Тампонажные растворы для крепления нефтяных и газовых скважин

В 2009-2010 годах разработаны тампонажные составы, которые были успешно применены в промысловых условиях.

Рецептуры расширяющихся тампонажных растворов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления обсадных колонн нефтедобывающих скважин в различных горно-геологических и горно-технических условиях:

• Тампонажные растворы нормальной плотности: 1,80 – 1,88 г/см³.
• Облегченные тампонажные растворы: 1,75-1,65 г/см³.
• Сверхлегкие тампонажные растворы с применением микросфер: 1,35-1,44 г/см³.

Для всех указанных плотностей тампонажных растворов разработаны рецептуры с использованием модифицирующих добавок позволяющих получить требуемые технологические свойства тампонажных растворов (пониженную фильтрацию, необходимое значение растекаемости, достаточную величину расширения, высокую прочность цементного камня, требуемое время загустевания и сроки схватывания и др.).

Применение расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами позволило существенно повысить плотность контакта цементного камня с сопредельными средами. Применение сверхлегких тампонажных составов с использованием микросфер позволило осуществить цементирование обсадной колонны одноступенчатым методом, при наличии в разрезе поглощающих пластов.

Данная технология имеет ряд преимуществ:

1. Применение сверхлегких тампонажных растворов позволяет исключить поглощения тампонажных растворов и недоподъем цемента за колонной до проектного уровня.
2. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
3. Снижение рабочих давлений при цементировании скважин.
4. Возможность цементирования скважин в одну ступень.
5. Сокращение времени цементирования скважины.
6. Снижение аварийности при цементировании (отсутствие муфты ступенчатого цементирования МСЦ).