Способ крепления скважины

 

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, повышение качества крепления скважины с одновременным упрощением технологического процесса. Сущность изобретения: устанавливают в скважине жидкостную ванну из пенообразующей жидкости в объеме, обеспечивающем превышение забойного давления над пластовым, рассчитываемом по формуле, и трехфазной пены со степенью аэрации α=2,5-3,0 в объеме, обеспечивающем заполнение скважины в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта. Доставляют трехфазную пену на забой пенообразующей жидкостью в объеме бурильных труб и закрывают затрубное пространство. Формируют изоляционный экран в зоне продуктивного пласта путем закачки расчетного объема пенообразующей жидкости при ламинарном режиме течения до стабилизации устьевого избыточного давления, соответствующего величине давления начала прорыва изоляционного экрана. Прекращают подачу пенообразующей жидкости. Стравливают устьевое давление. Спускают обсадную колонну. Закачивают буферную жидкость и проводят цементирование тампонажным раствором. Плотность тампонажного раствора обеспечивает на момент окончания цементирования на продуктивный пласт давление, не превышающее величину давления начала прорыва изоляционного экрана, согласно неравенства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин.

Анализ существующего уровня показал следующее:

известен способ крепления скважин, по которому устанавливают жидкостную ванну путем закачивания крепящего раствора, формируют изоляционный экран (фильтрационную глинистую корку) в зоне продуктивного пласта путем подачи глинистого раствора, спускают колонну, закачивают буферную жидкость и производят цементирование заколонного пространства (см. а.с. № 883334 от 01.11.79 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ № 43, 1981).

Недостатками известного способа являются: снижение коллекторских свойств пласта, низкое качество крепления скважины, сложность технологического процесса. Это обусловлено следующими причинами:

при обработке скважины крепящим раствором (например, силикатно-крепящим раствором) в порах продуктивного пласта возникают химические реакции с фильтратом промывочной жидкости (естественной водной суспензией), в результате чего образуются аморфные или кристаллические осадки, которые кольматируют поры и снижают емкостные и фильтрационные свойства продуктивного пласта, с другой стороны, замена крепящего раствора на глинистый приводит к попаданию фильтрата последнего в продуктивный пласт, что также отрицательно сказывается на его фильтрационных свойствах;

осуществление способа основано на применении несжимаемых жидкостей, поэтому возникающее при спуске обсадной колонны гидродинамическое давление полностью воздействует на продуктивный пласт и приводит к дополнительной фильтрации технологических жидкостей в последний, а также может привести к гидроразрыву пород;

при осуществлении способа невозможно обеспечить повышение величины давления начала прорыва изоляционного экрана и использовать тампонажный раствор большей плотности, что не исключает возможных осложнений при цементировании, связанных с недоподъемом тампонажного раствора в заколонном пространстве до требуемой отметки, и не обеспечивает целостность цементного кольца.

Подготовка скважины к цементированию относится к процессу крепления скважин (см. РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. Управление по бурению ОАО “Газпром” и ОАО НПО “Бурение”, введ. 01.08.2000, М.: ОАО “Газпром”, 2000), ввиду этого в качестве прототипа взят способ подготовки скважин к цементированию, включающий установку в скважине жидкостной ванны из смеси водного раствора метасиликата натрия с эфиром целлюлозы, спуск обсадной колонны, формирование изоляционного экрана (фильтрационной корки) в зоне продуктивного пласта путем закачивания вязкоупругого разделителя, состава-разрыхлителя и гидроизолирующе-закрепляющего состава, закачивание буферной жидкости и цементирование скважины (см. п. РФ № 2137906 от 18.01.99 по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ № 26, 1999).

Недостатками известного способа являются: снижение коллекторских свойств продуктивного пласта, низкое качество крепления скважины, сложность технологического процесса. Это обусловлено следующими причинами:

установленная на забое скважины жидкостная ванна несжимаема и при спуске обсадной колонны гидродинамическое давление воздействует непосредственно на продуктивный пласт, что может вызвать поглощение технологических жидкостей и гидроразрыв пород. При этом за счет поршневания жидкостная ванна (водный раствор метасиликата натрия и эфир целлюлозы) задавливается в продуктивный пласт на большую глубину, особенно в высокопроницаемые зоны, что отрицательно сказывается на емкостно-фильтрационных свойствах продуктивного пласта. При последующем закачивании в скважину состава-разрыхлителя (водного раствора хлорида кальция и ПАВ) смывается фильтрационная корка, обнажается поровое пространство продуктивного пласта и происходит интенсивная фильтрация состава-разрыхлителя в пласт. В поровом пространстве водные растворы метасиликата натрия и хлорида кальция взаимодействуют между собой с образованием твердых и гелеобразных водонерастворимых осадков, которые заполняют поровое пространство и кольматируют его, снижая емкостные и фильтрационные свойства продуктивного пласта. При последующем закачивании в скважину гидроизолирующе-закрепляющего состава (водного раствора силиката натрия) происходит дополнительное загрязнение и кольматация продуктивного пласта скважины;

при закачивании буферной жидкости, представляющей собой облегченный цементный раствор, обработанный оксиэтилцеллюлозой с высоким водосодержанием, происходит обводнение и набухание глинистых перемычек продуктивного пласта, что также отрицательно сказывается на его коллекторских свойствах;

известная технология не обеспечивает повышение величины давления начала прорыва изоляционного экрана и возможности подбора плотности тампонажного раствора, что не исключает возможных осложнений, связанных с недоподъемом тампонажного раствора в заколонном пространстве до требуемой отметки, и не обеспечивает целостность цементного кольца;

наличие большого числа операций и применения многокомпонентных жидкостей усложняет технологический процесс и требует использования многочисленного оборудования на скважине для их приготовления и закачки.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

сохраняются коллекторские свойства пласта за счет предотвращения проникновения фильтрата технологических жидкостей в пласт, исключения кольматации порового пространства и гидроразрыва пород;

повышается качество крепления скважины за счет обеспечения подъема тампонажного раствора в одну ступень до требуемой отметки и обеспечения целостного цементного кольца;

упрощается технологический процесс за счет исключения операции по закачиванию состава-разрыхлителя и использования взаимодействующих между собой жидкостей, не требующих наличия на скважине многочисленного оборудования.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего установку в скважине жидкостной ванны, формирование изоляционного экрана в зоне продуктивного пласта, спуск обсадной колонны, закачивание буферной жидкости и цементирование, при котором устанавливают жидкостную ванну путем последовательной закачки пенообразующей жидкости в объеме, обеспечивающем превышение забойного давления над пластовым, и трехфазной пены со степенью аэрации в забойных условиях α=2,5-3,0 в объеме, обеспечивающем заполнение скважины в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта, доставляют последнюю на забой пенообразующей жидкостью в объеме бурильных труб, закрывают затрубное пространство и формируют изоляционный экран в зоне продуктивного пласта путем закачивания оставшейся части пенообразующей жидкости при ламинарном режиме течения до стабилизации устьевого избыточного давления, соответствующего величине давления начала прорыва изоляционного экрана, после чего прекращают подачу пенообразующей жидкости и стравливают избыточное устьевое давление, причем спуск обсадной колонны осуществляют после формирования изоляционного экрана, а цементирование проводят тампонажным раствором, плотность которого обеспечивает на момент окончания цементирования на продуктивный пласт давление, не превышающее величину давления начала прорыва изоляционного экрана, согласно неравенства

где ρ_тр - плотность тампонажного раствора, кг/м³;

Р_бл - давление начала прорыва изоляционного экрана, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина скважины, м.

В качестве буферной жидкости используют 1,5-2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта.

Жидкостная ванна, устанавливаемая в необсаженном стволе скважины из пенообразующей жидкости, обеспечивает превышение забойного давления над пластовым на величину, регламентированную Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, для скважин с глубиной >2500 м коэффициент резерва (репрессии) составляет k=1,04-1,07 (см. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1998). Пенообразующая жидкость представляет собой суспензию, что обеспечивает смыв глинистой корки со стенок скважины и исключает операцию по закачке состава-разрыхлителя. Закачка заявляемого объема трехфазной пены со степенью аэрации на забое α=2,5-3,0 в интервале от забоя скважины до кровли продуктивного пласта обеспечивает изоляцию последнего от жидкостей, находящихся в стволе скважины, предотвращая тем самым загрязнение пласта фильтратом жидкостей, и обеспечивает создание качественного изоляционного экрана. Заявляемая степень аэрации трехфазной пены обеспечивает компенсацию гидродинамического давления, возникающего при спуске обсадной колонны, и тем самым снижает вероятность гидроразрыва пласта.

Закачивание пенообразующей жидкости после трехфазной пены обеспечивает доставку последней в зону продуктивного пласта и формирование изоляционного экрана. Ламинарный режим течения необходим для того, чтобы повышение устьевого избыточного давления происходило с минимальной скоростью, что позволяет более точно определить давление начала прорыва изоляционного экрана. Трехфазная пена включает в себя жидкую, газообразную и твердую фазы. При формировании изоляционного экрана пена проникает в продуктивный пласт на небольшую глубину, оттесняет находящийся в порах газ и закупоривает их. Пузырьки пены сжимаемы, поэтому они одинаково эффективно закупоривают поры разного размера. Так как пена содержит незначительное количество жидкой фазы, то она практически не загрязняет продуктивный пласт. Волокнистый наполнитель, входящий в состав трехфазной пены, в основной массе отфильтровывается в скважине на поверхности продуктивного пласта и за счет давления, создаваемого пенообразующей жидкостью, спрессовывается вместе с пеной в непроницаемый изоляционный экран, изолирующая способность которого повышается за счет полимерной пленки при последующем закачивании буферной жидкости.

На чертеже изображен график изменения избыточного устьевого давления во времени при постоянном расходе пенообразующей жидкости.

Интервал времени 0-t₁ - характеризует начало формирования изоляционного экрана. После повышения устьевого избыточного давления начинается фильтрация трехфазной пены и на стенках продуктивного пласта начинает образовываться изоляционный экран. Затем фильтрация пены уменьшается вследствие прилипания пузырьков пены к гидрофобизированной поверхности поровых каналов и создания скелета изоляционного экрана из волокнистого наполнителя, входящего в состав трехфазной пены.

Интервал времени t₁-t₃ характеризует сжатие пены и окончательное формирование изоляционного экрана. Вследствие повышения давления в скважине пена сжимается, в результате чего свойства ее приближаются к свойствам жидкости и фильтрация увеличивается, при этом происходит упрочнение изоляционного экрана, так как частички волокнистого наполнителя интенсивнее впрессовываются в сформированный скелет изоляционного экрана.

Интервал времени t₃-t₄ - характеризует момент стабилизации устьевого избыточного давления. При достижении критического давления в изоляционном экране происходит сжатие пены до образования в нем микротрещин и разрушения волокон наполнителя. Пенообразующая жидкость начинает фильтроваться через изоляционный экран и устьевое избыточное давление при постоянном расходе пенообразующей жидкости стабилизируется.

Интервал времени t₄-t₅ - характеризует момент падения устьевого избыточного давления и разрушение изоляционного экрана, поэтому необходимо точно зафиксировать начало стабилизации устьевого избыточного давления (интервал t₃-t₄) во избежание разрушения сформированного изоляционного экрана.

Буферная жидкость в виде 1,5-2,0%-ного водного раствора поливинилового спирта принята из условия повышения изолирующей способности сформированного изоляционного экрана за счет создания на его поверхности полимерной пленки, препятствующей проникновению фильтрата тампонажного раствора и повышающей величину давления начала прорыва изоляционного экрана. Кроме того, эта полимерная пленка дополнительно скрепляет волокна наполнителя в сформированном изоляционном экране и препятствует его разрушению при продавливании в заколонное пространство тампонажного раствора.

Спуск обсадной колонны производят после создания изоляционного экрана, что обеспечивает сохранение емкостно-фильтрационных свойств пласта и предотвращает гидроразрыв пород.

Минимально необходимая плотность тампонажного раствора принята из условия не допустить превышение давления в зоне продуктивного пласта на момент окончания цементирования над давлением начала прорыва изоляционного экрана.

Использование взаимодействующих между собой жидкостей не требует наличия на скважине многочисленного оборудования по их приготовлению и закачке в скважину.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известен способ изоляции пласта путем последовательной закачки пены и тампонажного состава (см. а.с. № 1559109 от 01.07.87 г. по кл. Е 21 В 33/13, опубл. в ОБ № 15, 1990); известен способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений, в котором в качестве блокирующего агента используют пенообразующую жидкость (см. п. РФ № 2121569 от 21.06.96 по кл. Е 21 В 43/32, 33/138, опубл. в ОБ № 31, 1998); известен способ заканчивания скважин, в котором образуют временный пеножидкостный барьер закачкой двухфазной пены (см. а.с. № 874977 от 17.01.80 по кл. Е 21 В 33/13, опубл. в ОБ № 39, 1981); известен способ заканчивания скважины, в котором в зону перфорации закачивают устойчивую пену, а зону зумпфа заполняют пенообразующей жидкостью с добавкой газообразователя (см. а.с. № 1418468 от 25.12.85 по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ № 31, 1998); известен способ ограничения притока воды в скважину путем закачки в продуктивный пласт пенообразующего агента и газа (см. а.с. № 735748 от 02.06.78 по кл. Е 21 В 33/13, опубл. в ОБ № 19, 1980); известен способ ограничения притока воды в скважину путем закачки в пласт пены (см. а.с. № 956769 от 14.07.80 г. по кл. Е 21 В 43/32, опубл. в ОБ № 33, 1982); известен способ изоляции притока пластовых вод в газоносном пласте с закачкой в последний пенообразующего поверхностно-активного вещества (см. а.с. № 962596 от 05.05.80 по кл. Е 21 В 43/32, опубл. в ОБ № 36, 1982); известен способ ограничения притока воды в скважину путем нагнетания в пласт изолирующего состава в виде пены (см. п. РФ № 2079646 от 24.10.94 по кл. Е 21 В 43/32, опубл. в ОБ № 14, 1997); известен способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины путем закачки в нее аэрированного раствора поверхностно-активного вещества в воде (см. п. РФ № 2083815 от 14.06.95 по кл. Е 21 В 43/32, 33/13, опубл. в ОБ № 19, 1997); известен способ изоляции зон поглощения в бурящейся скважине, в котором создают изолирующий газожидкостный барьер путем подачи в поток бурового раствора оторочки пенообразующего поверхностно-активного вещества (см. п. РФ № 2123107 от 08.07.97 по кл. Е 21 В 43/32, 21/14, опубл. в ОБ № 34, 1998); известен способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах, по которому формируют гидравлический затвор в виде столба стабильной трехфазной пены, с последующим ее продавливанием порцией пенообразующей жидкости (см. п. РФ № 2184206 от 22.05.2001 по кл. Е 21 В 21/14, опубл. в ОБ № 18, 2002). На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие со всеми отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.

Пример. Проводят технологию крепления скважины № 6493 Уренгойского газоконденсатного месторождения.

Исходные данные:

Глубина:

- кровли валанжинских отложений, Н_к 2900 м

- подошвы валанжинских отложений, Н 3045 м

Пластовое давление в кровле

валанжинских отложений, Р_пл 28,6 МПа

Давление гидроразрыва в подошве

валанжинских отложений, Р_гр 54,9 МПа

Конструкция скважины:

Глубина спуска кондуктора диаметром 324 мм 620 м

Глубина спуска промежуточной колонны

диаметром 245 мм, h_{обс.ств.} 1440 м

Коэффициент кавернозности, k_кав 1,2

Диаметр бурильных труб под эксплуатационную

колонну с толщиной стенки δ=10 мм, D_БТ 114 мм

Внутренний диаметр промежуточной колонны, d_{обс.ств.} 225 мм

Забойная температура, t₃ 108°С

Плотность пенообразующей жидкости, ρ 1080 кг/м³

Ускорение свободного падения, g 9,81 м/с²

1. Способ приготовления пенообразующей жидкости на скважине следующий. На скважину доставляют технический лигносульфонат (КССБ), углеводородосодержащую жидкость (газоконденсат), хлорид кальция, техническую воду. За сутки до проведения работ приготавливают раствор технического лигносульфоната для лучшего его диспергирования. После чего в раствор добавляют углеводородосодержащую жидкость, например газоконденсат, и перемешивают до получения стабильной эмульсии, далее добавляют в нее наполнитель (например, торфощелочной наполнитель (ТЩН), Целлотон и т.п.) и снова перемешивают до получения однородной суспензии. Непосредственно перед закачиванием пенообразующей жидкости в скважину в суспензию добавляют раствор хлорида кальция и перемешивают его в течение двух часов. Состав пенообразующей жидкости, мас.%:

25% раствор технического лигносульфоната 19

Газоконденсат 19

Водный раствор хлорида кальция, ρ=1200 кг/м³ 58

Наполнитель 4

Приготовленный раствор имеет следующие технологические показатели:

Условная вязкость, с 25-30

Водородный показатель, рН 6-7

2. В емкостях приготавливают объем пенообразующей жидкости

V=(V_1П+V_2П+V_3П)·К_П,

где V_1П - объем пенообразующей жидкости, обеспечивающий превышение столба ПОЖ в скважине над пластовым на величину k=1,04-1,07 коэффициент резерва (репрессии) (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра 1998)

где D_{откр.ств.} - диаметр открытого ствола скважины, м,

D_{откр.ств.}=Н-h_{обс.ств.}=3045-1440=1605 м.

V_2п - объем пенообразующей жидкости, необходимый для получения пены со степенью аэрации на забое, α=2,5-3,0, обеспечивающей заполнение зумпфа и призабойной зоны пласта (от его подошвы до кровли)

где V_пн - объем пены в забойных условиях при степени аэрации α, м³;

h₃, h_пп - соответственно глубина зумпфа (h₃ = 0) и мощность продуктивного пласта, м;

h_пп=Н-Н_к=3045-2900=145 м,

V_3п - объем пенообразующей жидкости, необходимый для продавливания пены в призабойную зону продуктивного пласта

V_3п=0,785-d²_тр(H-h_пп-h₃)=0,785·0.094²·(3045-145-0)=20,1 м³

где d_тр - внутренний диаметр бурильных труб (для бурильных труб 114×10 d_тр=0,094 м (см. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство./ Под. ред. А.Е.Сарояна. - М.: Недра, 1976, с.13);

К_п - коэффициент, учитывающий потери пенообразующей жидкости при ее закачке, а также необходимость долива пенообразующей жидкости после подъема бурильных труб и ее закачку в скважину для создания избыточного устьевого давления (К_п=1,15-1,20) и формирования изоляционного экрана. Общий объем пенообразующей жидкости составляет

V=(1.15-1.20)·(V_1П+V_2П+V_3П)=(1,15-1,20)·(101,5+2,0+20,1)=(1,15-1,20)·123,6=142,1-148,3 м³

3. Производят замещение бурового раствора, на котором вскрывался продуктивный горизонт на пенообразующую жидкость. Для этого в бурильные трубы насосом У8-7М, с втулками диаметром 160 мм закачивают пенообразующую жидкость в объеме V_1п=101,5 м³.

4. К задавочной линии подбиваются эжектор Э60-5,6 с цементировочным агрегатом ЦА-320 М и производят закачку пенообразующей жидкости в виде трехфазной пены в бурильные трубы, в объеме V_2п=2,0 м³, после чего эжектор отбивают.

5. Производят закачку цементировочным агрегатом ЦА-320 М пенообразующей жидкости в объеме V_3п=20,1 м³ в бурильные трубы и доставляют трехфазную пену в зону продуктивного пласта.

6. Закрывают затрубное пространство.

7. В трубы закачивают оставшуюся пенообразующую жидкость цементировочным агрегатом ЦА-320 М в объеме V_ост.=24,7 м³,

где V_ост.=V-(V_1п+V_2п+V_3п)=148,3-123,6=24,7 м³, с расходом Q, рассчитываемым по формуле

где τ₀ - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па;

η - пластическая вязкость бурового раствора, Па·с;

β_тр - опытный коэффициент, определяемый по графику (см. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987, с.72), примем β_тр=0,8.

η=0,033·10^-3·ρ-0,022=0,033·10^-3·1080-0,022=0,0136 Па·с;

τ₀=8,5·10^-3·ρ-7,0=8,5·10^-3·1080-7,0=2,18 Па.

На данной скважине стабилизация давления при постоянном расходе Q=1,14 л/с произошла при давлении на устье Р_{изб.уст.}=16,3 МПа, которое удовлетворяет неравенству

Р_{изб.уст.}<Р-Р_{гидрост.}

16,3<54,9-(1080·3045·9,81)

9. Спускают обсадную колонну.

10. Закачивают буферную жидкость, 1,5-2,0%-й водный раствор поливинилового спирта, в объеме 3,0 м³.

11. Определяют плотность тампонажного раствора, обеспечивающего на момент окончания цементирования на продуктивный пласт давление, не превышающее величину давления начала прорыва изоляционного экрана:

где Р_{гидростат.} - гидростатическое давление столба пенообразующей жидкости, МПа;

Р_{гидростат.}=ρ·g·Н=1080·9,81·3045=32,3 МПа.

12. Для данных условий выбирается тампонажный портландцемент следующего типа: ПЦТ III-об 6-100-ГФ ГОСТ 1581-96. В/Ц=0,7.

13. Приготавливают тампонажный раствор и производят цементирование скважины известным способом.

Данные проведенных геофизических исследований показали, что подъем тампонажного раствора произведен до требуемой отметки с одновременным отсутствием нарушения целостности цементного кольца (качество крепления по стволу скважины 100%). При вызове притока из продуктивного пласта скважина освоилась достаточно быстро (за два часа), что свидетельствует о сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта. К тому же при выполнении технологии исключена операция по закачиванию состава-разрыхлителя и необходимость изолированного закачивания технологических жидкостей разными насосными агрегатами. Использование взаимодействующих между собой жидкостей не требует наличия многочисленного оборудования, необходимого для приготовления технологических жидкостей.

Формула изобретения

1. Способ крепления скважины, включающий установку в скважине жидкостной ванны, формирование изоляционного экрана в зоне продуктивного пласта, спуск обсадной колонны, закачивание буферной жидкости и цементирование, отличающийся тем, что жидкостную ванну устанавливают путем последовательной закачки пенообразующей жидкости в объеме, обеспечивающем превышение забойного давления над пластовым, и трехфазной пены со степенью аэрации в забойных условиях α=2,5-3,0 в объеме, обеспечивающем заполнение скважины в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта, доставляют последнюю на забой пенообразующей жидкостью в объеме бурильных труб, закрывают затрубное пространство и формируют изоляционный экран в зоне продуктивного пласта путем закачивания оставшейся части пенообразующей жидкости при ламинарном режиме течения до стабилизации устьевого избыточного давления, соответствующего величине давления начала прорыва изоляционного экрана, после чего прекращают подачу пенообразующей жидкости и стравливают устьевое избыточное давление, причем спуск обсадной колонны осуществляют после формирования изоляционного экрана, а цементирование проводят тампонажным раствором, плотность которого обеспечивает на момент окончания цементирования на продуктивный пласт давление, не превышающее величину давления начала прорыва изоляционного экрана, согласно неравенству

где ρ_тр - плотность тампонажного раствора, кг/м³;

Р_бл - давление начала прорыва изоляционного экрана, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина скважины, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют 1,5 - 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта.

РИСУНКИ

Рисунок 1