Исследуются физико-механические свойства гидроизоляционных покрытий проникающего действия на основе шлакосодержащего цемента, модифицированного добавкой природного цеолита и комплексом солей-электролитов, которые наносятся на влажный бетон, проникают в поровое пространство и повышают его прочность, морозостойкость и водонепроницаемость в несколько раз. Разработанные материалы отличаются повышенной долговечностью, сохраняя эксплуатационные свойства на протяжении долгого времени
Проведены эксперименты по повышению прочности при сжатии и при изгибе бетона вводом наночастиц SiO2. Наночастицы SiO2 в виде стабильных водных золей получали из гидротермальных растворов c помощью ультрафильтрационного мембранного концентрирования. Наночастицы SiO2 с размерами частиц 10-100 нм, удельной поверхностью 60-500 м2/г вводили в в систему цемент-песок-вода после перемешивания с водой затворения в количестве от 0,01 до 0,3 масс.% по цементу. Для гомогенного распределения наноча-стиц SiO2 использовали суперпластификатор в количестве 0,8-1,0 масс. % по цементу. Для приготовления бетона применяли ускоренную высокотемпературную технологию твердения. Прочность бетона при сжатии и при изгибе измеряли в зависимости от массового процента нанодобавки. Установлено значительное влияние комплексной добавки – нанокремнезем в паре с суперпластификатором на плотность, конечные проч-ности при сжатии и при изгибе твердых образцов.
Исследуются физико-механические свойства гидроизоляционных покрытий проникающего действия на основе шлакосодержащего цемента, модифицированного добавкой природного цеолита и комплексом солей-электролитов, которые наносятся на влажный бетон, проникают в поровое пространство и повышают его прочность, морозостойкость и водонепроницаемость в несколько раз. Разработанные материалы отличаются повышенной долговечностью, сохраняя эксплуатационные свойства на протяжении долгого времени
Проведены эксперименты по повышению прочности при сжатии и при изгибе бетона вводом наночастиц SiO2. Наночастицы SiO2 в виде стабильных водных золей получали из гидротермальных растворов c помощью ультрафильтрационного мембранного концентрирования. Наночастицы SiO2 с размерами частиц 10-100 нм, удельной поверхностью 60-500 м2/г вводили в в систему цемент-песок-вода после перемешивания с водой затворения в количестве от 0,01 до 0,3 масс.% по цементу. Для гомогенного распределения наноча-стиц SiO2 использовали суперпластификатор в количестве 0,8-1,0 масс. % по цементу. Для приготовления бетона применяли ускоренную высокотемпературную технологию твердения. Прочность бетона при сжатии и при изгибе измеряли в зависимости от массового процента нанодобавки. Установлено значительное влияние комплексной добавки – нанокремнезем в паре с суперпластификатором на плотность, конечные проч-ности при сжатии и при изгибе твердых образцов.
Исследовано влияние содержания мелкодисперсного наполнителя, а также химических модификаторов компании BASF: суперпластификатора поликарбоксилатного типа Glenium® ACE 430 и ускорителя твердения X-SEED® 100 на прочность растворной смеси наливного типа. Исследованиями установлено, что при добавлении в растворную смесь минерального наполнителя, представляющего собой мелкозернистый кварцевый песок, водотвердое отношение смеси растет, влекущее за собой снижение ранней прочности. При повышении содержания суперпластификатора от 0,27 до 0,4 % от общей массы твердых составляющих наблюдается прирост ранней прочности. Введение ускорителя твердения X-SEED® 100 в растворные смеси, модифицированные суперпластификатором Glenium® ACE 430, способствует ускорению процесса гидратации цемента в первые часы после затворения (3–6 часов). Установлено, что водоцементное отношение и концентрация суперпластификатора Glenium® ACE 430 в целом отражают особенности формирования ранней прочности мелкозернистого бетона с используемыми добавками.
ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЩИТНЫХ НАНОРАЗМЕРНЫХ ПОКРЫТИЙ НА ОСНОВЕ Al2O3 (Al2O3-AlF3) НА ...ITMO University
Описано формирование защитных наноразмерных (толщина 10–15 нм) покрытий из Al2O3 (Al2O3-AlF3) на поверхности стекол с использованием водных и водно-спиртовых растворов нитрата алюминия. Исследовано влияние концентрации, рН растворов и толщины покрытий на их структуру и спектральные свойства.
Содержатся результаты исследований с использованием микроскропического оборудования условий протекания процессов гидратации в древесно-композиционных материалах, в которых в качестве связующего используется цемент. Проведен анализ материалов, характеризующих процесс твердения цемента и взаимное влияние цемента и древесины, который позволяет наметить подходы к выбору оптимального состава компонентов опилкоцементного материала.
Приводятся результаты исследования влияния состава комплексной добавки, включающей в свой состав котельный шлак, суперпластификатор С-3 и ускоритель твердения Sika Rapid 1, на консистенцию растворной составляющей бетона и его прочность в различные сроки испытания. Установлено, что замещение до 8–15 % цемента измельченным шлаком снижает подвижность смеси, но при увеличении его расхода до 20 % удобоукладываемость равна удобоукладываемости бездобавочных составов. При высоких расходах шлака и суперпластификатора происходит замедление твердения цемента, особенно в ранние сроки. Блокирующий эффект суперпластификатора и эффективность ускоряющего компонента комплексной добавки зависят от состава цемента. Оптимальное соотношение компонентов комплексной добавки определяется составом цемента и должно подбираться опытным путем.
Исследовано влияние содержания мелкодисперсного наполнителя, а также химических модификаторов компании BASF: суперпластификатора поликарбоксилатного типа Glenium® ACE 430 и ускорителя твердения X-SEED® 100 на прочность растворной смеси наливного типа. Исследованиями установлено, что при добавлении в растворную смесь минерального наполнителя, представляющего собой мелкозернистый кварцевый песок, водотвердое отношение смеси растет, влекущее за собой снижение ранней прочности. При повышении содержания суперпластификатора от 0,27 до 0,4 % от общей массы твердых составляющих наблюдается прирост ранней прочности. Введение ускорителя твердения X-SEED® 100 в растворные смеси, модифицированные суперпластификатором Glenium® ACE 430, способствует ускорению процесса гидратации цемента в первые часы после затворения (3–6 часов). Установлено, что водоцементное отношение и концентрация суперпластификатора Glenium® ACE 430 в целом отражают особенности формирования ранней прочности мелкозернистого бетона с используемыми добавками.
ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЩИТНЫХ НАНОРАЗМЕРНЫХ ПОКРЫТИЙ НА ОСНОВЕ Al2O3 (Al2O3-AlF3) НА ...ITMO University
Описано формирование защитных наноразмерных (толщина 10–15 нм) покрытий из Al2O3 (Al2O3-AlF3) на поверхности стекол с использованием водных и водно-спиртовых растворов нитрата алюминия. Исследовано влияние концентрации, рН растворов и толщины покрытий на их структуру и спектральные свойства.
Содержатся результаты исследований с использованием микроскропического оборудования условий протекания процессов гидратации в древесно-композиционных материалах, в которых в качестве связующего используется цемент. Проведен анализ материалов, характеризующих процесс твердения цемента и взаимное влияние цемента и древесины, который позволяет наметить подходы к выбору оптимального состава компонентов опилкоцементного материала.
Приводятся результаты исследования влияния состава комплексной добавки, включающей в свой состав котельный шлак, суперпластификатор С-3 и ускоритель твердения Sika Rapid 1, на консистенцию растворной составляющей бетона и его прочность в различные сроки испытания. Установлено, что замещение до 8–15 % цемента измельченным шлаком снижает подвижность смеси, но при увеличении его расхода до 20 % удобоукладываемость равна удобоукладываемости бездобавочных составов. При высоких расходах шлака и суперпластификатора происходит замедление твердения цемента, особенно в ранние сроки. Блокирующий эффект суперпластификатора и эффективность ускоряющего компонента комплексной добавки зависят от состава цемента. Оптимальное соотношение компонентов комплексной добавки определяется составом цемента и должно подбираться опытным путем.
While an increasing number of operators have already replaced their SS7 based telecommunication core network with a SIP based solution, the interconnection to neighboring partners is still often realized over an SS7 peering point. This means that a call that is carried over a VoIP network is translated to an SS7 call and then possibly back to VoIP again. The translation requires specialized components and resources, which increases the network operation costs and introduces unnecessary processing delay. To avoid these costs and delays operators have started introducing SIP based interconnection and peering points.
The ABC SBC enables operators to establish secure borders to their neighbors by offering topology hiding, denial of service protection and mediation in a scalable manner
20.механизм взаимодействия глинистых пород с фильтратом бурового раствора
1. 3
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И №6 • июнь 2010
Новейшие технологии в России и СНГ
МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
ГЛИНИСТЫХ ПОРОД
С ФИЛЬТРАТОМ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Саушин А.З., д.т.н., проф., Журавлев Г.И., к.т.н., доцент, Лямина Н.Ф, ст.
преподаватель, Астраханский государственный технический университет
Анализлитературныхисточников
показывает, что степень влияния
различных геологических и техни-
ко-технологических факторов на ус-
тойчивостьстенокскважиноценива-
ется по-разному. Причем, мнения по
поводу влияния отдельных факторов
бывают весьма противоречивыми.
Между тем, решение задачи сохра-
нения целостности ствола необса-
женной скважины невозможно без
детального изучения механизма и
природы деформации пород при-
ствольной зоны.
Устойчивость ствола скважины
зависит от:
–напряженногосостоянияпород
(усилий и давлений, действующих на
стенки ствола);
– физико-химического воздейс-
твия бурового раствора на глинис-
тые породы, вскрытые в процессе
бурения.
Физико-химическое воздействие
буровых растворов на глинистые
породы с уменьшением их меха-
нической прочности происходит
в результате таких процессов как:
осмотический массообмен, изме-
нение расклинивающего давления
и набухание.
Исследователи [1] считают, что
давление, развиваемое при набуха-
нии веществ, в отдельных случаях
достигает десятков и даже сотен
МПа, т.е. эквивалентно внешнему
давлению, которое приложено к на-
бухающему веществу. При этом уве-
личениегидростатическогодавления,
создаваемогобуровымраствором,не
тольконепредотвращает,анаоборот,
увеличивает и ускоряет набухание
глинистых пород, что объясняется
болеелегкимпроникновениемводык
внутреннимповерхностямглинистых
частиц в результате возможного раз-
вития микроразрывов. В результате
набухания объем отдельных пород
может увеличиваться в 10–15 раз,
что может вызываться также адсор-
бционным и осмотическим увлажне-
нием. Однако, в условиях ограничен-
ной возможности деформирования
породы, в ней могут развиваться
гидратационные напряжения.
Лабораторные исследования
фильтрации промывочной жид-
кости в пласт показали, что содер-
жание солей в буровом растворе
значительно влияет на пористость
и проницаемость глинистой корки.
Проницаемостьпоследнейравномер-
но растет с увеличением содержа-
ния NaCl в растворе. Пористость же
изменяется в соответствии с более
сложной зависимостью. Вначале по-
ристостьуменьшается,апридальней-
шемповышенииконцентрацииNaCl
возрастает. Увеличение проницае-
мости и пористости глинистой корки
с повышением минерализации объ-
ясняется объединением глинистых
частиц, содержащихся в растворе, в
агрегаты, что приводит к уменьше-
нию их удельной поверхности.
Исследования [2] с использова-
нием аппаратуры компании Baroid
показали, что ни один отдельно взя-
тый солевой раствор не оказался
универсальным для поддержания
устойчивости глин различных ти-
пов. Из всех испытанных лучшим,
по степени влияния на целостность
глинистой стенки, был признан 3%-
ный раствор хлорида калия, который
и рекомендовано применять при за-
канчивании и капитальном ремонте
скважин.Химическуюдобавку,кото-
рая с солевым раствором проявляет
синергетический эффект, с точки
аучно-технический
журнал «Нефтегазовые
технологии» является,
на наш взгляд, хорошим, с
методической точки зрения,
изданием для преподава-
телей кафедры и студентов,
обучающихся по направле-
нию130500.62«Нефтегазовое
дело»; специальности
130503.65 «Разработка и экс-
плуатациянефтяныхигазовых
месторождений», по дисцип-
лине «Сооружение и эксплу-
атация газонефтепроводов и
газонефтехранилищ».Помимо
информации по общим воп-
росам нефтяной и газовой
промышленности, студенты и
преподаватели знакомятся с
новым оборудованием и но-
вейшими современными тех-
нологиями нефтегазодобычи.
Журнал всегда информи-
рует нас об известных между-
народных выставках России,
СНГ,международныхконгрес-
сах, об инновационных проек-
тах в области нефти и химии,
что является актуальным для
каждого преподавателя.
На наш взгляд, огром-
ный интерес представляют
технологии проектирования,
строительства, эксплуатации
и реконструкции сооружений
нефтегазового комплекса.
Поэтому хотелось бы в боль-
шеймереполучатьитакуюин-
формацию.
Коллектив кафедры
«Разработка
нефтяных
и газовых
месторождений»
Астраханского
государственного
технического
университета
Н
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2. 4
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И№6 • июнь 2010
Новейшие технологии в России и СНГ
зрения стабилизации глинистых
пород, следует выбирать после оп-
ределения типов и количества при-
сутствующих в разрезе глинистых
минералов.
В глинистых породах могут про-
являться процессы осмоса, также
возникающие вследствие разности
концентрациисолейвпоровойводе
и промывочном растворе. В отли-
чие от диффузии, при осмосе, через
перегородку проходят только мо-
лекулы растворителя, а растворен-
ное в нем вещество задерживается.
Растворитель при этом перетекает
из менее минерализованной систе-
мы в более минерализованную до
достижения состояния равновесия.
В отличие от фильтрации, при кото-
рой свободная вода перемещается
по слою связанной воды, движение
воды при осмосе происходит по по-
верхности частиц и обусловлено
наличием тонкого слоя жидкости
и поверхностных сил между гли-
нистыми частицами.
Необходимо дифференциро-
ванно подходить к выбору состава
жидкой фазы буровых растворов с
учетомгенезисаглинистыхотложе-
ний, слагающих стенки скважин, и
содержания солей в поровых водах.
Использование промывочных рас-
творов с минерализацией, равной
или несколько превышающей ми-
нерализацию поровых вод (а <1),
гидрослюдистых и каолинитовых
пород, является эффективным спо-
собом замедления степени гидрата-
ции и диспергирования пород, поз-
воляетснизитькавернообразование
и другие осложнения. Диффузия
же ионов из породы в скважину и
осмотическая фильтрация воды из
скважины в породу возникает при
одном и том же условии (а > 1) и
приводит к одинаковому резуль-
тату – смачиванию и снижению
естественных структурных связей
междучастицамигидрослюдистыхи
каолинитовыхпород.Коэффициент
минерализации а представляет со-
бой отношение минерализации
поровой воды (Спор) к минерали-
зациифильтратабуровогораствора
(Ср) а = Спор/Ср. От величины а
зависит, будет ли в приствольной
зоне осмотическое равновесие, об-
воднение или обезвоживание по-
род, слагающих стенки скважины.
Характерным для данных пород яв-
ляется то, что уменьшениепротиво-
давленияповышаетэффективность
процесса дегидратации.
При использовании бурового
раствора на водной основе устой-
чивость стенок скважины в гли-
нистых породах повышается путём
снижения щелочности раствора и
исключения из его состава силь-
ных диспергаторов. Это достига-
ется введением в буровой раствор
реагентов, поставляющих ионы
водорода или калия, которые не
являются транспортерами воды в
глину, а также реагентов, выводя-
щих по возможности ионы ОНЇ, что
контролируется нейтральным рН
среды [3].
Набухание глинистой породы
может быть следствием двух раз-
ных процессов: осмотического
массообмена и гидратации мине-
ралов. Осмотическое набухание
при механической диспергации и
перемешивании ослабевает и пре-
кращается, а поверхностное наобо-
рот активизируется. Первое может
прекратиться или даже принять об-
ратное направление при изменени-
ях концентраций солей в растворе,
поверхностную же дисперсию и
смачивание активизирует присутс-
твие ингибиторов и ПАВ, а снижает
только ингибирование, в том числе
и такое, которое осмотического на-
бухания не предотвращает.
Для оценки физико-химическо-
го соответствия бурового раствора
проходимымпородампредлагаются
усовершенствованные и сравни-
тельно несложные методы, позво-
ляющие, с качественной стороны,
сопоставить ингибирующее дейс-
твиеразличныхбуровыхрастворов.
Один из них основан на снижении
несущей способности глинистых
пород под воздействием увлажне-
ния и заключается в определении
кинетики продольной деформации
образцов породы, находящихся в
моделифильтратараствораподпос-
тояннымсжимающимнапряжением
(60•105 Па), согласно расчетам В.
С. Войтенко.
Общим недостатком методов
исследования влияния фильтратов
различных буровых растворов на
набуханиеглинистыхпородявляет-
сято,чтопочтиниводномизнихне
учитывается напряженное состоя-
ние пород стенок скважины.
Поведение пород, слагающих
стенки скважины, во многом оп-
ределяется выбором типа бурового
раствора.Рекомендуетсяприменять
реагенты-понизители фильтрации,
а также гидрофобизаторы, среди
которых наиболее эффективны
калиевые соединения. Калиевые
буровые растворы оказывают ста-
билизирующее действие на глинис-
тыепородывследствиеприсутствия
катионов К+, которые благодаря
соответствующемуионномудиамет-
ру и координационным свойствам,
связываютструктуруглинистыхми-
нералов (монтмориллонита) воеди-
но столь плотно, что не происходит
внутрирешетчатого набухания.
Предупреждатьдеструкциюгли-
нистой породы способны буровые
растворы с добавками, которые
вследствие адсорбции на глинис-
тых частицах препятствуют гидра-
тации,блокируютдиспергирование
пород.
Значительному улучшению со-
стояния стволов скважин в гли-
нистых отложениях способствует
применениекальциевых,малосили-
катных и других ингибированных
буровых растворов.
Таким образом, значительная
часть осложнений, связанных с
потерей устойчивости стенок сква-
жин в интервалах залегания гли-
нистых пород происходит из - за
несоответствия составов буровых
растворов геологическим условиям
буренияскважин.Поэтомуосновой
их предупреждения является науч-
но-обоснованный подход к выбору
типа и состава бурового раствора с
учетом химического взаимодейс-
твия фильтрата бурового раствора
сглинистойпородойифизического
взаимодействия бурового раствора
снапряженнымсостояниемглинис-
той породы «порового давления»,
возникшего в результате солевого
тектогенеза.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аветисян Н.Г., Шеметов В.Ю.,
СидоренкоЮ.И.Связьосмотическихяв-
ленийснекоторымивидамиосложнений
при бурении скважин ВНИИЭгазпром,
Бурение газовых и газоконденсатных
скважин, 1997, № 3.
2. Глебов В.А. Влияние составов бу-
рового раствора на темп разрушения
глинистых пород. Нефтяное хозяйство,
1979, № 2.
3. Галимзатов С.М. Методы опреде-
ленияипрогнозированияосмотических
явлений в скважинах. ВНИИЩЭНГ.
Бурение.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»