3.1. Основные признаки и причины некачественного цементирования скважин

Рассмотрим признаки некачественного цементирования скважин, а также обусловливающие их основные причины и вызываемые ими последствия.

3.1.1. Недоподъем и переподъем

ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Нередки случаи, когда после цементирования скважины верхний уровень тампонажного раствора в заколонном про­странстве (или, как его упрощенно называют, "голова це­мента") оказывается ниже проектной высоты, т.е. проис­ходит недоподъем цементного раствора за обсадной колон­ной.

Недоподъем цементного раствора в скважине обычно обусловлен неучтенным влиянием одного или нескольких нижеперечисленных геолого-технических факторов:

низкие пластовые давления или давления гидроразрыва пластов, способствующие поглощению цементного раствора горными породами;

большая и сильно изменчивая во времени кавернозность пройденных скважиной пород, не позволяющая достаточно точно определять объем заколонного пространства;

высокая проницаемость вскрываемых скважиной пластов, способствующая интенсивной фильтрации в них цементного раствора и тем самым вызывающая опережающее его схва­тывание;

более высокая, чем расчетная, температура в скважине, способствующая преждевременному схватыванию цементного раствора;

негерметичность обратного клапана, позволяющая це­ментному раствору при снятии давления в колонне перете­кать в нее обратно из заколонного пространства;

коагуляция бурового раствора в зоне смешивания его с цементным;

преждевременное загустевание цементного раствора при смешивании с буровым раствором, обработанным различ­ными добавками и т.д.

Анализ промысловых материалов по Самотлорскому мес­торождению показал, что одной из причин недоподъема там-понажных растворов до проектной глубины являлось их преждевременное загустевание при смешивании с буровым раствором, обработанным нефтью. Экспериментально уста­новлено, что содержание 5 % нефти в цементном растворе увеличивает его динамическое напряжение сдвига почти в 2 раза, структурную вязкость — в 1,6 раза, удлиняя сроки схватывания и уменьшая механическую прочность образую­щегося цементного камня.

На месторождениях объединения "Мангышлакнефть", где

46

l $■ IЁ" $ 3

Месторож­дение	Год	Число скважин с недоподъемом до устья, м
		<100	100-300	300-500	500-700	700-900	>900	Всего
Узень	1972 1973	21 3	53 8	39 6	16 27	31 106	47	160 197
Жетыбай	1972 1973	—	1 2	32 41	14 11	4 13	13 9	64 76

согласно проекту цементный раствор в скважинах должен подниматься до устья, из-за поглощения вследствие гидро­разрыва пластов или из-за низких пластовых давлений в продуктивных объектах, в большинстве скважин был зафик­сирован недоподъем цементного раствора (табл. 3).

Из-за недоподъема цементного раствора происходит неза­полнение им определенного интервала заколонного прост­ранства. А это в свою очередь может привести к нефтегазо-водопроявлениям или межпластовым перетокам за колонной (если цементный раствор не поднят на достаточную высоту над продуктивным пластом), загрязнению пресных вод, а также к интенсивной коррозии неперекрытого цементным камнем участка колонны и др.

Реже, однако, также имеют место случаи, когда вследствие неточных расчетов проектных объемов цементного раствора и продавочной жидкости, или из-за неисправности оборудо­вания, нижний уровень тампонажного раствора оказывается выше башмака колонны, т.е. в нижней части заколонного пространства отсутствует цементный камень — происходит переподъем тампонажного раствора за колонной.

Если цементный раствор поднят выше башмака колонны, но не выше подошвы продуктивного пласта, то при сильных воздействиях на обсадную колонну (особенно при перфора­ции) цементный камень может осыпаться, что приводит к нарушению изоляции продуктивного пласта.