Другие виды тр. Нефтецементные растворы

Особое место среди ТР занимают нефтеце­ментные, состоящие из цемента и нефти или дизельного топ­лива. Основные преимущества таких растворов — несхватываемость 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, 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 нефтецементных 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 200⁰ С и давлении 70 МПа. Однако замещение 20 % нефтепродукта водой приводит к тому, что растворы быстро густеют уже при температуре 120⁰ С и давлении 30 МПа и схватываются за 20 – 30 минут.

На основе нефтецементных растворов введением в них ускорителя могут быть приготовлены быстросхватывающиеся смеси (БСС) для ликвидации поглощения в скважинах. Эти растворы при отсутствии 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, глина), 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 ним во взаимодействие. В результате происходит сильный саморазогрев с выделением газа, образуется двухводный гипс, сульфоалюминат кальция и др. Возникновение этих соединений сопровождаются значительным увеличением объема цементной массы, и способствует ее быстрому разрушению.

Нефтецементные образцы быстро разрушаются от действия серной кислоты 10 – 25 % концентрации. Интенсивность разрушения их зависит от количества воды, прореагировавший с цементом, концентрации кислоты и условий проходящая 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 повышенно количество воды, должен образоваться количественный тампон.