Термостойкие тампонажные материалы

Добыча высоковязкой нефти сопровождается процессами разжижения ее путем нагнетания пара с температурой до 300°С . Пар нагнетается через насосно-компрессорные трубы в зоны продуктивных пластов. Глубина залегания высоковязкой нефти до 1200 м. В основном 400- 850 м. Температуры на забое низкие до 40°С. Таким образом требования к тампонажным материалам, предназначенным для крепления скважин, эксплуатирующихся в условиях циклического термического воздействия на пласт (паронагнетательные скважины) должны быть следующими:

Тампонажный раствор должен интенсивно твердеть в условиях низких положительных температур, а образующийся при этом цементный камень – обеспечивать надёжное разобщение пластов и выдерживать большие знакопеременные (циклические) нагрузки, обусловленные тепловым расширением обсадных труб при нагреве паром до +200-250°С.

Герметичность крепи паронагнетательных скважин зависит от степени заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, состояния цементного камня при механических воздействиях в процессе углубления скважины и знакопеременных температурных воздействиях при ее последующей эксплуатации. Повышение степени заполнения затрубного пространства за счет турбулизации потока цементного раствора возможно только при использовании пластифицирующих добавок. При этом необходимо сохранение фильтрационных характеристик тампонажного раствора, повышенной седиментационной устойчивости с минимальным водоотделением. Цементный камень должен иметь расширение 1,5–2,5 % в период от 1 до 3 суток для повышения герметичности контактных зон. После закачки теплоносителя основным требованием к цементному камню является его термостойкость. При этом цементный камень начинает твердение при низких температурах и лишь затем подвергается циклическому температурному воздействию до 250°С, что существенно влияет на последовательность образования продуктов твердения и их последующее состояние.