Тампонаж

Заливочная головка с  двумя отводами. После изоляционных работ проверяют качество тампонажа. Существуют два метода испытаний: 1) понижение уровня жидкости; 2) нагнетание жидкости.

Необходимость быстро закончить  операцию по тампонажу и стремление произвести эту работу с минимальной  затратой энергии и средств привели  к применению механических приспособлений для перемешивания цемента - гидравлических мешалок.Тампонажные растворы

         Хлорид кальция является наиболее  широко применяемым ускорителем  схватывания тампонажных цементов. Кальций хлористый применяется при цементировании направлений, кондукторов и установки мостов. Значительный рост прочности в ранние сроки затвердевания при нормальной и низкой температурах уменьшает периоды выдерживания и ухода, требующиеся для достижений технически необходимой прочности цементного камня, что приводит к снижению капитальных и операционных затрат при эксплуатации месторождений углеводородного сырья.

         Хлорид кальция используют как  при первичном, так и при  вторичном цементировании скважины. Первичное цементирование представляет  собой цементирование зон вдоль стенок обсадной трубы сразу после начала ее установки, когда она только кладется к месту залегания пласта (пластов). Это позволяет избежать перетоков буровых растворов или жидкостей, которые использовались для глушения между пластами и поверхностью, а также предотвращает загрязнение подземных вод остатками растворов с нижних зон скважины.

         Также первичное цементирование  вытесняет воду из пласта и  поддерживает обсадную трубу  во время ее установки. Вторичное  цементирование представляет собой  глушение уже осушенного отверстия  или вынос трубы на другое  отверстие, где наблюдается залегание  продуктивного пласта.

Тампонажные цементы

При разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные цементы, представляющие собой в основном разновидности портландцемента. Тампонажные цементы используют для цементирования нефтяных скважин, цель которого — изолировать продуктивные нефтеносные слои от водоносных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) — весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.  
При цементировании скважины в нее опускают колонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Известны несколько методов цементирования скважин: прямое цементирование, монтажная заливка, цементирование хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, обратное цементирование, многоступенчатая заливка и др. Многообразие методов обусловливается специфическими особенностями месторождений, различным характером расположения продуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и каверн в породах и др. 
Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчитанную глубину и соответствующим образом подвешенную, подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием. После промывки в колонну опускают так называемую нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытым стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, несколько повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается. Цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою очередь, находившийся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления на манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.  
Установлено, что глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство. Перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от' многих факторов и в особенности от вида перфорации — пулевой или торпедной. Крайне важно, чтобы при цементировании подъем цементного раствора в затрубном пространстве осуществлялся с определенной скоростью не менее 1,5 м/с. Это способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. Во время цементирования точно контролируют объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и тщательно следят за изменением давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления. После проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 и реже 48 ч до полного затвердевания цемента. Зазор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, заполненный цементным раствором, составляет примерно 15—50 мм. По истечении установленного срока твердения цементного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин. После окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти. 
Каковы же специфические условия службы тампонажного цемента в скважинах? Следует помнить о том, что осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны. Это крайне затрудняет изучение цемента в условиях службы. По мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что, естественно, влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Установлено, что повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. Так, например, имеются данные измерений температуры в ряде скважин, по которым значение геотермического градиента составляет примерно 16,5—18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем считают, что температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7000 м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа. 
В скважине создается высокое давление в результате напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине исключительно сложные. Пласты пород обладают различной пористостью, трещиповатостью и кавернозностью. Избыточное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные трещины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. Бывают случаи так называемого гидравлического разрыва пласта, перетоков пластовых вод с верхних на нижние водоносные горизонты и др. Часто происходит значительное обезвоживание цементного раствора вследствие отсоса воды пористыми пластами породы. 
Пластовые воды в ряде месторождений характеризуются высокой концентрацией солей. Имеются воды хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, а также сульфатно-сульфидные, оказывающие заметное коррозионное воздействие на цементный камень особенно в условиях повышенных температур и давления, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца. Особо сложные условия службы в газовых скважинах, когда после окончания цементирования происходит диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны. 
Первые опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пласта от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907—1908 гг. и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный камень приобретет необходимую прочность. Поэтому возникла необходимость ускорить процессы твердения цемента. В то время это достигалось более тонким помолом цемента, так как познания в области химии цемента были еще недостаточны для выбора необходимого химического состава цемента. 
Результаты многолетних исследований и обобщение опыта эксплуатации нефтяных месторождений позволили определить важнейшие требования к качеству тампонажного цемента. Они сводятся в основном к следующему. Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем про-давливания в затрубное пространство. Раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при В/Ц = 0,4—0,5. В зависимости от температуры скважины дифференцируются сроки схватывания цемента.  
Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой прочностью в первые двое суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Какой же должна быть прочность цементного камня па сжатие, чтобы удовлетворить всем этим требованиям? Вопрос это сложный. Считают, что она должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2—5. 
Весьма важный показатель — вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих данной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее. 
Цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колонну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое количество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем достаточно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учитывать и водоотдачу, которая вполне возможна при наличии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.  
Цемент одной разновидности не может удовлетворять всем требованиям, связанным с различными условиями его работы в скважинах. Поэтому цементная промышленность выпускает два основных исходных вида тампонажного цемента. Один из них предназначен для цементирования «холодных» скважин и другой — «горячих». Цементы испытывают соответственно при 295 и 348 К. Кроме того, освоено производство ряда специальных видов тампонажных цементов. Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин весьма высоки. Стандарт регламентирует жесткие пределы для сроков схватывания: начало не ранее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважинах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин. Конец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 ч и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 ч. Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать цементный раствор в скважину и продавить его на нужную высоту в затрубное пространство. Предел прочности при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через двое суток — при холодных скважинах — 2,7 МПа, при горячих через одни сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм. 
К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу. К клинкеру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%) — кварцевый песок или кристаллический известняк. 
Производство тампонажных цементов связано с определенными трудностями. Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000—3500 см2 на 1 г клинкера), сумма активных минералов (C3S + C3A) в нем составляет около 60%, дозировка гипса повышенная (3—3,5% S03). 
В целях замедления схватывания тампонажный цемент для «горячих» скважин должен быть преимущественно низкоалюмипатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К. Выпускаются тампонажные цементы, которые содержат 3—4% С3А и пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементирование нефтяных и газовых скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, например, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа. 
В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещиноватыми или дренированными пластами. Для цементирования скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность промывочного глинистого раствора. В других случаях требуются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор на большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение обсадной трубы п др. Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике.

Специальные тампонажные цементы

У цементов для «холодных» и «горячих» скважин при испытании  по стандартной методике при хранении заметно снижались прочностные  показатели. Был разработан способ устранения этих явлений путем введения в состав цемента при его помоле добавки триэтаноламина, что позволило создать специальный вид цемента.

Низкогигроскопичный тампонажный портландцемент является разновидностью тампонажного портландцемента и характеризуется тем, что не теряет прочности при длительном хранении. Такой портландцемент получают путем Совместного измельчения клинкера, гипса и 0,025—0,05 поверхностно-активной добавки триэтаноламина. В остальном он не отличается от тампонажного портландцемента и удовлетворяет требованиям, предъявляемым к ним ГОСТом.

Белитокремнеземистый цемент (БКЦ) предназначен для цементирования высокотемпературных нефтяных и газовых скважин. Он разработан в НИИЦементе С. М. Рояком и А. М. Дмитриевым. Ими было установлено, что для получения прочного, газонепроницаемого и устойчивого цементного камня необходимо, чтобы он содержал преимущественно низкоосновные гидросиликаты кальция серии CSH(B). Качественный цемент для этих условий на основе портландцементпого клинкера получить нельзя.

БКЦ — безобжиговое гидравлическое вяжущее, получаемое путем совместного тонкого измельчения высушенного белитового компонента и кварцевого песка или тщательным смешиванием тех же материалов, измельченных раздельно. Белнтовый компонент является отходом, получаемым при производстве глинозема из нефелиновых пород. Он должен содержать не менее 80% P-C2S. В составе белитового компонента может быть не более 2,5% щелочей, количество ангидрида серной кислоты не должно превышать 0,5%.

Состав цемента в зависимости  от температуры в скважине может  изменяться: содержание белитового компонента колеблется от 30 до 70%, а кварцевого песка соответственно от 70 до 30%. Можно вводить в цемент добавку измельченной бентонитовой глины. Тонкость помола цемента характеризуется удельной поверхностью 3500—5500 см2/г. При раздельном помоле кварцевого песка и белитового компонента удельная поверхность в зависимости от их соотношения в цементе должна составлять:

белитового компонента 3000—5000 см2/г

кварцевого песка 2000—3000 см2,г

Растекаемость цементного теста с определенным количеством пресной воды, измеряемая с помощью прибора-конуса, должна быть не менее 180 мм. Сроки схватывания цементного теста должны составлять: начало — не ранее 1 ч 45 мин, конец — не позднее 10 ч.

Для ускорения схватывания  БКЦ при цементировании скважин  в интервале температур 363—403 К в цементный раствор вводят кальцинированную соду (ориентировочно 1—5%), количество которой уточняют пробными затворениями на месте применения. Если необходимо замедлить схватывание, то это может быть достигнуто введением с водой затворения добавки монохромата натрия, количество которого уточняется пробными затворениями на месте применения.

Этот цемент получают, смешивая молотый гранулированный доменный шлак и кварцевый песок определенной крупности С добавками некоторых веществ. Цемент успешно используют для цементирования нефтяных южных районов.

Солестойкие тампонажные портландцементы. Проблема повышения стойкости тампонажных цементов для службы в минерализованных пластовых водах наших нефтяных месторождений усложнялась тем, что воды эти содержат различное количество солей, сульфатов, хлоридов, сероводорода и др. и в подавляющей своей части вызывают коррозию, особенно, когда они начинают действовать на цемент в начале его твердения. Кроме того, невозможность извлечения и исследования цементного камня из скважин не позволила всесторонне изучать эти виды коррозии.

При изучении влияния добавок  в цементе на его солестойкость было показано, что тонкоизмельченнын кварцевый песок при 348 К гидравлически активен и химически связывает в течение месяца (при определении по стандартной методике) гидроксид кальция в количестве до 160 мг СаО на 1 г песка. Это Свидетельствует о положительном его влиянии на цемент, так как повышается его солестойкость. Было установлено также, что низкоалюминатные тампонажные цементы, содержащие обычно около 55% C3S, будут иметь удовлетворительную стойкость при твердении в минерализованных пластовых водах, если вводить в их состав при помоле 20—35% кварцевого песка. Солестойкими также будут шлакопортландцемент с 35—50% шлака с пониженным количеством С3А в клинкере и Аl2O3 в шлаке, а также содержащий не более 20% активной минеральной добавки.

Портландцемент тампонажный песчанистый получают совместным тонким измельчением клинкера тампонажного портландцемента, кварцевого песка и гипса или тщательным смешением стандартного тампонажно-го цемента с предварительно измельченным кварцевым песком. Выпускается такой песчанистый портландцемент для тампонирования «холодных» и «горячих» скважин. Содержание кварцевого песка в тампо-нажном песчанистом портландцементе для «холодных» скважин должно составлять не менее 20%, для «горячих» — не более 50%.

Утяжеленный тампонажный портландцемент. Проводка скважин в сложных условиях при высоких пластовых давлениях осуществляется с помощью так называемых утяжеленных глинистых растворов. Плотность этих растворов достигает 2,0—2,25 г/см3. Для доброкачественного цементирования в таких условиях необходимо, чтобы плотность цементного раствора, применяемого для производства тампонажных работ, превышала плотность глинистого раствора, применявшегося при бурении скважины на 0,25—0,30 кг/м3. Цементные растворы с такой плотностью используют для того, чтобы обеспечить более полное вытеснение из затрубного пространства тяжелого глинистого раствора. Достаточная полнота и хорошее качество цементирования обеспечивают надежное крепление и изоляцию скважины от прорыва пластовых вод или других осложнений. В этих условиях рекомендуется использовать утяжеленный тампонажный портландцемент, получаемый путем совместного тонкого измельчения 50—60% цементного клинкера с добавкой гипса и не более 70% утяжеляющей добавки — железной руды в виде магнетита, гематита, тяжелого шпата со средней плотностью не менее 3,5 кг/м3. Возможно предварительное измельчение компонентов с последующим их смешиванием. Испытывают этот цемент с определенным количеством воды при стандартной растекаемости цементного теста. Предел прочности такого цемента при изгибе через 2 сут не менее 1,0 МПа для холодных и 2,0 МПа для горячих скважин.

Волокнистый тампонажный портландцемент. Как уже говорилось, при проходке скважин наблюдается иногда «уход» глинистого или цементного раствора. Разработаны специальные цементы, надежно закрывающие пути ухода глинистого или цементного раствора при капитальном ремонте скважин и предотвращающие поглощение тампонажного раствора трещиноватыми или дренированными пластами.

Волокнистые цементы представляют собой тщательно смешанный готовый  тампонажный цемент с волокнистыми добавками (асбестом и некоторыми отходами производства текстильной, целлюлозной промышленности и пр.), вводимыми в количестве 2—3%. Наличие в цементе волокнистой добавки способствует быстрому образованию на стенках скважины сетчатых, каркасных пленок или тампонов по сечению трещин, вокруг которых накапливается и уплотняется цементный раствор, закрывающий все имеющиеся неплотности. В результате образуется плотная, хорошо скрепляющаяся с поверхностью цементная корка, надежно закрывающая мелкие трещины и другие дренажные каналы. Образующаяся волокнистая пленка препятствует также проникновению в пласт излишнего количества цемента.

Гельцемент — разновидность тампонажного цемента, получаемого путем совместного помола тампонажного портландцемента с добавкой 3—7% бентонитовой глины. Можно получать этот цемент путем смешения раздельно измельченных компонентов. Технические условия на этот цемент разрабатываются. Гельцементный раствор обладает повышенной пластичностью и характеризуется большим углом естественного откоса, пониженным водоотделением, пониженной усадкой, что дает возможность регулировать плотность цементного раствора. Добавка бентонитовой глины в тампонажный портландцемент — эффективный способ улучшения ряда свойств цемента. Опыты показали, что эта добавка позволяет повысить трещиноустойчивость цемента при сохранении необходимой прочности на растяжение.

Бентонитовые глины добавляют в цементы не только для получения затвердевшего цементного камня, который не будет крошиться во время перфорации, но и для того, чтобы свести к минимуму осаждение твердых частиц, уменьшить водоотделение и повысить среднюю плотность затвердевшего цемента. Применение этих глин позволяет также значительно увеличить выход тампонажного раствора из данного количества цемента, поскольку бентонит позволяет добавлять больше воды в раствор. В скважинах, которым грозит «потеря циркуляции», т. е. уход глинистого раствора или цемента под действием гидростатического давления в пласты пород, гельцемент, дающий облегченный цементный раствор, имеет определенное преимущество перед обычным тяжелым цементным раствором. Часто совместно с бентонитовой глиной в состав цемента или раствора вводят до 0,5—0,75% СДБ для регулирования сроков схватывания раствора.

Облегченный тампонажный портландцемент. Во многих районах бурение нефтяных и газовых скважин ведется на глубину более 3500—4000 м. В связи с этим возникает необходимость поднимать цементный раствор за обсадными трубами на значительную высоту (более 2000 м). В этих условиях необходимы облегченные цементные растворы. Тампонажный облегченный портландцемент получают путем совместного помола тампонажного портландцементного клинкера, «облегчающей» добавки, и гипса или путем тщательного смешивания тех же материалов, но раздельно измельченных. Содержание клинкера в цементе должно быть не менее 30% по массе. Выпускается облегченный тампонажный портландцемент для «холодных» и «горячих» скважин.

Облегчающими служат активные минеральные добавки (пемза, диатомит, опока, трепел и др.). Кроме того, цемент на месте потребления смешивается с добавками глины, пористых неорганических материалов (перлита, керамзита), углеродистых материалов, гильсонита, нефтяного кокса и др. Эти добавки характеризуются меньшей плотностью и высокой водопотребностью, что вызывает необходимость повышать содержание воды в растворе и понижать его плотность до 1,5 г/см3.

Разработан песчанисто-трепельный портландцемент, позволяющий получать цементный раствор с плотностью 1,5—1,6 г/см3. Растекаемость цементной пульпы (теста) при подобранном количестве воды должна быть не менее 180 мм; коэффициент водоотделения теста не должен превышать 2,5%. Начало схватывания наступает в обычные сроки как у стандартизованных тампонажных портландцементов.

Расширяющийся тампонажный цемент для цементирования газовых скважин. При бурении, а также в процессе эксплуатации газовых скважин наблюдаются иногда затрубные прорывы газа, часто вызывающие образование открытых газовых фонтанов. Считают, что прорывы газа происходят через зазоры, образующиеся преимущественно на контакте цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины в результате усадочных явлений, присущих портландцементным растворам.

Этот цемент получают путем  применения в качестве расширяющегося компонента в цементе добавки  до 15% активного (каустического) оксида магния, гидратация которого вызывает заметное увеличение объема цементного камня. В зависимости от дозировки  оксида магния и тонкости помола цемент при твердении может расшириться  до 0,1—2,0%. Большое значение имеет  технология измельчения расширяющегося цемента, которое может осуществляться путем совместного или раздельного  помола клинкера и оксида магния. При  изготовлении цемента для цементированных  холодных скважин может быть использован  клинкер обыкновенного тампонажного цемента, а клинкер для цементирования горячих скважин должен содержать не более 6% трехкаль-цневого алюмината. Расширяющиеся тампонажные цементы характеризуются меньшими водоотделением, тепловыделением, контракцией и газопроницаемостью при несколько повышенной стойкости в агрессивных средах. Эти цементы успешно применяли для цементирования более десятка различных газовых и нефтяных скважин.