Рассмотрены проблемы крепления скважин при бурении на нефть и газ. Установлено, что основной причиной возникновения заколонных перетоков пластовых флюидов является некачественная изоляция затрубного пространства обсадных колонн, вызванная неполным удалением глинистой корки с поверхности ствола скважины, что приводит к отсутствию адгезии цементного камня с горной породой. Показано, что использование в составе буферной жидкости полимерной добавки GM-II способствует увеличению контактной прочности цемента с породой в несколько раз. При этом перемешивание буферной жидкости с цементным раствором не ухудшает такие важные показатели, как растекаемость и консистенция. Представлены результаты исследований по разработке составов полимерных буферных жидкостей, повышающих качество крепления обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. По результатам инфракрасного спектрального и рентгеноструктурного анализа определено влияние фазового состава и минеральной структуры системы «цементный камень – глинистая корка – порода» на повышение герметичности затрубного пространства скважины. Электронно-микроскопические исследования показали, что при использовании полимерных буферных жидкостей между гидратированными минералами цемента и глинистой коркой образуются спутанно-волокнистые сетчатые структуры, которые соединяют цементные зерна и глинистые минералы. С помощью рентгеновского энергодисперсионного микроанализа были проведены исследования состава этих структур. Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что данные структуры в основном состоят из гидросиликата кальция (более 77 % по массе), что согласуется с исследованиями инфракрасного и рентгеноструктурного анализа. Опытно-производственные исследования, проведенные на китайском месторождении нефти Шэнли, подтвердили эффективность применения разработанных буферных жидкостей.
