В послании Президента Российской Федерации за 2009 год определена государственная политика всесторонней модернизации России в XXI веке на основе следующих положений:
«... мы должны начать модернизацию и технологическое обоснование всей производственной сферы»;
«... это вопрос выживания нашей страны в современном мире»;
«... благополучие России в относительно недалеком будущем будет напрямую зависеть от наших успехов в развитии рынка идей, изобретений, открытий»;
«... мы обязаны думать, какие природные богатства сможем сохранить и передать будущим поколениям»;
«... повышение энергоэффективности, переход к рациональной модели потребления ресурсов является приоритетом в модернизации нашей экономики»;
«... нам нужно не только наращивать добычу полезных ископаемых, но и добиваться лидерства во внедрении инноваций - как в традиционной, так и в альтернативной энергетике»;
«... будет сформирована комфортная среда для осуществления в России исследований и разработок мирового уровня;
«... надо завершить разработку предложений по созданию в России мощного центра исследований и разработок, который был бы сфокусирован на поддержку всех приоритетных направлений, именно всех направлений...».
Реализация всех направлений из Послания Президента Российской Федерации касается, естественно, топливно-энергетической промышленности в целом, а нефтяной и газовой отрасли особенно.
По существу, указанные положения определяют главные направления развития технологии строительства нефтяных и газовых скважин на море и на суше.
Авария на нефтяной скважине МС-252 в Мексиканском заливе показала, что, несмотря на применение при морском бурении современных материалов, оборудования и технологий не удалось предупредить катастрофу.
Аварии на морских объектах добычи нефти и газа происходили и происходят, в основном, по следующим причинам:
• 50% - из-за проектных ошибок и отказов технических систем;
• 30% - из-за экстремальных природных явлений;
• 20% - из-за навигационных (и других) происшествий.
Авария на морской скважине МС-252 в Мексиканском заливе, к сожалению, показала, что одной из основных причин, из-за которой произошел газонефтяной выброс (фонтан), взрыв и пожар на буровой платформу «Deepwater Horizon» является плохое качество Проекта на строительство скважины.
Именно недостатками Проектов (Программ) на бурение морских скважин можно объяснить одну из экстравагантных причин возникновения открытых выбросов, произошедших при бурении скважин в Мексиканском заливе в течение 1960-1996гг., когда «...превентор установлен не на месте» (таких случаев было 80! из всех 1206).
Известно, что сразу после аварии на скважине МС-252 по инициативе Министра внутренних дел США Кен Салазар создана Межотраслевая группа специалистов (JITF), с участием ученых Американского института нефти (API) и специалистов Международной Ассоциации Подрядных организаций по Бурению скважин (IADC).
Специалисты JITF провели анализ основных причин аварии на скважине МС-252 и разработали рекомендации по охране труда, безопасности работ и защите окружающей среды при ликвидации аварии, которые составили план проведения ремонтно-восстановительных работ.
После аварии на скважине МС-252 в структуре Министерства внутренних дел США создано «Бюро по управлению добычей энергоресурсов в открытом море» (BOEMRE), которое теперь специально занимается юридическим, законодательным, техническим, технологическим и экологическим аудитом и экспертизой всех морских Проектов по добыче энергоресурсов в открытом море.
Вероятно, целесообразно создать аналогичное «Бюро по управлению добычей энергоресурсов в открытом море» в структуре Министерства внутренних дел РФ, или Министерства чрезвычайных ситуаций РФ, или Министерства природных ресурсов РФ.
Любая авария, взрыв и пожар на любой скважине в море и на суше представляют сложный процесс взаимосвязанных и взаимовлияющих друг на друга действий и явлений.
Авария на скважине МС-252 представляет собой результат взаимосвязанных действий и ПРИЧИН, начиная от составления Проекта на строительство скважин плохого качества, нарушений технологии крепления и получения неудовлетворительных результатов цементирования обсадных труб, а также нарушений Правил действия членов буровой бригады при возникновении нефтегазопроявлений при бурении скважин.
Чтобы исключить возникновение подобных аварий при бурении скважин на море и на суше целесообразно выполнить необходимые мероприятия.
Во-первых, повысить эффективность государственного контроля в нормативно-правовом, технико-технологическом, экологическом, информационно-аналитическом направлениях за объектами добычи нефти и газа на море.
Во-вторых, усилить контроль и экспертизу действующих Проектов на бурение (строительство) скважин на море, поскольку в настоящее время нет регламентов, определяющих требование по безопасности морских объектов нефтегазодобычи.
В третьих, провести оценку технологической эффективности и безопасности применяемых материалов и технологий при цементировании морских скважин.
В-четвертых, необходимо повысить профессиональный уровень и квалификацию специалистов и рабочих буровых бригад при строительстве скважин на море.
В-пятых, повысить требования безопасности по испытанию и работе противовыбросового оборудования, применяемого при бурении морских скважин.
В-шестых, создать при Российской Академии Наук (РАН) международный (Россия, США, Норвегия, Англия, Казахстан, Украина, Мексика, Иран, Бразилия Beнесуэла, Туркменистан, Азербайджан и др.) Научно-технический центр по экологическому, техническому, технологическому контролю и экспертизе Проектов добычи углеводородов на море с главными задачами проводить сертификацию материалов и технологий, обучение, подготовку и переподготовку кадров по безопасному ведению буровых работ.
Российская Федерация обладает большой ресурсной базой добычи нефти и газа на шельфе.
Ресурсы российского континентального шельфа (общей площадью 6,2 млн км2, из которых 3,9 млн км2 являются перспективными для добычи углеводородов) оцениваются в 136 млрд т условного топлива, а извлекаемые ресурсы составляют 100 млрд т условного топлива (14,2 млрд т приходится на нефть, а 82,5 трлн м3 составляет газ).
В целом в мире перспектива развития добычи нефти и газа в ближайшее время определяется морскими нефтегазовыми ресурсами.
Особенно большими геологическими ресурсами нефти, газа и конденсата обладает Арктика.
Будущее нефтегазодобычи Российской Федерации в ближайшее время будет определяться ресурсами шельфа (морской добычей).
К сожалению, для развития морской нефтегазодобычи в России в настоящее время отсутствует многое: нет кадров, недостаточно техники и оборудования, отсутствуют отечественные материалы и технологии и т. д.
Кстати, в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве начали недавно готовить инженеров для разработки морских месторождений, но этого недостаточно.
Представляется целесообразным начать подготовку всего спектра специалистов для разведки, разработки и эксплуатации морских месторождений нефти и газа при Санкт-Петербургском государственном техническом университете (горном институте) им. Г.В. Плеханова.
Этот технический университет имеет высококвалифицированные кадры преподавателей, передовую учебно-производственную базу и способен стать ведущим в России и Европе высшим учебным заведением по подготовке кадров для морской добычи природных ресурсов (нефть, газ и др.).
Геополитическое расположение г. Санкт-Петербурга, его научный и промышленный потенциал позволяют сформировать именно здесь Научно-производственный центр Российской Федерации по освоению морских месторождений нефти и газа.
В ближайшем будущем в России предстоит осваивать перспективные и крупные нефте-газовые месторождения Восточной Сибири (Хатанско-Вилюйская и Ленно-Тунгусская нефтегазовые провинции) со сложными горно-геологическими условиями.
Геологическое строение крупных месторождений Восточной Сибири: Ковыткинское, Берямбинское, Куюмбинское и др. представляет собой три несовместимых зоны: надсолевой (карбонатно-терригенные отложения), солевой (галогено-карбонатные породы) и подсолевой (терригенные, сульфато-карбонатные отложения).
Перечисленные особенности строения нефтегазовых месторождений Восточной Сибири приводят в настоящее время к значительным срокам строительства (бурения) скважин, из-за аварий и осложнений (в полном цикле строительства 30 - 45 % занимает время на ликвидацию осложнений и аварий при бурении).
Естественно возрастает стоимость строительства скважин.
В этом направлении необходимо изменить существующую организацию работ при бурении скважин.
В настоящее время для бурения скважин на месторождениях ОАО «Газпром», НК «Роснефть» (Заказчик) и других компаний, как правило, используется схема схема «строительства скважин под ключ». При таком варианте по тендеру (на основе конкурса) определяется Генеральный подрядчик - оператор для выполнения всего цикла работ при бурении всех скважин на определенном месторождении.
Согласно Техническому Проекту на строительство скважин Генеральный Подрядчик разрабатывает Программу на бурение, Программу на цементирование, Программу на испытание скважин и т. д.
Для выполнения определенных работ, поставку оборудования и материалов Генеральный Подрядчик отбирает, или привлекает дополнительно специализированные сервисные компании и субподрядные организации.
При этом Генеральный Подрядчик контролирует самостоятельно весь процесс строительства скважин, качество материалов и оборудования.
Положительным при этом является то обстоятельство, что ответственность за весь цикл буровых работ, качество, поставку и хранение материалов, оборудования и т. д. ложится на Генерального Подрядчика.
Отрицательными сторонами работ «под ключ» является то обстоятельство, что страхуя непредвиденные расходы, Генеральный Подрядчик, как правило, контролирует качество материалов, оборудования и стоимость услуг сервисных подрядных компаний, что приводит к увеличению стоимости строительства скважины.
В случае строительства скважин по схеме «работа по суточной ставке», Заказчик проводит конкурс (тендер) на бурение (углубление скважины), поставку оборудования и материалов, выполнение дополнительных сервисных работ (цементирование, поставка буровых долот, обсадных труб, отбору керна, утилизации бурового шлама, строительства площадки и дороги, обеспечения связи, проведение геофизических исследований и т. д.).
При таком подходе Заказчик полностью контролирует все работы, проводимые на скважине, обеспечивает эффективную техническую и технологическую политику строительства скважины. Стоимость материалов, оборудования и услуг при этом определяется в результате проведения тендеров (конкурсов), с учетом конкуренции и действующих цен на рынке товаров.
Как правило, при такой схеме разработки, поставщики оборудования, материалов и услуг несут самостоятельно ответственность за качество товара, хранение и рациональное применение (использование).
При такой схеме строительства скважин, оборудование и материалы поставляется и обслуживается непосредственными изготовителями, что способствует уменьшению общей стоимости буровых работ.
Именно по схеме «работы по суточной ставке» при бурении скважин работают, как правило, все иностранные нефтегазовые компании.
Ниже в таблице 3 представлены часть технико-экономических показателей бурения глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях республики Казахстан (месторождение Карачаганак) по схеме «работа по суточной ставке» компании «Parker Drilling».
Из данных этой таблицы видно, что при надлежащей организации работ возможно бурение скважин в сложных горно-геологических условиях глубиной более 6000 м за 78 сут.
Важно, что при этом общая стоимость скважин не является высокой, потому что все материалы и оборудование поставляются непосредственными производителями, а не посредниками.
Среди главнейших направлений технологии строительства скважин на суше и на море являются работ по креплению, или цементирование обсадных колонн.
Именно плохое качество цементирования обсадных колонн скважины МС-252 в Мексиканском заливе явилось одной из главных причин крупнейшей аварии современности при бурении.
Цементирование обсадных и эксплуатационных колонн при бурении скважин является одним из главных элементов технологии строительства скважин, определяющих срок службы скважин, как инженерного сооружения.
Качество цементирования (крепления) обсадных труб в значительной мере определяет нормальные условия работы скважины при добычи газа, газоконденсата и нефти.
Низкое (плохое) качество крепления обсадных колонн способствует возникновению межколонных и заколонных перетоков газа, нефти, воды при работе скважин.
Межколонные и заколонные перетоки флюидов способствуют осложнению работы скважин при добычи нефти и газа, и являются главными факторами снижения отборов газа и нефти, вызывают экологические проблемы при разработке газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Актуальность проблемы повышения качества цементирования скважин при разработке крупных газовых месторождений отмечалось многими исследователями.
В частности, в статье ещё в 1966 г. отмечается, что «…особое внимание следует уделять разработке и осуществлению мероприятий, способствующих предотвратить возможные межпластовые перетоки газа, воды, флюидов.
Исследование характера и степени загазирования верхней части разреза Шебелинского месторождения позволило установить, что в результате перетоков газа из основной газовой залежи нижней перми и верхнего карбона в первоначальный период разведки и разработки месторождения (1950-1966 гг.) в непродуктивных отложениях верхних перми и юры были созданы исскуственные газовые залежи с запасами соответственно 30 и 80 млн.м3.»
Авторы монографии отмечают следующее:
«… низкий уровень экологичности технологических процессов нефтегазодобычи, используемых технических средств и применяемых материалов и химреагентов» (прежде всего при бурении и креплении скважин), представляющих большую угрозу экологии нефтегазодобывающих районов России.
В книге отмечается, что «ежегодный интегральный ущерб, наносимый только природной среде Западной Сибири процессами добычи нефти и газа, в том числе процессами строительства скважин, рассчитанный институтом ЛенГИПРОГОР, оценивается в ценах 1985 г. в 14,7 млрд.руб.
К этому следует добавить, что за годы освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири под действием интенсивного техногенного наступления на крайне ранимую северную природу в биогенетическом потенциале региона произошли серьезные изменения.
Так, по данным СибрыбНИИпроекта (г. Тюмень), из 47 видов ценных промысловых рыб Обского бассейна с начала освоения Западной Сибири (с 1964 г.) в настоящее время сохранился лишь 21 вид.»
Плохое качество цементирования обсадных колонн при бурении скважин способствует возникновению межколонных и заколонных перетоков воды, газа и нефти.
Газовые скважины при наличии межколонных и заколонных перетоков, как правило, работают с осложнениями: происходит вынос воды и механических примесей, разрушается призабойная зона пласта, образуются песчаные пробки и т.д. Все это ведет к ограничению отборов (добычи) газа и нефти, и, естественно, к уменьшению извлечения углеводородов при добычи.
В обзорной информации отмечаются следующие факты низкого качества цементирования газовых сеноманских скважин Уренгойского месторождения:
«…- высоконадежные скважины (жесткое сцепление цементного камня с колонной в интервале «нижние отверстия перфорации-башмак эксплуатационной колонны») - 49,0 %;
- средненадежные (частичное сцепление цементного камня с колонной) - 37,0 %;
- ненадежные (плохое или отсутствие сцепления цементного камня с колонной) - 14,0 %.
Наиболее неблагоприятная картина с точки зрения качества цементирования сложилась на УКПГ-5, где 54% относится к третьей категории надежности (плохое качество).
Данное обстоятельство является одной из причин снижения уровня годовых отборов из-за выноса пластовой жидкости в 1994 г. до 12 млрд.м3 против 15 млрд.м3 по «Проекту разработки» и ограничений рабочих дебитов по 8 эксплуатационным скважинам (514, 593, 5123, 5141, 5143, 5163, 5172, 5181).
В 67 % простаивающих на 01.01.1997г. скважинах причина появления пластовой воды в продукции обусловлена некачественным цементированием обсадных колонн.
В 9 из 19 скважин (11123, 11161, 12012, 12135, 12161, 12221, 13142, 15261) по данным гидрохимического контроля установлено, что жидкость состоит на 100% из пластовой воды, в то время как расстояние от низа перфорированного интервала до текущего ГВК (газо-водяного контакта) соответственно составляло 23,5; 4,4; 29,1; 14,9; 18,7; 23,7; 17,5; 6,7; 46,4 м».
В монографии отмечаются следующие факты низкого качества цементирования газовых скважин Уренгойского нефте-газо-конденсатного месторождения (НГКМ): «… из общего фонда скважин, по данным АКЦ, невысокое качество цементирования отмечено в 237 и 62 скважинах, или 30,9% и 25,0% соответственно по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям.
Неудовлетворительным и плохим качеством цементирования характеризуется еще соответственно 27,0% и 18,5% скважин.
Наиболее неблагоприятная картина, с точки зрения качества цементирования, сложилась на УКПГ-5, где 54% скважин имеют плохое качество цементирования.
Данное обстоятельство является одной из главных причин снижения в 1996 году годового отбора на 5,45 млрд.м3 по собственно Уренгойской и на 1,74 млрд.м3 по Ен-Яхинской площадям и за 1997 год соответственно на 10,77 млрд.м3 и 3,0 млрд.м3, из-за выноса пластовой жидкости и ограничений рабочих дебитов по скважинам УКПГ-1, УКПГ-1С, УКПГ-3, УКПГ-5, УКПГ-11, УКПГ-12, УКПГ-13, из которых 50% имеют плохое, или неудовлетворительное сцепление цементного камня с колонной».
В монографиях особенно подробно отмечаются результаты низкого качества цементирования скважин на газовых месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург».
В частности, по конкретным интервалам отмечается:
- Четвертичная-Тибейсалинская верхняя (песчано-глинистая) свита в скважинах цемент за колонной отсутствует (73,49%), плохое сцепление цементного камня с колонной (21,06%) и хорошее сцепление цементного камня с колонной (0,18%);
- Тибесалинская нижняя (глинистая) свита в скважинах цемент за колонной отсутствует (52,22%), плохое сцепление цементного камня с колонной (30,46%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (2,60%);
- Ганькинская свита (глинистая с включениями алевролитного материала) в скважинах цемент за колонной отсутствует (38,47%), плохое сцепление цементного камня с колонной (29,06%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (4,88%);
- Березовская верхняя подсвита (глинистая с прослоями алевролита) в скважинах цемент за колонной отсутствует (26,17%), плохое сцепление цементного камня с колонной (16,41%);
- Кузнецовская свита (глинистая) в скважинах цемент за колонной отсутствует (6,98%), плохое сцепление цементного камня с колонной (34,83%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (34,65%);
- Отложения сеноманского продуктивного яруса (песчано-алевралито-глинистые) в скважинах цемент за колонной отсутствует (4,22%), плохое сцепление цементного камня с колонной (22,03%), хорошее сцепление цементного камня с колонной (42,34%) и т.д.
В обзорной информации отмечается, что главной причиной возникновения межколонных давлений и перетоков флюидов на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) является качество цементирования обсадных и эксплуатационных колонн. Из всего анализируемого в обзоре фонда скважинАстраханского ГКМ (505шт.) в 423 скважинах имеются межколонные давления (84% скважин).
По данным Филиала Северная военизированная часть, особенно большое число скважин с межколонными давлениями имеется на 01.01.2006г. в следующих предприятиях Газпром:
Ямбурггаздобыча
Ямбургское ГКМ (валанжин) - 85 скважин
Ямбургское ГКМ (сеноман) - 51 скважина
Заполярное НГКМ (сеноман) - 115 скважин
Уренгойгазпром
Песцовое ГМ - 47 скважин
Надымгазпром
Ямсовейское ГКМ - 42 скважины
Юбилейное ГМ - 19 скважин.
В качестве главной причины низкого качества крепления скважин на суше и на море, авторы монографии отмечают, что «… в существующих руководящих документах и инструктивных материалах (по креплению скважин) не предусмотрены ни расчеты напряженно-деформированного состояния и условий разрушения тампонажного камня, ни оценки упрочнения и повышения жесткости и устойчивости обсадной колонны за счет влияния цементного кольца, хотя за последние три десятилетия проведены обширные исследования и имеется много публикаций по вопросам влияния механических свойств тампонажного камня на разобщающую способность крепи скважин.
Однако результаты проведенных работ не нашли сколько-нибудь заметного отражения в практике крепления скважин. Наряду с известной косностью в вопросе о применении расчетных методик решающую роль здесь сыграли принципиальные недостатки.».
Можно так же согласиться с мнением авторов монографии, что «… работа тампонажного камня изучалась бессистемно в условиях отсутствия единой концепции проблемы и общей методики её решения».
Низкое качество цементирования обсадных колонн скважин на всех нефтяных и газовых месторождениях Российской Федерации можно объяснить естественным «старением» этих сооружений.
Значительная часть добывающих скважин пробурена 20-30 лет назад. За это время изменились термобарические условия внутри скважины (уменьшились пластовые давления в 2-3 раза, изменилась температура пластовой воды и горной породы).
Изменение термобарических условий, естественно, повлияло на напряженно-деформированное состояние обсадных колонн, появились значительные зазоры между стенками скважины и трубами.
Произошло естественное старение цементного камня, находящегося в агрессивной и коррозионной среде и т.д.
Все высказанное выше требует разработки новых материалов и технологий цементирования обсадных колонн скважин применительно к реальным условиям настоящего состояния нефтегазовых месторождений.
В этом направлении можно использовать фундаментальные результаты, ранее выполненных исследований в МИНХ и ГП им. акад. И.М. Губкина (ныне РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), ВНИИКРнефть и ВНИИБТ и др.
В последнее время получены патенты Российской Федерации на новые материалы и усовершенствованную технологию цементирования колонн.
Сущность «Комплексной технологии цементирования скважин» заключается в том, что на основании анализа исходной геолого-технической информации конкретной скважины определяются интервалы в заколонном пространстве, которые необходимо заполнить тампонажным раствором с повышенной изолирующей способностью (РПИС), формирующим герметичное цементное кольцо, исключающее возникновение заколонных флюидопроявлений и межпластовых перетоков.
Остальные интервалы заполняют газонаполненными тампонажными системами (ГТС).
Рецептуру каждой порции определяют исходя из значений непрерывно изменяющихся по глубине геолого-технических и технологических параметров конкретной скважины (кольцевой зазор, зенитный угол, температура, градиенты давления поглощения, градиенты пластовых и межпластовых давлений каждого пласта в открытом стволе).
Для получения РПИС используются высокомолекулярные водорастворимые полимеры типа КМЦ, гипан, телоза, финфикс и т.п. и ускорители сроков схватывания типа CaCl2, Na2CO3, NaOH и т.п.
Для приготовления ГТС используются следующие химреагенты:
Газблок-М, НМН-200, НТФ, НМН-ПЕН.
В качестве буферных жидкостей используются двухфазные и трехфазные газонаполненные системы, обладающие повышенной эрозионной и выносной способностями.
Результаты опытно-промышленных работ при цементировании обсадных колонн на скважинах Харвутинской площади Ямбургского ГКМ.
За период с 01.12.2005 г. по 01.04.2006 г. зацементировано 15 кондукторов и 11 эксплуатационных колонн.
После проведения цементирования обсадных колонн на Харвутинской площади специалисты ПФ Севергазгеофизика выполнили стандартные промыслово-геофизические исследования с выдачей соответствующих «Заключений о качестве цементирования».
Интерпретация данных промыслово-геофизических исследований проведена с помощью стандартного пакета обработки ПФ Севергазгеофизика.
Для сравнения результатов цементирования обсадных колонн по новой технологии и проектной технологии в табл. 6 и 7 представлены результаты промыслово-геофизических исследований некоторых показателей качества цементирования кондукторов (см. табл. 6) и эксплуатационных колонн (см. табл. 7) скважин Харвутинской площади.
В последних строках табл. 6 и 7 указаны средние значения контакта цементного камня с колонной и горной породой в процентах.
В табл. 7, так же как и в табл. 5 для всех скважин приведены значения относительного «заполнения открытого ствола» (в процентах) цементным раствором по проектной технологии Тюмен-НИИгипрогаз и по новой технологии крепления.
Как видно из табл. 4 - 7, коэффициент заполнения цементным раствором открытого ствола в скважинах, зацементированных по новой технологии, более чем в 2 раза превышает проектный.
По новой технологии цементирования - 88,52 % открытого ствола заполнено цементным раствором, а по технологи ТюменНИИгипрогаз только 41,94 %, т. е. в 2 раза хуже.
Сравнение данных, представленных в табл. 2 и 4, показывает, что среднее значение зоны «сплошного контакта цементного камня с колонной» при цементировании кондукторов по новой технологии на 40 % выше, чем по проектной технологии.
Результаты АКЦ показывают, что среднее значение зоны «сплошного контакта цементного камня с горной породой» при креплении кондукторов по новой технологии в 2 раза выше, чем по проектной технологии цементирования ТюменНИИгипрогаз.
Среднее значение зоны «плохого контакта цементного камням колонной» при креплении кондукторов по новой технологии на 70 % меньше, чем по проектной технологии, т. е. почти в 2 раза хуже.
В заключение несколько слов о межколонных давлениях в скважинах Харвутинской площади.
Особенно опасным для дальнейшей эксплуатации Харвутинской площади является куст № 939, где уже три скважины (№ 939.1, 939.2, 939.4) имеют межколонные давления.
Межколонные и заколонные перетоки флюидов в этом кусте приведут к интенсивному обводнению не только куста, но и большой прилегающей площади дренирования.
В перспективе обводнение куста № 939 приведет к обводнению соседних кустов скважин и защемлению большого объема газа на месторождении.
Целесообразно проводить дальнейшее внедрение новых материалов и технологии крепления с применением облегченных аэрированных тампонажных растворов на месторождениях Российской Федерации.
Александр Гриценко
