Применение вязкоупругих подвижных пакеров для герметизации затрубного пространства

     Министерство образования и науки Российской Федерации
     Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
     высшего профессионального образования
     «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

     Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин


УДК 622.245.422.2
	
РЕЦЕНЗЕНТЫ						К ЗАЩИТЕ ДОПУЩЕН
____________________                         				Зав. кафедрой БНГС д-р техн. наук,
        Должность, уч. степень, звание                                                                                              			
___________    ____________           				проф.          		Р.А. Исмаков
Подпись                      Инициалы, фамилия                                 			
___________                                       		
Дата
____________________                                           		
        Должность, уч. степень, звание
 ___________    ____________
             Подпись                      Инициалы, фамилия
 ___________
Дата

Применение вязкоупругих подвижных пакеров для герметизации затрубного пространства

Выпускная квалификационная работа
(магистерская диссертация)
по магистерской программе «Заканчивание и крепление скважин в сложных
горно-геологических условиях»
по направлению подготовки 131000.68 Нефтегазовое дело


Магистрант								


Научный руководитель
д-р техн. наук, проф.					                           	         


Уфа 2015


РЕФЕРАТ

	Материал диссертационной работы изложен на 61 странице машинописного текста,  содержит 11 рисунков, 7 таблиц, 26 использованных источников и 1 приложение.
	ВЯЗКОУПРУГИЙ ПОДВИЖНЫЙ ПАКЕР, МЕЖКОЛОННЫЕ ДАВЛЕНИЯ, ГАЗОПРОЯВЛЕНИЕ, ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ ПРОРЫВА, ЗАТРУБНОЕ        ПРОСТРАНСТО, ОБРАЗОВАНИЕ КАНАЛОВ, КОНТРАКЦИЯ. 
     В первой главе изложены теоретическое обоснование межколонных проявлений, причины его возникновения и его влияние на различные ситуации; описаны методы предупреждения межколонных проявлений, пприменяемые пакера, анализ вязкоупругих составов. 
     Во второй описаны экспериментальные исследования: исследование зависимости пластической прочности ВУПП от градиента давления, исследование влияния контракции цементного раствора на свойства вязкоупругих пакеров. Влияние ПАА на пластическую прочность состава, выбор оптимальной концентрации компонентов ВУПП.
     В заключительной третьей главе предложены рекомендации по совершенствованию рецептур ВУПП и технологии его применения.
       


СОДЕРЖАНИЕ


Определения, обозначения и сокращения.................................................................
5
Введение…………………………………………………………………………..........
6
1 Теоретическое обоснование.....................................................................................
8
    1.1 Межколонные проявления...............................................................................
8
    1.2 Причины возникновения межколонных проявлений......................................
9
    1.3 Методы предупреждения межколонных проявлений…………………..........
17
    1.4 Применяемые пакера для предупреждения  межколонных давлений...........
27
     1.5 Рабочая гипотеза...............................................................................................
28
    1.6 Анализ вязкоупругих составов, применяемых при бурении 
     и заканчивании скважин..........................................................................................

29
    1.7 Технологии применения вязкоупругих составов	...........................................
    1.8 Методика проведения экспериментов, применяемые приборы......................

32
    1.9 Объекты исследований......................................................................................
38
2 Экспериментальные исследования.........................................................................
41
    2.1 Исследование зависимости пластической прочности ВУПП 
    от градиента давления, градиента давления от диаметра....................................

41
    2.2 Исследование влияния контракции цементного раствора на свойства
    вязкоупругих пакеров.............................................................................................

44
    2.3 Влияние ПАА на пластическую прочность соства……………………….......
48
    2.4 Выбор оптимальной концентрации компонентов ВУПП...............................
49
    2.5 Технология цементирования с установкой ВУПП..........................................
52
Основные выводы и рекомендации…………………………......................................
54
Список иллюстрации и таблиц...................................................................................
55
Список использованных источников...........................................................................
57





ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ

ПАА
?
Полиакриламид
ВУПП
?
Вязкоупругий подвижный пакер
Al2(SО4)3
–
Сернокислый алюминий
NaNO3
–
Нитрат натрия 
ВУС
–
Вязкоупругий состав
(NH4)2CO3
?
Углекислый аммоний
ПЦ
–
Портландцемент
КМЦ
–
Карбоксиметилцеллюлоза
КССБ
–
Конденсированная сульфит-спиртовая барда
СаСО3
?
Карбонат кальция
БР
–
Буровой раствор
ОК
–
Обсадная колонна
ОЗЦ    
–
Ожидание затвердения цементного раствора
ГРС
–
Гексарезорционная смола
ПЗП
–
Призабойная зона пласта
     












ВВЕДЕНИЕ

	До настоящего времени качественное цементирование эксплуатационной колонны и разобщение проницаемых пластов продудуктивной толщи является одной из сложных и не решенных проблем в нефтегазовых отраслях. Существующая технология не гарантирует качественного разобщения пластов и часто возникает межпластовые перетоки флюидов и другие аварии.
Необходимым условием для надежного разобщения пластов является герметичная изоляция заколонного пространства, предупреждающая проявления пластовых флюидов на протяжении всего срока службы скважины. 
	Во многих случаях, в результате газопроявлений возникающих во время твердения и МКД за счет образования каналов в более позднее сроки (через несколько месяцев после цементирования) нарушаются герметичности крепи скважин. Это происходит из-за образования трещин и каналов по цементному камню или между цементным камнем и обсадной колонной, цементным камнем и породой. До настоящего времени число скважин с проблемами негерметичности еще много.
	Для решения этих задач перспективным является применение вязкоупругих подвижных пакеров (ВУПП), устанавливаемых за обсадной колонной любой конфигурации и любой протяженности в заданном интервале в стволе скважины, между порциями цементного раствора. В то же время их внедрение ограничивается недостаточно обоснованными критериями выбора состава и необходимостью совершенствования технологии применения. Одним из таких факторов является обезвоживание пакеров при контакте с цементным камнем.
	Проведенные исследования позволили определить компонентный состав ВУПП и обосновать технологию его приготовления и закачки в скважину.





	Цель исследований
     Совершенствование рецептур вязкоупругого подвижного пакера и технологии его применения для герметизации затрубного пространства.
     Задачи исследований:
     1 Исследование влияния контракции цементного камня на свойства ВУПП.
     2 Исследование параметров  ВУПП.
     3 Выбор оптимальной рецептуры вязкоупругого пакера.
           Структура и объем работы
     Работа состоит из введения, 2 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 61 странице машинописного текста и содержит 11 рисунков, 7 таблиц,  26 использованных источников и 1 приложение. Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете в 2015 году.
     Список публикаций:
     1 Тахир Д.И. Применение вязкоупругих пакеров для герметизации затрубного пространства. Материалы ежегодной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ -Уфа.- 2014.
     2  Tahir J.I. Use of visco-elastic movable packer for annular spaces isolation. Материалы научно-практической конференции, нефтегазовые горизонты СПЕ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва.- 2014.
     3 Tahir J.I. Use of viscoelastic movable packer for annular spaces isolation. Материалы научно-практической конференции, нефтегазовые горизонты СПЕ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва.- 2015.
   
	






     1 Теоретическое обоснование 
     
     1.1 Межколонные проявления

     Самым распространенным видом осложнений возникающих в результате плохого качества цементировочных работ в газовых скважинах является затрубные газопроявления в период ОЗЦ, которые вызывают межколонное давление  при эксплуатации скважин.
     Бурение газовых скважин с аномально-высоким пластовым давлением  может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонном пространстве после цементирования.
     В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономический ущерб. Грифоны образуются в результате скопления в затрубном пространстве больших количеств газа под большим давлением или проникновение этого газа через башмак по пространству за кондуктором из-за плохого качества цементного кольца. Для проявления грифона на поверхности необходимо наличие каналов, которые соединяют высоконапорный пласт с дневной поверхностью. Причинами появления таких каналов могут быть высокая проницаемость горных пород, тектонические трещины, некачественный контакт порода-цемент и прочие.
     Механическая прочность и герметичность обсадной колонны, разобщенность пластов, заполненных флюидами продуктивной толщи от эксплуатируемых являются основными элементами крепи, обеспечивающими ее надежное состояние и долговечность. К качеству разобщения пластов предъявляются следующие требования: гарантирование подъема цементного раствора на проектную высоту, разобщающая среда должна быть герметичной при перепадах давлений и под действием ударных нагрузок во время перфорации скважины, цементный камень должен иметь плотный контакт с породой и поверхностью обсадной колонны, разобщающая среда должна быть долговечной, не разрушаться под действием пластовых флюидов, получение однородной  плотности камня в интервал цементирования [26], в многолетнемерзлых породах разобщающая среда должна быть морозостойкой и не разрушаться при смене температур.
	Главная роль первичного цементирования является поддержка обсадных колонн, чтобы предотвратить движение жидкости через кольцевое пространство или в открытые проницаемые пласты. Цементный раствор должен эффективно вытеснять буровой раствор и шлам из кольцевого пространства, а затем переходить из жидкой фазы в твердую. В результате цементный камень должен выдержать любые напряжения, возникающие в скважине. Выбор массы цемента, состава, предварительных работ подготовки скважины, и расстановка техники- предназначены для того, чтобы получить успешное первичное цементирование.
	При получении отрицательного результата при первичном цементировании, либо при повреждении цементного кольца, может возникнуть необходимость в разработке дополнительных программ для сохранения межколонного давления и цементного кольца.
   
   1.2 Причины возникновения межколонных проявлений
   
   Можно подразделить причины возникновения газопроявления на следующие группы: негерметичности осадной колонны и обвязки устья вызывают переток газа в межтрубное пространство при эксплуатации газовой скважины; неполное вытеснение промывочной жидкости цементным; глинистая корка на стенках скважины; усадки загустевшей промывочной жидкости и цементного камня; присутствие зазора между цементным камнем и обсадной колонной.
	Газопроявления при креплении газовых и газоконденсатных месторождений в газодобывающих странах являются серьезным видом осложнений.
	Авторы [12,5,46]  отмечают следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в заколонном пространстве:
	-  нарушение герметичности резьбовых соединений;
	-  из-за нарушения целостности обсадных труб; 
	-  неуспешное перекрытие высоконапорных пластов цементным раствором;
	- по каналам из-за дефекта колонной головки.
	Автор [6]  предлагает обратить внимание при селекции схемы монтажа, вида, и размеров колонной головки для обеспечения постоянного регулирования давления, создаваемого появляющимся газом в межтрубном пространстве, и проведения ремонтных работ при ликвидации.
	По результатам анализа ряд авторов, в месторождениях газовых скважин, газопроявления возникают из-за дефектов узлов колонной головки.
	Необходимо отметить что, осложнение возникающие в результате пропусков газа резьбовыми соединениями и узлами колонной головки чаще всего встречаются, чем вследствие действия других причин [12]. Негерметичность резьбовых соединений - одна из самых серьезных причин возникновения межколонных проявлений в газовых скважинах в периоде эксплуатации. К тому же, ликвидация пропусков газа через резьбовые соединения является очень трудным и часто оказывается невозможным.
	Известно, что даже при соблюдении всех выработанных практикой требований к цементам и процессу цементирования, происходили заколонные проявления. В результате возник ряд гипотез, в которых была сделана попытка объяснить причины столь необычного движения флюидов.
     Необходимые условия возникновения газопроявления являются:
	- наличие перепада давления между пластом и скважиной;
	- наличие канала, по которому возможно движение газа (или другого флюида).
	Газ поступает в скважину в результате эффекта поршневания при выполнении спускоподъемных операций. С уменьшением плотности промывочной жидкости, гидростатическое давление на проявляющий пласт уменьшается и это вызывает переток газа в скважину.
	Во время ОЗЦ выявлено несколько причин поступления газа в скважину [7,8,45].
	Основными путями, по которым газ проникает из пласта, по мнению авторов [12,9,55] являются каналы, образующиеся из-за:
	- «слабого сцепления цемента» со стенками скважин из-за наличия глинистой корки и усадки цементного камня при твердении;
	-  неполного замещения бурового раствора цементным в заколонном
пространстве;
	-   водоотделения при схватывании цементного раствора;
	-  проникновения диффундирующего газа при схватывании цементного раствора.
 	Давление в скважине должно оставаться ниже давления гидроразрыва пласта, чтобы избежать поглощения. Различные методы цементирования применяются в зависимости от условий бурения. На разных этапах цементировки прочность цементного раствора увеличивается. Раствор со временем меняется из жидкого состояния в гель, затем в слабопроницаемое твердое вещество при схватывании и в практически непроницаемое твердое вещество после затвердевания [10]. После схватывания, вяжущее вещество цемента имеет низкую проницаемость, меньше чем 0,001 мкр [10]. При таких значениях проницаемости, газ уже не движется через порового пространства цемента в количествах, которые можно обнаружить [10]. Кольцевое пространство, заполненное цементным раствором, герметизируется, предотвращая течение пластовых флюидов и их миграцию к поверхности. Деградация цемента в кольцевых пространствах связано с геомеханическими силами, колебаниями температуры, внутренним избыточным давлением и взаимодействием между пластовыми флюидами и цементом. Со временем в затвердевшем цементе могут образоваться трещины, которые позволят флюиду перетекать между геологическими зонами, что противоречит одной из главных целей – герметизации и обеспечения изоляции. Каналы утечки могут быть классифицированы в следующие типы: газовые каналы, микротрещины, перелом отверстия.
	Для повышения качества цементирования необходимо уменьшить смесеобразование при замещении бурового раствора тампонажным раствором и повысить коэффициент вытеснения.
	Тампонажный раствор в турбулентном режиме может вытеснять до 95 % бурового раствора из кольцевого пространства, но неспособен удалить глинистую корку. Цемент восстанавливает изоляцию между различными пластами на различных глубинах, которые были вскрыты вовремя углубление ствола скважины. Правильное размещение цементного раствора действует как гидроизоляция и предотвращает переток пластовых флюидов (газ, вода, нефть) в различные зоны кольцевого пространства. Прихваты и поглощения часто возникают при механической очистке с помощью скребков; иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому рекомендуется не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения тампонажных растворов на полимерной основе. Однако такая технология не приемлема в ПЗП. [10]
	Автор [14] считает, что поступление газа в заколонное пространство скважин происходит вследствие отсутствия прочной тонкой глинистой корки, оголения стенок скважины, наличия непрочной рыхлой корки и склонности стенок скважины к осыпанию или обвалообразованию.
     Доказано, что сила сцепления металла труб и пород стенок скважины с цементным камнем в большинстве случаев отсутствует. Это происходит в результате присутствия глинистой корки или слоя бурового раствора между ними.  
     Исследователи [15,16,47] основной причиной газопроявлений в скважине считают контракцию.
     При составлении классификации учитывалось, что некоторые факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к двум классифицирующим группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, так как некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют некоторую роль в газопроявлениях.
     В основу классификации взято разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: 1) геологические; 2) технические; 3) технологические; 4) физико-химические; 5) механические.
     Данная градация обуславливается тем, что она охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердевания с последующим пребыванием в заколонном пространстве.
     
	1.2.1 Влияние контракции на возникновение межколонных давлений. 
	Контракция может быть причиной ряда негативных явлений при тампонажных работах. К ним относятся проникновение пластовых флюидов из окружающей среды в результате развития вакуума в поровой системе цементного камня, обезвоживание остатков глинистого раствора на непроницаемых породах и металле обсадных труб и другие.
	Как известно, контракцией называется уменьшение суммарного объема системы в химических или физических процессах [17].
	По природе процессов контракцию разделяют на молекулярную и физическую.
	Молекулярная контракция при гидратации минеральных вяжущих веществ объясняется в основном тем, что вода, входящая в состав новообразований, занимает в их кристаллической структуре меньший объем, чем в свободном состоянии, а расстояние между другими элементами кристаллической структуры (например, Са - О, - Si - О) не меняется или изменяется незначительно. Поэтому, хотя удельный объем твердой фазы в результате гидратации увеличивается, это увеличение не компенсирует уменьшение объема свободной воды.
	Если известен состав портландцемента, уравнения реакций гидратации в данных условиях и степень гидратации отдельных минералов (масса вступивших в реакцию веществ), то может быть определена величина молекулярной контракции твердеющего портландцемента.
	Физическая контракция связана с межмолекулярным взаимодействием в жидкой фазе и на поверхности раздела фаз. Контракцией сопровождаются адсорбция, сольватация и некоторые другие процессы. Физическая контракция в твердеющих суспензиях вяжущих веществ может достигать значительных величин при большой удельной поверхности новообразований (>104 м /кг), которая характерна для твердения при относительно невысокой температуре (<60 °С). При более высоких температурах образуются продукты гидратации с меньшей дисперсностью и с меньшей долей физической контракции.
	Контракция вызывает уменьшение внешнего объема цементной суспензии только в начальный период, когда в ней еще не образовалась достаточно прочная структура. После этого контракция непосредственно не влияет на внешний объем твердеющего тела. В результате ее происходит поглощение жидкости из окружающей среды или частичное удаление воды из пор цементного камня, если окружающая среда не содержит жидкости. Это часто приводит к уменьшению внешних геометрических размеров цементного камня и образованию зазоров и микротрещин между цементом, обсадной колонной и стенками скважины.
	При твердении портландцемента после полной гидратации суммарная контракция составляет (5-7)-105 м3/кг. Чем больше воды связывается при гидратации, тем больше контракция. Поэтому цементы, содержащие повышенное количество алюминатных и алюмоферритных минералов, имеют большую контракцию при твердении. Кинетика контракции соответствует кинетике гидратации [17]. В определенных условиях твердение может происходить с увеличением суммарного объема конечных продуктов по сравнению с объемом исходных веществ, т. е.                   с «отрицательной контракцией». Типичным случаем является затвердевание системы Са(ОН2) - SiC>2 - Н2O при высокой температуре, когда образуется ксонотлит.
	Контракция твердеющего тампонажного раствора (камня) может влиять на состояние остатков невытесненного бурового раствора и фильтрационной корки. В заколонном пространстве скважины возможны следующие типичные ситуации:
	- область невытесненного бурового раствора со всех сторон окружена тампонажным раствором.  При этом если водоносные пласты находятся на достаточно большом расстоянии,  то контракция тампонажного камня вызовет в области невытесненного бурового раствора понижение давления, что является достаточным для возникновения трещин условием;
	- в том случае когда, в районе оставшейся части БР за кольцевым пространством, находится высокопроницаемый пласт, содержащий водяной флюид, то в таком случае сжатие объема ЦР никак не повергнет к появлению зон пониженного давления, потому что недостаток воды, который может возникнуть при переходе ее в связанное состояние, будет устраняться посредством подпитки (за счет фильтрации) пластового флюида;
	- место, где оставшаяся часть БР или его фильтрационная корка, взаимодействует, с одной стороны, с цементным раствором, а с другой - со стенкой скважины или ОК. При контакте с поверхностью непроницаемой стенкой скважины или ОК создаются условия сжатия объемов цементного камня, аналогичные описанным выше. В случае, когда стенка скважины представляет собой пористую среду, которая в свою очередь насыщена водой, то свободная вода, затягивающаяся,  при контракции глинистой массы будет фильтроваться через структуру глинистой массы с неким расходом. Эксперименты показали, что образование трещин обуславливается в основном проницаемостью пористой среды и, причем они практически невозможны или маловероятны. Если с газонасыщенным пластом в контакте находится глинистая масса, то в таком случае в ходе сжатия объемов цементного раствора она будет трамбоваться при напорном воздействии газов вплоть до того, пока возникающий градиент давления не превысит капиллярное противодействие. И в результате, оставшаяся часть БР или его фильтрационная корка будут служить местом для продвижения флюида лишь в случае, если существуют условия для трещинообразования, которые выполнят роль флюидопроводящих каналов. Условия эти могут возникать лишь в случае, когда место, заполненная оставшейся частью невытесненного БР, не связана гидравлически с пластами, содержащими водоносный флюид.
	В зависимости от содержания разных минералов, портландцементы характеризуются разной контракцией при твердении.  Если в системе  содержатся трехкальциевый алюминат и четырех кальциевый алюмоферрит, то в течение 28 суть отмечается наибольшая контракция при твердении. 
	Показатели контракции цемента повышаются с увеличением содержания алюминатов и алюмоферритов кальция, а также более тонкого их измельчения. Значения относительной контракции для обычных цементов могут достичь  8 мл на 100. Показатели контракции также повышаются  с увеличением  водоцементного отношения цементного раствора из-за увеличения интенсивности гидратация.
	При взаимодействии цемента с водой, когда тесто еще достаточно пластично и могло бы уменьшиться в объеме, контракция невелика. В дальнейшем с увеличением степени гидратации, контракция возрастает, но объем затвердевшей системы не уменьшается.  Поэтому можно сделать вывод, что результатом контракции является лишь увеличение пористости цементного камня, которая через 28 суток составляет    3-7%  общего объема.  Вяжущие вещества с небольшой контракцией, например,  салитом или белитом  более предпочтительны. Цементный камень салитом или белитом имеет меньшую пористость и проницаемость, и, следовательно, миграция незначительна.
	Предлагают гипотезу, которая объясняет продолжительный механизм поступления газа. Подводя итог, трещины могут  увеличиваться в размере, когда радиальное напряжение меньше, как правило, из-за усадки цемента, чем при статическом поровом давлении. Различия между наибольшими  боковыми напряжениями градиентов в породе и наименьшие градиенты давления в трещине обеспечивают рост вертикальной трещины.
	1.2.2 Влияние диффузии и образования каналов на заколонные газопроявления.
	По мнению исследователи [12,48], диффузия и образование каналов являются основными причинами заколонных газопроявлений, а не падение гидростатического давления на газоносных горизонтах при схватывании тампонажных растворов. С увеличением гидростатического давления при схватывании, процесс диффузии газа развивается, вследствие, газопроявление возрастает. Уменьшение гидростатического давления говорится о уменьшении давления цементного раствора на пласт до его перехода в прочный камень.
	Скорость продвижения газовых пузырьков к поверхности по заколонному пространству зависит от количества диффундирующего газа, наличия и размеров каналов в цементном камне, высоты столба бурового раствора над цементным камнем и его качества, а также от градиента температуры и гидростатического давления по высоте заколонного пространства.
Анализ многочисленных случаев по газопроявлениям показывает, что в процессе ОЗЦ и вскоре после него газ может поступать в заколонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают способствующими этому процессу или его тормозящими [11,15,20,24,49,52].
1. Тип цемента. Газовые проявления были отмечены в различных геолого-технических условиях при использовании самых разнообразных цементов.
Так, в Индии, в западном районе, использовались три вида тампо- нажных цементов А.С.С. фирмы "ОукегЬоП'" и с заводов 1ар1а. Во всех случаях газопроявления происходили, а их интенсивность была непостоянна.
В СНГ газопроявления в газовых и газоконденсатных скважинах отмечались после цементирования растворами с карадагским, новороссийским, стерлитамакским и другими цементами [11,15,56].
2.  Конструкция скважин. При прочих равных условиях газопроявления прослеживались в скважинах разнообразных конструкций и различных диаметров колонн.
3.  Искривление скважин. Газопроявления одинаково часто происходили как в практически "вертикальных" скважинах, так и в скважинах, имеющих значительные зенитные и азимутальные углы ствола.
4.  Высота подъема раствора. Можно отметить немало примеров, когда газ прорывался при большой и малой высоте подъема цементного раствора в заколонном пространстве.
5.  Плотность раствора. Безотносительно к плотности тампонажного раствора и даже разности плотностей цементного и бурового растворов газ появлялся на устье скважин через довольно короткое время после цементирования.
Еще более тривиальные выводы получаются, если ставить зависимость газопроявлений только от наличия центраторов или только от скорости восходящего потока цементного раствора.
Тем не менее, данные практики показывают, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него чаще возникают там, где мало обращается внимания на вопросы технологии цементирования, где применяют только чистый цемент, где наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора обеспечиваются большие высоты подъема цементного раствора и т.д.
Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных условиях значительно реже прослеживаются при использовании цементнопесчаных, цементно-бентонитовых и шлакопесчаных растворов, при расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д. [15].
Все это указывает на то, что ранее рассмотренные факторы либо не имеют отношения к качеству цементировочных работ с точки зрения предотвращения газопроявлений, либо играют подчиненную роль. Резюмируя существующие мнения можно выделить следующие пути движения газа в зако- лонном пространстве скважины [11,50]:
1)  трещины и перемятости пород;
2)  участки, заполненные невытесненным буровым раствором;
3)  участки стенок скважины, на которых осталась сформированная глинистая корка;
4)  зазоры, возникшие на границах обвядная колонна - цементный камень и цементный камень - стенка сквайсйны в результате выделившейся из цементного раствора воды;
5)  щель, заполненная водой на границе между глинистой коркой (буровым раствором) и цементным раствором (камнем), возникшая в результате их синерезиса;
6)  каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом;
7)  капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор, и образованные в результате наличия в нем избыточной воды (по сравнению с необходимым ее количеством для химического процесса соединения цемента с водой);
8)  каналы, образовавшиеся в цементном растворе в результате во- доотделения на контакте с другими поверхностями;
9)  трещины в цементном камне после его перфорации.
Природа заколонных проявлений после ОЗЦ обсадных колонн экспериментально пока еще слабо изучена и известны только попытки объяснения на основе данных общих представлений и промыслового материала.
      В результате некачественного крепления скважины возникают зако- лонные перетоки, которые приводят к появлению МКД, а иногда и к аварии.
Таким образом, проблема негерметичности заколонного пространства и, как следствие, появление МКД стоит намного острее, чем это кажется на первый взгляд и требует незамедлительного решения. Решать проблему за- колонных перетоков следует до цементирования и во время цементирования, т.е. работать на предупреждение.

	Вывод:
	Анализ литератур показал, что существует множество причин нарушения герметичности заколонного пространства, из которых диффузия  и образование каналов в результате контракции в  цементном камне являются основными для возникновения газопрорыва и межколонных давлений.

	1.3 Методы предупреждения межколонных проявлений

	Первым методом предотвращения миграции газа через цементный камень  является снижение пористости и проницаемости цементного раствора. Из-за проницаемости газ поступает в цементный раствор в период  ОЗЦ.  В этот критический момент, уменьшая проницаемость путём уменьшения пористости в цементной матрице можно предотвратить миграции газа.
	В.Д. Малеванский [12] главным мероприятием по улучшению качества цементирования газовых скважин в условиях аномально высокого пластового давления считает поддержание давления на схватывающийся тампонажный раствор в затрубном пространстве выше пластового давления в перекрытых тампонажным раствором газоносных пластах. В этих целях им предложено применять двухступенчатое цементирование с разрывом во времени и методику определения глубины установки специальной цементировочной муфты.
	Для предотвращения осложнений при креплении скважин на газовых месторождениях предлагают цементировать эксплуатационную колонну двумя порциями неодновременно схватывающихся тампонажных растворов, закачиваемых путем прямой заливки. Таким образом, предполагается, что в период ожидания затвердения тампонажного быстросхватывающегося раствора в нижнем интервале, схватывающийся замедленно тампонажный раствор в верхнем интервале будет находиться в жидком состоянии и создаст на твердеющий тампонажный раствор в нижнем интервале необходимое гидростатическое давление.
	По мнению автора [14,58], основа метода цементирования для борьбы с газопроявлениями - принцип совпадения начала схватывания цементного раствора с прекращением продавливания его в скважину. Этот метод обеспечит цементирование без отделения воды и образования каналов в массе цементного раствора. Кроме того, автор рекомендует применять механическую и химическую очистку ствола скважины с целью удаления глинистой корки и обеспечения контакта цементного камня с породой.
	Снижение водоотдачи тампонажных материалов является очень эффективным методом предотвращения газопроявления. Это связано с тем, что, чем ближе свойства тампонажных и глинистых растворов, тем меньше вероятность возникновения газопроявления.  Исследователи  также отмечают что, применение тампонажных растворов, которые затвердеют снизу вверх в кольцевом пространстве, играет важную роль в предупреждении газопроявлений.
	Управление водоотдачей тампонажных материалов, а также ускорение затвердевания растворов, по мнению автора [17], является наилучшим методом контроля межколонных давлений. Это достигается путем уменьшения водоцементного отношения или  ввода специальных добавок для снижения водоотдачи раствора.
	Для повышения качества цементирования газовых и газоконденсатных скважин, А.И. Булатов и В.Д. Малеванский рекомендуют выполнить следующие условия; улучшение степени замещения промывочной жидкости цементным, полное удаление фильтрационной корки; ухудшенной каналообразованию; использовать цемент с добавками, не ухудшающими качества цементного раствора и одновременно ограничивающими уменьшение объема  исходных растворов.
	Неполное удаление раствора ведет к образованию каналов в цементном камне, заполненных промывочной жидкостью, создавая тем самым путь для газопрорыва. Промывочная жидкость сильно изменяет свойства прокачиваемого цемента.
     Поэтому важно, чтобы цементный раствор должен быть разработан тщательно для предупреждения миграции газа. По этой причине в нефтяной промышленности разработаны и продаётся ряд добавок, которые предназначены для поддержания газового сопротивления в течение всего периода цементирования [10]. Жидкие, а также твердые газовые добавки в настоящее время используются для предотвращения миграции газа в нефтяных скважинах во время цементации [3]. Газовые добавки были разработаны в промышленности для борьбы с миграцией газа с использованием нескольких механизмов. Эти механизмы включают в себя следующее:
	- ускорение гелеобразования; 
	- повышение управляемости водоотдачей; 
	- минимизирование проницаемости и пористости; 
	- ускорение набора прочности на сжатие;
         - улучшение стабильности цементного раствора; 
	 - улучшение степени сцепления;
	 - уменьшение контракции.
	  А.И.Бережной [19] предложил цементировать эксплуатационную колонну до вскрытия газоносной толщи, сзакачивать тампонажный раствор или его последнюю порцию в затрубное пространство скважины через 2-4 ч после непрерывного перемешивания его в гидромешалке.......................