1.1 Оборудование для цементирования скважин. Цемент для цементирования скважин


Тампонажный раствор для цементирования газонефтяных скважин и способ его приготовления

 

Использование: для крепления газонефтяных скважин. Сущность изобретения: тампонажный раствор содержит тампонажный цемент, микрокремнезем - отход производства феррокремнезема, и воду. При необходимости в раствор можно ввести гипс, утяжелитель, диспергатор и регулятор сроков схватывания. Тампонажный раствор готовят следующим образом. 10% от массы цемента вводят в воду. Затем в полученную суспензию последовательно вводят микрокремнезем, утяжелитель, гипс и оставшуюся часть цемента. 2 с. и 3 з. п. ф-лы, 13 табл.

Изобретение относится к тампонажному раствору и способу приготовления тампонажного раствора, который используют при цементировании газонефтяных скважин, рассчитанных на температуру свыше 110оС.

При цементировании обсадной трубы против проницаемых формаций может возникнуть проблема потерь жидкости из цементного шлама в формацию, если отфильтрованный осадок удаляют перед процессом цементирования. Когда это происходит, существует риск того, что цемент вблизи формации будет обладать повышенной проницаемостью и, следовательно, возникнет риск газовой миграции, а также процесс цементирования окажется неудачным. Для предотвращения такого исхода применяют поставляемые на мировой рынок органические добавки, предотвращающие потери текучей среды, в большинстве своем полимеры, которые в сочетании с диспергаторами образуют растворы с хорошими свойствами в отношении снижения потерь за счет фильтрования.

Такие тампонажные растворы часто являются механически нестойкими, проявляя тенденцию к седиментации. Когда скорость осаждения высока, могут возникнуть серьезные проблемы снижения качества цемента, в особенности при прямом бурении под большим углом, где возможен риск того, что верхняя часть обсадной трубы останется незацементированной. Кроме того, такие добавки очень дороги.

Для цементирования глубоких скважин с высокой температурой требуется цемент с особыми качествами. Плотность его должна быть относительно высокой (1,9), он должен обладать хорошими реологическими свойствами, причем как механической, так и термической стойкостью, и высокой прочностью при сжатии.

При цементировании газонефтяных скважин обычно используют портландцемент.

Гидратированный портландцемент, который подвергается воздействию температур свыше 120оС в течение длительного периода времени, перекристаллизовывается и возникают новые фазы. Такое фазовое превращение сопровождается серьезным снижением прочности и нежелательным повышением проницаемости. Для предотвращения такого явления обычно используют в качестве добавки тонкоизмельченный кремнеземный песок в концентрации 35-40% Манипуляции с этим песком на существенном оборудовании сопряжены с проблемами и опасны для здоровья рабочих, поскольку такой песок содержит большие количества тонкодисперсного порошка кремнеземного материала, упакованного в мешки, который может вызвать силикоз. Добавление такого песка приводит к увеличению времени выдержки и замедляет рост прочности.

Целью изобретения является приготовление тампонажного раствора для цементирования газонефтяных скважин с плотностью от нормальной до высокой (1,9-3,5 г/см3), который не дает снижения прочности при высоких температурах. Очень большое значение имеет также создание цементной композиции, у которой предотвращена возможность проницаемости при высокой температуре.

Другой целью является предотвращение потерь текучей среды и получение цемента с хорошими свойствами без применения дорогостоящих добавок. Важны также прочность цемента при сжатии и, кроме того, его реология, время загущения и тому подобное. Существенна также разработка способа простого перемешивания цементного шлама на существующем оборудовании.

Гидравлический тампонажный раствор с плотностью от нормальной до высокой (1,9-3,5 г/см3), приемлемый для цементирования газонефтяных скважин при температурах свыше 110оС, может быть приготовлен на основе стандартного тампонажного цемента. В цемент при этом добавляют 35-44% микрокремнезема (в пересчете на вес цемента) и утяжеляющую среду, если это желательно, например, в форме гематита для цементных шламов самой высокой плотности.

Такой тампонажный раствор содержит воду в количестве 15-40% в пересчете на количество сухого материала. При желании в него можно добавлять диспергатор и добавку для замедления процесса схватывания. Добавление таких количеств микрокремнезема обеспечивает возможность приготовления цементов с хорошими свойствами потерь текучей среды без добавления веществ, уменьшающих потери текучей среды, причем у таких цементов предотвращено снижение прочности при высоких температурах.

Для простоты процедуры смешения, которое можно осуществить на имеющемся оборудовании, существенное значение имеет добавление микрокремнезема в форме шлама. Для возможности перемешивать такие большие количества микрокремнезема в цемент без хлопьеобразования необходимо, чтобы процедура смешения отличалась от стандартной.

При цементировании газонефтяных скважин в районе Норвежского шельфа применяют так называемый сульфостойкий G-цемент, который характеризуются следующим химическим составом (в скобках приведены требования, взятые из спецификации АР1), MgO 1,6 (максимально 5,00) SO3 2,07 (максимально 2,50) Потери при прокаливании 0,37 (максимально 3,00) Нерастворимый остаток 0,19 (максимально 0,75) 3CaO SiO2 54,40 (максимально 65,00) (минимально 48,00) 3CaO Al2O3 2,2 (максимально 3,00) 4CaO Al2O3 Fe2O3 + 2,3CaO Al2O3 20,1 (максимально 24,0) Общий щелочной эквивалент Na2O 0,60 (максимально 0,75)При реакции портландцемента с водой продукты гидратации С3S и бета-C2S практически идентичны тем, которые образуются при нормальных температурах, т.е. в интервале 0-100оС.

Такая реакция протекает следующим образом:1 С3S + 2h3O ____ SCH + 2Ca/OH/211 С2S + 2h3O ____ SCH + Ca/OH/2Но скорость гидратации для трикальцийсиликата в несколько раз превышает скорость гидратации дикальцийсиликата. Эти реакции являются нестехиометрическими. Величины соотношения между С и S в образующемся CSH находятся в интервале от 1 до более 1,5 в зависимости от условий протекания реакции. Гидраты окисей кальция, которые образуются, кристаллизуются в большие формирующие скважину кристаллы, называемые "портландитом", которые легко идентифицируются под микроскопом.

С другой стороны, фазы СSH больше напоминают гель, аморфный в Х-лучах, и поэтому его точный анализ сопряжен со значительными затруднениями. Наиболее приемлемыми методами являются количественные Х-лучевой дифракционный анализ кристаллических фаз и Х-лучевой анализ аморфных фаз.

Конкретные реакционные продукты зависят от скорости реакции и видов других ионов в растворе, в особенности щелочи. Стойкость механической структуры образующихся агрегатов в цементе и бетоне при нормальных температурах обеспечивается именно фазами CSH. Прочность и стойкость структуры конечного продукта со снижением содержания щелочи и скорости реакции повышаются.

Существует большое число кальцийсиликатгидратов, которые могут образовываться в процессе гидратации цемента.

В табл. 1 (взята из работы Гундлаха М. Dampgehartete Baustaffe, изд-во Baueverlag CmbH, 1973) перечислены некоторые из большинства кальцийсиликатгидратов, которые встречаются в природе.

В этой серии кальцийсиликатгидратов способность создавать структуру с высокой прочностью и низкой проницаемостью изменяется в широком диапазоне. Первичные фазы C-S-H (I) и C-S-H (II), которые образуются при низких температурах приблизительно до 100оС. Под действием такой температуры они медленно образуют кристаллический II -Тоберморит. Избыток окиси кальция высвобождается в виде кристаллической гидроокиси кальция (портландит).

Эти фазы обладают превосходными свойствами, если рассматривать высокую прочность, низкие проницаемость и усадку, и являются конечными продуктами в большинстве строительных материалов, включая цемент и бетон.

Тоберморит, как таковой, т.е. продукт, в котором известь и кремниевая кислота содержатся в таких количествах, что они соответствуют формуле C5S6H5, обладает термостойкостью в температурном интервале 100-150оС. При температуре свыше 150оС, когда основа состоит из чистых компонентов в стехиометрических соотношениях, протекают следующие реакции:0,83C/S CSH-гель Тоберморит C5S6H5CГиролит C2S2h3 Ксонолит C6S6H +При температурах приблизительно 500оС, соответственно, 400оС они превращаются в бета-волластонит и альфа-волластонит. Как ксонотлит, так и трускоттит, обладают приемлемыми физическими свойствами, если иметь в виду прочность и проницаемость, и являются тем, что нужно было бы иметь для цементирования при температурах свыше 150оС.

В том случае, когда имеется избыток извести, т.е. когда величина отношения C/S превышает 0,8-1,0, тоберморит не обладает проч- ностью при температурах свыше примерно 100оС. При этом протекает следующая реакция: Тоберморит C5S6H5+ Ca/OH/2 ____ альфа-C2SHОбразуется альфа-дикальцийсиликатгидрат. Механическая прочность такой фазы составляет приблизительно 10% от прочности тоберморита. Именно такая реакция является главной причиной падения прочности портландцемента при высокой температуре. Эта реакция всегда протекает при температурах, превышающих приблизительно 120оС, когда присутствует избыток извести. С целью предотвращения возможности протекания реакций такого типа избыток извести необходимо удалить регулированием величины соотношения C/S.

На практике это можно сделать добавлением в цементную смесь кремневой кислоты, SiO2 (кремнезема). При температуре в интервале 110-150оС идеальными является отношение C/S, равное 0,83, которое соответствует составу тоберморита. При температуре выше 150оС образуется ксонотлит, а величина отношения C/S для этой фазы равна 1,0. В ходе различных реакций превращения образуются новые кристаллы. Такая перекристаллизация оказывает действие на микроструктуру и приводит к изменению прочностных свойств, но она также воздействует на макроструктуру и приводит к изменению проницаемости. Падение прочности часто сопровождается значительным повышением проницаемости цемента. Такая проницаемость способна обусловить невозможность изолирования в скважине одной зоны от другой, цемент подвергается химическому действию и теряется его способность защищать обсадные трубы от коррозии.

Микрокремнезем представляет собой кремнеземную пыль, которую собирают из печей для плавления феррокремнезема. Такая пыль состоит из очень мелких (средний размер 0,1-0,2 мкм) аморфных частиц, которые поступают на рынок в виде стойких суспензий. Эти суспензии могут быть также приготовлены с использованием обычных диспергаторов, выпускаемых фирмами, которые поставляют производителям цемента вспомогательные продукты, однако микрокремнезем можно также диспергировать без диспергатора как в кислой, так и в щелочной среде. Теоретически микрокремнеземные суспензии обладают свойствами, которые представляют интерес в связи со свойствами целевого цемента.

Размеры частиц представляют интерес в отношении снижения потерь текучей среды и механической стойкости цементного шлама. По этой причине было проведено несколько экспериментов с добавлением микрокремнезема в гидравлический цемент.

Подбирали концентрированные цементные смеси с плотностями 1,9-3,5 г/см3 и добавляли в них 35% микрокремнезема от веса цемента. Для достижения максимальных плотностей в качестве утяжеляющего компонента добавляли гематит. Эксперименты с потерей текучей среды проводили с различными количествами добавляемого микрокремнезема (15-35%), а также проводили эксперименты с содержанием до 44% В смесях с 35-44% микрокремнезема и 1,9 г/см3 содержание воды составляло 31-35% в пересчете на количество сухого вещества.

Температура, при которой проводили эксперименты, 50, 70, 90, 120 и 143оС. Испытания на прочность проводили при температуре 170 и 210оС. Помимо реологии и времени загущения определяли потери за счет фильтрования, механическую прочность и проницаемость. Проверке подвергали ограниченное число диспергаторов и замедлителей процесса схватывания. При этом не применяли ускорители (за исключением морской воды) и агенты, предотвращающие потери текучей среды.

В сравнительных экспериментах использовали процедуру смешения для цементных шламов без добавления микрокремнезема, которую осуществляли в соответствии со спецификацией 10 АР1. В соответствии с этой процедурой в контейнер сначала заливали воду, после чего при перемешивании (1400 + 200 об/мин) добавляли химические вещества. Наконец, в течение 15 с добавляли цемент и скорость перемешивания в течение 35 с повышали до 12000 + 500 об/мин.

В случае цементных смесей высокой плотности и добавления больших количеств микрокремнезема невозможно осуществлять эту процедуру смешения. Было установлено, что при добавлении приблизительно 10% цемента в смеси, основанной на микрокремнеземе и цементе при соотношении 35/100, в смесь микрокремнезема с водой система полностью флокулирует (является твердой, как тесто). Если добавление цемента при интенсивном перемешивании продолжать, система вновь диспергируется. Однако было установлено, что проблем, связанных с флокуляцией, можно избежать, если перед добавлением микрокремнезема добавить примерно 10% цемента, а затем ввести остаток цемента.

Реологию измеряют в вискозиметре Фанна в соответствии со спецификацией 10 АР1. Максимальная температура во время реологических измерений (не НРПТ) составляет 90оС, реологические измерения для цементных смесей, приготовленных при температурном интервале 90-143оС, проводят при температуре 90оС.

Потери текучей среды измеряют в фильтровальном сосуде НРПТ в соответствии со спецификацией 10 АР1, однако как в случае реологических измерений, потери текучей среды измеряют при максимальной температуре 90оС.

Время загущения измеряют в консистометре НРПТ в соответствии со спецификацией 10 АР1.

Измерения прочности при сжатии проводят двумя методами. Прочность измеряют в соответствии со спецификацией 10 АР1. Затем прочность при сжатии измеряют разрушением цементных кубиков размерами 2 х 2 дюйма (50,8 х 50,8 мм) в прессе после выдержки. Прочность при сжатии измеряют также в ультразвуковом цементном анализаторе (УЦА). Осуществление такого метода дает возможность производить непрерывные измерения при фактических температуре и давлении в отличие от камер выдержки, где измерение прочности при сжатии является единственным измерением, проводимым при комнатной температуре (SPE 9283).

Измерения проницаемости.

Проницаемость измеряли в воздушном пермеаметре (категория N 112, фирма "Кор лаборатори инк").

Удельную проницаемость образца сердечника можно определить воздействием на этот образец определенного давления газа с последующим измерением объемной скорости газового потока. Степень проницаемости определяют в единицах "дарси". Проницаемость образца составляет 1 Д, когда несжимаемая текучая среда вязкостью 1 сП проходит через образец с площадью поперечного сечения 1 см2 со скоростью 2 см3/с при перепаде давлений потоков 1 атм. Проницаемость рассчитывают по закону ДарсиKg= , где Кд газопроницаемость, мД;qa объемная скорость потока воздуха, см3/с;L длина образца сердечника, см;А площадь поперечного сечения, мм2;С перепад давления между давлением потока внутри и давлением потока, вытекающего из образца (принимается в расчет вязкость воздуха).

Химические агенты:Продукт EMSAC 460S Микрокремнеземный шлам, 50%-ная суспензия(Элкем Бремангер Смелтеверн), 50,91 и соответствует33%-ному добавлению микрокремнеземаД 31LN Диспергатор (ВГ)Веллсан Q 70 Диспергатор (Элкем)Д-604 Диспергатор (Доуэлл)R-12L Замедлитель процесса схватывания (ВГ)Д 110 Замедлитель процесса схватывания (ВГ)Гипс Дигатрад сульфата кальция (Анчор)Морская вода УскорительГематит Утяжеляющий компонент (Халлибуртон)Стальные сферы Утяжеляющий компонент (Авеста Ниби Паудер АВ)В табл. 2-6 приведены результаты измерений реологии, потерь текучей среды, времени сгущения и прочности при сжатии при температуре 50, 70, 90, 120 и 143оС для различных цементных смесей.

Результаты, приведенные в этих таблицах, показывают возможность приготовления цементного шлака (= 1,9 г/см3) с добавлением 35% микрокремнезема, который сообщает приемлемые реологию, время сгущения, потери текучей среды, стойкость и прочность при сжатии при температуре в интервале 50-120оС. Предел текучести (ПТ) остается положительным также в том случае, когда пластическая вязкость низка, а свойства потерь за счет фильтрования при относительно высоком пределе текучести оказываются наиболее удовлетворительными (ПФ менее 10мл/30 мин). Это дает шлам со стойкими механическими свойствами. Время сгущения можно варьировать при одновременном сохранении очень высокой кратковременной прочности (24 ч, примерно 10000 фунт/дюйм2, 703 кг/см2).

Приведенные в табл. 6 результаты при температуре 143оС также показывают, что с помощью обычных добавок могут быть достигнуты приемлемые значения для потерь текучей среды и времени сгущения. Однако измерение плотности в зависимости от времени показывает, что стойкость микрокремнеземной смеси 1 очень высока в сравнении с этим показателем для обычных смесей 2,3. Состав этих смесей приведен в табл. 7. Эта хорошая стабильность подтверждается пределом текучести в табл. 6.

При температуре 143оС скорость реакции для системы является другой и прочность нарастает медленнее приблизительно от 1200 фунт/дюйм2, 85 кг/см2, по истечении 12 ч до более 10000 фунт/дюйм2, 703 кг/см2, по истечении 8 дней и ночей. Для регулирования времени сгущения необходимо использовать замедлитель процесса схватывания. Однако присутствие замедлителя процесса схватывания замедляет высвобождение окиси кальция в цементе, вследствие чего количество свободной окиси кальция оказывается слишком малым, чтобы образовать те фазы, которые характеризуются высокой прочностью и низкой проницаемостью. Добавление гипса, который является ускорителем высвобождения окиси кальция, позволяет частично компенсировать ее недостаток, благодаря чему достигается удвоение прочности по истечении 12 ч.

Точность измерений проницаемости составляет 0,01 мД.

Процесс нарастания прочности протекает в течение 8 дн, причем в период между 2-м и 8-м дн достигается троекратное возрастание прочности.

У смесей без кремнезема прочность при сжатии снижается до 17% от максимальной прочности, тогда как добавление 35% кремнезема обеспечивает сохранение прочности в течение всего периода.

Добавление микрокремнезема позволяет достичь более высокой прочности при сжатии, чем добавление кварцевого песка. При низких температурах эта разница прочности при сжатии оказывается еще более существенной.

В табл. 8 приведены результаты измерений проницаемости для различных смесей при температуре 120 и 143оС. Из таблицы видно, что по истечении 2 дн эта проницаемость является низкой для всех смесей.

При температурах свыше 200оС может образоваться трускоттит, в результате чего нарастание кратковременной прочности оказывается также большим, чем при температуре 143оС. Это проиллюстрировано в табл. 9, где приведена 24-часовая прочность при температуре 210оС для смеси и 35% микрокремнезема с цементом и замедлителем процесса схватывания совместно с гипсом и без него.

Из табл. 10 очевидно, что количество добавляемого микрокремнезема можно увеличить до 44%Степень диспергирования мелких частиц микрокремнезема имеет жизненно важное значение для борьбы с потерями текучей среды.

Были также проведены эксперименты с цементными смесями плотностью 2,2 г/см3 (тяжелые цементы). Полученные результаты сведены в табл. 11. Смеси содержат 35% микрокремнезема, количество воды в пересчете на вес сухого вещества составляет 23,4% В качестве утяжеляющего компонента в составе этих смесей используют гематит. Для тяжелых цементов правомерно также использовать те же достоинства, которые описаны для цементных шламов плотностью 1,9 г/см3. Реологические свойства и стабильность тяжелых цементов являются исключительно хорошими в сравнении с соответствующими свойствами "ординарных" смесей, для которых именно реология является одной из основных проблем. По истечении 7 дней прочность при сжатии составляет 17000 фунт/дюйм2, 1195 кг/см2.

В табл. 12 приведены результаты экспериментов, которые были проведены с цементной смесью плотностью 2,4 г/см3. Воду добавляли в количестве 17,8% в пересчете на общее количество сухого вещества. При этом использован более концентрированный (55%-ный) раствор продукта EMSAC.

Можно также приготовить цементные шламы с плотностями до = 3,5 г/см3 путем замены гематита утяжеляющим компонентом более высокого удельного веса. Эти величины плотности могут быть достигнуты, например, с использованием мелких стальных шариков.

В табл. 13 приведены результаты экспериментов с добавлением в цемент стальных шариков.

В соответствии с настоящим изобретением обеспечивается возможность приготовления тяжелого цементного шлама, у которого предотвращается снижение прочности при высоких температурах. В цементную смесь с 1,9-3,5 г/см3 можно добавлять 35-44% кремнезема. Утяжеляющие компоненты добавляют в смеси с высокой плотностью.

Микрокремнезем выполняет функции средства предотвращения потерь текучей среды, поэтому шламы с удовлетворительными свойствами потерь за счет фильтрования (потери за счет фильтрования < 100 мл/30 мин) могут быть приготовлены без добавления других агентов.

Добавление микрокремния также оказывает улучшающее действие на механическую стабильность шлама и предотвращает выпадение в осадок возможно добавляемых утяжеляющих компонентов. В результате получают цементы с очень высокой прочностью при сжатии (например, по истечении 7 дн 17000 фунт/дюйм2, 1195 кг/см2 при = 2,2 г/см3).

Цемент высокой плотности может быть также использован в качестве цементной пробки для инициирования наклонного бурения. Такой цемент может быть также использован в других условиях цементирования, где необходима прочность скважины независимо от температуры. Его можно применять для геотермических скважин.

1. Тампонажный раствор для цементирования газонефтяных скважин, содержащий тампонажный цемент, кремнеземсодержащую добавку и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности его применения, улучшения структурно-механических и реологических свойств при плотности 1,9 - 3,5 г/см3, в качестве кремнеземсодержащей добавки он содержит микрокремнезем - отход производства феррокремнезема при следующем соотношении ингредиентов, мас. ч.:Тампонажный цемент - 100Микрокремнезем - отход производства феррокремнезема - 35 - 44а воду он содержит в количестве, обеспечивающем водосмесевое отношение 0,15 - 0,40, при этом состав может дополнительно содержать утяжелитель в количестве 0 - 100 мас. ч. и гипс в количестве 0 - 15 мас. ч.

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор и/или регулятор сроков схватывания.

3. Способ приготовления тампонажного раствора для цементирования газонефтяных скважин, включающий смешение тампонажного цемента с кремнеземсодержащей добавкой и водой, отличающийся тем, что предварительно в воду вводят 10% от общего количества тампонажного цемента с последующим введением последовательно кремнеземсодержащей добавки в количестве 0 - 100%, тяжелителя - 35 - 44% и гипса - 0 - 15% от общей массы цемента и остальную часть цемента, при этом в качестве кремнеземсодержащей добавки используют микрокремнезем - отход производства феррокремнезема, а воду используют в количестве, обеспечивающем заданную плотность тампонажного раствора.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что микрокремнезем предварительно смешивают с водой.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что перед введением цемента в воде растворяют диспергатор и/или регулятор срока схватывания.

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9

www.findpatent.ru

1.1 Оборудование для цементирования скважин.

Аннотация

Курсовая работа содержит __ таблиц, литературных источников __ и графических приложений __.

Курсовой работой предусмотрен проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении.

Курсовая работа составлена согласно требованиям методических указаний и включает две части.

Первая общая часть содержит сведенья о районе буровых работ (исходные данные), геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. А так же теоретические аспекты цементирования скважины и оборудование при цементировании скважины.

Во второй проектной части решаются вопросы сооружения скважины: проектирование конструкции скважины, технология цементирования, выбор оборудования цементирования.

Введение.

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Расчет им конструирование оборудования нефтяных и газовых промыслов" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.

Техническое задание.

Выбрать компоновку оборудования для цементирования скважины.

Месторождение квартовое.

Цель бурения – разведка залежей УВ сырья в юрских и палеозойских отложениях.

Проектный горизонт – палеозой.

Проектная глубина по вертикали 3050 метров.

Исходные данные

  1. Общие сведения цементирования скважины.

Цементирование обсадных колонн – один из наиболее ответственных этапов строительства скважин. Особая важность и значимость цементировочных работ обуславливается тем, что неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов строительства скважин.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной.

Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты.

Высокое качество цементирования (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть проведен успешно, а качество цементирования скважин может остаться низким. Известны случаи, кода операция завершалась при чрезмерно высоких давлениях или в процессе ее проведения отмечались поглощения или другие осложнения, но качество цементирования было высоким.

Для создания герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо обеспечить контакт между безусадочным цементным камнем, обсадной трубой и стенкой скважины.

В процессе цементирования не должно быть ГРП. В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология проведения процесса цементирования.

Под технологией (от греческого «мастерство+наука») цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать осуществление выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке с обеспечением контакта цементного раствора – камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При рассмотрении влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор из рассмотрения может быть исключен, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из ни могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и при назначении определенных параметров технологического процесса учитывать, принимать к руководству. Например, склонность к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотность и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.

Большинство технико-технологических факторов управляемо.

Во всех случаях следует стремиться к тому, чтобы все режимные параметры могли оказывать воздействие на процесс цементирования с целью обеспечения полного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояния ствола скважины, его чистота, конструкция скважины и геометрия заколонного пространства, его гидродинамическая характеристика. Качественное цементирование скважин практически обеспечивается с огромными трудностями, если оно не стоит в центре внимания еще в процессе бурения, т.е. в процессе формирования ствола. Ускоренная проводка скважин без одновременного учета требований и их выполнения для последующего качественного цементирования приводит, к сожалению, к заведомо некачественному разобщению пластов.

Отличительный особенности цементирования скважин в настоящее время следующие:

А) вооруженность техникой, которая позволяет цементировать скважины на довольно высоком уровне.

Б) разнообразие способов цементирования: сплошное, двухступенчатое, секциями, обратное и др.

В) широкий ассортимент специальных тампонажных цементов, позволяющих охватить практически все геолого-физические условия скважин.

Как показывает опыт крепления большого числа скважин у нас в стране и за рубежом, повысить качество разобщения пластов можно применением комплекса мероприятий технического характера и усовершенствованием технологии цементирования вместо изыскивания «универсальных» способов цементирования.

В настоящее время изучено уже значительное число факторов, определяющих качество цементирования скважин.

К основным факторам, повышающим качество цементирования , относятся те, которые обеспечивают контактирования тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами при наименьших затратах средств и времени.

  1. Сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства.

  2. Совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тамопнажных растворов.

  3. Режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном пространстве.

  4. Объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины.

  5. Качество и количество буферной жидкости.

  6. Режим расхаживания колонны в процессе цементирования.

  7. Применения скребков.

  8. Цементирование колонны.

  9. Использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования.

При проведение цементировочных работ необходимо руководствоваться тем, что применение одного мероприятия требует введения или изменения другого. Так, очищение стенок скважины от глинистой корки с помощью скребков при расхаживании обсадных колонн в большинстве случаев не может быть применено без обработки используемых тампонажных растворов для снижения показателя фильтрации и.т.д.

Таким образом, технологические факторы способствующие повышению качества цементировочных работ взаимосвязаны и взаимозависимы.

В связи с тем, что в отечественной промысловой практике широко применяются цементировочные агрегаты ЦА-320М и 3ЦА-400, а также цементно-смесительные машины 2СМН-20, рассмотрим некоторые варианты типовых схем расстановки и обвязки упомянутого цементировочного оборудования. Представленная на рисунке 1 схема рекомендуется для цементирования обсадных колонн с использованием до 40 тонн тампонажного материала. Однако она допускает возможность затворения и большого количества тампонажного материала путем последовательной замены освободившихся смесителей другими, заблаговременно затаренными, или же посредством включения в схему дополнительного необходимого количества агрегатов и смесителей.

  1. ЦА-320; 2-СМН-20; 3- бачок для затворения; 4 – цементировочная головка; 5- линия подачи продавочной жидкости к агрегатам.

Рисунок 1. Схема расстановки и обвязки цементировочного оборудования при пяти ЦА и двух СМН.

При обоих вариантах схем обвязки цементировочного оборудования тампонажный раствор закачивают одновременно с его приготовлением. При этом раствор от каждой точки затворения подают вначале в блок0манифольд БМ-700, а при отсутствии последнего- непосредственно в цементировочную головку. Использование БМ-700 позволяет облегчить и ускорить обвязку приемных и нагнетательных трубопроводов цементировочных агрегатов, более правильно и успешно осуществлять централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования [1].

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.). Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.). С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 МПа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

Цементировочные агрегаты предназначены:

- для приготовления, закачки и продавки тампонажных (или других) растворов в скважины;

- для проведения различного рода промывок скважин через спущенные колонны труб;

- для обработки призабойной зоны скважин, закачки растворов изотопов, проведения гидропескоструйной перфорации и других технологических операций в скважинах;

- для перекачки различных жидкостей или растворов из емкостей колодцев и водоемов;

- для гидравлической опрессовки обсадных труб и колонн, а также различного оборудования.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике нефтегазовых районов страны получили цементировочные агрегаты ЦА-320М и ЗЦА-400А.

При цементировании проектной скважины будут использоваться цементировочные агрегаты ЦА-320М.

Технологическая характеристика цементировочного агрегата ЦА-320М:

Монтажная база……………………………..шасси автомобиля КрАЗ-257

Цементировочный насос:

тип………………………………………………………………………….9Т

гидравлическая мощность, л.с………………………………………….125

ход поршня, мм…………………………………………………….…….250

максимальное давление, кгс/см2………………………………………..320

максимальная подача, л/с………………………………………………...23

привод от двигателя автомобиля КрАЗ-257

водоподающий насос:

тип………………………………………………………………………....1В

диаметр плунжера, мм…………………………………………………..125

ход плунжера, мм………………………………………………………..170

подача, л/с…………………………………………………………………13

давление, кгс/см2………………………………………………………….15

привод………………………………………………от двигателя ГАЗ-51А

емкость мерного бака, м……………………………………..…………..6,4

емкость цементного бачка, м…………………………………………..0,25

диаметр приемных трубопроводов, мм…………………………..…….100

диаметр нагнетательных трубопроводов, мм…………………………..50

общая длина разборного трубопровода, м………………………………22

Общая масса агрегата, т………………………………………………...17,5

Цементосмесительные машины

Цементосмесительные машины и агрегаты предназначены для транспортировки сухих тампонажных материалов (глинопорошков) и механизированного приготовления тампонажных (глинистых) растворов.

В промысловой практике применяются цементосмесительные машины 2СМН-20, СМП-20, СМ-10, СМ-4М и агрегаты 1АС-20, 2АС-20, ЗАС-30.

В данном случае будут применяться цементосмесительные машины 2СМН-20.

Техническая характеристика машины 2СМН-20:

Монтажная база……………………………..шасси автомобиля КрАЗ-257

Транспортная грузоподъемность, т………………………………….8 – 10

Объем бункера, м……………………………………………….……….14,5

Вместимость бункера (по цементу), т……………………..…………….20

Способ получения раствора…………..………механико-гидравлический

Производительность в м/мин при приготовлении:

Цементного раствора………………………………………………0,6 – 1,2

Цементно-бентонитового раствора……………………………….0,5 – 1,0

Глинистого раствора……………………………………………….1,0 – 2,0

Давление жидкости затворения, кгс/см2…………………………….8 – 20

Общая масса не загруженной машины, т……………………………...13,8

Способ погрузки в бункер………………………...шнековым погручиком

Плотность тампонажного раствора регулируются изменением количества подаваемой в смеситель воды при помощи устройства с набором насадок и крана на обводной линии, а также количества подаваемого сухого цемента посредством изменения скорости вращения вала двигателя и двух параллельных загрузочных шнеков, расположенных в днище бункера 2СМН-20 [2].

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др.

studfiles.net

Цементирование скважин

Строительство водозаборной скважины не может обойтись без цементирования скаженного ствола, т.к. от этого мероприятия зависит надежность фиксации металлических обсадочных труб в скважине и отсутствие проникновения жидкости между различными водоносными слоями. Качество проведения цементирования скважины непосредственно влияет на сроки надежной эксплуатации водозабора.

Способы цементирования скважины

Цементирование скважины или тампонаж входит в заключительный этап строения скважины, причем в силу невозвратности процесса отверждения цементного раствора повторное проведение или исправление технологических ошибок практически невозможно, поэтому проведение данного мероприятия несет высокую ответственность с точным соблюдением технологического процесса.

Цементация скважины имеет этапы проведения отдельных работ:

  • Подготовительные мероприятия с установкой всего необходимого оборудования для тампонажа, при этом выбирается способ подачи раствора и состав раствора в зависимости от геологических особенностей и строения скважины.
  • Закачка раствора в затрубное пространство с вытеснением (замещением) бурового раствора.
  • Собственно период цементации (отверждения) раствора и набор крепости камня.

Цементирование скважин имеет два основных способа подачи тампонажного (цементного) раствора в затрубное пространство:

  • Простое заполнение затрубного пространства, когда раствор заливается сверху вниз, проникая вглубь под воздействием гравитации. Такой способ применим на объектах без обнаружения отклонений разноструктурных слоев грунта и присутствия плавунов, т.к. цементируемый раствор не всегда плотно и глубоко заполняет затрубное пространство. Большую роль в таком тампонажном способе играет глубина скважины, ведь проникновение раствора на глубину более 10 м значительно осложняется его изменением вязкости из-за капиллярного водопоглощения грунта.
  • «Обратное» заполнение затрубного пространства требует применения специализированной техники, способной подавать тампонажный раствор под большим давлением. Технология обратного цементирования скважины заключается в подаче раствора в затрубное пространство снизу, для чего в обсадочную трубу водозабора устанавливается «башмак», который перекрывает водоносный ствол и направляет закачиваемый цементный раствор, подаваемый через скважину, в затрубное пространство. Подъем тампонажного цементного раствора осуществляется за счет создаваемого давления, при этом происходит вытеснение наружу остатков бурового грунта, что создает особо качественное заполнение затрубного пространства с надежной герметизацией.

При телескопическом изготовлении водоносной скважины тампонаж присутствует на каждом этапе установки телескопической секции трубы, при этом бурение продолжают только после полного затвердения цементного раствора.

 

Видео инструкция - Обсадка и цементирование скважины

Особенности цементирования

Цементирование скважин осуществляется только после тщательного изучения геологических особенностей пробуренного ствола, т.к. неправильный выбор метода подачи и состава раствора может привести к некачественному проведению мероприятия с перерасходами материалов.Особую важность при тампонаже имеет состав цементируемого раствора, который существенно отличается составом в зависимости от структуры грунтовых слоев:

Для лучшего заполнения затрубного пространства с целью надежной герметизации используют расширяющиеся в объеме цементные растворы.

Цементирование скважин с пористой горной структурой не может проводиться стандартным цементным раствором, т.к. он будет проникать глубоко в геологическую структуру, приводя к большим перерасходам раствора. Поэтому при обнаружении пористых слоев грунта применяют цементные растворы с волокнистым наполнителем из асбеста, бумаги, тростника и других волокнистых материалов.

Стандартный цементно-песчаный раствор используют при обнаружении глинистого грунта, с которым обеспечивается надежное сцепление, при этом жидкий раствор позволяет выполнить высокое разобщение слоев грунта, т.е. организуется качественная межпочвенная герметизация.

Этапы работы

Цементирование скважины выполняется в строгой последовательности:

  • Выбор способа заполнения затрубного пространства и подбор состава цементирующего раствора.
  • Подготовка оборудования, в которую входит проверка максимального рабочего давления и производительности подачи раствора.
  • Тщательная промывка скважины и затрубного пространства водой с целью тщательной очистки пространства от буровых остатков грунта, т.к. их присутствие вызывает при тампонировании ослабление заполнения цементным раствором. Некачественное заполнение цементным раствором затрубного пространства может в дальнейшем привести к перемещению грунта и возникновению деформации обсадной трубы.
  • Замес тампонажного раствора в специализированном оборудовании с добавлением коррекционных добавок, регулирующих пластичность раствора и его сроки схватывания, ведь заполнение затрубного пространства требует значительного времени.
  • Заполнение затрубного пространства со строгим контролем качества заполнения по остаткам заливаемого раствора и выходу наружу промывочной жидкости.
  • Чтобы обеспечить качественное заполнение пространства без нарушения самой скважины время жизни тампонажного раствора должно составлять не менее 3 часов, а его полное отверждение должно осуществляться не позднее 72 часов.

Фиксация раствора до момента его схватывания. Выдержка скважины до полного отверждения цементного раствора.

Так как от качества цементирования скважины зависит ее срок эксплуатации, то этому этапу строения скважины уделяется особое внимание, при этом без привлечения профессионального оборудования невозможно выполнить качественный тампонаж.

aquagroup.ru

оборудование для монтажа своими руками, видео-инструкция, фото

В статье мы постараемся разобраться, для чего и какими методами выполняется цементирование скважин. Сразу условимся: мы пристально рассмотрим сравнительно узкую область — бурение на воду.

В нефтегазовой промышленности своя специфика, которую мы затронем лишь отчасти.

Чаще всего, однако же, цементировать приходится именно скважины нефтяников и газовиков

Зачем это делается?

Основные причины цементировать скважину выглядят так:

  1. Цементирование повышает общую прочность конструкции. Стенки скважины держит обсадная труба; однако при подвижках грунта возникающие усилия могут быть непомерно велики для прочности ее стенок.Если обсадная труба укреплена цементированием — шансы разрушения ствола скважины заметно уменьшаются.
  2. Цементирование создает защитный слой, предотвращающий эрозию трубы почвенными водами и коррозию стальной трубы.
  3. Наконец, последнее и главное. На разных уровнях грунта существуют разные водоносные горизонты. Что делает скважина? Объединяет их.

В результате вода на разных уровнях смешивается. В артезианскую воду с глубинных слоев попадают стоки из выгребных ям и септиков вместе с дождевыми водами; да и просто объединение водоносного слоя с песчаным и супесчаным грунтом обжим каналом может привести к тому, что вода начнет уходить в песок. (См. также статью Как обустроить скважину качественно.)

Цементирование скважин призвано препятствовать этому процессу. Оно образует вокруг обсадной трубы глухую пробку, уплотнитель, препятствуя миграции воды между уровнями.

Обратите внимание:  цементаж скважин и их цементирование — не синонимы, как легко решить по сходному звучанию слов.

Цементаж, или тампонаж — это ликвидация скважины, ее заполнение раствором (как правило, под давлением).

Цель — опять-таки разъединить водоносные пласты разных уровней грунта.

Цементаж (тампонаж) нужен, чтобы устранить своего рода «короткое замыкание» между водоносными пластами

Как это делается?

Материалы

В общем случае растворы, применяемые при цементировании скважин, делятся по нескольким критериям.

  • Температура скважины. Чем глубже скважина — тем выше в ней температура и тем быстрее сохнет раствор. Разделяют цементы для холодных (до 40 С) скважин; горячих с температурой до 75С и глубоких — с температурой до 120 С.Первые в одинаковых условиях с последними твердеют куда быстрее.Разумеется, при бурении на воду последние два варианта неактуальны. Скважины просто не достигают глубин с такими температурами.
  • Добавки. Применяется цемент с кварцевым песком, не дающий усадки; волокнистый цемент с добавкой целлюлозы, который почти не проникает в рыхлые породы; расширяющийся цемент, который уплотняет грунт вокруг ствола скважины при застывании.Наконец, пуццолановые цементы, которые пропускают воду и в то же время не боятся агрессивных примесей.
  • Водоцементное отношение. Чем больше воды — тем раствор более текуч, но тем дольше он схватывается. К тому же растворы с меньшим содержанием воды после застывания оказываются более прочными.

Увы, необходимый скважине цемент в строительном магазине не купить

Методы

При бурении применяются следующие способы цементирования скважин:

  1. Сплошное цементирование. Оно же — одноступенчатое цементирование скважин. Суть метода такова: в обсадную колонну заливается цементирующий раствор; он накрывается плотной пробкой; после этого в колонну нагнетается промывочный раствор.Пробка постепенно вытесняет цемент в пространство вокруг колонны.

Самый простой случай

  1. Двухступенчатое цементирование. Скважина цементируется в два приема: нижняя, а потом верхняя ее часть.Способ применяется, если проблемно сразу приготовить нужное количество раствора или если состояние пластов грунта и температура в верхней и нижней частях скважины сильно различаются.

Обратите внимание: двухступенчатое цементирование может производиться как с разрывом во времени, после затвердевания первой порции раствора, так и сразу.

Для слоев цемента понадобится кольцо-разделитель.

  1. Манжетное цементирование. Эта технология цементирования скважин применяется, если нужно изолировать от грунтов лишь верхнюю часть скважины.На необходимом уровне между обсадной колонной и грунтом ставится кольцо-манжета. Раствор нагнетается выше нее через перфорацию в стволе колонны.
  2. Обратное цементирование. Цементный раствор нагнетается не в колонну, а в промежуток между ней и грунтом. При этом очистной или буровой  раствор вытесняется через полость колонны.

Оборудование

Оборудование для цементирования скважин достаточно громоздко и требует использования в качестве передвижного носителя грузового автомобиля. Типично комплексы для цементирования монтируются на автомобилях класса «Урал», «КамАЗ» или «КрАЗ».

Для серьезного оборудования- серьезный транспорт

В качестве источника энергии для работы конвейеров загрузки и дозировки, системы смешения и управления используется двигатель автомобиля.  На том же шасси могут расположиться нагнетающие насосы. Их максимальное давление нагнетания раствора может достигать внушительных 35 МПа. (См. также статью Особенности замены насоса в скважине)

Что происходит с цементным раствором в этой установке?

  • Цемент дозировано подается в бетономешалку. Туда же поступает нужное количество воды.
  • Цементирующий раствор вымешивается до полной однородности.
  • Затем нагнетающие насосы подают раствор в обсадную колонну или окружающее ее пространство с помощью цементирующей головки.

Кто специализируется на оборудовании для цементирования скважин в нашей стране? Прежде всего это находящийся в поселке Новый Уренгой центр цементирования скважин, являющийся частью корпорации «Газпром бурение». Его филиалы и цеха расположены в Астрахани, Оренбурге, Краснодаре и Ухте.

Контроль качества

Оценка качества цементирования скважин в настоящее время проводится следующими методами:

  • Термальным. В процессе затвердевания цемента выделяется некоторое количество тепла. Чтобы узнать, как высоко поднялся цемент за пределами обсадной колонны, достаточно просто промерять температуру ее стенок в нескольких точках.
  • Акустическим. Участки обсадной колонны, окруженные цементом и свободные от него, по-разному колеблются при прохождении акустической волны по ней.Там, где колебания быстро затухают, цементирование надежно. Там, где волна распространяется без затухания — цемент за колонной отсутствует.

Данные с акустических датчиков, разумеется, анализирует компьютер

  • Радиологическим методом (он же гамма-гамма-каротаж). Источник гамма-излучения опускается в скважину, а излучение от него регистрируется радиально разнесенными датчиками на поверхности.

Если по мере подъема-опускания источника излучения графики интенсивности равномерны и одинаковы на всех датчиках — цементирование выполнено удовлетворительно. Если графики неровны и отличаются — цементирование неравномерно, имеет дефекты либо выполнено не в полном объеме.

Так выглядит передвижная станция контроля качества

Заметьте: эти методы подходят именно в случае цементирования стенок обсадной колонны. Когда устанавливается  цементный мост в скважине ( своего рода второе дно скважины, отсекающее нижнюю ее часть от верхней и разделяющее пласты грунта разных уровней), его герметичность и прочность неразрушающими методами проверить весьма проблематично. (См. также статью Какой насос лучше для скважины выбрать.)

Заключение

К сожалению, в рамках статьи мы можем лишь познакомить читателя с основами терминологии и технологии. Цементирование скважин — довольно сложная наука, о которой в двух словах, увы, не расскажешь. Однако, будем надеяться, общее представление о вопросе вами получено.

загрузка...

kolodec.guru


Смотрите также