технологических параметров тампонажного раствора проводились с использованием стандартных приборов. Результаты технологических свойств и параметров предлагаемого тампонажного раствора представлены в таблице 1.
Результаты проведенных исследований (таблица 1) показывают, что тампонажный раствор обладает достаточной подвижностью (растекаемость - 23,5 см) и прочностью цементного камня (6,617 МПа - на изгиб; 11,535 МПа - на сжатие) при пониженной плотности (1540 кг/м 3 ), что обеспечивается обработкой раствора МКГПС, обеспечивающего также кольматацию поглощающего пласта. Отличительной особенностью тампонажного раствора является очень низкая фильтрация (9 см 3 /30 мин.) за счет обработки раствора Газблоком, который обеспечивает коррозионную стойкость цементного камня в условиях сероводородной агрессии за счет снижения водоотдачи и проницемости. Сроки схватывания (начало - 9 ч., конец - 10 ч. 45 мин.) достаточны для прокачивания цементного раствора на большие глубины.
Для проведения исследований по оценке сероводородной стойкости цементного камня использовался коэффициент коррозионной стойкости (ККС), предложенный В.С. Данюшевским, который определялся как отношение предела прочности при сжатии и на изгиб для материала образцов, испытанных в агрессивной среде, к аналогичному показателю для контрольных образцов. ККС является критерием сравнительной стойкости цементов. Цемент признается стойким к агрессии и долговечным при величине ККС, равной или более 0,85, менее 0,85 считается нестойким в данной среде. Исследования в агрессивной среде проводились в течение 3 месяцев в пластовой воде, содержащей сероводород в количестве 1% об. Результаты исследований представлены в таблице 2, из которых видно, что разработанный цементный камень является коррозионностойким.
Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявляемый состав тампонажного раствора новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе.
Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях интенсивных поглощений и сероводородной агрессии, содержащий тампонажный сульфатостойкий цемент - ПЦТ I-G СС-1, расширяющую добавку - ДР-100, микрокалиброванное гранулированное пеностекло - МКГПС и воду, отличающийся тем, что в составе дополнительно содержится газоблокатор для снижения фильтрации, водо- и газопроницаемости, в качестве которого используется Газблок, при следующем соотношении ингредиентов, % от веса цемента:
ПОЛИЦЕМ ПФ
Добавка для снижения фильтрации тампонажных растворов Полицем ПФ основе сульфированных синтетических сополимеров.
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТА
Температурный диапазон применения 15-100 ºС.
Рекомендуемая дозировка к массе цемента 0,3 – 0,6 %.
Вязкость 1%-го водного раствора 0,8 – 1,2 мПа•с.
Температурный диапазон применения 50-150 ºС.
Рекомендуемая дозировка к массе цемента 0,4 – 0,8 %.
Вязкость 1%-го водного раствора 7,0 – 10,0 мПа•с.
Температурный диапазон применения 50-200 ºС.
Рекомендуемая дозировка к массе цемента 0,2 – 0,8 %.
Вязкость 1%-го водного раствора 5,0 – 7,0 мПа•с.
ПРИМЕНЕНИЕ
Добавка предназначена для применения в технологических процессах крепления нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин с целью эффективного уменьшения фильтрации цементного раствора. В зависимости от марки добавки она может применяться при температурах от 15 до 200 °С.
ОБРАБОТКА
Добавки вводят в состав сухой цементной смеси. При необходимости добавки в воду затворения тампонажного раствора. Расход добавок устанавливается на основании предварительного подбора состава растворной цементной смеси. Ориентировочные дозировки: в пределах 0,3-0,8% к массе сухого цемента для эффективного снижения показателя фильтрации.
УПАКОВКА
Полицем ПФ упаковывают по 25 кг в полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем.
ПОЛИЦЕМ ГАЗБЛОК
Полицем Газблок представляет собой реагент на основе синтетических сульфированных полимеров, предназначенный для снижения фильтрации тампонажных растворов и предотвращения заколонной миграции пластовых флюидов.
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТА
Насыпная плотность 300-550 кг/м³.
Водородный показатель водного раствора добавки с массовой долей 1% 7-9 рН.
Насыпная плотность 400-600 кг/м³.
Водородный показатель водного раствора добавки с массовой долей 1% 6-8 рН.
ПРИМЕНЕНИЕ
Добавка предназначена для применения в технологических процессах крепления нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин с целью эффективного уменьшения фильтрации цементного раствора. Вызывает замедление нарастания предельного статического напряжения сдвига тампонажных растворов, способствуя тем самым передаче гидростатического давления на забой скважины. В конце периода замедленного нарастания предельного статического напряжения сдвига вызывает быстрое схватывание цементного раствора, препятствуя проникновению газа в заколонное пространство. Реагент не обладает эффектом замедления сроков схватывания цементного раствора, сохраняет работоспособность при температурах до 210 °С и не загущает раствор. Добавка характеризуется высокой устойчивостью к солям одно- и поливалентных металлов, эффективно работает с соленасы¬щенными цементными растворами. Полицем Газблок-2 дополнительно умеренно пластифицирует тампонажные растворы.
ОБРАБОТКА
Добавки вводят в состав сухой цементной смеси. При необходимости добавки можно вводить в воду затворения тампонажного раствора. Расход добавок устанавливается на основании предварительного подбора состава растворной цементной смеси. Ориентировочные дозировки: в пределах 0,3 – 0,5% к массе сухого цемента для эффективного снижения показателя фильтрации и 0,6 – 0,8% к массе сухого цемента для предотвращения заколон¬ных перетоков пластовых флюидов.
УПАКОВКА
Добавку для снижения водопроницаемости и газопроницаемости цементного камня Полицем Газблок упаковывают по 25 кг в полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем.
Добавка для снижения водно и газопроницаемости цементного камня полицем газблок
Реагент, снижающий газопроницаемость цементного камня. Предназначен для обработки тампонажных растворов различной плотности и на основе любой марки портландцемента. Область применения ограничивается температурой 70 °С. Реагент Газблок применяется при цементировании обсадных колонн в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах с высоким газовым фактором. Включение Газблока в состав сухой смеси за счет повышения вязкости фильтрата тампонажного раствора и увеличения его поверхностного натяжения позволяет качественно снизить газопроницаемость как раствора так и камня.
Высокая эффективность применения Газблока достигается при оптимальной концентрации и в комплексе с понизителем водоотдачи Гидроцем .
Добавка для снижения водно и газопроницаемости цементного камня полицем газблок
Полимерная газоблокирующая добавка для тампонажных растворов.
Предназначен для снижения водо- и газопроницаемости цементного камня. Представляет собой модифицированный сополимер винилацетата.
Физико-химические свойства
Упаковка
Стандартная упаковка — 3–5-слойные полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем. Допускается упаковка в другую влагонепроницаемую тару по согласованию с потребителем.
Требования безопасности
Относится к группе горючих веществ с температурой самовоспламенения более 200°С. По токсическим свойствам относится к малоопасным продуктам (4 класс опасности).
Транспортировка и хранение
Доставляется автомобильным, железнодорожным транспортом.
Хранится в таре изготовителя в крытых складских помещениях, исключающих попадание влаги, вдали от отопительных приборов. Газблок, упакованный в контейнеры, допускается хранить на открытых асфальтированных площадках. Хранение в складских помещениях с земляным полом не допускается. Температура хранения Газблока не должна превышать +30°С.
Гарантийный срок хранения — 1 год со дня изготовления.
Применение
Газблок является эффективной добавкой к цементным растворам и позволяет значительно снизить газопроницаемость цементного камня.
Оптимальная концентрация — 1–2%.
В настоящее время реагент Газблок положительно зарекомендовал себя при цементировании обсадных колонн на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
Повышение прочности тампонажного камня минеральными добавками
Современные требования к надежности и прочности конструкции скважины обуславливают необходимость развития технологий и материалов для ее строительства.
Современные требования к надежности и прочности конструкции скважины обуславливают необходимость развития технологий и материалов для ее строительства. Не малую роль в надежности конструкции скважины играет цементное кольцо, расположенное за обсадной колонной.
В процессе заключительных работ по сооружению скважины и ее эксплуатации крепь воспринимает значительные нагрузки, носящие постоянный, периодичный и кратковременный характер. Состояние цементного кольца за обсадной колонной напрямую влияет на герметичность разобщения продуктивных и водоносных горизонтов между собой и изоляцию обсадных колонн от негативного влияния пластовых флюидов.
Соответственно разрушение тампонажного камня приводит к возникновению межколонных давлений, появлению грифонов, межпластовым перетокам и преждевременному обводнению пласта.
На проницаемость и прочностные параметры тампонажного камня влияют как характеристики самого цемента (минералогический состав клинкера, гранулометрический состав портландцемента), так и условия, в которых происходит гидратация и твердение образцов. Наиболее перспективным направлением повышения прочности цементного камня, удовлетворяющим условиям и технологиям цементирования нефтяных и газовых скважин является ввод в тампонажную смесь ультрадисперсных минеральных добавок.
Тонкомолотые минеральные добавки-уплотнители могут активно участвовать в процессах структурообразования и заполнять пространство между частицами цемента, уплотняя тем самым его структуру. Кроме добавок-уплотнителей по гранулометрическому составу выделяют добавки-разбавители и добавки-наполнители [1].
Рис.1. Приближенная модель структуры, получаемой из цемента с добавками уплотнителями (а), разбавителями (б) и наполнителями (в)
Из этой модели видно, что наибольшее число уплотняющих контактов формируется при добавке-уплотнителе.
При использовании более крупных добавок число упрочняющих контактов резко снижается, что соответственно снижает эффект повышения прочности цементного камня.
Были исследованы следующие минеральные добавки:
- кварцевая мука (ОАО ТД «Кварц»);
- диабазовая мука (ООО «Диабаз»);
- микрокремнезем неуплотненный МК-85;
- испытания проводились на цементе марки ПЦТ-I-G-CC-1 (ОАО «Сухоложскцемент»).
Химический состав цементного порошка:
- 3-кальциевый силикат - 52%;
- 3-кальциевый алюминат - 2,4%;
- 4-кальциевый алюмоферрит - 14,9%.
В качестве базовой рецептуры использовался цементный раствор с В/Ц=0,49, в который кроме цементного порошка входили гидроксиэтилцеллюлоза (0,2% от массы вяжущего) и пеногаситель (0,03% от массы вяжущего).
При данном водоцементном отношении плотность раствора составила 1,87 г/см 3 , растекаемость - 210 мм. Минеральные добавки вводились в сухую смесь в количестве 1, 1,5, 2, 3, 5, 7, 10% от массы цементного порошка.
Исследование прочности тампонажного камня на изгиб проводилось на образцах-призмах размером 20х20х80 мм, выдерживаемых при температурах 24 и 70ºС в ванне с пресной водой.
Прочностные показатели камня определялись по результатам испытаний на изгиб как среднее арифметическое 3 х наибольших результатов из 4 х . Испытания проводились через 24, 48 и 72 ч твердения.
По данным проведенных исследований выявили, что оптимальный объем добавки кварцевой муки составляет 1% для температуры 24ºС и 2% для температуры 70ºС. Прирост прочности на изгиб относительно базовой рецептуры составил 31% и 95% для температур 24ºС и 70ºС соответственно (рис. 2, рис. 3).
Значительное повышение прочности цементного камня при повышенной температуре объясняется увеличением активности кварца (кварц становится активной добавкой при температурах выше 60ºС) и соответственно его участием в структурообразовании, то есть происходит сцепление кристаллов портландцемента с частицами кварца. Кроме того, размер частиц кварца примерно соответствует частицам цемента, то есть кварцевая мука в данном случае является разбавителем, что не снижает плотность структуры камня.
Рис. 2. Прочность на изгиб при 24ºС через 72 ч
Рис. 3. Прочность на изгиб при 70ºС через 72 ч
Оптимальное содержание диабазовой муки в тампонажном растворе составило 1% для 70ºС и 1,5% для 24ºС.
Повышение прочности составило 20% и 75% соответственно для 24ºС и 70ºС (рис. 2, рис. 3). Увеличение прочностных параметров можно объяснить родственным химическим составом диабазовой муки и портландцемента. В химический состав диабаза входит 76% оксида кремния (SiO 2 ), 12,3% оксида алюминия Al 2 O 3 ), 4% оксида кальция (CaO) и 3,7% оксида железа (FeO+Fe 2 O 3 ). Как и в случае с кварцевым песком рост прочности при повышенных температурах обусловлен увеличением активности добавки.
По тонкости помола диабазовая мука уступает цементному порошку, соответственно уплотнения структуры камня не происходит, то есть добавка диабаза выступает в роли наполнителя. Этим объясняет снижение прироста прочности по отношению к добавке кварцевой муки.
Наибольшие прочностные показатели на изгиб с добавкой метакаолина получили при его содержании в смеси 1% и 3% соответственно для «горячих» и «холодных» условий.
Получили прирост прочности на изгиб в размере 79% и 33% для 70ºС и 24ºС соответственно (Рис.2, Рис.3).
По химическому составу метакаолин представляет аморфный силикат алюминия (Al 2 O 3 •SiO 2 ), что обуславливает его участие в формировании структуры камня. По результатам исследования прочностных показателей цемента с добавкой ФАМ наибольший эффект получили при вводе 1% добавки.
Прирост прочности составил 18% и 61% для «холодных» и «горячих» условий соответственно (Рис.2, Рис.3). Весьма эффективно повышает прочность тампонажного камня добавка микрокремнезема марки МК-85. Наилучшие показатели достигнуты при его содержании в тампонажной смеси в количестве 3% и 10% для 70ºС и 24ºС соответственно. Повышение прочности составило 72% для «горячих» и 33% «холодных» условий (рис. 2, рис. 3).
Ввиду высокой дисперсности МК-85 он обладает значительной водопоглащающей способностью. Для сохранения необходимой подвижности тампонажного раствора при содержании МК более 5% дополнительно вводили поликарбоксилатный пластификатор в количестве 0,08% от массы цемента.
Основным компонентом микрокремнезема является диоксид кремния аморфной модификации. Рост прочности камня объясняется мелким гранулометрическим составом и весьма высокой пуццолановой активностью микрокремнезема, что способствует его взаимодействию с гидроксидом кальция, образующимся при затворении цемента, и значительному уплотнению структуры камня. По результатам исследований выявлено влияние минеральных добавок на прочностные показатели цементного камня. Для условий низких температур (24ºС) наилучшими прочностными показателями обладает тампонажный цемент с добавкой неуплотненного микрокремнезема марки МК-85 в размере 10% (рис. 2), для условий умеренных температур (70ºС) наилучшими прочностными показателями обладает тампонажный цемент с добавкой кварцевой муки в размере 2% (рис. 3). Данные минеральные добавки участвуют в процессах структурообразования и способствуют формированию мелкопористой структуры, что существенно повышает прочность тампонажного камня.
1. Курочка П.Н. Экспериментально-теоретические предпосылки повышения прочности цементного камня тонкодисперсными минеральными добавками и добавкой, содержащей фуллерены, П.Н. Курочка, А.В. Гаврилов; Вестник РГУПС. 2013. №1. С. 97‒102.
Тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в интервалах залегания ММП
Многолетнемерзлые породы широко распространены на нашей планете и имеются на всех континентах, за исключением Австралии. ММП занимают около 47% территории России. В связи с ростом объемов буровых работ в северных районах приобрели актуальность специфические проблемы, связанные с цементированием обсадных колонн в вечной мерзлоте.
Многолетнемерзлые породы широко распространены на нашей планете и имеются на всех континентах, за исключением Австралии. ММП занимают около 47% территории России. В связи с ростом объемов буровых работ в северных районах приобрели актуальность специфические проблемы, связанные с цементированием обсадных колонн в вечной мерзлоте.
Обычные тампонажные портландцементы непригодны для применения в интервалах ММП, так как они не схватываются, а замерзают при температурах ниже нуля, даже с добавками хлористого кальция, а скорость гидратации при температурах ниже 4°С незначительна.
Если цементный раствор замерзает до начала схватывания, то в нем образуются прожилки льда. При растеплении образца и дальнейшем твердении при положительной температуре лед тает, а прожилки превращается в трещины, количество которых достигает 100 на 1 см2 площади. Трещины являются причиной резкого снижения прочности цементного камня и чрезвычайно высокого роста проницаемости образцов, достигающей 200 мД и более [1].
Таким образом, основным направлением исследований в данной области стала разработка альтернативных тампонажных материалов, соответствующих геолого-техническим условиям цементирования обсадных колонн в интервалах залегания ММП. Среди множества предложенных решений наибольшее распространения получили два типа материалов: на базе высокоглиноземистых цементов и на базе гипсоцементных смесей.
Основным компонентом высокоглиноземистых цементов является моноалюминат кальция CA. Такие цементы обычно схватываются и набирают прочность при низких температурах. Однако они имеют существенные недостатки, среди которых высокое тепловыделение при гидратации, приводящее к растеплению приствольной зоны в процессе ОЗЦ, а также несовместимость их с портландцементом и большинством реагентов, применяемых для обработки тампонажных растворов. Например, хлористый натрий резко замедляет сроки схватывания, а добавка хлористого кальция, напротив, может привести к мгновенному схватыванию цементного раствора. По этим причинам высокоглиноземистые цементы в настоящее время практически прекратили применять для цементирования обсадных колонн.
Наиболее широко в арктических районах Аляски и Канады применяются гипсоцементные тампонажные композиции. В 60-х - 70-х годах ХХ века в фирмой Halliburton были проведены исследования тампонажных материалов для ММП [2] и разработан состав на базе гипсоцементной смеси, получивший широкое распространение под маркой «Permafrost». Далее, аналогичные составы были разработаны другими компаниями. Гипсоцементная композиция была разработана во ВНИИКРнефть и выпускалась под маркой ЦТН [3].
Гипсоцементные смеси обладают рядом преимуществ перед другими материалами - способность схватываться и набирать прочность при отрицательных температурах, сохранение прочности цементного камня при воздействии знакопеременных температур, хорошее сцепление, по данным лабораторных исследований, с многолетнемерзлыми породами (смоделированными в лаборатории) и с обсадными трубами. Также гипсоцементным смесям присущи определенные недостатки, главными из которых являются низкая водостойкость гипса и большое водоотделение (и, соответственно, усадка) тампонажного раствора.
Требования, предъявляемые к тампонажному материалу, предназначенному для цементирования интервалов ММП, достаточно полно изложены в работах [4] и [5]. Они были рассмотрены с небольшими изменениями в следующем виде:
- цементный раствор должен схватываться при температуре до -5ºС;
- цементный раствор должен обеспечивать приемлемое, технологическое оправданное время ОЗЦ;
- цементный камень должен приобретать за время ОЗЦ прочность, достаточную для продолжения буровых работ;
- цемент должен иметь низкую теплоту гидратации для уменьшения степени оттаивания мерзлых пород;
- цементный камень должен быть стойким к циклическим изменениям знакопеременных температур;
- цементный камень должен иметь высокую водостойкость (сохранять прочность при хранении в воде).
Кроме того, цементные раствор и камень должны обладать рядом свойств, предъявляемых к тампонажным растворам в целом (седиментационная устойчивость, технологически приемлемое время загустевания и т. д.).
На основе анализа литературных источников, промысловых данных и результатов лабораторных исследований наиболее перспективным материалом была признана гипсоцементная смесь. При этом заданным параметрам тампонажных растворов соответствовал только высокопрочное гипсовое вяжущее, позволяющее получить высокую раннюю прочность и удовлетворительную водостойкость цементного камня.
Анализ рынка и лабораторные испытания показали, что предъявляемым требованиям, как в части обеспечения заданных параметров тампонажных растворов, так и в части соотношения цена/качество, в наибольшей степени отвечает ГВВС для тампонажных растворов (Тампонажный гипс) производства ЗАО «Самарский Гипсовый Комбинат», который и был принят в качестве базового материала для разработки гипсоцементных тампонажных материалов.
Необходимо отметить, что на ЗАО «Самарский Гипсовый Комбинат» был разработан и в настоящее время производится специальный Тампонажный гипс, который рекомендуется для использования в качестве базового компонента составов, предназначенных для цементирования интервалов ММП.
Разрабатывались два варианта композиций: для растворов нормальной плотности - Полицем Фрост, и для облегченных растворов - Полицем Фрост Лайт.
Первоочередной задачей при разработке рецептуры композиции был поиск эффективного замедлителя схватывания гипса, который позволил бы получить приемлемое время загустевания тампонажного раствора, при этом не влиял отрицательно на прочностные показатели цементного камня, а также имел приемлемую стоимость. В связи с последним требованием рассматривались только реагенты отечественного производства.
Путем применения специальных добавок к Тампонажному гипсу была реализована высокая водостойкость цементного камня. Кроме того, введение данных добавок позволило значительно повысить седиментационную устойчивость тампонажных растворов, сведя водоотделение и усадку практически к нулю. Лабораторные исследования показали, что при хранении образцов Полицем Фрост в воде в течение 90 суток снижения прочности не происходит. Водостойкость цементного камня на базе Полицем Фрост представлена на рис. 1.
Таким образом, были разработаны две рецептуры тампонажных смесей для цементирования интервалов ММП, параметры которых, а также растворов на их основе, не уступают (а по ряду показателей и превосходят) решениям зарубежных компаний, представленным на рынке в настоящее время. При этом состав композиций полностью представлен компонентами отечественного производства, что положительно сказывается на цене конечного продукта. Основные показатели растворов и цементного камня на базе тампонажных материалов Полицем Фрост и Полицем Фрост Лайт приведены в таблице 1.
Таблица 1. Основные технологические показатели цементных растворов и камня на базе материалов Полицем Фрост и Полицем Фрост Лайт
Добавка для снижения водно и газопроницаемости цементного камня полицем газблок
Ваш город Москва?
Химреактивы Цена по запросу Химреактивы (342) 233-39-01, 233-39-99смотрят этот товар Полимерная газоблокирующая добавка для тампонажных растворов.
Предназначен для снижения водо- и газопроницаемости цементного камня. Аналогичная продукция и услуги
Упаковка
Стандартная упаковка — полипропиленовые мешки с полиэтиленовым вкладышем.
Допускается упаковка в другую влагонепроницаемую тару по согласованию с потребителем.
Требования безопасности
Относится к негорючим веществам. Пожаровзрывобесопасен.
Транспортировка и хранение
Доставляется автомобильным, железнодорожным транспортом в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на каждом виде транспорта.
Хранится в таре изготовителя в крытых складских помещениях или на улице под навесом.
Гарантийный срок хранения — 1 год со дня изготовления.
Читайте также: