Модифицирующие добавки

ЛЕКЦИЯ 10. Модифицирующие добавки Используются для приведения свойств тампонажных растворов в соответствие с условиями бурения Они бывают: 1. Инертные - не происходит получения новообразований (наполнители, регуляторы плотности, армирующие добавки); 2. Активные – при их вводе происходят физико-химические реакции с образованием новых соединений: - регуляторы сроков схватывания - регуляторы реологических свойств (пластификаторы) - регуляторы водоотдачи I. Регуляторы плотности Приводят в соответствие плотность ТС с пластовым давлением и давлением поглощения (устраняются выбросы флюидов). Вяжущие Вещество Плотность г/см3 портланд цемент 3,1 - 3,2 Шлако-портланд-цемент 2,9 - 3,1 Гипс 2,2 - 2,4 Известь 2,3 - 2,5 а) Облегчающие Имеют плотность ниже плотности вяжущего вещества (цемента) Минеральные добавки Вещество Плотность г/см3 Кварцевый песок 2,5 - 2,6 Известняк 2,3 - 2,4 Пепел 2,4 - 2,5 Диатомит, трепелы 2,0 - 2,1 Органические вещества Вещество Плотность г/см3 Каменный уголь 1,2 - 1,5 Кокс 1,3 - 1,4 Битумы 1,25 - 1,35 Каменноугольный пек 1,2 - 1,3 б) Утяжеляющие добавки Вводятся для увеличения плотности ТС, вводятся в ее состав в тонкодисперсном состоянии. Вещество Плотность г/см3 Магнетитовые пески 3,9 – 4,2 Пиритные огарки 4,3 – 4,4 Гематит 4,9 – 5,2 Магнетит 5,0 – 5,3 в) Армирующие добавки Увеличивают плотность затвердевшего цементного камня в условиях динамических циклических нагрузок. Искусственного происхождения: - нейлон; - полипропилен; - полиэтилен; - волластонит (образуется при получении клинкер цемента). Минеральные добавки: - шлам горных пород; - кварцевый песок; - асбест; Органического происхождения: - отходы хлопкового производства; - отходы льняного производства; - древесные волокна. Наполнители вводятся в ТС с целью уменьшения проницаемости пористых, трещиноватых коллекторов, а так же для снижения поглощений промывочных растворов и ТС. Концентрация может достигать 30-50 кг/м3. Выделяют две разновидности: 1) хлопьевидные наполнители (обрезки тканей, пленок, бумаги); 2) зернистые наполнители (шлам ГП, отходы различных производств). Активные добавки При вводе в ТС образуют новые соединения (новообразования). Классификация добавок в зависимости от механизма их действия: 1. Физико-химического действия: а) электролиты, при добавлении не образуют новых соединений, но увеличивается химическая активность за счет повышения ионной силы раствора: - не имеющие одноименный катион (NaCl → Na+ + Cl-); - имеющие одноименный катион (Ca(OH)2 → Ca++ - ускорители схватывания). б) Поверхностно-активные вещества, которые способны абсорбироваться на границе раздела твердое – жидкость (замедлители реакции гидратации); в) Вещества являющиеся дополнительными центрами кристаллизации (известняк CaCO3; гашеная известь Ca(OH)2). Являются ускорителями схватывания; г) Вещества, создающие пространственно-структурную стеку, создают дополнительные центры кристаллизации (глинистые минералы). 2. Химического действие: а) Вещества вводимые при помоле (CaSO4*2H2O – гипс; Ca(OH)2 - известь); б) Вещества, вступающие в обменные реакции (Na2CO3 → Na++CO3-2 NaNO3), являются замедлителями схватывания. Классификация добавок по назначения: а) Ускорители схватывания: CaCl2, NaCl, CaCl2, FeCl3, ВК, гидроокись кальция, гидроокись калия, жидкое стекло; б) Замедлители схватывания - замедляют реакции гидратации. Сульфит-дрожжевая бражка, ГИПАН, ГПАА, КМЦ, синтетические дубители; в) Пластификаторы - снижают реалогические свойства. Вводятся с целью применения необходимого способа доставки ТС в интервалы тампонирования. 2. Понизители водоотдачи При их вводе повышается водоудерживающая способность ТС (это вещества - ПАВ, глины, ГПАА, высокополимерные вещества) Причины поглощения при бурении: поглощение - процесс, связанный с перетоком из скважины промывочной и тампонажной жидкости, при котором все их компоненты уходят в пласт. При фильтрации происходит отделение жидкой фазы из состава ТС или ПЖ. Рис.28. Схема уровней жидкостеей при возникновении поглощения. Условия поглощения: – гидростатическое давление; - пластовое давление. ρсghc>ρnghn ρс - плотность столба жидкости; hc- высота столба жидкости; ρn- плотность пластовой жидкости; hn- высота столба плостовой жидкости. Расчетные характеристики Vc -скорость снижения уровня жидкости в скважине; tc- время снижения уровня жидкости в скважине Vc= (38) Q - дебит поглощения: Qc = VcSф Sф - площадь поверхности фильтрации Sф = Dсho (39) Тогда: Qc= (40) При равенстве гидростатического давления и пластового: ρсghc = ρnghn Преобразуем: hc = Qc= Окончательно получим: Qc= (41) Qc– дебит поглощения, характеризует поглощающую способность пород интервала поглощения. Определяется через оперативно измеряемые параметры и используется для выбора вида, состава ТС, свойств ТС, оценки раскрытия трещин, выбора способа тампонирования и способа доставки ТС в интервал тампонирования.