12.4.3Нефтецементные растворы

Особое место среди тампонажных растворов занимают нефтеце­ментные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топ­лива, Основные преимущества таких растворов — несхватывае- мость при отсутствии воды и высокая прочность камня вслед­ствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20— 25%). В процессе проникновения в водопроводящие каналы раствор быстро густеет и, выделяя нефть (или другую основу— дизельное топливо, керосин и др.), вступает во взаимодействие с водой, образуя прочный камень.

При смешении нефтецементного раствора с водой масса очень быстро теряет подвижность, превращается в комки и ка­мень с выделением почти всего количества нефтепродукта. Для увеличения подвижности раствора и лучшего отмыва нефтепро­дукта применяют высокодействующие поверхностно-активные вещества; кубовый остаток этилового эфира ортокремниевой кислоты, крезол, димеру, асидол, нафтенат кальция. Менее де­фицитен крезол СН₃С₆Н₄ОН, используемый нефтяной промыш­ленностью в качестве селективного растворителя.

Повышенное содержание нефтепродукта и ПАВ делает смесь более подвижной, длительное хранение нефтецементного ра­створа с дизельным топливом в присутствии кубового остатка (КОС) снижает растекаемость смеси. Количество нефтепро­дукта принимают обычно равным 40—50 % от массы цемента.

Крезол по воздействию на нефтецементные растворы не­сколько отличается от кубового остатка, хотя во многом их свойства совпадают. При добавлении до 1 % крезола под­вижность нефтецементного раствора возрастает, при больших количествах— снижается. В течение 1—8 ч хранения крезол способствует некоторому увеличению подвижности раствора. В процессе продолжительного хранения раствора (до 5 мес) наблюдается незначительное расслоение раствора и выделение нефтепродукта. В присутствии крезола подвижность нефтеце- ментных растворов с увеличением температуры увеличивается. При смешении с горячей водой эти растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30—35 % воды смесь освобождается от 90—95 % нефтепродукта, превращаясь в гус­тую массу и затем в камень.

нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при температурах выше 200 °С и давлении 70 МПа. Однако заме­щение 20 % нефтепродукта водой приводит к тому, что ра­створы быстро густеют уже при температуре 120 °С и давле­нии 30 МПа и схватываются за 20—30 мин.

На основе нефтецементных растворов введением в них уско­рителя могут быть приготовлены быстросхватывающнеся смеси для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствий воды не схватываются. Вода способствует быстрому их загустеванию, а ускоритель — схватыванию. Ускорителями сроков схватывания могут быть кальцинированная сода, гипс и др. В отдельных случаях в нефтецементные растворы можно вводить наполнители (песок, глину), улучшающие тампонажные и механические свойства раствора.

Как обычные (водные), так и нефтецементные растворы про­никают в пласты только по трещинам и практически не прони­кают в поры пластов.

Частично схватывающая нефтецементная масса интенсивно разрушается при действии на нее серной кислоты. Последняя, реагируя с нефтепродуктом, вытесняет его и, получив доступ к цементным частицам, вступает с ними во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев с выделением газа, образуются двухводный гипс, сульфоалюминат кальция и другие сульфаты. Возникновение этих соединений сопровожда­ется значительным увеличением объема цементной массы и спо­собствует ее быстрому разрушению.

Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10—25 % -ной концентрации. Интенсивность раз­рушения их зависит от количества воды, прореагировавшей с це­ментом, концентрации кислоты и условий прохождения реакции.

Солянокислотные обработки могут быть применены в сква­жинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтя­ным. У последних разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произойдет интенсивно; у водяных пластов, где повышено количество воды, должен образовываться качественный тампон.

Г л а в а 13

ТАМПОНАЖНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН