Прочность на сжатие гельцементного камня

Содержание D13, %	Прочность на сжатие, МПа, при температуре, °С
0,5	3,52	4,46	4,92	—	—
0,5	5,97	7,90	7,03	—	—
0,6	3,28	4,08	5,42	8,44	8,78
0,6	6,04	7,73	6,86	10,54	9,84
0,7	—	—	—	11,59	14,13
0,7	—	—	—	14,76	11,95

гомогенные углеводородные системы (растворы парафина, нефть, мазут, их смеси, дизельное топливо и др.);

гидрофобизаторы (ПАВ, мылонафты и др.);

полимерные суспензии;

водные растворы полимеров (латекса, гидролизованного полиакриламида — ГПАА, гидролизованного полиакрилонит-рина — гипана) и различные тампонирующие составы на базе этих растворов;

газожидкостные системы (двухфазные и трехфазные пены).

Количество жидкости, проникающей в пласт за единицу времени при прочих равных условиях, будет зависеть от отно­шения вязкостен закачиваемой жидкости и жидкостей, насы­щающих породу. В соответствии с этим раствор полимера бу­дет проникать преимущественно в водонасыщенный участок пористой среды. Это является первой предпосылкой для оцен­ки селективных фильтрационных свойств водных растворов полимеров. Серьезное внимание при этом уделяется поверх­ностному натяжению на границе «водный раствор полимеранефть», адсорбции полимера на стенках пор, кольматационному эффекту и др.

Относительно наиболее широкое применение получили нефтецементные растворы (особенно в 50-е годы), гипан и со­ставы на его основе, водные растворы латекса, гидролизован­ного полиакриламида и др.

Нефтецементные растворы

Особое место среди тампонажных растворов занимают нефтецементные растворы, состоящие из цемента и нефти или дизельного топлива. Основные преимущества нефтецементных 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 т. д.), вступает во взаимодействие с водой, создавая 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 поверхностно-активные вещества: ку­бовый остаток этилового эфира ортокремнёвой 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. Обычно к массе цемента добавляют 40—50% нефтепродуктов.

Крезол по своему воздействию на нефтецементные раство­ры несколько отличается от кубового остатка. При добавлении крезола до 1% подвижность нефтецементного раствора возра­стает, при больших количествах — падает. В течение 1—8 ч. Хранения крезол способствует некоторому увеличению под­вижности раствора. В процессе продолжительного его хране­ния (до 5 мес.) наблюдаются незначительное расслоение ра­створа и выделение топлива. В присутствии крезола нефтеце­ментные растворы с увеличением температуры повышают свою подвижность. При смешении с горячей водой нефтецемент­ные растворы быстро густеют до нетекучего состояния и по мере соединения с водой интенсивно выделяют нефтепродукт. При соединении с 30—35% воды смеси освобождаются 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 быстросхватывающиеся смеси 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 вводят наполнители — песок, глину, улучшающие тампонажные и механические свойства растворов.

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

Частично схватившаяся 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 массы с выделением газа, образуются двуводный гипс, сульфоалюми-нат 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 нефтецементной массы зависит от количества воды, прореагировавшей с цементом, от концентрации кислоты и усло­вий прохождения реакции. Солянокислотные обработки могут быть применены в скважинах, где водяные пропластки близко расположены к нефтяным. У нефтяных разрушение частично схватившегося камня из нефтецементного раствора произой­дет интенсивно, у водяных, где повышено количество воды, должен образоваться качественный тампон.