0 министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан

23 
ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 
НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УЗБЕКИСТАНЕ 
 
Проведенный нами анализ промысловых материалов по 
месторождениям 
Узбекистана 
показал, 
что, 
несмотря 
на 
совершенствование технологии, и составов тампонажных растворов, 
при 
цементировании 
скважин 
наблюдается 
некачественное 
разобщение 
пластов, 
сопровождающееся 
затрубными 
нефтегазопроявлениями и межпластовыми перетоками флюидов. 
Отмечаются случаи оставления давления [54]. Кроме того, 
наблюдаются факты, свидетельствующие о негерметичности 
кольцевого пространства после цементирования колонны: 
1) получение из газовых горизонтов юрских отложений 
соленасышенных вод, поступающих из вышележащих меловых 
отложений, залегающих над соленосными толщами; 
2) появление при эксплуатации скважин в составе 
газапримесей, характерных для других пластов; 
3) затрубные нефтегазоводопроявления. 
При опробовании продуктивных подсолевых горизонтов в 
некоторых 
скважинах, 
например, 
Кандымского 
газового 
месторождения, вместе с газом получена соленая пластовая вода 
плотностью 1120-1140 кг/м
3
. Эти явления возникли вследствие 
цементирования скважин цементно-бентонитовой смесью с высоким 
содержанием бентонитовой глины (30-35%) без применения 
буферной жидкости, наличия в скважине бурового раствора с 
неудовлетворительными свойствами (Т=60-80 с; В=15·10
-6
м
3
; К=0,03-
0,05 м; СНС
10
=1000-2000 кг/м
2
) и образования на ее стенках толстых 
глинистых корок. В скважинах Учкырского газового месторождения, 
например №33 проникал сероводород, содержащийся в газе 
нижележащего неэксплуатируемого XV горизонта в верхний, 
эксплуатируемый XIV горизонт. Концентрация сероводорода в газе 
при этом составляла до 0,001 кг/м
3
. После проведения изоляционных 
работ содержание Н
2
S снизилось до 0,0005 кг/м
3
. В остальных 
скважинах (№ 23, 38 и 99) Учкырского месторождения оно 
сократилось до 0,0001-0,0002кг/м
3
. В скважинах №43 и 46 не был 
вскрыт XV горизонт, поэтому при их эксплуатации сероводород не 
обнаружен. Эти факты указывают на наличие в других скважинах 
перетока газа из горизонта XV в вышележащий XIV по каналам, 
образовавшимся в затрубном пространстве. 

---

24 
Основные причины низкого качества изоляции пластов на этом 
месторождении следующие: 
1) 
скважины 
предварительно 
не 
подготовлялись 
к 
цементированию; 
2) 
буровой 
раствор 
имел 
неудовлетворительные 
технологические показатели (Т=70 с; В=20·10
-6
м
3
, К=0,04-0,05 м); 
3) применялся цементно-бентонитовый раствор в соотношении 
1:1 с высоким водосмесовым отношением, равным 1,0; 
4) спуск эксплуатационной колонны производили без 
центраторов; 
5) не использовались буферная жидкость и разделительные 
пробки;
6) неравномерная и низкая скорость продавки тампонажного 
раствора. 
Кроме того, тампонажный раствор не был рассчитан на 
сероводородную коррозию, долго не схватывался, камень имел 
незначительную прочность, не выдержал даже массу колонны: когда 
ее сняли с элеватора, она «ушла вниз» под действием собственного 
веса на 3м. 
На Шуртепинском месторождении также обнаружены перетоки 
газа по каналам, образовавшимся в затрубном пространстве после 
цементирования эксплуатационных колонн. Например, в скв. №65 
при геофизических работах перед спуском 0,245 м кондуктора с 
глубины 412 м произошел выброс бурового раствора, перешедший в 
открытый газоводяной фонтан с образованием кратера диаметром 10-
12 м. Фонтанирование вызвано тем, что в Бухарском ярусе пластовое 
давление превысило расчетное в результате насыщения яруса 
переточным газом из нижних горизонтов через каналы, возникшие в 
кольцевом пространстве других скважин. Основные причины 
неудовлетворительного разобщения пластов - несоблюдение 
элементарных 
требований 
к 
цементированию 
скважин, 
несоответствие состава тампонажного раствора реальным условиям 
скважины, отсутствие разделительной жидкости, низкая скорость 
восходящего потока и др. 
Поступление посторонней воды в нефтяной пласт после 
цементирования 
обнаружено 
в 
скважинах 
Куюмазарского 
месторождения. В скважине №1 Куюмазар на глубину 1460 м 
спущена эксплуатационная колонна 0,14 м и зацементирована до 
устья глиноцементной смесью (1:3). Буровой раствор, обработанный 
реагентом 
УЩР, 
кальцинированной 
содой 
и 
нефтью, 

---

25 
характеризовался следующими параметрами: удельный вес 1300-1320 
кг/м
3
; условная вязкость 50 с; водоотдача 10·10-
6
м
3
за 30 мин; СНС 
1/10=3800/17500 кг/м
2
. После спуска обсадной колонны промывалась 
в течение 30 мин. Давление на стояке при этом достигло 4,0-5,0 МПа. 
Вслед за буровым раствором была закачена цементно-глинистая 
смесь удельным весом 1600 кг/м
3
. Тампонажный раствор продавлен 
буровым насосом без буферной жидкости со скоростью потока в 
кольцевом пространстве 2 м/с. В процессе продавки тампонажного 
раствора загустевшая масса гель-цемента появилась на устье, когда 
осталось непрокачанной 30% продувочной жидкости. Очевидно, в 
скважине имелись зоны бурового раствора, незамещенные 
тампонажным. 
Затем после ОЗЦ приступили к испытанию скважины. Из XII 
пласта в интервале 1018-998 м получили нефть с водой. Исследования 
показали, что вода поступила из нижележащего XIII пласта (интервал 
1056-1038 м). после повторного цементирования под давлением 
цементным раствором на соляровой основе, колонна вновь была 
перфорирована и получена безводная нефть. 
На месторождении Аккум при испытании скважин был также 
получен газ с водой. Скв. 9 пробурена до глубины 2473 м, спущена 
эксплуатационная 
колонна 
и 
зацементирована 
цементно-
бентонитовой смесью до устья. Перед цементированием скважины 
буровой раствор имел следующие параметры: удельный вес 1260-
1280 кг/м
3
; условная вязкость 50-60 с; водоотдача 14·10
-6
м
3
за 30 мин; 
СНС 1/10=6700/12500 кг/м
2
. В раствор введено 8-10% нефти от его 
объема. Цементирование производилось без буферной жидкости и с 
недостаточной интенсивностью. Скорость восходящего потока в 
затрубном пространстве колебалась от 0,5-0,7 м/с, так как давление 
прокачки превышало расчетное на 2,5-3,0 МПа, и достигло 15 МПа. 
В результате изменения технологии цементирования - 
применения буферной жидкости (вода, обработанная реагентом, по
2 м
3
под и над цементным раствором) цементного раствора без 
добавки глины - в скв. 6, 8, 10 и 14 этого месторождения, при 
испытании был получен безводный газ. 
Намного сложнее обстоит дело при цементировании скважин с 
АВПД, особенно, когда коэффициент аномальности равен 2 и более. 
Цементирование 0,146 м эксплуатационной колонны на скв.10 
площади Чуст-Пап производили, по рекомендации ВНИИКРнефть, 
термосолестойким цементом ТСЦ-250. Рецептуру раствора подбирали 
на консистометре КЦ-3 при температуре 200°С и давлении 90 МПа. С 

---

26 
целью замедлителя загустевания применяли гипан (4%) и бихромат 
калия (хромпик 0,4%). Удельный вес тампонажного раствора был 
1800 кг/м
3
, время загустевания – 3 ч 30 мин. Цементирование прошло 
нормально. При испытании получен газ с высоким содержанием Н
2
S 
(0,001-0,0012 кг/м
3
), вскоре из-за наличия сероводорода скважина 
была законсервирована. 
После цементирования 0,219 м промежуточной колонны на 
скв. №6 Чуст-Пап, спущенной на глубину 3791 м, произошло 
затрубное водопроявление во время ОЗЦ. Забойная температура 
составляла 100 °С, давление 75 МПа. Скважину цементировали 
следующим составом: портландцемент (70%) и свинцовый шлак 
(30%). В качестве замедлителя использовали реагент сунил (0,8% от 
массы смеси). Водосмесевое отношение принято 0,4, при этом 
плотность раствора составляла 1900 кг/м
3
, время загустевания - 2ч 30 
мин. 
Причина неудачного цементирования - несоответствие 
плотности тампонажного раствора с добавкой свинцового шлака 
условиям скважины. Она должна быть не менее 2000 кг/м
3
. При 
продавливании тампонажного раствора произошло значительное его 
смешение с буровым. 
Подобная ситуация с затрубным проявлением наблюдалось и в 
скважине №1 на площади Шорбулак при цементировании 0,146 м 
эксплуатационной колонны, спущенной на глубину 4450 м, при 
температуре 150 °С. Использовался буровой раствор с удельным 
весом 2100 кг/м
3
, цементный – 1800 кг/м
3
. Из-за отсутствия 
специального цемента пришлось применять следующую смесь: 
портландцемент+гематит+шлак. При добавке 0,8% ССБ срок 
загустевания на КЦ-3 составил 3 ч 10 мин. 
Многие скважины в Ферганской межгорной впадине 
цементируются смесью портландцемента с баритом или свинцовым 
шлаком. В большинстве случаев не получалось качественного 
разобщения 
пластов, 
приходилось 
производить 
вторичное 
цементирование. Основная причина - отсутствие специальных, 
рассчитанных на эти условия цементов или утяжелителей. Плотность 
тампонажных растворов, закачиваемых в скважину, оказывалась ниже 
или равной плотности промывочной жидкости. 
В последнее время из-за недостатка валютных средств 
скважины с АВПД, где коэффициент аномальности превышает 2, 
стали цементировать составом из портландцемента и баритового 
утяжелителя. Для повышения плотности тампонажного раствора 

---

27 
цементно-баритовая смесь затворяется на воде, насыщенной 
поваренной солью. Сроки схватывания и загустевания регулируются 
реагентом нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ). Указанный 
состав в полевых условиях получить достаточно сложно. При этом не 
достигается требуемая плотность раствора (2100-2300 кг/м
3
). Этот 
состав оказался седиментационно не устойчив, кроме того, требует 
расхода большого количества поваренной соли. Более того, 
хлористый натрий в зависимости от условий (температура и 
давление), концентрации в растворе и химико-минералогического 
состава цемента может сыграть роль или ускорителя или замедлителя 
загустевания и схватывания [13]. 
Неудачное цементирование высокотемпературных скважин 
наблюдается при цементировании обсадных колонн при установках 
цементных мостов в глубоких скважинах Ферганской межгорной 
впадины. 
Скважина №9 в Центральной Фергане имела конструкцию: 
0,530 м х 60 м; 0,426 м х 600 м; 0,299 м х 3889 м; 0,245/0,247 м х 5172 
м., устье обвязано соответствующими колонными головками, на 
которых установлены крестовина, два плашечных превентора 
американского производства, рассчитанные на рабочее давление 70 
МПа, и универсальный превентор ПУГ 280 х 350 (также импортный). 
Устьевое оборудование опрессовано совместно с последней 
промежуточной колонной диаметром 0,245-0,247 м, спущенной и 
зацементированной двумя секциями, на давление 45 МПа (60% от 
давления, соответствующего пределу текучести труб) во избежание 
излишней их деформации. 
Бурение интервала ниже промежуточной колонны 0,245 м 
проходило при катастрофических поглощениях раствора и 
проявлениях пластов. Плотность раствора устанавливалась путем 
«проб» - повышением или снижением ее. Применялся в основном 
буровой раствор с показателями: плотность 2040-2060 кг/м
3
; условная 
вязкость 50-80 с; водоотдача 5-7·10
-6 
м
3
/30 мин; толщина корки 0,015-
0,02 м и СНС 1/10=40/70-0,45/0,95 МПа. Незначительное изменение 
удельного веса раствора или его реологических характеристик 
вызывало поглощение или движение его за счет проявления пластов. 
При достижении глубины 5505 м провели геофизическое 
исследование скважин и в интервале 5300-5475 м установили наличие 
трех проницаемых пластов. Спуск 0,194 м «хвостовик» производили 
на 
бурильных 
трубах 
с 
лево-правым 
переводником 
без 
герметизирующих «голову хвостовик» устройств. 

---

28 
«Хвостовик» 
зацементирован 
тампонажным 
раствором, 
состоящим из смеси (масс %): портландцемент-30, импортный барит 
– 20, свинцовый шлак–50, НТФ –0,08. Смесь затворялась на соленой 
воде плотностью 1200 кг/м
3
(на пресной воде необходимое значение 
на достигалось). В скважину закачивали тампонажный раствор 
плотностью 2060 кг/м
3
; время загустевания при температуре 145°С – 5 
ч 30 мин. 
В процессе цементирования вновь появилось поглощение 
раствора пластом, продолжающееся при отсутствии циркуляции. 
Скважина находилась на ОЗЦ в течение 10 сут. После опрессовки 
колонны и цементного стакана на требуемое давление (11,0 МПа) 
бурильную колонну с лево-правым переводником благополучно 
подняли и, навернув трехшарошечное долото, начали спуск 
инструмента. На глубине 3300 м заметили перелив раствора из 
скважины. Закрыв ПУГ, скважину промыли с некоторым 
противодавлением. Однако давление перед штуцером продолжало 
расти (до 20,0 МПа). Из скважины выходил раствор плотностью 1700 
кг/м
3
с высокой водоотдачей. 
Если допустить, что пластовое давление равно 110 МПа, то для 
задавливания пласта на глубине нахождения долота потребуется 
раствор плотностью 2500-2700 кг/м
3
, что практически невозможно. 
Производить «лобовую» задавку было рискованно, так как колонна и 
устьевое оборудование испытаны на давление 45 МПа, а требуется 
более 50 МПа. Бурильный инструмент с долотом спустили при 
интенсивном водопроявлении до 5000 м, а устье герметизировали 
ПУГом. Через отвод выпускалась выходящая из скважины жидкость 
(высокоминерализованная вода – рапа температурой выше 100°С, 
плотностью 1250 кг/м
3
). Вода была настолько насыщена солью 
(NaCl), что кристаллизация ее начиналась в отводах превенторов и 
скважина выбрасывала кристаллическую соль. В последующем с 
рапой поступила нефть (до 15-20% от объема выходящей жидкости). 
Далее закачкой тяжелого раствора плотностью 2300-2500 кг/м
3
с расчетом на поглощение его пластами ликвидирован открытый 
водонефтяной фонтан (за 16 дней). Начальное давление закачки 
составляло 43 МПа, количество утяжеленного раствора – 250 м
3
,темп 
закачки – 0,008 м
3
/с, затем – 0,25-0,30 м
3
/с. 
Основной причиной водонефтепроявления на этой скважине, 
по нашему мнению, долгое несхватывание тампонажной смеси и 
нахождение ее в пастообразном состоянии в затрубном пространстве. 
В результате она не могла оказать достаточного сопротивления 

---

29 
движению пластового флюида и в то же время препятствовала 
передаче гидростатического столба бурового раствора. В таком 
случае пласт испытывал не репрессию, а депрессию: 
(2.1) 
(2.2) 
где Р
пл