0 министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан

Таблица 3.9.
Влияние реагента НЦ-1 на свойства портландцемента
при температуре 130 °С и давлении 20 МПа 
Содержание реагента, 
% 
В/Ц 
D, м ρ, кг/м
3
Продолжительност
ь загустевания, ч-
мин. 
1,00 
0,50 
0,20 
1750 
1-10 
1,25 
0,50 
0,20 
1750 
1-35 
1,50 
0,50 
0,19 
1760 
1-50 
1,75 
0,50 
0,19 
1760 
2-15 
2,00 
0,50 
0,19 
1760 
2-30 

---

61 
Таблица 3.10. 
Свойства растворов и камней, полученных из смеси ПЦТ и АШ с добавкой нового реагента НЦ-1 при 
различных температурах и давлениях 
Состав в тампонаж. 
растворе, % 
В/С 
ρ, 
кг/м
3
 
D, 
м 
Условие опыта 
Время 
загус. 
Прочность, 2 
сут. камня, 
МПа
 
ПЦТ 
Алмал. 
шлак 
Замедл. 
содерж. 
t °С 
Р, МПа 
Т
заг
, 
ч-мин 
ζ
сж
 
ζ
из
 
100 
- 
- 
0,45 
1830 
0,23 
75 
0,1 
2-30 
2,4 
5,0 
100 
- 
- 
0,45 
1830 
0,23 
120 
40 
0-45 
2,7 
6,0 
100 
- 
НТФ-
0,010 
0,40 
1830 
0,23 
120 
40 
3-05 
2,2 
4,5 
100 
- 
НТФ-
0,015 
0,40 
1830 
0,23 
75 
1 
5-40 
1,9 
3,8 
100 
- 
НТФ-
0,020 
0,40 
1830 
0,23 
120 
40 
4-00 
2,1 
4,0 
80 
20 
НТФ-
0,020 
0,40 
1920 
0,22 
150 
60 
3-40 
1,6 
3,3 
70 
30 
- 
0,40 
1970 
0,21 
75 
0,1 
3-40 
0,9 
1,8 
70 
30 
- 
0,40 
1970 
0,21 
120 
40 
1-10 
1,9 
3,8 
70 
30 
НТФ-
0,010 
0,35 
2050 
0,19 
75 
0,1 
4-50 
0,6 
1,5 
70 
30 
НЦ-1,00 
0,45 
1910 
0,23 
150 
60 
1-40 
2,0 
3,9 
70 
30 
НЦ-2,00 
0,38 
2000 
0,18 
150 
60 
3-10 
2,2 
4,5 
60 
40 
НЦ-1,00 
0,40 
1980 
0,19 
150 
60 
2-00 
2,2 
4,5 

---

62 
60 
40 
НЦ-1,25 
0,40 
1980 0,19 
150 
60 
2-40 
2,3 
4,7 
60 
40 
НЦ-1,50 
0,40 
1980 0,19 
150 
60 
3-10 
2,4 
5,0 
50 
50 
НЦ-1,75 
0,40 
2120 0,19 
150 
60 
2-35 
2,5 
5,5 
50 
50 
НЦ-2,00 
0,40 
2120 0,19 
150 
60 
3-35 
1,9 
3,8 

---

63 
Добавка 1,75% реагента НЦ-1 замедляет загустевание до 3 ч 35 
мин (при температуре 150 °С и давлении 60 МПа). 
Влияние НЦ-1 как замедлителя загустевания тампонажного 
раствора, приготовленного из смеси портландцемента и импортного 
барита в соотношении 1:1, изучали также при температуре и давлении 
40 МПа (табл. 3.11). 
Таблица 3.11 
Влияния реагента НЦ-1 на свойства цементно-баритовой 
смеси 
Содержание 
реагента, % 
В/С 
D, м 
ρ, кг/м
3 
Продолжительность 
загустевания, ч-мин 
0,10 
0,42 
0,20 
2000 
1-20 
0,50 
0,40 
0,20 
2010 
1-45 
1,00 
0,40 
0,20 
2010 
2-00 
1,25 
0,40 
0,19 
2000 
2-35 
1,50 
0,42 
0,185 
2010 
3-25 
1,75 
0,45 
0,20 
1990 
3-55 
Мы изучали также влияние замедлителя НЦ-1 на свойства 
тампонажного раствора и камня, приготовленного из портландцемент 
и нового утяжелителя СУР в соотношении 1:1 при температуре 150 °С 
и давлении 40 МПа (табл.3.12). 
Отмечено, что сроки загустевания раствора с включением СУР 
зависят от содержания НЦ-1 (рис. 3.6). 
Применение новых составов утяжеленных тампонажных 
растворов с включением импортозамещающих утяжелителей и 
реагентов при цементировании скважин с АВПД даст большой 
технологический эффект в виде повышения качества разобщения 
платов и упрощения приготовления тампонажных растворов. Кроме 
того, использование их обеспечит экономию валютных средств за 
счет отказа от завоза импортных тампонажных материалов. Так, 
применением СУР в качестве утяжеляющего компонента, вместо 
УЩЦ и барит, можно сэкономить более 218 тыс.долл. США или 153 
млн.сумов в год. Использование алмалыкского шлака в качестве 
компонента тампонажных растворов дало экономию в 2001 г. 18,2 
млн.сумов (приложение). 
 

---

64 
Таблица 3.12 
Свойства тампонажного раствора и камня, приготовленного из 
тампонажного цемента с добавкой утяжелителя СУР и реагента 
НЦ-1 
Содержание 
реагента, % 
В/с 
D, м 
ρ, кг/м
3
 
Продолжительность 
загустевания, ч-мин 
- 
0,30 
0,18 
2220 
0-35 
0,10 
0,45 
0,18 
2100 
0-45 
0,25 
0,45 
0,18 
2100 
0-57 
0,50 
0,33 
0,18 
2220 
1-00 
0,75 
0,34 
0,18 
2220 
1-45 
1,00 
0,35 
0,18 
2220 
2-00 
1,25 
0,36 
0,18 
2190 
2-15 
1,50 
0,38 
0,18 
2170 
2-45 
1,75 
0,39 
0,18 
2150 
3-05 
2,00 
0,38 
0,18 
2170 
3-30 
2,10 
0,40 
0,18 
2150 
2-45 
2,25 
0,43 
0,18 
2100 
2-00 
Выводы. 
1. В результате изучения процессов седиментации цементных 
растворов 
создан 
прибор 
для 
количественной 
оценки 
седиментационного процесса в тампонажном растворе, и выведен 
коэффициент седиментации. 
2. Изучена седиментационная устойчивость ряда тампонажных 
суспензий, 
для 
каждой 
системы 
определен 
коэффициент 
седиментации (ε). 
3. На основании результатов экспериментальных исследований 
выявлена способность полимерного реагента НЦ-1 замедлять процесс 
загустевания тампонажных растворов, определена зависимость 
продолжительности его от величины добавок реагента в различных 
температурных условиях. 
4. Проведены экспериментальные исследования основных 
технологических свойств утяжеленных тампонажных растворов, 
установлена возможность применения новых утяжелителей местного 
происхождения. 

---

65 
ГЛАВА 4. ВЛИЯНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ СМЕШЕНИЯ 
РАСТВОРОВ НА КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН 
При последовательном движении тампонажного и бурового 
растворов в трубном и затрубном пространствах происходит 
непрерывное их смешивание [1, 73, 76]. Качество тампонажного 
кольца, несмотря на соблюдение всех требований технологии 
цементирования, 
оказывается 
неудовлетворительным. 
Для 
предотвращения этого явления применяют буферные жидкости, а 
также нижние и верхние разделительные пробки. Для регулирования 
процесса цементирования нижнюю разделительную пробку на 
практике без обоснования давно уже не применяют. Буферную 
жидкость используют, но без достаточного определения ее высоты и 
состава. Закачиваемая буферная жидкость (2-3 м
3
), с одной стороны, 
смешивается с буровым растворов, с другой – с цементным. В 
затрубном пространстве будет находиться смесь тампонажного и 
бурового растворов, что может осложнить процесс цементирования 
из-за образования непрокачиваемой массы. 
Анализ современного состояния технологии цементирования 
скважин показал, что поскольку глинистые и цементные растворы 
обрабатываются в основном различными химическими реагентами, 
при смешении их вследствие коагуляционных процессов образуется 
иная жидкость с иными свойствами по прокачиваемости, срокам 
схватывания и другим показателям. 
Недоступность смешения глинистого и цементного растворов 
обоснована 
результатами 
многочисленных 
исследований 
в 
лабораторных и производственных условиях. При цементировании 
скважин на площадях Узбекистана нередко наблюдались случаи 
повышения давления при продавке цементных растворов против 
расчетного. 
В скважине №1 Куюмазар эксплуатационная колонна была 
спущена на глубину 1460 м. Буровой раствор обрабатывался УЩР, 
кальцинированной содой и нефтью (8% от объема). Перед 
цементированием буровой раствор характеризовался следующими 
параметрами: ρ=1300-1320 кг/м
3
; УВ=45-50 с; В=10·10
-6
м
3
; СНС
1/10
=0,38/1,5 МПа. После спуска обсадной колонны скважины 
промывались в течение 30 мин. Давление на стояке при промывке 
составляло 4,0-5,0 МПа. Вслед за буровым раствором закачивали 
цементный раствор плотностью 1750-1800 кг/м
3
без разделительной 
жидкости и продавливали его буровым раствором без применения 

---

66 
буферной жидкости. Когда от расчетного количества продавочной 
жидкости оставалось 6 м
3
(или 30%) давление прокачки начало 
повышаться с 4,0 до 11,0 МПа. При этом давлении удалось полностью 
откачать продавочную жидкость. Испытание скважины через 
перфорированную колонну показало, что качество цементирования 
плохое, надежной изоляции пластов не отмечалось. С интервала 1018-
998 м получили приток нефти с водой. Исследованиями установлено, 
что вода поступила из нижележащего горизонта (XIII). 
Интервал 998-1040 м повторно цементировали под давлением. 
После дополнительных изоляционных работ интервал 1018-998 м 
вновь перфорировали и получили безводную нефть.
Скважина №9 на площади Аккум была пробурена до глубины 
2473 м, эксплуатационная колонна спущена на глубину 2374 м и 
зацементирована цементно-бентонитовой смесью. Буровой раствор 
обрабатывали УЩР, кальцинированной содой. С целью снижения 
жидкости глинистой корки и предупреждения прихвата инструмента 
в раствор вводили до 1% серебристого графита и 8% нефти. Буровой 
раствор отмечался следующими показателями: ρ=1260 кг/м
3
; УВ=50 
с; В=14·10
-6
м
3
; СНС
1/10
=0,67/1,25 МПа. 
После промывки скважины в течение одного цикла приступили 
к закачке тампонажного раствора без применения буферной 
жидкости. В конце продавки, когда оставалось до продавочной 
жидкости 4 м
3
, давление прокачки поднялось до 15 МПа, что на 3,0 
МПа превышает давление, предопределенное гидравлическим 
расчетом. В процессе испытания объектов (2212-2206 м, 2168-2156 м) 
из XV-2 горизонта получена пластовая вода, а из XV-I горизонта, 
находящегося в интервалах 2128-2133 м, 2120-2109 м, 2104-2099 м – 
слабый приток газа с большим количеством воды. По всем геолого-
геофизическим данным, из указанных объектов должны были 
получить сухой газ. 
Когда технологию закачки цементного раствора изменили и 
стали применять буферную жидкость перед цементным раствором и 
над ним, верхнюю разделительную пробку на других скважинах 
площадей Аккум, Парсанкуль, из продуктивных горизонтов получили 
безводный газ. 
Аналогичные факты негерметичности кольцевого пространства 
наблюдались и на других месторождениях Узбекистана. Анализ 
некачественного 
цементирования 
показал, 
что 
причинами 
межпластовых перетоков, некачественной изоляции пластов является 
смешение цементного раствора с буровым за счет диффузии и массы 

---

67 
переноса. При проникновении одной жидкости в другую образуется 
совершенно другая жидкость с неизвестной характеристикой. И эта 
новая жидкость долго не может схватиться. В это время начинается 
движение пластового флюида через смесь в затрубном пространстве, 
создавая себе канал. Аналогичное явление отмечено и в других 
районах бывшего Союза. 
На скважине №3 Двубратской (Краснодарский край) для 
эксперимента были спущены бурильные трубы 0,114 м 
равнопроходным каналом. Для опыта был приготовлен гель-цемент 
плотностью 1850 кг/м
3
с растекаемостью 0,25 м и началом 
схватывания 9 ч. Всего было использовано 4 м
3
цементного раствора 
и 30 м
3
глинистого раствора при давлении 5,0 МПа. К концу продавки 
оно поднялось до 10 МПа, что свидетельствовало об образовании 
трудно прокачиваемого геля-цементной пробки на контакте двух 
растворов. После пересоединения линий обратную циркуляцию 
произвести не удалось, хотя давление насоса поднялось до 20МПа.