CC BY
25
УДК 622.24
Анализ и предложения по повышению качества цементирования скважин на Штокмановском газоконденсатном месторождении на примере разведочной скважины № 7
Ключевые слова:
аэрированный тампонажный раствор,
расширяющийся
тампонажный
камень,
технология
цементирования
обсадных колонн,
межпластовый
переток флюидов,
межколонное
давление, грифон.
Н.В. Самсоненко
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: N_Samsonenko@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Рассматриваются проектные буферные и тампонажные материалы и новые порошкообразные смеси, предназначенные для применения при первичном цементировании скважин. Проектные тампонажные материалы при разных давлениях и температурах в за- и межколонных пространствах образуют низкопрочные тампонажные камни, объемная усадка которых с учетом усиливающего влияния химических реагентов велика. В процессе твердения низкопрочные усадочные тампонажные камни обезвоживают толстые рыхлые фильтрационные корки на стенках скважин и пленки буровых растворов на колоннах. При потенциально возможных флюидопроявлениях из нижерасположенных горизонтов обезвоженные корки и пленки продавливаются с образованием микрозазоров разной раскрытости, с высокой вероятностью провоцируя заколонные перетоки и межколонные давления. Вследствие этого проектные тампонажные материалы, используемые на Штокмановском месторождении, не могли обеспечить необходимой герметичности заколонных и межколонных пространств и надежного разобщения пластов, что, по-видимому, привело к возникновению разнообразных осложнений процесса цементирования в существующих горно-геологических условиях.
Для первичного цементирования на Штокмановском месторождении рекомендуются новые порошкообразные эрозионные буферные и расширяющиеся тампонажные смеси и технологии их применения. Разработанные смеси в процессе гидратации образуют седиментационно и суффо-зионно устойчивые аэрированные мелкопоризованные гидрогелевые эрозионные буферные и облегченные и нормальной плотности тампонажные растворы, а в процессе твердения - эластичные газоводонепроницаемые трещино- и морозостойкие тампонажные камни с повышенной деформа-тивной способностью и объемным расширением 5 % и более. Использование новых порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей позволит исключить возникновение разнообразных осложнений процесса первичного цементирования обсадных колонн в горногеологических условиях Штокмановского месторождения.
Штокмановское газоконденсатное месторождение (далее - Штокмановское ГКМ) на сегодняшний день является одним из крупнейших в мире по запасам природного газа. ЗАО «Севморнефтегаз» (ныне - ООО «Газпром нефть шельф») - первая российская компания, ставшая обладателем лицензии на право пользования недрами Штокмановского ГКМ, и именно ей был поручен авторский надзор за реализацией проекта строительства разведочной скв. 7, разработанного ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ и ООО НПК «НефтеБурГаз». Строительство скв. 7 осуществлялось согласно дополнению № 2 к индивидуальному рабочему проекту, выполненному в 2005 г.
Конструкция скважины должна была обеспечить охрану недр и окружающей среды за счет герметичности обсадных колонн, заколонных и межколонных пространств, надежной изоляции флюидосодержащих горизонтов и тем более газосодержащих горизонтов с повышенным пластовым (поровым) давлением. Для достижения названных требований к конструкции скважины на Штокмановском ГКМ предлагались к применению проектные материалы и технологии бурения и цементирования всех обсадных колонн, которые, с большой вероятностью, не могли обеспечить необходимой герметичности заколонных и межколонных пространств и надежного разобщения пластов, что привело к разнообразным осложнениям процесса цементирования в горно-геологических
условиях Штокмановкого ГКМ. Данный проект служит наглядным примером первичного цементирования обсадных колонн при строительстве скважин применительно не только к морским, но и к сухопутным месторождениям на территории РФ.
Проектная глубина скв. 7 составляет 2400 м. Проектный горизонт - байосские-ааленские отложения среднего отдела юрской системы. Глубина моря в точке бурения - 332 м, расстояние от стола ротора до поверхности моря - 22 м. Проектирование конструкции с учетом отмеченных особенностей обусловлено наличием неустойчивых четвертичных отложений и вероятностью разрушения устья, а также неустойчивых нижнемеловых отложений, склонных к осыпям, обвалам и поглощениям, неустойчивых меловых отложений, склонных к прихватам бурового инструмента, обвалам, осыпям и газопроявлениям из ниже-залегающих горизонтов.
Для бурения интервалов под применяемые обсадные колонны и их цементирования предложено использовать представленные в табл. 1 буровые, буферные и тампонажные растворы. В дополнении № 2 к индивидуальному рабочему проекту указано, что плотности гликоль-полимерного ингибирующего
бурового раствора с повышенными псевдопластичными свойствами удовлетворяют горно-геологическим условиям качественной проводки стволов под все обсадные колонны. Однако высокие коэффициенты кавернозности и, соответственно, большие заколонные зазоры в интервале глубин 354.. .1800 м четвертичной, неогеновой и меловой систем, представленных мягкими и средней твердости горными породами, склонными к поглощению, обвалам, осыпям, сальникообразованиям и другим осложнениям процесса бурения, позволяют усомниться в повсеместно высокой ингибирующей способности применяемого гликоль-полимерного бурового раствора.
При нагнетании в цементируемое направление диаметром 762 мм и продавке тампонаж-ного раствора плотностью 1850 кг/м3 в зако-лонное пространство морская вода, используемая в качестве основы бурового раствора, смешивалась с тампонажным раствором на протяженном интервале, понижая плотность последнего и ухудшая его технологические свойства и физико-механические параметры образующегося камня. При этом сроки загустевания-схватывания тампонажного раствора существенно удлинялись, несмотря на применение электролита СаС12.
Таблица 1
Проектные буровые, буферные и тампонажные растворы
Обсадная колонна Раствор Интервал цементирования, м
тип состав плотность, кг/м3 объем, м3
Направление, 0762 мм Буровой Вода морская 1030 - 354.400
Тампонажный ПЦТ-П-50, СаС12 1850 28,29 400.354
Кондуктор, 0508 мм Буровой Гликоль-полимерный раствор 1060.1100 - 354.600
Буферный Вода морская 1030 12 600.354
Тампонажный ПЦТ-П-50, СаС12 1850 61,10 600.354
Промежуточная, 0339,7 мм Буровой Гликоль-полимерный раствор 1100.1120 - 1360.600
Буровой Гликоль-полимерный раствор 1120.1150 - 1500.1360
Буферный БП-100, вода морская 1050 10 600.1500
Тампонажный ПЦТ-Ш-0б(5)-50, КМЦ-700 1500 44,90 800.354
Тампонажный ПЦТ-П-50, КМЦ-700 1850 63,01 1500.800
Эксплуатационная, 0244,5 мм (пакер - 400 м) Буровой Гликоль-полимерный раствор 1110.1140 - 2400.1500
Буферный БП-100, вода морская 1050 6 1500.2400
Тампонажный ПЦТ-Ш-0б(5)-50, КМЦ-700 1500 32,55 1400.354
Тампонажный ПЦТ-№-СС-1, КМЦ-700 1850 40,45 2400.1400
В процессе твердения в заколонном пространстве при температуре 22 °С образовался низкопрочный камень с объемной усадкой, которую существенно повышает электролит СаС12. Между усадочным камнем и стенкой скважины возник зазор некоторой раскры-тости, что при вероятном поступлении пластового флюида из нижерасположенного горизонта спровоцировало заколонные проявления - грифоны.
При последовательном нагнетании в цементируемый кондуктор диаметром 508 мм морской воды плотностью 1030 кг/м3 и объемом 12 м3, используемой в качестве буферного агента, и тампонажного раствора плотностью 1850 кг/м3 и объемом 61,1 м3 и продавке с большим расходом данного составного столба в за-колонное и межколонное пространства тампо-нажный раствор оказался существенно разбавленным морской водой. Плотность тампонаж-ного раствора значительно понизилась, а водоотдача, соответственно, возросла.
В результате разбавления тампонажный раствор превратился в седиментационно и суф-фозионно неустойчивую суспензию с продолжительными сроками загустевания-схватыва-ния, несмотря на применение СаС12. При давлении и температуре в заколонном и межколонном пространствах седиментационно и суффо-зионно неустойчивая суспензия пониженной плотности образовала низкопрочный усадочный камень.
При последовательном нагнетании в цементируемую промежуточную колонну диаметром 339,7 мм при температуре 36 °С буферного агента БП-100 плотностью 1050 кг/м3 и объемом 10 м3, затворенного морской водой плотностью 1030 кг/м3, составного столба тампонажных растворов плотностями 1500 и 1850 кг/м3 и объемами соответственно 44,9 и 63 м3 и последующей их продавке с большим расходом в заколонное и межколонное пространства буферным агентом был разбавлен прежде всего облегченный тампо-нажный раствор плотностью 1500 кг/м3, но, вероятно, и тампонажный раствор нормальной плотности. При этом плотности тампо-нажных растворов, обработанных высокомолекулярным полимером КМЦ-700, понизились в разной степени, а их водоотдача возросла. Облегченный и нормальной плотности тампонажные растворы, даже обработанные КМЦ-700, превратились в седиментационно
и суффозионно неустойчивые суспензии с повышенной водоотдачей, а сроки их загустева-ния-схватывания заметно удлинились.
В процессе твердения в заколонном и межколонном пространствах седиментационно и суффозионно неустойчивые суспензии разной пониженной плотности образовали низкопрочные усадочные камни, обезвоживающие толстую рыхлую фильтрационную корку на породах и пленки бурового раствора на колоннах. Обезвоженные корка и пленки при вероятных проявлениях флюидов из нижерасположенного горизонта продавились с образованием микрозазоров разной раскрытости, что, по всей видимости, привело к перетокам между разнона-порными пластами и, как следствие, возникновению межколонного давления.
Порядок действий и получаемые результаты при цементировании эксплуатационной колонны 0244,5 мм при температуре 62,9 °С аналогичны действиям и результатам при цементировании промежуточной колонны 0393,7 мм при температуре 36 °С. Таким образом, проектные материалы и технологии с большой вероятностью не могли обеспечить надежной охраны недр и окружающей среды за счет герметичности заколонных и межколонных пространств, эффективной изоляции флюидо-содержащих горизонтов друг от друга, от поглощающих и проявляющих пластов с разными пластовыми (поровыми) давлениями.
Надежную охрану недр и окружающей среды путем предотвращения разнообразных осложнений процесса цементирования обсадных колонн могли бы обеспечить порошкообразные эрозионная буферная и расширяющиеся тампонажные смеси заводского изготовления [1-6]. Новая порошкообразная эрозионная буферная смесь при затворении пресной либо слабоминерализованной водой плотностью до 1030 кг/м3 (концентрация электролита СаС12 - 2.. .4 %) при водосмесевом сотноше-нии В/С = 0,65 м3/т образует базовые (при ручном перемешивании) плотности 1520 либо 1540 кг/м3 соответственно седиментационно и суффозионно устойчивых аэрированных мел-копоризованных гидрогелевых облегченных буферных растворов.
При перемешивании мешалкой с частотой вращения вала 1500 об/мин в течение 3 мин плотность пресного облегченного аэрированного эрозионного буферного раствора понижается до 1380 кг/м3, т.е. на 160 кг/м3.
При растекаемости 230 мм водоотделение отсутствует, что свидетельствует о высокой се-диментационной устойчивости данного раствора. Плотность слабоминерализованного облегченного аэрированного эрозионного буферного раствора понижается до 1480 кг/м3, т.е. на 60 кг/м3. При растекаемости 225 мм во-доотделение отсутствует, что свидетельствует о высокой седиментационной устойчивости данного раствора.
Главными задачами применения облегченных аэрированных мелкопоризованных гид-рогелевых буферных растворов является предотвращение значительного разбавления замещающих тампонажных растворов в зонах контактов и на протяженных интервалах внутри-, за- и межколонных пространств, поглощений при продавках, а также максимально достижимое удаление защемленного бурового раствора, разнообразного шлама, рыхлой части фильтрационных корок на породах и пленок бурового раствора на колоннах и замена их корками и пленками эрозионных буферных растворов.
Новые порошкообразные расширяющиеся тампонажные смеси (ПРТС) при затворении (ручном перемешивании) пресной или слабоминерализованной водой плотностью 1030 кг/м3 (концентрация СаС12 -2.4 %) в соотношениях В/С = 0,6.0,65 или
0,42.0,50 м3/т образуют соответственно следующие базовые плотности:
• 1670.1630 кг/м3 - седиментационно и суффозионно устойчивые аэрированные мел-копоризованные гидрогелевые облегченные тампонажные растворы;
• 1790.1850 кг/м3 - аэрированные тампо-нажные растворы нормальной плотности.
При перемешивании в течение 3 мин мешалкой с частотой вращения вала 1500 об/мин плотности пресных и слабоминерализованных аэрированных облегченных тампонажных растворов понижаются до 1420.1450 кг/м3, а аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности - до 1700.1760 кг/м3.
Результаты лабораторных испытаний аэрированных облегченных и нормальной плотности тампонажных растворов при разных температурах приведены в табл. 2. В качестве базового компонента ПРТС использован там-понажный цемент ПЦТ-1-50 Сухоложского цементного завода.
В процессе твердения седиментационно и суффозионно устойчивых аэрированных мелкопористых гидрогелевых облегченных и нормальной плотности тампонажных растворов образуются эластичные газоводонепроницаемые трещино- и морозостойкие тампо-нажные камни с повышенной деформативной
Таблица 2
Результаты лабораторных испытаний аэрированных облегченных и нормальной плотности тампонажных растворов и камней
Жидкость затворения 2%о-ный водный раствор СаС12 Вода пресная
В/С, м3/т 0,60 0,65 0,66 0,42 0,50
Плотность раствора*, кг/м3 1670—>1450 1650—1420 1660—1430 1850—1760 1790—1700
Водоотделение, мл Отсутствует
Растекаемость, мм 235 250 240 225 240
Температура твердения, °С 20.22 40 20.22 40
Загустевание тампонажного раствора под давлением Р = 0,1 МПа, мин, не менее 1.30 7.20 1.30 4.50
Схватывание тампонажного раствора при Р = 0,1 МПа, после закачки спустя начало процесса 5 ч 45 мин > 7 ч 5 ч 55 мин > 7 ч 5 ч 20 мин
окончание процесса 8 ч 10 мин > 8 ч 6 ч 40 мин > 8 ч 6 ч 35 мин
Плотности тампонажного камня, кг/м3, за двое/пять суток твердения при Р = 0,1 МПа 1450/1470 1420/1440 1430/1450 1760/1790 1710/1730
Прочности тампонажного камня на изгиб, МПа, за двое/пять суток твердения при Р = 0,1 МПа 1,2/1,5 1,0/1,23 1,65/1,9 2,1/2,95 2,55/3,15
Объемное расширение тампонажного камня, %, за двое/пять суток твердения при Р = 0,1 МПа 2,5/2,5 10,3/10,4 14,0/14,1 8,7/8,7 10,2/10,3
* Стрелкой показано понижение плотности тампонажного раствора в результате аэрации при перемешивании мешалкой.
способностью и объемным расширением 5 % и более при давлении Р = 0,1 МПа, при этом устойчивые в агрессивных средах. Практическое последовательное применение аэрированных мелкопористых гидрогелевых облегченных эрозионных буферных и тампо-нажных растворов с повышенной степенью аэрации позволяет поднять их до устья либо на требуемую высоту, исключив при этом поглощения, нередко катастрофические, в разуплотненных породах, а тампонажных растворов нормальной плотности - осуществить надежное закрепление башмаков и призабойных интервалов камнями с высоким значением объемного расширения.
Составной столб облегченных и нормальной плотности тампонажных камней с высоким показателем объемного расширения исключает негерметичность заколонных и межколонных пространств при опрессовках и позволяет реализовать новую технологию цементирования обсадных колонн. Результаты сравнения проектной и рекомендуемой технологий первичного цементирования всех обсадных колонн при строительстве разведочной скв. 7 на Штокмановском ГКМ приведены в табл. 3.
Для сокращения сроков загустевания-схватывания аэрированных мелкопоризован-ных гидрогелевых тампонажных растворов нормальной плотности при цементировании направления и кондуктора рекомендуется нагревать продавочные жидкости до 35...40 °С. Благодаря теплопередаче через стенки обсадных колонн сроки загустевания-схватывания тампонажных растворов сократятся, а суточные прочности камней и степень их объемного расширения существенно повысятся.
При цементировании эксплуатационной колонны 0244,5 мм с применением составного столба аэрированных мелкопоризован-ных гидрогелевых облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, получаемых путем изменения водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания в осред-нительной емкости, а также с целью достижения значительного объемного расширения образующихся камней в заколонном и межколонном пространствах рекомендуется отказаться от применения пакера, размещаемого в межколонном пространстве на глубине 1400 м.
Аэрированные мелкопоризованные облегченный и нормальной плотности тампо-нажные камни с объемным расширением 5 %
Таблица 3
Результаты сравнения проектной и новой рекомендуемой технологий первичного цементирования всех обсадных колонн
Обсадная колонна
Параметр направление, 0762 мм кондуктор, 0508 мм промежуточная, 0339,7 мм эксплуатационная, 0244,5 мм
Глубина спуска, м 400 600 1500 2400
Интервал цементирования, м 400.354 600.354 800.354; 1500.800 1400.354; 2400.1400
Плотность тампонажно- 1500; 1850 1500; 1850
го раствора согласно проекту, кг/м3 1850 1850
Плотность тампонажного раствора согласно новой технологии, кг/м3 1850—>1760 1850—1760 1670—1450; 1850—1760 1670—1450; 1850—1760
Пластовое давление, МПа 4,0 6,0 15,75 26,4
Давление гидроразрыва, МПа 6,8 10,2 26,25 43,2
Гидростатическое давление согласно проекту, МПа 4,18 7,81 10,45; 12,7; £23,15 19,35; 18,15; £37,5
Гидростатическое давление 11,2—10,23; 21,1—18,84;
согласно новой технологии, 4,18—4,14 7,81—7,6 12,7—12,1; 18,15—17,27;
МПа £23,9—22,33 £39,25—36,11
Температура статическая/ динамическая, °С 20.22/25.27 20.22/25.27 36/40.42 62,9/50.52
Примечание: стрелками показано понижение значений параметров в процессе цементирования обсадных колонн.
и более в ограниченных заколонном и межколонном пространствах уплотняются, упрочняются и создают напряженные контакты с обсадными колоннами, а с обезвоживаемой фильтрационной коркой эрозионного буферного раствора на стенке скважины образуют
монолиты, которые приводят к устранению негерметичности заколонных и межколонных пространств, заколонных перетоков между разнонапорными пластами и межколонного давления.
Список литературы
1. Самсоненко Н.В. Инновационные смеси
и технологии первичного цементирования скважин / Н.В. Самсоненко, С.Л. Симонянц. -М.: МАКС Пресс, 2018. - 296 с.
2. Патент № 2380392 Российская Федерация, МПК С09К 8/467 (2006.01). Расширяющийся тампонажный материал: № 2007140579/03: заявл. 02.11.2007: опубл. 27.01.2010 /
Н.В. Самсоненко, А.В. Самсоненко, И.В. Самсоненко и др. - 5 с.
3. Патент № 2401292 Российская Федерация, МПК С09К 8/467 (2006.01). Расширяющийся тампонажный материал с регулируемой плотностью раствора: № 2006125985/03: заявл. 19.07.2006: опубл. 10.10.2010 /
Н.В. Самсоненко, А.В. Самсоненко, И.В. Самсоненко и др.; патентообладатель ООО «Вяжущее-Сервис». - 5 с.
4. Патент № 2324721 Российская Федерация, МПК С09К 8/40 (2006.01). Сухая смесь для буферного раствора: № 2006125984/03: заявл. 19.07.2006: опубл. 20.05.2008 / А.В. Самсоненко, Н.В. Самсоненко,
И.В. Самсоненко и др.; патентообладатель ООО «Вяжущее-Сервис». - 4 с.
5. Патент № 2369722 Российская Федерация, МПК Е21В 33/138 (2006.01), С09К
8/467 (2006.01), С09К 8/40 (2006.01). Способ цементирования скважин: № 2007139991/03: заявл. 30.10.2007: опубл. 10.10.2009 / Н.В. Самсоненко, А.В. Самсоненко, И.В. Самсоненко и др. - 8 с.
6. Самсоненко Н.В. Инновационные порошкообразные смеси и технологии их применения для качественного цементирования обсадных колонн при наличии многолетнемерзлых пород и низких температур / Н.В. Самсоненко, С.Л. Симонянц, А.В. Самсоненко // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - № 4. -
С. 41-46.
Analysis and suggestions on improvement of well cementing at Shtokman gas-condensate field: a case of the pioneer well no. 7
N.V. Samsonenko
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: N_Samsonenko@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. This article concerns with the buffers and grouts applied for primary cementing of wells, including the new powder mixtures. Under the influence of different pressures and temperatures, the common plugging materials will constitute the low-grade cement in the borehole and inter-string annuls. With reference to reinforcing influence of the chemical agents, the volume shrinkage of this cement is high. While solidifying, the low-grade cement will dehydrate the thick and spongy dispersoid rings inside the wells and the films of grouts over the casing strings. In case of the potential fluid kicks from the lower horizons, the dehydrated rings and films will be punctured with formation of micro discontinuities of various openings. It will probably provoke behind-the-casing cross flows of fluids and inter-string pressures. Consequently, the grouts planned to be applied at Shtokman field could not provide the necessary leak tightness of the borehole and inter-string annuls and reliable separation of layers. Regarding the present geological situation of Shtokman field, it seems to complicate a process of cementing.
Author recommends for Stokman field the new powder erosive expansive buffer mixtures. While hydrating, they form the sedimentation-resistant and suffusion-resistant aerated fine-porous hydrogel grouts of low and normal densities. While solidifying, these mixtures form gas-and-water-tight elastic crack-proof and non-freezing cements with extra deformability and high (5 % and more) cube expansion capacity. Application of these mixtures will prevent troubles in course of primary cementing of the casing strings within the geological conditions of Shtokman field.
Keywords: aerated grout, expansive cement, technique for cementing casing strings, cross flow of fluids, inter-
string pressure, plume.
References
1. SAMSONENKO, N.V., S.L. SIMONYANTS. Innovative mixtures and techniques for primary grouting of wells [Innovatsionnyye smesi i tekhnologii pervichnogo tsementirovaniya skvazhin]. Moscow: MAKS Press, 2018. (Russ.).
2. SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. Expansion plugging material [Rasshiryayushchiysya tamponazhnyy material]. Inventors: SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. 27 January 2010. Appl. 2 November 2007. Int. Cl. C09K 8/467 (2006.01). Patent RU no. 2380392 C2. (Russ.).
3. VYAZHUSHCHEYE-SERVIS LLC. Expanding plugging material with adjustable density of mortar [Rasshiryayushchiysya tamponazhnyy material s reguliruyemoy plotnostyu rastvora]. Inventors: SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. 10 October 2010. Appl. 19 July 2006. Int. Cl. C09K 8/467 (2006.01). Patent RU no. 2401292 C2 (Russ.).
4. VYAZHUSHCHEYE-SERVIS LLC. Dry mixture for buffer solution [Sukhaya smes dlya bufernogo rastvora]. Inventors: SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. 20 May 2008. Appl. 19 July 2006. Int. Cl. C09K 8/40 (2006.01). Patent RU no. 2324721 C2. (Russ.).
5. SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. Procedure for well cementing [Sposob tsementirovaniya skvazhin]. Inventors: SAMSONENKO, N.V., A.V. SAMSONENKO, I.V. SAMSONENKO, et al. 10 October 2009. Appl. 30 October 2007. Int. Cl. E21B 33/138 (2006.01), C09K 8/467 (2006.01), C09K 8/40 (2006.01). Patent RU no. 2369722 C2. (Russ.).
6. SAMSONENKO, N.V., S.L. SIMONYANTS, A.V. SAMSONENKO. Innovative powder mixtures and techniques for their application for qualitative grounding of casing strings in conditions of permafrost and low temperatures [Innovatsionnyye poroshkoobraznyye smesi i tekhnologii ikh primeneniya dlya kachestvennogo tsementirovaniya obsadnykh kolonn pri nalichii mnogoletnemerzlykh porod i nizkikh temperetur]. Vestnik AssotsiatsiiBurovykh Podryadchikov, 2016, no. 4, pp. 41-46. ISSN 2073-9877. (Russ.).
