RU2769020C1 - Способ цементирования хвостовика с вращением - Google Patents
Способ цементирования хвостовика с вращением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769020C1 RU2769020C1 RU2021132362A RU2021132362A RU2769020C1 RU 2769020 C1 RU2769020 C1 RU 2769020C1 RU 2021132362 A RU2021132362 A RU 2021132362A RU 2021132362 A RU2021132362 A RU 2021132362A RU 2769020 C1 RU2769020 C1 RU 2769020C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liner
- cementing
- cement
- cement slurry
- pipes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам установки и цементирования хвостовиков в буровой скважине. Способ включает спуск в скважину на колонне технологических труб с отцепным механизмом хвостовика, установку его в требуемом интервале, промывку интервала установки хвостовика, цементирование хвостовика с вращением, отсоединение при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента, вымыв излишка цементного раствора и буферной жидкости над головой хвостовика и ожидание твердения цемента. Предварительно в составе хвостовика на обсадные трубы устанавливают следующую компоновку снизу-вверх: ограничительные кольца, центратор, вращатель потока с эластичными лопастями длиной не менее 1 м, центратор, ограничительные кольца с возможностью свободного осевого и радиального перемещения центраторов между ограничительными кольцами. В процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство прокачивают два одинаковых объема цементного раствора, при этом сначала закачивают первый объем цементного раствора с пониженной плотностью не более 1700 кг/м3, затем - второй объем цементного раствора с повышенной плотностью 1800 кг/м3 и более. Повышается эффективность цементирования хвостовика в скважине, качество крепления хвостовика на всем протяжении бокового или горизонтального ствола, создается полноценное цементное кольцо по всему диаметру ствола скважины. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам установки и цементирования хвостовиков (обсадных труб, не имеющих выхода на поверхность) в буровой скважине, в том числе в боковых и горизонтальных стволах.
Известен способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент RU №2167273, МПК E21B 43/10, опубл. 20.05.2001, бюл. №14), включающий спуск хвостовика с подвеской в скважину, установку хвостовика на подвеске в скважине, цементирование, отсоединение бурильных труб, промывку ствола выше хвостовика, подъем бурильных труб сразу после цементирования перед ожиданием твердения цемента и ожидание твердения цемента, причем перед спуском хвостовика с подвеской в скважину, прорезают окно в обсадной колонне с последующим бурением бокового ствола, в который спускают хвостовик с подвеской, выполненный в виде центратора расчетного диаметра со скошенными ребрами для заклинивания в заданном по данным кавернометрии участке бокового ствола скважины, причем подвеску размещают ниже прорезанного окна в боковом стволе скважины.
Недостатками данного способа являются:
- узкая область применения из-за возможности работы только в боковых стволах;
- высокая вероятность оголения головы хвостовика или получения не качественного цементного камня на всей протяженности хвостовика из-за оставления зон защемления бурового раствора в нижней части наклонного или горизонтального участка ствола скважины, где хвостовик практически лежит на стенке скважины;
- отсутствие возможности вращения хвостовика в процессе спуска и цементирования.
Наиболее близким по технической сущности является способ установки хвостовика в скважине (патент RU №2725398, МПК E21B 43/10, 21/00, 33/14, опубл. 02.07.2020, бюл. №19) который включает предварительное определение критического давления, выше которого происходит нарушение целостности вскрытого продуктивного пласта, и объема закачиваемой промывочной жидкости за единицу времени - требуемой скорости закачки, обеспечивающую скорость подъема жидкости из скважины, которая превосходит скорость осаждения нерастворенных в жидкости частиц, вымываемых из скважины, для обеспечения гарантированной очистки скважины. Требуемая скорость закачки определяется из состава выносимых жидкостью частиц и диаметра самой скважины и диаметра колонны технологических труб. После доставки необходимого скважинного и устьевого оборудования на скважину производят спуск в скважину хвостовика на колонне технологических труб с отцепным механизмом, установку его в требуемом интервале. Осуществляют промывку ствола скважины в интервале установки хвостовика с нарастанием скорости закачки с контролем давления, не превышающим критическое давление, до достижения требуемой скорости закачки промывочной жидкости, при которой прокачивают жидкость суммарным объемом, составляющим как минимум один объем скважины от низа хвостовика до устья, хвостовик расхаживают вверх-вниз с вращением в сторону, исключающим отворот спускаемого в скважину оборудования по соединительным резьбам. Отсоединяют хвостовик от колонны технологических труб при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента и промывают ствол выше хвостовика. После отсоединения колонны технологических труб их приподнимают до возникновения циркуляции промывочной жидкости при обратной промывке скважины, промывочную жидкость прокачивают с требуемой скоростью закачки до отсутствия вкраплений разрушаемого цемента в прокачиваемой жидкости. После промывки ствола скважины колонну технологических труб с отцепным механизмом извлекают из скважины, которую останавливают на ожидание твердения цемента.
Предлагаемый способ установки хвостовика позволяет частично исключить недостатки аналогов, однако имеет свои недостатки:
- высокая вероятность получения некачественной цементной крепи на всей протяженности хвостовика из-за оставления зон защемления бурового раствора в нижней части наклонного или горизонтального участка ствола скважины из-за того, что колонна обсадных труб (хвостовик) отцентрированная с помощью установленных на ней центраторов, при вращении во время цементирования не вовлекает цементный поток по радиальной направляющей и цементный раствор таким образом движется по верхней части ствола скважины по наименьшему сопротивлению, не попадая в зоны защемления;
- вероятность оголения головы хвостовика из-за использования ограниченного объема цементного раствора, в результате чего на голове хвостовика остается пачка цементного раствора смешанная с буровым, что как правило приводит к потере герметичности головы хвостовика.
Технической задачей является создание эффективного способа цементирования хвостовика в скважине, позволяющего существенно повысить качество крепления хвостовика на всем протяжении бокового или горизонтального ствола и формирование полноценного цементного кольца по всему диаметру ствола скважины.
Техническая задача решается способом цементирования хвостовика с вращением, включающим спуск в скважину на колонне технологических труб с отцепным механизмом хвостовика, установку его в требуемом интервале, промывку интервала установки хвостовика, цементирование хвостовика с вращением, отсоединение при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента, вымыв излишка цементного раствора и буферной жидкости над головой хвостовика и ожидание твердения цемента.
Новым является то, что предварительно в составе хвостовика на обсадные трубы устанавливают следующую компоновку снизу-вверх: ограничительные кольца, центратор, вращатель потока с эластичными лопастями длиной не менее 1 м, центратор, ограничительные кольца с возможностью свободного осевого и радиального перемещения центраторов между ограничительными кольцами, в процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство прокачивают два одинаковых объема цементного раствора, при этом сначала закачивают первый объем цементного раствора с пониженной плотностью не более 1700 кг/м3, затем - второй объем цементного раствора с повышенной плотностью 1800 кг/м3 и более.
Также новым является то, что при цементировании хвостовика с вращением транспортировочную колонну дополнительно расхаживают на высоту 1-2 м.
На фиг.1 представлен вид вращателя и центраторов, установленных на обсадной трубе хвостовика, на фиг.2, 3 представлен общий вид вращателя потока, на фиг.4 - вид вращателя сверху, где: 1 - корпус вращателя потока, 2 - крепежные болты, 3 - винтовые прорези, 4 - эластичные лопасти, 5 - обсадные трубы, 6 - центратор, 7 - ограничительные кольца.
Способ цементирования хвостовика с вращением осуществляют следующим образом.
Способ цементирования хвостовика с вращением включает предварительную установку в составе хвостовика (на фиг.1-4 не показан) на обсадных трубах 5 (фиг.1) следующей компоновки снизу-вверх: ограничительные кольца 7, центратор 6, вращатель потока длиной не менее 1 м (фиг.2) с эластичными лопастями 4 (фиг.3), центратор 6 (фиг.1). Вращатель потока (фиг.1, 3) состоит из корпуса 1, крепежных болтов 2 (фиг.3, 4), винтовых прорезей 3 (фиг.3) на теле корпуса 1 вращателя потока, на которых в свою очередь параллельно винтовой линии установлены резиновые эластичные лопасти 4. Используют любой известный вращатель потока с эластичными манжетами, например, вращатель потока для обсадной колонны, описанный в патенте RU №2215863. При этом выше и ниже корпуса 1 (фиг.1) вращателя потока устанавливают центраторы 6 с возможностью их свободного осевого и радиального перемещения на обсадных трубах 5 между ограничительными кольцами 7, закрепленными жестко к телу обсадной трубы 5. При вращении хвостовика спиральное расположение эластичных лопастей 4 (фиг.3) корпуса 1 вращателя потока длиной не менее 1 м (данная длина является необходимой и достаточной для вовлечения цементного раствора во вращательное течение) по винтовой линии при вращении вправо позволяет перенаправлять поток цементного раствора в радиальном направлении. Установку корпуса 1 вращателя потока на обсадной трубу 5 (фиг.1) производят за счет прижатия корпуса 1 к телу обсадной трубы 5 крепежными болтами 2 (также возможно использование другого способа крепления корпуса вращателя потока к обсадной трубе, например, при помощи клиньев).
Далее производят спуск хвостовика с вращателем потока и центраторами 6 в скважину на колонне технологических труб (насосно-компрессорных труб, бурильных труб и т.п.) с отцепным механизмом хвостовика, позволяющим его вращать (например, как это описано в патенте RU №72715, RU №2595122 и т.п., при этом авторы на конструкции отцепного устройства и вид хвостовика не претендуют). После этого хвостовик располагают в требуемом интервале. Осуществляют промывку ствола скважины в интервале установки хвостовика объемом жидкости, составляющим как минимум один объем скважины от низа хвостовика до устья с расхаживанием всей колонны труб и вращением в сторону, исключающим отворот спускаемого в скважину оборудования по соединительным резьбам и производят цементирование любым известным способом (например, как это описано в патенте RU №72715, RU №2595122 или т.п., авторы на конструкции отцепного устройства и вид хвостовика не претендуют). В процессе вращения при цементировании транспортировочную колонну (на фиг.1-4 не показана) вместе с хвостовиком дополнительно расхаживают на высоту 1-2 м.
В процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство последовательно прокачивают две порции одинаковых объемов цементного раствора разной плотности. Один объем подразумевает необходимое, расчетное количество цементного раствора для заполнения затрубного пространства за хвостовиком от забоя до отцепного устройства. Сначала закачивают первый объем цементного раствора, который представляет собой цементный раствор с пониженной плотностью не более 1700 кг/м3, за ним сразу же прокачивают второй объем цементного раствора плотностью 1800 кг/м3 и более, который по завершению цементирования остается в затрубном пространстве скважины на протяжении всей длины спускаемого хвостовика.
Цементный раствор в затрубном пространстве в процессе подъема вверх за счет вращающихся вместе с хвостовиком эластичных лопастей 4 (фиг.3, 4) вращателя потока вовлекается во вращательное течение и полностью замещает оставшийся буровой раствор в зонах защемления по нижней части ствола скважин. После продавливания всего объема цементного раствора и получения давления «СТОП», отсоединяют хвостовик от колонны технологических труб при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента и промывают ствол выше головы хвостовика, при этом вымывая на устье объем цементного раствора, имеющий плотность менее 1700 кг/м3. После отсоединения колонны технологических труб их приподнимают и продолжают промывку прямой или обратной циркуляцией, обеспечивая промывку ствола скважины от излишков цементного и буферного растворов сверху хвостовика до полного выхода расчетного первого объема цементного раствора на устье. После промывки ствола скважины колонну технологических труб с отцепным механизмом извлекают из скважины, которую оставляют на ожидание твердения цемента. После чего скважину запускают в эксплуатацию.
Предлагаемый способ цементирования хвостовика с вращением позволяет кратно улучшить качество крепления на всем протяжении хвостовика, в том числе на голове хвостовика, с максимальным замещением в затрубном пространстве бурового раствора цементным за счет наличия на вращателе потока резиновых эластичных лопастей. Применение предлагаемого способа позволяет создать герметичный участок в интервале головы хвостовика и на всем его протяжении благодаря прокачки цементного раствора сначала облегченной пачки (более низкой плотности) и потом тяжелой пачки (более высокой плотности) в равных объемах, с последующим вымывом облегченной пачки на устье.
Пример конкретного применения.
Предварительно в составе хвостовика на обсадных трубах установили следующую компоновку минимум на каждой трубе снизу-вверх: ограничительные кольца, центратор, вращатель потока с эластичными лопастями длиной 1 м (в других примерах практического применения применяли несколько вращателей общей длиной в 1 м), центратор.
Далее спустили хвостовик с вращателем потока и центраторами в скважину на колонне технологических труб с отцепным механизмом хвостовика. Хвостовик расположили в требуемом интервале и произвели цементирование. В процессе вращения при цементировании транспортировочную колонну вместе с хвостовиком дополнительно расхаживали на высоту 1 м.
В процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство последовательно прокачали одну порцию (3 м3) цементного раствора плотностью 1700 кг/м3, за ним сразу же прокачали второй объем (3 м3) цементного раствора плотностью 1800 кг/м3. В результате образовалась герметичная крепь на всем протяжении хвостовика от забоя до головы.
Предлагаемый способ цементирования хвостовика с вращением позволяет кратно улучшить качество крепления на всем протяжении хвостовика, в том числе на голове хвостовика, с максимальным замещением в затрубном пространстве бурового раствора цементным за счет наличия на вращателе потока резиновых эластичных лопастей. Таким образом при вращении хвостовика вправо лопасти вращателя увлекают поток цементного раствора во вращательное течение, тем самым позволяя цементному раствору проникнуть в застойные зоны по нижней части ствола скважины, а также продолжительного прокачивания цементного раствора через затрубное пространство.
Предлагаемый способ повышает эффективность цементирования хвостовика в скважине, позволяет существенно повысить качество крепления хвостовика на всем протяжении бокового или горизонтального ствола, позволяет сформировать полноценное цементное кольцо по всему диаметру ствола скважины.
Claims (2)
1. Способ цементирования хвостовика с вращением, включающий спуск в скважину на колонне технологических труб с отцепным механизмом хвостовика, установку его в требуемом интервале, промывку интервала установки хвостовика, цементирование хвостовика с вращением, отсоединение при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента, вымыв излишка цементного раствора и буферной жидкости над головой хвостовика и ожидание твердения цемента, отличающийся тем, что предварительно в составе хвостовика на обсадные трубы устанавливают следующую компоновку снизу-вверх: ограничительные кольца, центратор, вращатель потока с эластичными лопастями длиной не менее 1 м, центратор, ограничительные кольца с возможностью свободного осевого и радиального перемещения центраторов между ограничительными кольцами, в процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство прокачивают два одинаковых объема цементного раствора, при этом сначала закачивают первый объем цементного раствора с пониженной плотностью не более 1700 кг/м3, затем - второй объем цементного раствора с повышенной плотностью 1800 кг/м3 и более.
2. Способ цементирования хвостовика с вращением по п.1, отличающийся тем, что при цементировании хвостовика с вращением транспортировочную колонну дополнительно расхаживают на высоту 1-2 м.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021132362A RU2769020C1 (ru) | 2021-11-08 | 2021-11-08 | Способ цементирования хвостовика с вращением |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021132362A RU2769020C1 (ru) | 2021-11-08 | 2021-11-08 | Способ цементирования хвостовика с вращением |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769020C1 true RU2769020C1 (ru) | 2022-03-28 |
Family
ID=81075958
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021132362A RU2769020C1 (ru) | 2021-11-08 | 2021-11-08 | Способ цементирования хвостовика с вращением |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2769020C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU64682U1 (ru) * | 2007-01-23 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине |
| GB2438556B (en) * | 2005-02-11 | 2009-08-26 | Baker Hughes Inc | One trip cemented expandable monobore liner system and method |
| RU94620U1 (ru) * | 2009-12-31 | 2010-05-27 | Ирек Сулейманович Катеев | Турбулизатор-центратор для обсадной колонны |
| RU2595122C1 (ru) * | 2015-07-21 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования хвостовика в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2725398C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ установки хвостовика в скважине |
| RU2745147C1 (ru) * | 2020-12-14 | 2021-03-22 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Способ крепления потайной обсадной колонны ствола с вращением и цементированием зоны выше продуктивного пласта |
-
2021
- 2021-11-08 RU RU2021132362A patent/RU2769020C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2438556B (en) * | 2005-02-11 | 2009-08-26 | Baker Hughes Inc | One trip cemented expandable monobore liner system and method |
| RU64682U1 (ru) * | 2007-01-23 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине |
| RU94620U1 (ru) * | 2009-12-31 | 2010-05-27 | Ирек Сулейманович Катеев | Турбулизатор-центратор для обсадной колонны |
| RU2595122C1 (ru) * | 2015-07-21 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования хвостовика в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2725398C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ установки хвостовика в скважине |
| RU2745147C1 (ru) * | 2020-12-14 | 2021-03-22 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Способ крепления потайной обсадной колонны ствола с вращением и цементированием зоны выше продуктивного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003220664B2 (en) | A one trip drilling and casing cementing method | |
| US5282509A (en) | Method for cleaning cement plug from wellbore liner | |
| US7325609B2 (en) | Completion apparatus and methods for use in hydrocarbon wells | |
| US8789621B2 (en) | Hydrocarbon well completion system and method of completing a hydrocarbon well | |
| US8439113B2 (en) | Pump in reverse outliner drilling system | |
| US7475726B2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
| GB2565432B (en) | Stop collar | |
| RU2769020C1 (ru) | Способ цементирования хвостовика с вращением | |
| US11920418B2 (en) | Apparatus and method for behind casing washout | |
| RU2167273C1 (ru) | Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине | |
| CN114562199B (zh) | 一种水泥堵漏钻塞一体化井下装置 | |
| RU2515739C1 (ru) | Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны | |
| RU2725398C1 (ru) | Способ установки хвостовика в скважине | |
| US20230235655A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
| RU2378495C2 (ru) | Способ установки скважинного фильтра | |
| EP0346961A2 (en) | Method and apparatus for placing a cement lining in a borehole | |
| RU2021477C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| RU2539060C1 (ru) | Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2541985C1 (ru) | Способ крепления горизонтального ствола скважины | |
| RU2064041C1 (ru) | Устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной | |
| CA1154380A (en) | Casing stand-off band for use with running cementing of casing in wellbores | |
| WO2020040656A1 (en) | Systems and methods for horizontal well completions | |
| US11131146B2 (en) | Prevention of backflow during drilling and completion operations | |
| US3576211A (en) | Method for placing cement around casing | |
| CN209556983U (zh) | 一种径向水平旋转钻井井筒清洁工具 |