Контрольная. Задача Произвести расчет химической обработки раствора. Определить

• Название: Задача Произвести расчет химической обработки раствора. Определить
• Дата: 12.10.2022
• Размер: 60.8 Kb.
• Имя файла: Контрольная.docx
• Тип: Задача; #730618
• страница: 3 из 3

Карбонатный цемент

Экспериментально была установлена высокая стойкость в сульфатсодержащих минерализованных пластовых водах кислотно-растворимого карбонатного цемента, содержащего 40-45 % из­мельченного карбоната кальция. Этот цемент применяется в тех случаях, когда нужно поставить временный мост или удалить часть цементного стакана. При обработке соляной кислотой этот цемент быстро растворяется.

Благоприятное действие карбоната кальция на стойкость портландцемента может быть объяснено реакцией карбоната с алюмосодержащими минералами клинкера. При этом обра­зуется карбоалюминат кальция - 3СаО∙Al₂O₃∙СаСО₃∙11Н₂O. Таким образом, алюминатная составляющая цементного камня оказывается химически связанной до вступления его в контакт с сульфатами внешней среды.

Песчанистый портландцемент

Более высокая стойкость в пластовых водах, содержащих соли магния, характерна для портландцемента с добавкой 30-50 % кварцевого песка при твердении в условиях невысоких темпера­тур. Добавка кварцевого песка весьма эффективна в условиях сульфатной коррозии при повышении температуры до 40-50°С. Увеличивая стойкость, добавка песка несколько уменьшает на­чальную прочность и замедляет схватывание.
Шлакопортландцемент

Шлакопортландцемент обладает большей стойкостью против действия сульфатных и магнезиальных агрессивных сред, чем обычный портландцемент. При невысоких температурах тампонажный цемент, содержащий значительную добавку шлака, имеет низкую раннюю прочность. Твердение может быть значи­тельно ускорено добавкой небольшого количества (1-2 % от массы цемента) хлорида кальция, силиката или карбоната натрия.

С повышением температуры твердение шлакопортландцемента значительно ускоряется. Используя это свойство, Е. К. Мачинский и А. И. Булатов разработали шлакоцементные смеси различного состава в зависимости от температуры применения. При температуре, соответствующей «холодным» скважинам, рекомендуется вводить в смесь не более 40% шлака, при 70-75°С добавка может быть увеличена до 60-70%. При более высоких температурах (до 125 °С) хорошие результаты дает введение в шлакопортландцемент кварцевого песка.
Магнезиальный цемент

Высокой стойкостью при контакте с кристаллическими солями магния обладает магнезиальный цемент. Он представляет со­бой каустический магнезит (состоит в основном из MgO) или каустический доломит (MgO + СаСО₃), затворенный на концен­трированных растворах хлорида магния (цемент Сореля) или некоторых других солей.

Для получения каустического магнезита и доломита при­родные магнезит и доломит обжигают при температурах 700— 800 °С, продукт обжига измельчают до дисперсности порошка, примерно такой же, как у портландцемента. Применяют также кальцинированный магнезит — пылеунос вращающихся печей обжига магнезита, содержащий смесь MgO, MgCO₃, СаО и СаСО₃.

Магнезиальный цемент представляет собой воздушное вя­жущее вещество. Образуемый из него искусственный камень неводостоек, однако в контакте с содержащими магний соле­выми породами и при отсутствии пластовых вод он обладает значительно большей стойкостью, чем другие цементные камни из минеральных вяжущих веществ.

При затворении на воде каустический доломит и каустиче­ский магнезиты твердеют очень медленно. При затворении на растворах солей магния, чаще всего хлорида, получается бы-стросхватывающаяся и быстротвердеющая суспензия. При этом протекают реакции

MgO+H₂O = Mg(OH)₂,

3Mg (ОН)₂ + MgCl₂+3H₂O = 3MgO∙MgCl∙6H₂O

Mg(ОН)₂ + СO₂ = MgCO₃ + Н₂O.
Для затворения на 1000 кг MgO берут около 0,5 м³ концент­рированного (плотность около 1200 кг/м³) раствора MgCl₂. Гидроксид магния Mg(OH)₂ мало растворим в воде — менее 0,01 кг/м³, но гидроксихлорид магния разлагается в воде, по­этому магнезиальные вяжущие вещества относятся к воздуш­ным. Они применяются в качестве тампонажных материалов для цементирования тех участков ствола скважин, которые сложены солями магния (бишофиты, карналлиты).

Для повышения водостойкости к каустическому магнезиту до­бавляют суперфосфат, измельченные металлургические шлаки обрабатывают органическими химическими реагентами, стойкими в кислых средах. Магнезиальный цемент обладает быст­рым схватыванием и быстрым твердением, хорошей адгезией к металлу, органическим (опилки, волокна) и минеральным на­полнителям. Низкое значение рН поровой жидкости вызывает опасность коррозии металла, находящегося в контакте с за­твердевшим магнезиальным цементом. Он не разрушается серо­водородом, но и не связывает его, не препятствует его доступу, например, к остальным обсадным трубам.

Модифицирование тампонажных цементов с целью повышения их коррозионной стойкости

Если нет возможности по какой-либо причине применить спе­циальный коррозионностойкий цемент, то можно повысить стой­кость цементного камня к той или иной агрессивной среде, вводя некоторые добавки к цементу. Для повышения стойкости про­тив магнезиальной коррозии в состав цемента можно вводить вещества, препятствующие (или замедляющие) образованию полупроницаемых перегородок. К ним относятся, например, ба­рит (в цементе ТСЦ) и мелкий (или молотый) кварцевый песок в количестве 30-40 % в составе смеси (в песчанистом порт­ландцементе). При этом увеличивается гидродинамическая про­ницаемость и снижается свойство полупроницаемости. Замедле­нию магнезиальной коррозии способствует введение в жидкость затворения 1-3 % карбоната калия или карбоната натрия. При этом в процессе твердения в порах цементного камня образу­ется не гидроксид, а карбонат кальция. Образующиеся щелоч­ные гидроскиды уходят в окружающую среду и образуют гид­роксид магния не в порах цементного камня, а за его преде­лами, не придавая цементному камню свойства полупроницаемости.

Для повышения сульфатостойкости полезно затворять порт­ландцемент на растворе сульфата натрия или других водорас­творимых сульфатов 1-3%-ной концентрации. При этом наи­более активная часть алюмоферритной фазы связывается в AFm- и AFt-фазы до образования жесткой, непластичной структуры цементного камня, и уменьшается ее количество, вступающее в реакцию с сульфат-ионами среды на поздней ста­дии, когда это может вызвать внутренние напряжения в цемент­ном камне.

Для повышения устойчивости к сероводороду можно вводить в состав жидкости затворения сульфаты или хлориды металлов, дающих малорастворимые сульфиды при реакции с сероводоро­дом. При этом сероводород, проникающий в норовую жидкость цементного камня, связывается в химически инертные и заку­поривающие поровую систему вещества еще до того, как может вступить в реакцию с веществом цементного камня. Однако вид и дозировку добавки нужно выбирать очень тщательно, так как для успеха этого своеобразного ингибирования необходимо избежать появления внутренних напряжений от кристаллиза­ционного давления при слишком большом количестве образую­щегося в порах кристаллического осадка, а также образования полупроницаемой перегородки при плотной упаковке аморфного осадка.

Безопаснее, хотя и менее эффективно введение в жидкость затворения веществ, образующих в порах смолоподобные сгу­стки. Этого можно достичь, вводя в цементный раствор водо­растворимые мономеры, полимеризующиеся в порах цементного камня. Можно замещать часть воды в порах органической жидкостью - углеводородной в обращенных нефтеэмульсионных цементных растворах или в растворах с добавками таких про­мышленных отходов, как Т-66. На определенное время органи­ческая жидкость препятствует проникновению сероводорода к веществу цементного камня.

Снижение проницаемости цементного камня заполнением пе­рового пространства жидким пли лучше твердым гидрофобным веществом положительно влияет на коррозионную стойкость цементного камня ко всем минеральным агрессивным средам, положительно сказывается также обработка органическими реагентами, адсорбирующимися на поверхности кристаллов но­вообразований. При этом образуется защитная оболочка, за­трудняющая доступ агрессивного агента к элементам структуры цементного камня. Важно, чтобы реагенты были устойчивы (не разлагались) при статической температуре в интервале приме­нения тампонажного материала. В большинстве случаев полезно снижение водосодержания цементного раствора.

Задача

Произвести расчет химической обработки раствора.

Определить:

1) Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины.

2) Необходимое количество химических реагентов.

3) Плотность бурового раствора после химической обработки.

Исходные данные для расчета возьмите из таблицы 3 согласно своей варианте.

Вариант	Глубина скважины, м (L)	Диаметр долот, мм Dд	Длина спуска промежуточной колонны, м (H)	Внутренний диаметр промежуточной колонны, м м(dвн)	Плотность бурового раствора, кг/м3ρбр	Коэффициент кавернозности, α	Добавки химических реагентов в сухом виде на 1 м3 раствора, кг/м3						Цель бурения
							Кальцинированная сода	Каустическая сода	КССБ	ССБ	КМЦ	Крахмал
9	2500	215,9	580	225	1280	1,20	-	3	-	-	-	-	1*

1* - для эксплуатационного бурения

Список литературы
Основная

1. Справочник инженера по бурению. Под.оед. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова;

2. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Зайонец О.Л. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. Учебное пособие для техникумов. – М.:Недра, 2015;

3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. – М.:Недра, 2016;

4. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. – М.: Недра, 2016;

5. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2017.
Дополнительная
1. Булатов А.И. Технологии цементирования нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2016;

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: ACADEMIA, 2018;

3. Гамеева О.С. Физическая и коллоидная химия. – М.: высшая школа, 2015;

4. Гельфман М.И., Ковапевич О.В., Юстратов В.А. Коллоидная химия. – С.-П.: Лань, 2019;

5. Городников В.Д. Буровые растворы. – М.: Недра, 2017;

6. Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). – М.: Недра, 2018;

7. Данюшевский В.С., Толстых И.Ф., Мильштейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 2016;

8. Логвиненко С.В. Техника и технология цементирования скважин. – М.: Недра, 2016;

9. Паус К.Ф. Буровые растворы. – М.: Недра, 2017;

10. Роджерс В.Ф. Состав и свойства буровых растворов. – М.: Недра, 2016;

11. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.:Недра, 2014;

12. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 2017.
Интернет ресурсы:

1. Электронная библиотека (ЭБС) «Руконт»: http://rucont.ru/gcollections

2. Электронная библиотека (ЭБС) «Лакнбук»: http://e.lanbook.com