Содержание к диссертации
Введение
I. Анализ промысловых данных и литературных источников по заколонным проявлениям и межпластовым перетокам после цементирования обсадных колонн 6
1.1 Анализ промысловых данных 6
1.2 Анализ причин возникновения газонефтеводопроявлений по данным литературных источников 10
1.3 Анализ мероприятий, направленных на предотвращение зако-лонных нефтегазопроявлений и межпластовых перетоков 14
1.4 Цель работы и задачи исследований 19
Выводы 20
П. Исследование природы поступления пластового флюида в зацементированное заколонное пространство 22
2.1 Критерий герметичности цементного кольца в заколонном пространстве 22
2.2 Природа формирования флюидопроводящих каналов в поровом пространстве тампонажного раствора и камня 28
2.3 Анализ факторов, влияющих на изолирующую способность тампонажных растворов 32
2.4. Методика лабораторных исследований седиментационной устойчивости и изолирующей способности тампонажного раствора и камня 34
Выводы 54
III. Разработка и выбор тампонажных растворов, обеспечивающих герметичность цементного камня в затрубного пространства скважин 55
3.1 Исследование суффозионной устойчивости структуры тампонажных растворов и разработка методов её управления 55
3.2 Влияние водоцементного фактора на формирование пор цементного камня 58
3.3 Тампонажные растворы пониженной плотности на основе глин с модификаторами и исследования их свойств 63
3.4 Разработка модифицированных тампонажных составов с использованием микросфер 75
3.5 Тампонажные растворы с высокими изолирующими свойствами 80
Выводы 85
IV. Внедрение разработок и экономическая эффективность 86
4.1 Внедрение систем с добавками реагентов-компаундов и модифицированных реагентов ПВС + Крепь 86
4.2 Повышение качества цементирования скважин на месторождениях ОАО «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ» 89
4.3 Технология цементирования эксплуатационных колонн в одну ступень с применением тампонажных смесей наднове микросфер.. 94 Выводы 99
Основные выводы юо
Список использованной литературы 102
Приложения ПО
- Анализ причин возникновения газонефтеводопроявлений по данным литературных источников
- Методика лабораторных исследований седиментационной устойчивости и изолирующей способности тампонажного раствора и камня
- Тампонажные растворы пониженной плотности на основе глин с модификаторами и исследования их свойств
- Повышение качества цементирования скважин на месторождениях ОАО «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ»
Введение к работе
Анализ проблемы повышения качества крепления скважин крупнейших месторождений России, стран СНГ и дальнего зарубежья показывает, что качественное разобщение пластов является одной из важнейших и сложнейших проблем.
В Западной Сибири из-за нарушения герметичности крепи вышли из строя тысячи скважин, которые сегодня требуют капитального ремонта вследствие межпластовых перетоков и обводнения. Многие из них ликвидированы.
Особое значение в проблеме качественного строения имеет создание надежной крепи, которая отвечала бы поставленным требованиям применительно к конкретным условиям и исключала бы возникновение осложнений, ставящих под сомнение целесообразность проведенных работ.
Об актуальности данной проблемы свидетельствуют многочисленные исследования ученых, как по изучению отдельных процессов, так и по созданию новых технологий и технологических средств с целью повышения качества крепи. В последние годы достигнуты успехи в совершенствовании технологических процессов и новых материалов, обуславливающих повышение крепи скважин. .
Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых страны: Да-нюшевского B.C., Гайворонского В.А., Куксова А.К., Черненко А.В., Новохат-ского Д.Ф., Ашрафьяна М.О., Агзамова Ф.А., Соловьева Е.М., Рябовой Л.И., Булатова А.И.
Предлагаемые различными исследователями пути решения проблемы предотвращения заколонных проявлений носят в основном частный характер, эффективные в одних условиях, но неприемлемые или бесполезные в других.
Огромное влияние на формирование надежной и герметичной крепи в за-колонном пространстве оказывает полнота вытесняемого бурового раствора тампонажным. Эксцентричное расположение колонны, наличие каверн приводят к появлению в заколонном пространстве застойных зон, вытеснение бурового раствора из которых затруднено.
Многие исследователи отмечают, что существующие методики испытания тампонажных растворов не обеспечивают воспроизведения основных физико-химических процессов, протекающих в условиях скважин, поэтому не могут адекватно характеризовать способность испытываемого тампонажного раствора выполнять свои основные функции в заколонном пространстве.
Поэтому необходим поиск общих закономерностей возникновения и развития заколонных проявлений как физического процесса, то есть исследование действующих и противодействующих в заколонном пространстве сил. Это позволит установить обоснованные требования к технологическим процессам и тампонажным растворам, заполняющим заколонное пространство в конкретных геолого-технических условиях.
Анализ причин возникновения газонефтеводопроявлений по данным литературных источников
Исследования причин возникновения заколонных флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн посвящены работы многих отечественных и зарубежных ученых.
В настоящее время большинство исследователей [21,22,23, 24, 25, 26] склоняется к тому, что силой, побуждающей пластовый флюид к движению в заколонное пространство в период ОЗЦ, является градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину, который возникает вследствие снижения с течением времени давления тампонажного раствора
Возникновение межпластовых перетоков связывают с наличием перепада давления между пластами [27,28].
Другие процессы и явления (диффузия, термодиффузия, осмос, контракция, усадка, электрохимические процессы и т.п.), привлекаемые некоторыми исследователями в качестве причин поступления в заколонное пространство пластового флюида, в настоящее время не находят достаточных теоретических и экспериментальных доказательств. В настоящее время общепринятой является точка зрения о том, что основной причиной возникновения градиента давления в начальный период ОЗЦ является снижение первоначального давления столба тампонажного раствора.
Инструментальные измерения давления в зацементированном заколон-ном пространстве промышленных скважин [20,43,44], окончательно подтвердили результаты лабораторных исследований и доказали, что активное давление тампонажного раствора, оставленного в покое неуклонно уменьшается с течением времени.
Причинами снижения давления тампонажного называют такие процессы, как седиментация, контракция, усадка, водоотдача цементного раствора в пористые пласты с. образованием непроницаемых перемычек, зависание структуры тампонажного раствора на стенках скважины и колонны.
Одна группа исследователей местом заколонных проявлений считает тампонажный раствор (камень) [21,29, 30,31, 32, 33], другая - остатки невытес-ненного бурового раствора, его фильтрационную корку [34,35,36,], третья - зоны контакта цементного камня с породой и колонной [24,37].
Причинами возникновения флюидопроводящих каналов в тампонажном растворе и камне называют такие процессы, как седиментация [6,17,21, 38, 39,40, 41] и напорное воздействие пластовых флюидов [10,21,42].
Доказано, что остатки невытесненного бурового раствора и глинистая корка могут служить местом продвижения пластового флюида только в случае нарушения их целостности, т.к. прямое выдавливание глинистых включений при реально возникающих градиентах давления практически невозможно.
Многие исследователи считают, такими нарушениями могут быть трещины, возникающие в глинистой массе при контактировании её с твердеющим тампонажным раствором и камнем.
Причинами возникновения этих трещин называют такие явления, как контракция [45], усадка [46], агрессивное воздействие пластовых вод [47].
Контракция твердеющего тампонажного раствора(камня) по-разному 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 (камнем). При этом, если водоносные пласты находятся на достаточно большом расстоянии, то контракция тампонажного камня вызовет в области невытесненного бурового раствора понижение давления, вплоть до образования вакуума. Это приведет к интенсивному испарению влаги из глинистой массы в зоны пониженного давления, что является достаточным для возникновения трещин условием.
Если в пределах области, заполненной невытесненным буровым раствором, находится высокопроницаемый водоносный пласт, то контракция не приведет к возникновению участков пониженного давления, так как дефицит воды, возникающий при переходе ее в связанное состояние, ликвидируется путем подпитки (за счет фильтрации пластовой воды).
Область, заполненная невытесненным буровым раствором или его фильтрационной коркой, контактирует, с одной стороны, с тампонажным раствором (камнем), а с другой, - с обсадной колонной или стенкой скважины. При контакте с поверхностью обсадной колонны или непроницаемой стенкой скважины создаются условия для возникновения контракции, аналогичные описанным выше. Если же стенка скважины представлена пористой средой, насыщенной водой, то затягивающаяся при контракции из глинистой массы свободная вода будет замещаться водой извне, т.е. будет происходить фильтрация через структуру глинистой массы с некоторым расходом. При этом, как показывают эксперименты, трещинообразование маловероятно и определяется в основном проницаемостью пористой среды. Если глинистая масса находится в контакте с нефте- или газонасыщенным пластом, то в процессе контракции она будет уплотняться при напорном воздействии этих флюидов до тех пор, пока возникающий градиент давления не превысит капиллярное противодействие.
Расчеты показывают, что прямое выдавливание глинистых включений из заколонного пространства возможно только в крайне ограниченных случаях, в основном при вызове притока, когда расстояние между непродуктивным флюидонасыщенным пластом и перфорационными отверстиями невелико, но перепад давления большой. Таким образом, остатки невытесненного бурового раствора и его фильтрационная корка могут служить местами продвижения флюида только в том случае, когда существуют условия для образования трещин, выполняющих роль флюидопроводящих каналов. Эти условия возникают только в том случае, если область, заполненная остатками невытесненного бурового раствора и фильтрационной коркой, гидравлически не связана с водонасыщенными пластами.
Однако наличие глинистых включений в зацементированном затруб-ном пространстве негативно влияет на качество разобщения пластов по другим причинам.
Глинистая пленка практически исключает возможность адгезионного сцепления тампонажного камня с колонной, а значит, и участия его в работе как составной части крепи.
Фильтрационная корка на стенках скважины и пленка на обсадной колонне выполняют роль смазки, что способствует уменьшению сил сцепления структуры тампонажного раствора с этими ограничивающими поверхностями, а, следовательно, более длительному протеканию процесса седиментации, что увеличивает вероятность формирования седиментационных каналов в период ОЗЦ.
Методика лабораторных исследований седиментационной устойчивости и изолирующей способности тампонажного раствора и камня
Основным назначением тампонажных растворов при креплении скважин является формирование герметичного цементного кольца в заколонном пространстве. Герметичность зацементированного заколонного пространства может быть обеспечена только в том случае, если тампонажный раствор на всех этапах схватывания и твердения обладает достаточной изолирующей способностью, т.е. способен противостоять напорному воздействию пластового флюида, оставаясь непроницаемым для него при возникающем градиенте давления.
Для характеристики изолирующей способности тампонажного раствора (камня) в настоящее время приняты такие показатели, как водоотдача, водоот-стой, проницаемость тампонажного камня и т.д. Используются также показатели, не имеющие количественного выражения, такие, как образование визуально наблюдаемых каналов, расслоение столба тампонажного раствора (образование водяных поясов) и др.
Эти показатели не нормированы и не учитывают факторы реального за-трубного пространства и поэтому с их помощью невозможно прогнозировать, как поведут себя тампонажные растворы в конкретных условиях скважины. В связи с этим, весьма трудно определить в какое время поровое давление снизится до величины пластового, где и в каких интервалах заколонного пространства могут возникнуть седиментационные каналы, в какой период времени ОЗЦ возникнет градиент давления, направленный из пласта в скважину и способен ли будет данный раствор к этому моменту противостоять напорному воздействию пластового флюида, способен ли он формировать в заданных условиях герметичное цементное кольцо, обеспечивающее отсутствие заколонных флюидопроявлений и межпластовых перетоков. В работах [21,55] были установлены и описаны математическими зависимостями физические процессы и механизм суффозионных разрушений поро-вого пространства тампонажного раствора фильтрационными потоками свободной жидкости затворения, возникающими при седиментации и при напорном воздействии пластовых флюидов. Это позволило сформулировать и предложить новые количественные критерии и показатели, характеризующие изолирующую способность тампонажных растворов (коэффициент внутренней суффозии и начальный градиент фильтрации.
Важной задачей качественного цементирования скважин является предварительная оценка (прогнозирование) на стадии подбора рецептуры в лабораторных условиях изолирующей способности этого раствора, т.е. способности формировать герметичное цементное кольцо в конкретных условиях затрубно-го пространства при комплексном воздействии на него всех факторов реального объекта (температура, давление, перепад давления, зенитный угол, кольцевой зазор, время движения раствора при приготовлении и цементировании и т.д.).
Простейший вариант экспериментальной установки для оценки изолирующей способности тампонажных растворов в условиях нормальных температур и давления разработан нами [56] и показан на рис.2.3.
Принцип работы установки заключается в том, что тампонажный раствор после затворения перемешивают в мешалке или консистометре в течение расчетного реального времени закачки и продавки его в затрубное пространство с учетом запланированных остановок. При этом, в консистометре воспроизводят изменение динамической температуры и давления в соответствии с изменением этих параметров в процессе цементирования реальной скважины. На рис. 2.4 и в табл. 2.1 показан пример термобарического режима работы консистометра, воспроизводящий планируемый режим цементирования реальной скважины.
Затем раствор помещают в рабочий сосуд 7, отклонение от вертикали которого соответствует зенитному углу в рассматриваемом интервале заколонного пространства. Подключают с помощью крана пьезометрическую трубку 3.
При этом уровень жидкости в пьезометрической трубке установится на отметке, соответствующей градиенту порового давления тампонажного раствора в данный момент. Затем сообщают рабочий сосуд с подвижной трубкой 2 и с помощью барабана 1 медленно поднимают трубку до тех пор, пока уровень жидкости в индикаторе 4 не начнет изменяться, что свидетельствует о начале фильтрации свободной жидкости затворения в поровом пространстве тампонажного раствора. Таким образом, определяется минимальное давление, приложенное в данный момент к тампонажному раствору, при котором начинается фильтрация. Разница между этим давлением и поровым давлением, отнесённая к единице столба является начальным градиентом фильтрации, который служит количественной характеристикой изолирующей способности исследуемого тампонажного раствора.Так как тампонажный раствор с течением времени непрерывно изменяет свои свойства, превращаясь в твердое тело, то и начальный градиент фильтрации будет изменяться как функция времени.
На рис.2.5 показаны графики изменения начального градиента фильтрации тампонажных различных растворов с течением времени.
Если тампонажный раствор после оставления в покое быстро набирает прочность структурной решетки, то такой раствор должен обладать более высокой изолирующей способностью по сравнению с растворами с длительными сроками загустевания и схватывания. Это подтверждается и экспериментальными исследованиями. На рис. 2.6 показаны графики зависимости начального градиента фильтрации от времени начала схватывания тампонажных растворов.
Вязкость жидкости затворения является существенным параметром, влияющим на фильтрационные и суффозионные процессы в поровом пространстве тампонажного раствора в начальный период формирования его структуры, а, следовательно и на изолирующую способность данного раствора. Вязкость жидкости затворения можно регулировать в широком диапазоне путем добавок высокомолекулярных водорастворимых полимеров типа КМЦ. гипан. ПВА и т.п. Так как данные полимеры, как правило, являются сильнейшими замедлителями сроков схватывания тампонажных растворов, то они должны применяться в сочетании с реагентами - ускорителями типа хлористый кальций, кальцинированная или каустическая сода, поташ и т.п.
Тампонажные растворы пониженной плотности на основе глин с модификаторами и исследования их свойств
Расчет оптимальных технико-технологических операций для получения герметичного цементного кольца начинается с анализа геолого-технической информации по конкретной скважине. Наличие аномально высоких пластовых давлений или пластов с низким градиентом гидроразрыва предопределяет выбор способа цементирования: в одну или две ступени и определения интервалов цементирования различными порциями тампонажных растворов, имеющие свои свойства.
Показатели этих свойств определяются из условия предотвращения возникновения гидроразрыва или поглощения, а также недопущения создания депрессии на высоконапорные пласты в процессе цементирования и недопущения возникновения в интервалах цементирования флюидопроводящих каналов в период ОЗЦ. Первое условие выполняется путем выбора оптимальной плотности тампонажного раствора в каждой порции и соответствующими режимами цементирования, второе условие - путем применения специальных растворов, обладающих повышенной изолирующей способностью. В настоящее время эта способность в лабораторных условиях определяется пониженной водоотдачей и низким седиментационным водоотделением. Количественно эта способность характеризуется величиной начального градиента фильтрации тампонажного камня, сформированного из данного тампонажного раствора в условиях, приближенных к условиям конкретной скважины.
Для исследований в условиях АВПД в качестве вяжущих были взяты растворы пониженной плотности, которые готовились на базе тампонажных порт-ландцементов: ПЦТ-І, ПЦТ-И Сухоложского цементнорго завода.В качестве облегчающей добавки использовались бентонитовая глина с удельной поверх-ностью 13500 см /г. Бентонит состоял в основном из монтмориллонита, содержал частицы размером менее 0,01 мм до 91 %. Объемная емкость бентонита — 112мг-экв/100г.
Для исследований были взяты растворы, различавшиеся не только по соотношению цемент/глина, но и по водосодержанию.
Измерения проводились при температуре 25, 50, 75 С. Прочность камня определяли согласно ГОСТу по методам испытания. Опыты показали, что погрешность при испытании образцов не превышает 10%.
В качестве реагентов-модификаторов использовали предлагаемые реагенты структурообразователи серии «Крепь» - 4, рекомендуемые НПО «Бурение» для гельцементных растворов и обеспечивающие его тиксотропные свойства [61,62,63,64,65].
У исследованных составов с увеличением добавок глины интенсифицируется рост показателя консистенции во времени, особенно при повышенных температурах. С добавкой реагента раствор загущается, повышается его седи-ментационная устойчивость (водоотстой равен нулю) и снижается водоотдача. В процессе образования дисперсной структуры в присутствии данной добавки формируется более совершенный конденсационно-кристаллизационный каркас, армирующий весь объем твердеющей системы. Происходит модифицирование поверхности гидратных фаз, что изменяет морфологию и дисперсность новообразований.
С повышением температуры прочность камня из облегченных цементных растворов изменяется с разной интенсивностью. При температуре 25С двухсуточная прочность камня весьма мала, однако, с повышением температуры наи 65 более интенсивно растет прочность цементнобентонитовой смеси с добавкой реагента «Крепь - 4».
С повышением плотности раствора быстрее всего растет прочность це-ментнобентонитового камня с добавкой реагента, а без реагента медленнее. С повышением температуры еще в большей степени увеличивается разница между ними в прочностных характеристиках. В результате проведенных исследований установлено, что модифицированный гельцементный раствор имеет более высокие прочностные показатели, как при различных плотностях, так и при различных температурах.
Как показали экспериментальные исследования, добавки глины в количестве от 10 до 20% к массе цемента загущают цементный раствор, снижают скорость водоотдачи цементных растворов, снижают плотность раствора от 1,64 до 1,35 г/см3 Однако состав исходного цемента эти показатели меняют в ту или другую сторону при различном В/Ц факторе (табл. 3.1 ,3.2). Глинопорошки, имея меньшую, чем портландцемент, плотность и обладая повышенной водопотребностью, существенно облегчают цементные растворы. Большая удельная поверхность и связанная с этим поверхностная энергия существенно влияют на процессы взаимодействия глин с другими компонентами системы. Решающее влияние на ее физико-механические свойства оказывают емкость поглощения, состав обменных катионов, грануломерический состав, подвижность кристаллической решетки глин, величина адсорбционного связывания ими Са(ОН)2 в трудно-растворимые соединения.
Камень из облегченной смеси имеет 8, соответствующую требованиям ГОСТа, а его к менее 0,001 мкм2. При-увеличении длительности хранения образцы камня из цементно-глинистых с добавкой СаСЬ наращивают без спадов во времени свою прочность.
Уменьшение объема системы цемент-вода (контракция) и образование в ней пор с низким давлением (вакуумом) при твердении могут способствовать подсосу из пластов воды и газа и повлечь за собой разгазирование тампонажного раствора. Минерализованные (с добавками солей) цементно-глинистые растворы имеют величины контракции на 20-30% меньше, чем растворы из чистого цемента.
Повышение качества цементирования скважин на месторождениях ОАО «РОСНЕФТЬ-ПУРНЕФТЕГАЗ»
К числу основных задач цементирования обсадных колонн относятся обеспечение качественной изоляции пластов в затрубном пространстве при условии достижения проектных высот подъема тампонажных растворов за колоннами всех типов. В соответствии с данной задачей нами решались вопросы технико - технологического и экологического характера, направленные на улучшение качества работ по всем направлениям за счет широкого внедрения ряда новых разработок, к числу которых следует отнести:
- буферные жидкости с высокой моющей способностью; - рецептуры тампонажных растворов с низкой фильтрацией, нулевой во доотдачей, высокой адгезионной способностью и седиментационной устойчивостью;
- разделительные пробки и т. д.
Основным критерием оценки качества цементирования является получение в заколонном пространстве цементных растворов плотностью, соответствующей планам работ, отсутствие заколонных перетоков в процессе освоения и эксплуатации скважины, наличие жесткого контакта цементного камня с колонной и породой, особенно в интервале продуктивной толщи.
Контакт цементного камня с колонной и породой, степень заполнения заколонного пространства цементом, эксцентриситет колонны в скважине и плотность цементного камня оценивались геофизическими методами: АКЦ, круговой цементометрией, ФКД, СГДТ.
На рис.4.1 и рис. 4.2. показаны соответственно количество осложнений при креплении скважин в процентном отношении на месторождениях ОАО «Роснефть -Пурнефтегаз» по годам за период 1996 -2004 г.г. и динамика изменения показателя качества цементирования «К» за этот период.
Анализ качества цементирования обсадных колонн (кондукторов, технических и эксплуатационных колонн), а также продуктивных горизонтов в большой группе скважин ряда крупных месторождений проведен на основании величины коэффициентов сцепления Кс и коэффициентов заполнения К3, полученных при обработке данных геофизических методов контроля цементирования, а также актов испытания скважин на продуктивность.
Средние значения Кс и К3 по эксплуатационным колоннам некоторых месторождений составляют следующие величины:
По анализируемым скважинам качество крепления в продуктивном пласте с оценкой "отлично" отмечено в 71 скв.- 86,6% (Кс= 0,9117), с оценкой "хорошо" в Юскв. - 12,2% (Кс= 0,7488), с оценкой "удовлетворительно" в 1 скв.- 1,2 %(Кс= 0,6230).
Среднее значение плотности тампонажных растворов в интервалах продуктивных пластов за колоннами составляет 1,85 г/см"\
Среднее значение эксцентриситета обсадных колонн на участках продуктивных пластов составляет 0,3939, что превышает допустимое значение 0,33 (согласно «Инструкции по креплению скважин» РД-39-00147001-767-2000) и свидетельствует о неудовлетворительном решении вопроса центрирования колонн в стволе с точки зрения количества и мест установки центраторов (особенно в горизонтальных скважинах, где величина эксцентриситета достигает значений 0,61 - 0,84).
Несмотря на увеличение Кс и количества скважин, зацементированных в 2002 г. с оценкой "отлично", были случаи получения брака при цементировании эксплуатационных колонн с использованием муфт ступенчатого цементирования УСЦ -146М неразбуриваемого типа (изготовленных и поставленных Котовским заводом ВНИИБТ). А именно: оголение "башмаков" эксплуатационных колонн; не закрытие циркуляционных отверстий в УСЦ, или преждевременное закрытие циркуляционных отверстий УСЦ, в результате чего были вы-нуждены применять обратный способ цементирования, однозначно снижающий качество цементирования, а также герметичность колон и их затрубного пространства. В 2002 г. были использованы цементы ҐЩТ III - об 5-50, производства ОАО " Сухоложскцемент", в количестве более 500 тонн для цементирования 2-х технических колонн и 4-х эксплуатационных колонн. Данные цементы, в основном применялись в сочетании с химреагентом " Крепь-4", который повышает седиментационную устойчивость облегченных цементных растворов и улучшает адгезию цементного камня с колонной и породой.
В результате получено увеличение коэффициента сцепления цемента в скважинах Комсомольского и Тарасовского месторождений. Средний показатель сцепления по всем зацементированным техническим колоннам составил 0,72 (на уровне оценки «отлично»).
Необходимо отметить практическую полезность и целесообразность использования химреагента "Крепь-Г , снижающего водоотделение тампонажных растворов нормальной плотности, а, следовательно, повышающего адгезицион-ную способность цементного камня, а также предупреждающего вероятность каналообразования в затрубном цементном камне.
При цементировании эксплуатационных колонн для повышения качества изоляции продуктивных пластов применялись тампонажные растворы с повышенной изолирующей способностью (РПИС), приготавливаемые путем добавки к цементному раствору поливинилового спирта (ПВС) в количестве 0,5%.
Кроме того, для предотвращения возникновения межколонных нефтега-зопроявлений, проводились работы по поддержанию давления в межколонном пространстве по окончании цементажа (метод поддавки в межколонное пространство разработан и предложен НПО "Бурение").
