При цементировании обсадных колонн на Керченском полуострове в условиях высоких температур и АВПД с коэффициентом аномальности k_a=1.9–2.0 возможны случаи газопроявлений различной интенсивности из затрубного пространства. Основная часть заколонных проявлений пластовых флюидов происходит в начальный период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Существующие методики температурного и гидравлического расчета цементирования недостаточно разработаны. Для цементирования обсадных колонн в основном используются спеццементы типа УШЦ, ШПЦС, а также тампонажные материалы на базе портландцемента и барита. Регулирование сроков схватывания тампонажного раствора в условиях АВПД и высоких температур осуществляется только такими сильными замедлителями, как НТФ, СВК и др. Незначительное изменение дозировки замедлителя приводит либо к быстрому схватыванию, либо к чрезмерному его замедлению.

На практике применяется тампонажный раствор с большим временем начала схватывания, в результате чего период ОЗЦ длится иногда до двух суток и более. При этом газ поступает из пласта в заколонное пространство и свободно продвигается сквозь несхватившийся тампонажный раствор к дневной поверхности. В итоге в структуре цементного камня образуются каналы, приводящие к газопроявлениям различной интенсивности из затрубного пространства.

Большому замедлению времени схватывания тампонажных растворов способствует и то, что динамическую температуру на забое скважины определяют, зачастую, неверно – ее величину завышают. Также не определяют динамику температурного режима движущегося тампонажного раствора и подбор рецептур именно в этом режиме. Все это приводит к тому, что в реальных условиях на тампонажный раствор воздействует меньшая температура, чем при проведении анализов, а, следовательно, и сроки схватывания удлиняются.

где t₀, Т₀, t_y, t_ц – температуры соответственно земли на глубине 3,2 м, забойная статическая, выходящего бурового раствора, закачиваемого тампонажного раствора; L – глубина скважины.

Отсюда можно определить динамическую температуру на любой глубине Z из зависимости

t_зак=V_т.р/g_з, (3)

где V_т.р – объем тампонажного раствора, g_з – производительность закачивания тампонажного раствора.

Затем определяют, какой глубины достигла “голова” порции тампонажного раствора и динамическую температуру на этой глубине. В случае, если используется верхняя разделительная пробка, в диаграмму вносят остановку в наборе температуры на 5–10 мин. После рассчитывают объем продавочной жидкости, который необходимо закачать, чтобы “голова” тампонажного раствора достигла забоя, и время на ее закачивание (Tg_з). Эта температура сохраняется в течение 15 мин (имитируется прохождение через забойную температуру порции тампонажного раствора объемом 5 м³), а затем снижается до температуры, соответствующей уровню подъема тампонажного раствора за колонной за время закачивания оставшейся продавочной жидкости при той же производительности.

Если цементируется секция обсадной колонны или потайная колонна, на этой температуре делают остановку на время, необходимое для открытия промывочных отверстий в разъединителе. После этого определяют время, за которое температура должна достичь t_у, исходя из объема смыва и производительности:

t_см=V_см/g_см, (4).

Типовая диаграмма изображена на рисунке.

Полученную рецептуру тампонажного раствора проверяют на время загустения на консистометре. Режим прогрева должен соответствовать ранее рассчитанной диаграмме. При этом имитируют пуск разделительной пробки в скважине и работы по открытию промывочных отверстий в разъединителе. На расчетное время отключают двигатель консистометра. После выдержки в консистометре в течение времени движения тампонажного раствора в скважине пробу его извлекают и ставят на установку УС-1 для определения сроков схватывания при том режиме, который соответствует его местоположению в скважине. Определяют сроки схватывания именно после окончания движения тампонажного раствора и отсчет времени ведут от момента извлечения пробы раствора из консистометра.

где k_пл – коэффициент запаса 1,05–1,10; Рпл– пластовое давление; р_в – гидростатическое давление столба воды в период ОЗЦ (период разгрузки), р_т.р – давление столба тампонажного раствора.

где r_bв – плотность воды, Н – глубина спуска колонны.

Избыточное давление р_уст необходимо создавать к моменту, когда вступит в силу зависимость (9). По формуле (11) определяем Z, а по результатам сроков схватывания на этой глубине в соответствии с диаграммой температурного режима находим время с начала затворения цемента, по истечении которого необходимо создать р_уст, начальное значение которого

Практически установлено, что конечное давление Р_уст^к необходимо создавать в момент, когда начнется схватывание тампонажного раствора на глубине Z'=1/3 H. Его величина

Procedures for the thermal and hydraulic calculation of casing cementing with due regard for the prevention of behind-the-casing flows of formation fluids under abnormally high reservoir pressure conditions are proposed. The calculated dependences concerning the determination of the dynamics of the thermal regime of moving plugging-back solution and the selection of cement compositions in the very regime, as well as the creation of excess wellhead pressures in tubing-casing annulus during the different periods of the cementing process are given.

Время: t_зак – закачивания тампонажного раствора, t_пр – закачивания продавочной жидкости, t_от – необходимое для открытия промывочных отверстий в разъединителе (при цементировании секции или потайной колонны), t_см – необходимое для смыва цементного раствора с “головы” секции или потайной колонны: t_зак – Т – температуры соответственно “головы” цементного раствора после закачки и после продавки