Добавки играют ключевую роль в создании прочных скважин, превращая обычные тампонажные смеси в специализированные барьеры, способные выдерживать сложные подземные условия. При правильном сочетании реологических свойств цемента и его адгезии добавки предотвращают такие проблемы, как постоянное давление в эксплуатационной колонне и миграция газа через зазоры между колоннами. Недавнее исследование 2024 года показало, что именно эти проблемы вызывают около 9 из 10 нарушений целостности скважин. Анализируя новые данные, исследователи обнаружили, что при добавлении в тампонажную смесь определённых агентов, стимулирующих кристаллический рост, значительно улучшается герметизация затрубного пространства. Испытания показали, что такой подход повышает эффективность герметизации почти на 80% по сравнению с традиционными методами, как сообщается в последнем выпуске журнала Общества инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers Journal).
Специализированные добавки предотвращают проблемы, возникающие при усадке материалов из-за перепадов температуры, и обеспечивают устойчивость к механическим нагрузкам благодаря тщательно разработанным характеристикам расширения. Испытания показывают, что добавление гибких латексных полимеров может повысить устойчивость к циклическим нагрузкам примерно на 40 процентов в условиях высокого давления и температуры. В то же время системы на основе силикатов сокращают утечку газа через карбонатные породы приблизительно на две трети в ходе полевых испытаний. Ценность этих подходов заключается в том, что они помогают нефтегазовым компаниям соблюдать строгие требования ISO 16530-1 по изоляции зон в течение длительного времени, избегая при этом дорогостоящего ремонта в будущем.
В глубоководной части Мексиканского залива в 2023 году инженеры работали над проектом, в котором использовались специальные добавки, улучшенные с помощью нанотехнологий. Результаты оказались впечатляющими — количество образующихся микрокольцевых каналов было примерно вдвое меньше по сравнению с аналогичными близлежащими скважинами, согласно исследованию SPE 223263. Особенно выделяется то, как специально разработанная суспензия сохранила одинаковую плотность на протяжении всех 8 500 вертикальных футов, даже при работе в условиях узких давлений. Эта производительность соответствовала требованиям последних стандартов изоляции, представленных в технической программе ATCE 2025 года, посвящённой целостности цементного крепления. Когда добыча была наконец запущена, давление в этой конкретной скважине достигло значений до 15 000 psi. Такая устойчивость к высокому давлению представляет собой нечто действительно прорывное для всех, кто сегодня занимается цементированием в глубоководных условиях.
В настоящее время регуляторы обязали проводить независимые проверки прочности цементных оболочек. Около трех четвертей компаний в отрасли сообщают, что с 2022 года они сталкиваются с более строгими испытаниями добавок. В 2025 году Международная ассоциация производителей нефти и газа выпустила новые правила, требующие детальной оценки рисков по изоляции пластов на всех этапах жизненного цикла месторождения. Соответствие этим требованиям во многом зависит от применения передовых систем добавок, которые имеют подтвержденные данные об эффективной работе в реальных условиях.
Современные добавки дают инженерам значительно лучший контроль над скоростью загустевания цементных растворов, даже при работе в экстремальных температурах. Для скважин с высоким давлением и высокой температурой, где значения превышают 300 градусов по Фаренгейту, эти новые полимерные замедлители действительно играют большую роль. Они фактически увеличивают временной интервал для проведения работ в четыре раза по сравнению с традиционными смесями. С другой стороны, ускорители на основе хлорида кальция отлично работают на более мелких скважинах, где температура составляет от 40 до 60 градусов. Эти составы достигают требуемых значений прочности на сжатие за 24 часа примерно на 35 процентов быстрее по сравнению со стандартными методами. Такой уровень контроля означает меньшее количество простоев проекта из-за проблем с выдержкой времени и гарантирует соответствие всем важным требованиям API 10B-2 для эффективной изоляции зон в реальных условиях эксплуатации.
При использовании поликарбоксилатных пластификаторов в буровых операциях наблюдается улучшение подвижности тампонажного раствора, поскольку эти химические вещества помогают контролировать резкие скачки вязкости, возникающие при закачке материалов в наклонно-направленных скважинах. Практические испытания показали, что давление при закачке снижается примерно на 22 процента в протяжённых горизонтальных участках скважин. Это позволяет операторам полностью заполнять пространство между обсадной колонной и стенкой породы, даже при работе под крутыми углами, такими как 85 градусов. Поддержание стабильности свойств жидкости также уменьшает образование микроканалов в цементном камне. Согласно последним полевым исследованиям, опубликованным в отраслевых отчётах прошлого года, именно эти микроканалы являются одной из основных причин того, что некоторые скважины продолжают демонстрировать аномальные показания давления спустя месяцы после завершения работ.
Агенты для снижения потерь жидкости следующего поколения создают барьеры с ультранизкой проницаемостью (<30 мл/30 мин по методу API) в проницаемых зонах. Эти системы снижают миграцию воды на 94–97% по сравнению с альтернативами на основе лигносульфонатов, сохраняя гидростатический контроль во время вытеснения цемента. Операторы сообщают о на 40% меньшем количестве инцидентов с миграцией газа при завершении скважин в сланцевых газовых формациях при использовании оптимизированных пакетов добавок.
В 2023 году в проекте в Мексиканском заливе удалось добиться снижения потерь жидкости на 30% благодаря использованию комбинированных специализированных добавок, что позволило сократить время ожидания затвердевания цемента на 45 минут на каждую колонну. Это улучшение обеспечило среднюю экономию в размере 18 700 долларов США на скважину при одновременном сохранении 100-процентной герметичности изоляции зон в 15 последовательных операциях.
Добавки для цементирования изменяют свойства тампонажного раствора в соответствии с конкретными условиями скважины и эксплуатационными требованиями. Основные четыре категории включают:
Выбор зависит от глубины, градиентов температуры, нормативных требований и экономических факторов. Замедлители критически важны в 83% высоконапорных высокотемпературных скважин благодаря своим предсказуемым характеристикам.
Современные конструкции скважин зависят от точных комбинаций добавок:
Полевые испытания показывают, что оптимизированные смеси замедлителей и ускорителей сокращают время ожидания затвердевания цемента на 40% по сравнению с использованием одиночных добавок.
| Параметры | Требования для морских условий | Требования для наземных условий |
|---|---|---|
| Диапазон температур | от 28°F до 350°F | от 50°F до 250°F |
| Стойкость к коррозии | Высокие (воздействие морской воды) | Умеренный |
| Время закачки | 4–8 часов | 2–4 часа |
| Ключевые добавки | Замедлители, ингибиторы коррозии | Ускорители, агенты для снижения потери жидкости |
Формулы для морских условий ориентированы на долгосрочную зональную изоляцию в агрессивных средах, тогда как наземные составы приоритизируют быстрое и экономически эффективное схватывание. Среди последних инноваций — биооснованные удлинители, которые уменьшают плотность суспензии на 15 % без снижения прочности на сжатие.
Добавки повышают эксплуатационные характеристики затвердевшего цемента за счёт улучшения его кристаллической структуры. Например, диоксид кремния снижает пористость до 60%, увеличивая прочность на сжатие на 30–40% в условиях высокого давления (Отчёт по материалам 2025). Эта оптимизация микроструктуры обеспечивает долговечность в динамически нагруженных средах, таких как глубоководные скважины, подверженные приливным воздействиям.
Специализированные добавки снижают риски химической деградации. Ингибиторы на основе алюмината уменьшают проникновение сульфат-ионов на 75% в зонах с высоким содержанием рассола, в то время как полимерно-модифицированные смеси образуют гидрофобные барьеры, снижающие скорость коррозии на 40% в пластах с высоким содержанием CO₂. Эти решения позволяют сократить ежегодные потери в размере 2,3 млрд долларов США из-за разрушения ствола скважины в кислых средах (NACE 2025).
Специальные пакеты добавок могут значительно повысить прочность на сжатие через 28 дней при добыче сланцевого газа, увеличивая её с примерно 4500 psi до целых 6800 psi. Исследователи проанализировали данные из бассейна Пермского края и выяснили, что при добавлении нано-кремнезема вместе с некоторыми латексными материалами прочность возрастала на 52 процента. Что ещё лучше? В течение 18 полных месяцев наблюдения за этими скважинами не было обнаружено никаких проблем с образованием микрокольцевых зазоров. Такие результаты способствуют тому, что весь сектор движется к выполнению долгосрочных обязательств по обеспечению герметичности скважин, о которых мы всё чаще слышим в последнее время.
Когда компании переходят на оптимизированные добавки, они реально экономят деньги за счёт более плавного хода работ на объекте. Как отмечал журнал Well Construction Journal в прошлом году, рабочие на месторождениях отметили ускорение процессов цементирования на 18–22 процента по сравнению с традиционными методами, что позволяет сэкономить около трёх миллионов двухсот тысяч долларов США на времени буровой установки для каждого морского проекта. Стабильные характеристики тампонажного раствора помогают избежать раздражающих задержек, вызванных такими факторами, как преждевременное схватывание цемента или резкие скачки вязкости. Только эти проблемы вызывают около трети всех простоев при бурении в отрасли.
Добавки высокого качества продлевают срок службы скважин, создавая прочные цементные барьеры. Обработанные скважины требуют на 40% меньше вмешательств по обеспечению целостности в течение десяти лет ( Offshore Technology Review 2024 ), значительно снижая эксплуатационные расходы в течение всего жизненного цикла. Эти системы устойчивы к химическим воздействиям и механическим нагрузкам, вызывающим образование микрокольцевых каналов, что продлевает эффективную изоляцию зон до 15 лет.
Технологии цементирования развиваются в соответствии с целями достижения углеродной нейтральности благодаря:
В 2024 году пилотный проект позволил снизить выбросы на 28% на одну скважину за счёт использования этих инноваций, при этом были соблюдены требования к прочности на сжатие.
Добавки для цементирования превращают стандартные цементные растворы в специализированные барьеры, способные выдерживать сложные подземные условия, улучшая целостность скважины за счёт предотвращения таких проблем, как давление в колонне и миграция газа.
Специальные добавки с расширяющимися характеристиками и гибкими латексными полимерами повышают устойчивость к механическим нагрузкам и перемещению жидкостей, помогая нефтегазовым компаниям выполнять требования к долгосрочной изоляции.
Из-за более строгих регуляторных требований операторам необходимо использовать передовые системы добавок, подтверждающие свою эффективность на практике, чтобы обеспечить долгосрочную зональную изоляцию на всём протяжении жизненного цикла объекта.
Надежные добавки сокращают время цикла цементирования и эксплуатационные расходы, что приводит к значительной экономии времени буровой установки, повышению целостности скважины и снижению затрат на техническое обслуживание.
Горячие новости
LANZO CHEM специализируется на химических добавках для нефтяных месторождений для бурения, разрыва и улучшения восстановления нефти. Надежный поставщик с более чем 40-летним опытом в области топливных добавок, очистки воды и промышленных покрытий. ISO-сертификат R&D, глобальная доставка в Африку, Ближний Восток и Азию.
Комната 1001-1002, Здание 7, Сообщество Тяньчжу, Улица Маошаньтоу, №99, Новый район Балиху, Город Цзюцзян, провинция Цзянси
Авторские права © 2025 JIUJIANG LANZO NEW MATERIAL TECHNOLOGY CO., LTD. Все права защищены. Политика конфиденциальности
EN
