Бурение скважин на площадях Керченского полуострова осложнено высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давления ми: коэффициент аномальности (k_a) находится в пределах 1,7–2.

Процесс цементирования скважин определяется геологическими и технологическими факторами. Газопроявления различной интенсивности из затрубного пространства после цементирования обсадных колонн часто наблюдаются там, где бурение ведется на утяжеленных буровых растворах плотностью 1,95–2,1 г/см³, несмотря на создание избыточного давления на устье скважины в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Методика подбора рецептур тампонажных растворов для изоляции газовых пластов в лаборатории заключается в поиске сочетания компонентов тампонажного раствора, показатели свойств которого отвечали бы рассчитанным требованиям. Так, вяжущие свойства раствора меняются при введении в него различных химреагентов. В качестве загустителя жидкости затворения используют КМЦ, гипан, ускорителей схватывания – КОН, NaOH, Na₂СО₃, СаСl₂, замедлителей – НТФ, СВК, хромпик.

Применение ускорителей необходимо для получения расчетных сроков схватывания при низких температурах, так как сами загустители, как правило, являются сильными замедлителями. При высоких температурах, когда их замедляющей способности недостаточно, дополнительно вводят обычные замедлители. После корректирования сроков схватывания выбранную рецептуру проверяют на основной показатель изолирующей способности – начальный градиент фильтрации. Если выбранная рецептура имеет градиент фильтрации меньше расчетного для данных условий, то весь подбор начинают сначала, стремясь снизить в/ц применением пластификаторов, увеличить вязкость жидкости затворения или сократить сроки схватывания.

Расчетами определено, что для . тампонажного раствора на основе портландцемента (ПЦГ) и спеццементов (УШЦ, УЦГ) при в/ц 0,5 и 0,3 должны соблюдаться следующие условия (табл. 1).

Рецептуры для цементирования обсадных колонн скв. 3, 5 Поворотных и 1 Ортаэлинской приведены в табл. 2. Газовые пласты расположены у забоя скважины.

Суть способа цементирования заключается в закачивании в обсадную колонну и продавливании в заколонное пространство двух или трех порций тампонажных растворов. Так, для цементирования первых секций 245-миллиметровой промежуточной колонны в скважинах 3 и 5 Поворотных, спускаемых до глубин 3250 и 3600 м, где статическая температура составляла соответственно 140 и 150 °С, использовались три порции тампонажной смеси: I и II на основе ПЦГ и барита, а III, предназначенная для перекрытия газоносных пластов, на основе УШЦ1-120 и КМЦ. В скв. 1 Ортаэлинской (2930 м и 130 °С) использованы две порции аналогичных по составу смесей (см. табл. 2). Рецептуры тампонажных растворов подбирались в лаборатории в соответствии с рассчитанными температурными диаграммами для каждой скважины.

При затворении спеццементов отклонения в дозировке на подвижность тампонажного раствора не влияют. Указанные растворы готовились цементировочными агрегатами с использованием осреднительной емкости. Как показал опыт цементирования на скв. 1 Ортаэлинской, тампонажные растворы I и II порций при смешении коагулируют, и, хотя на данной скважине это не вызвало каких-либо трудностей, в дальнейшем для скв. 3 и 5 Поворотных использовались, промежуточные порции для их разделения. В их состав входили реагенты как КМЦ, так и НТФ, что обеспечило совместимость с обеими порциями (как на основе ПЦГ, так и УШЦ 1-120). Способ успешно прошел испытания на упомянутых скважинах. Цементирование всех трех скважин проведено без осложнений, признаков газопроявлений не было.

На рисунке в качестве примера приведены данные по скв. 5 Поворотной, 245-миллиметровая промежуточная колонна в которой была зацементирована по описанной технологии. При этом в интервале от устья до 3000 м использован тампонажный раствор типа ПЦГ+барит (1:1, 3:2), в/ц 0,35–0,4, плотностью r 2100 кг/м³, растекаемостью Дц 18–20 см и временем начала схватывания 6 ч. В интервале 3000–3600 м – тампонажный раствор типа УШЦ1-120 с добавкой 0,5 % КМЦ, в/ц 0,38, r 2040 кг/м³, Дц 19 см, Тн 4,5 ч. Газопроявления после ОЗЦ не наблюдались.

Procedures for selecting plugging-back solution compositions for gas stratum isolation, taking into account the prevention of behind-the-casing flows during the period of waiting on cement, are proposed. The analytical relationships developed make it possible to determine the aggregate of three factors being controlled (water/ cement ratio, mixing fluid viscosity, cement setting time) at which cement ring sealing can be provided for specific geologic and technical conditions. The essence of cementing methods consists in injecting and forcing different portions of the plugging-back solution into casing string-borehole annulus.

1 – глины; 2 – песчаники; 3 – аргиллиты