Спуск обсадных колонн в один прием до забоя

Вопросы к экзамену по курсу «Крепление скважин»

Требования Правил Безопасности ПБ 08-624-03 к цементированию скважин

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

истощенные горизонты;

водоносные проницаемые горизонты;

горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования о бъединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров;

от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

Заколонные пакера

По ГОСТ 1581-96

(ПЦТ II-СС-50 ГОСТ 1581-96 Портландцемент тампонажный с минеральными добавками сульфатостойкий для низких и нормальных температур

ПЦТ I-G-СС-2 ГОСТ 1581-96 Портландцемент тампонажный бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44, высокой и умеренной сульфатостойкости

ПЦТ III-Об5-100-ГФ ГОСТ 1581-96 Портландцемент тампонажный с облегчающей добавкой с нормированными требованиями по плотности, равной 1.5 г/см3 для умеренных температур с гидрофобизирующей добавкой

1 - буквенное обозначение цемента;

2 - обозначение типа цемента по вещественному составу;

3 - обозначение сульфатостойкости цемента;

4 - обозначение максимальной температуры применения цемента;

5 - обозначение стандарта;

6 - обозначение средней плотности для цемента типа III;

7 - обозначение гидрофобизации (ГФ) и пластификации (ПЛ) цемента;

По вещественному составу

I - бездобавочный

I-G - бездобавочный, с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44;

I-H - бездобавочный, с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38;

II – с минеральными добавками

III – с специальными добавками, регулирующими плотность раствора

Об4 – облегченный до норм. плотности 1.4 г/см3

Об5 – облегченный до норм. плотности 1.5 г/см3

Об6 – облегченный до норм. плотности 1.6 г/см3

Ут0 – утяжеленный до норм. плотности 2.0 г/см3

Ут1 – утяжеленный до норм. плотности 2.1 г/см3

Ут2 – утяжеленный до норм. плотности 2.2 г/см3

Ут3 – утяжеленный до норм. плотности 2.3 г/см3

По сульфатостойкости

Для типов I, II, III: ОБЫЧНЫЙ – требований не предъявляется; СС – сульфатостойкий

Для типов I-G, I-H: СС1 – повышенной сульфатостойкости; СС2 – умеренной сульфатостойкости

номенклатура тампонажных материалов

ПЦТ-I-50 ПЦТ- II-50 ПЦТ- IIIУт(0-3)-50 ПЦТ- IIIОб(4-6)-50 ПЦТ-I-G

ПЦТ-I-100 ПЦТ- II-100 ПЦТ- IIIУт(0-3)-100 ПЦТ- IIIОб(4-6)-100 ПЦТ-I-H

ПЦТ- II-150

28. Компоненты портландцементного клинкера и их влияние на свойства тампонажных растворов и камня.

Портландцемент получают тонким измельчением клинкера и гипса. Клинкер — продукт равномерного обжига до спекания однородной сырьевой смеси, состоящей из известняка и глины определённого состава, обеспечивающего преобладание силикатов кальция (3СаО∙SiO₂ и 2СаО∙SiO₂ 70-80 %).

Алит

Является наиболее важной составляющей всех обычных цементных клинкеров; содержание его составляет 50-70 %. Это трехкальциевый силикат, 3СаOSiО₂ (C₃S), состав и структура которого модифицированы за счет размещения в решетке инородных ионов, особенно Mg²⁺, Аl³⁺ и Fе³⁺. Алит относительно быстро реагирует с водой и в нормальных цементах из всех фаз играет наиболее важную роль в развитии прочности; для 28-суточной прочности вклад этой фазы особенно важен.

Белит

Содержание белита для нормальных цементных клинкеров составляет 15-30 %. Это двукальциевый силикат 2СаOSiО₂ (C₂S), модифицированный введением в структуру инородных ионов и обычно полностью или большей частью присутствующий в виде β-модификации. Белит медленно реагирует с водой, таким образом слабо влияя на прочность в течение первых 28 суток, но существенно увеличивает прочность в более поздние сроки. Через год прочности чистого алита и чистого белита в сравнимых условиях примерно одинаковы.

Алюминатная фаза

Содержание алюминатной фазы составляет 5-10 % для большинства нормальных цементных клинкеров. Это трехкальциевый алюминат Са₃Аl₂O₆, существенно измененный по составу, а иногда и по структуре, за счет инородных ионов, особенно Si⁴⁺, Fe³⁺, Nа⁺ и К⁺. Алюминатная фаза быстро реагирует с водой и может вызвать нежелательно быстрое схватывание, если не добавлен контролирующий схватывание реагент, обычно гипс.

Ферритная фаза

Ферритная фаза составляет 5-15 % обычного цементного клинкера. Это — четырехкальциевый алюмоферрит Ca₂AlFeО₅, состав которого значительно меняется при изменении отношения Al/Fe и размещении в структуре инородных ионов. Скорость, с которой ферритная фаза реагирует с водой, может несколько варьировать из-за различий в составе или других характеристиках, но, как правило, она высока в начальный период и является промежуточной между скоростями для алита и белита в более поздние сроки.

В клинкере обычно присутствуют в небольших количествах и несколько других фаз, таких как щелочные сульфаты и оксид кальция.

29. Условное обозначение цемента

См. вопр №27

30. Добавки к цементным растворам

Наполнители

Назначение:снижают плотность раствора, повышают выход раствора

Механизм действия:абсорбция воды, формирование C-S-H-гель слоя, более низкая плотность по сравнению с цементом

пеноцементный раствор

Бентонит

монтмориллонитовая или атапульгитовая глина

Пуццолан

вулканический пепел, диатомит, зольная пыль (зола уноса), микрокремнезем

Снижают плотность цементного раствора за счет низкой собственной плотности по отношению к портландцементу, инертны по отношению к портландцементу.

вспученный перлит- измельченное вулканическое стекло. Под действием гидростатического давления в скважине открытые поры перлита заполняются водой, а закрытые поры разрушаются, т.е. на забое перлит становится тяжелее, что требует учитывать при приготовлении раствора на поверхности.

микросферы–это газонаполненные микродисперсные сферы. Применяют два вида микросфер: стеклянные и керамические, которые подразделяются по максимально допустимому разрушающему давлению. Некоторые образцы стеклянных микросфер могут выдерживать давление до 35-70 МПа. Керамические микросферы дешевле стеклянных. Они производятся из зольной пыли, поэтому их оболочка состоит из алюмосиликатов. Внутри них находится углекислый газ и азот. Керамические микросферы тяжелее стеклянных. Их допустимое давление составляет 30МПа. Микросферы должны быть равномерно распределены в составе сухой смеси с цементом и ни в коем случае не вводиться в воду затворения.

гильсонит– асфальтит (битум), черные угловатые частицы размером до 0,6 см. Часто используется для предотвращения потерь циркуляции. Т.к. температура размягчения 196°С, то не рекомендуется использовать в скважинах с температурой свыше 150°С. угольная пыль – крупнодисперсный материал, используемый для предотвращения потерь циркуляции. В отличии от гильсонита имеет точку плавления 540°С, поэтому может использоваться в высокотемпературных скважинах.

азот - вводится непосредственно в цементный раствор. Пеноцемент требует использования специально разработанной рецептуры раствора, чтобы создать однородную систему с высокой прочностью на сжатие и низкой проницаемостью.

Утяжелители

Критерии выбора утяжеляющих добавок:

размер частиц должен соответствовать размерам частиц портландцемента. Частицы большого размера будут оседать в растворе, частицы меньшего размера будут увеличивать вязкость раствора;

водоцементное отношение должно быть сравнительно малым; утяжеляющая добавка должна быть инертна к цементу и совместимой с другими добавками.

Барит (Ba₂SO₄)
плотность 4330 кг/м³, плотность растворов до 2300 кг/м³

Гематит (Fe₂O₃)
плотность 4950 кг/м³, плотность растворов 2280-2640 кг/м³

Титанистый железняк (FeTiO₃)
плотность 4450 кг/м³,плотность растворов до 2400 кг/м³

Тетраокись марганца (Mn₃O₄)
плотность 4800 кг/м³, плотность раствора 1950-2550 кг/м³

Понизители водоотдачи

Механизм действия: увеличение вязкости водной фазы раствора,

снижение проницаемости цементной корки за счет создания полимерной пленки или кольматации порового пространства

Водорастворимые полимеры:

Полимеры целлюлозы,

Полиамины,

сульфонатные ароматические полимеры,

Поливинилпирролидон,

AMPS сополимеры и тройные сополимеры

Порошкообразные мелкодисперсные материалы:

Бентонит,

латекс,

асфальтены,

термопластические смолы

Буферные жидкости

54. Оборудование для приготовления цементных смесей в полевых условиях

55. Принципы расчета потребного количества материалов и добавок для приготовления цементного раствора

56. Действие на колонну сил трения и инерции.

57. Основные свойства цементного клинкера и жидкости затворения и их влияние на свойства цементных суспензий и камня

( )

58. Виды добавок вводимых в тампонажные цементные суспензии

59. Методы испытания тампонажного камня

60. Методы испытания цементного раствора

61. В каких случаях применяются трапициедальные резьбы?

Трапецеидальная резьба используется в соединениях ОТТМ, ОТТГ, безмуфтовых соединениях ТБО. При этом собственно профиль резьбы остается одинаковым, различия касаются лишь дополнительных уплотнительных поверхностей, повышающих герметичность соединения.

Следует отметить, что основной особенностью резьбового соединения с трапецеидальной резьбой является его высокая сопротивляемость растягивающим нагрузкам. Трубы с трапецеидальной резьбой предназначены для использования их в наиболее нагруженных участках, т. е. в верхней части обсадной колонны.

Кроме того, за счет конструктивных особенностей трапецеидальной резьбы прочность на растяжение, например, у труб ОТТМ на 25-50% выше, чем у соединений обсадных труб треугольной резьбой. Это позволяет при том же коэффициенте запаса прочности использовать трубы с резьбой ОТТМ с уменьшенной до 2 мм толщиной стенки или применять трубы из стали с более низкими механическими свойствами (например, из стали группы прочности К вместо группы прочности Л).

62. Натяжение обсадных колонн

63. Расчет и способы регулирования и измерения плотности тампонажных цементных суспензий.

64. Крепление скважин в интервале пластичных пород

Изобретение относится к бурению и м.б. использовано при сооружении скважин на месторождениях, имеющих в геологическом разрезе пластичные горные породы. Цель изобретения — повышение эффективности крепления скважины за счет уменьшения возможности смятия обсадных колонн. Спо„„SU„„1404639 А 1 соб включает бурение скважины в интервале пластичных пород (ПП) с промывкой буровым раствором (БР) минимально допустимой плотности, при которой отмечается деформация горных ПП под действием перепада давления на стенки скважины. При этом измеряют деформацию любым из известных способов и по ней определяют релаксацию напряжений ПП по времени. Последующее крепление скважины обсадными колоннами осуществляют после достижения релаксации напряжения величины, определяемой из выражения R(to) = (Р. p + qH (р — pi) ):

Изобретение относится к бурению глубоких скважин и предназначено для обеспечения устойчивости ствола в интервалах пластичных соленосных горных пород. Технический результат - повышение эффективности крепления скважин за счет уменьшения вероятности смятия обсадных колонн в интервалах пластической соли. Сущность изобретения заключается в том, что в текучих соленосных породах закрепление ствола производится за счет периодических, не менее 3-х, проработок долотом номинального диаметра пластической составляющей, выжатой внутрь ствола из стенок скважины. После каждой проработки спустя 7 суток определяется величина сужения ствола по данным профилеметрии и строится график изменения интенсивности течения соли во времени. При значении интенсивности текучести соли, равном 0 мм/сут, по графику определяется время безопасного спуска обсадной колонны.

В реальных условиях залегания соль в своем составе имеют включения плотных пород (ангидрит, известняк и др.), что определяет механизм деформации соленосных пород. Исследованиями установлено, что при постоянной величине напряжения текучесть соли имеет затухающий характер и при достижении определенной величины сужения ствола скважины за счет выжатой пластической составляющей соли внутрь скважины дальнейшая деформация прекращается. После проработки ствола долотом номинального диаметра процесс текучести соли возобновляется, но сопровождается меньшей интенсивностью и величиной сужения ствола. После серии таких проработок текучесть соли прекращается и ствол стабилизируется за счет самоупрочнения околоскважинного пространства.

Вопросы к экзамену по курсу «Крепление скважин»

Требования Правил Безопасности ПБ 08-624-03 к цементированию скважин

2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.

2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.

2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

истощенные горизонты;

водоносные проницаемые горизонты;

горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования о бъединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров;

от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

Спуск обсадных колонн в один прием до забоя