1558951 - Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора

Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 м<SP POS="POST">3</SP>/ч. Для этого повышают закупоривающую способность циркулирующего бурового раствора путем его обработки, которую проводят до снижения сжижаемости его фильтрационной корки. При обнаружении поглощения бурового раствора отбирают его пробы и обрабатывают их, например, различными реагентами, при этом определяют сжимаемость фильтрационной корки, отношение плотности корки после химобработки к исходной. Благодаря обработке циркулирующего бурового раствора повышается его закупоривающая способность, а также обеспечивается снижение сжимаемости фильтрационной корки. 1 ил., 3 табл.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„, 5 951 (51) 5 С 09 K 7/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н A STOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

Il0 ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4321843/23-03, (22) 14,09.87 (46) 23. 04. 90. Бюл. И 15 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.С.Котельников, С.H.Äåìo÷wî, В.Г.филь, Ю.А.Лапшин и Л.Б.Исаев (53) 622.243.144,3 (088.8) (56) Теоретические вопросы проводки скважин в поглощающих пластах. - M.

ВНИИОЭНГ, 1973, с.63.

Иночкин П.T., Прокшиц В.Л. Справочник бурового мастера. - И.: Недра, 1968, с.405.

:(54) СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ

ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА (57) Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение эффективИзобретение относится к бурению скважин, Цель изобретения - повышение эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 м3/ч за счет повышения закупоривающей способности циркулирующего бурового раствора пу" тем его обработки, при этом обработку циркулирующего бурового раствора ведут до снижения сжимаемости его фильтрационной корки.

В табл. 1 приведены результаты лабораторных исследований сжимаемости фильтрационных корок буровых раст- воров.

В табл. 2 приведены результаты обработки бурового раствора с целью повышения его закупоривающей способности путем химобработки.

2 ности способа при интенсивности поглощения менее 5 мэ/ч. Для этого повышают закупоривающую способность циркулирующего бурового раствора путем его обработки, .которую проводят до снижения сжимаемости его фильтрационной корки. При обнаружении поглощения бурового раствора отбирают его пробы и обрабатывают их, например, различными реагентами, при этом определяют сжимаемость фильтрационной корки,.отношение плотности корки после химобработки к исходной. Благодаря обработке циркулирующего бурового раствора повышается его закупоривающая способность а также обес- а I

Ю печивается снижение сжимаемости фильтрационной корки. 1 ил., 3 табл.

В табл, 3 содержатся данные о результатах использования известных и предлагаемого способов.

При наличии в резерве скважины поглощающих пластов,и если размеры поглощающих каналов превышают размеры частиц твердой фазы бурового раствора, последний уходит по трещинам в пласт. Интенсивность ухода раствора в пласт зависит от поперечных размеров трещин, от перепада давления в системе скважина - пласт, от вязкости раствора. При одинаковом перепаде давления и одинаковой вязкости раствора управлять интенсивностью поглощения можно лишь путем изменения поперечных размеров поглощающих каналов или их закупорки.

15589 1

После вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощения может ао временем как уменьшаться, так и уве- 40 личиваться. Уменьшение интенсивности поглощений связано с уменьшением про" ходного сечения поглощающих трещин в результате образования .на их стенках фильтрационной корки. Образование 45 фильтрационной корки не только сужает проходное сечение трещин, но и пре-. дупреждает их эрозионный размыв потоком .раствора. Интенсивность поглощения стабилизируется при наступлении динамического равновесия между скоростью образования корки и скоростью ее размыва потоком раствора. Чем более толстый слой корки образуется при динамическом равновесии, тем меньше поперечный размер трещины и тем самым меньше интенсивность поглощений. При этом толщина корки при наступлении динамического равновесия

Если поглощающие каналы имеют i pa нулярно-трещиноватую пористость, то при течении по трещине бурового раствора на ее стенках образуется фильтрационная корка иэ твердой фазы бурового раствора. Этот процесс аналогичен образованию фильтрационной корки на стенках скважины против проницаемых пород. Фильтрационная корка 10 имеет разную плотность по толщине.

Наиболее плотные слои корки прилегают к стенке трещины, а наименее плотные находятся в контакте с буровым раствором, Наиболее плотные слои кор- 15 ки имеют и наибольшие прочность и сопротивление размыву потоком раствора °

Плотность корки зависит от состава твердой фазы, от электро-химических сил взаимодействия между частицами щ твердой Фазы и гидродинамических сил, . возникающих при фильтрационных процессах через корку. Наиболее плотный и наименее проницаемый слой корки образуется на контакте со стенкой сква- р5 жины, так как на него передается наибольший перепад давления, т.е. он испытывает наибольшее гидродинамическое воздействие. Действующий перепад давления на последующие слои корки умень- ЗО шается, уменьшается и их плотность и прочность. Силы электрохимического взаимодействия между частицами твердой фазы также влияют на плотность слоев корки: чем сильнее эти силы, тем менее плотная корка, хотя проницаемость ее может быть низкой. зависит от плотности и прочности корки: с увеличением плотности корки увеличивается ее толщина при динамическом равновесии. Если корка имеет низкую плотность и прочность, т.е. слабое противодействие эроэионному размыву, она не только не уменьшает проходное сечение толщины, но и не предохраняет трещину от эрозионного размыва, потоком раствора. В этом случае после вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощений увеличивается со временем из-эа увеличения поперечных размеров поглощающих каналов в результате эроэионного размыва стенок трещины.

Берут два раствора с одинаковым яоказателем водоотдачи и с одинаковой толщиной корки, соответствующей данной водоотдаче. Плотность растворов равна 1,3 г/смз,раствор глинис- тый на водной основе. Состав и тип глины (основного твердого наполнителя раствора) также одинаковый. Средняя плотность фильтрационной корки для первого раствора равна 1,4 г/смэ, для второго - 1,8 г/смз. Фильтрационная корка этих растворов имеет разную структуру: структура корки первого раствора рыхлая, у второго раствора плотная. У первого раствора снижение водоотдачи достигнуто эа счет электрохимического воздействия на раствор и его фильтрационную корку, а у второго раствора - эа счет плотной упаковки частиц в корке. Таким образом, два буровых раствора имеют одинаковый показатель водоотдачи, одинаковую толщину корки, одинаковую проницаемость корки. С точки зрения бурового процесса (влияния на ослож- 1 ненность ствола, прихватоопасность, устойчивость ствола скважины) эти растворы можно отнести,к одному типу.

Получают следующие результаты при" менения этих растворов для изоляции поглощающих горизонтов.

При использовании первого раствора с рыхлой коркой эффект закупорки минимальный. Все слои корки, кроме непосредственно прилегающего к стенке трещины, имеют слабую прочность.и легко смываются потоком раствора.

Поэтому при динамическом равновесии между скоростью образования корки и скоростью ее размыва на стенках трещины имеется тонкий слой фильтрационной корки, который не только не

15 снижает интенсивность поглощения, но может оказаться недостаточным для предупреждения размыва стенок трещины.

При использовании второго раствора с плотной фильтрационной коркой слои корки имеют более высокую прочность по сравнению с коркой первого раствора, Поэтому динамическое pahновесие наступает при большей толщине корки на стенках трещины, а следовательно, при меньшем проходном сечении поглощающей трещины, Интенсивность поглощения при использовании второго раствора меньше, чем при применении первого раствора, так как при его использовании в местах Неровностей и изгибов поглощающего канала происходит периодический срыв слоев корки. Более плотная корка второго раствора менее подвергнута эрозионному разрушению и диспергированию и способна закупорить трещину путем образования шламовых пробок.

Способ осуществляют следующим образом.

На приборе измерения водоотдачи растворов формйруют фильтрационную корку под перепадом давления и определяют ее плотность. Проводят обработку раствора химреагентами и вновь формируют и определяют плотность фильтрационной корки. Выбирают тот вид обработки раствора, при котором плотность корки максимальна и выполняется условие

= мин» где у и о - соответственно плот L ю ность уплотненной и неуплотненной корок бурового раствора.

Для этого процесс формирования корки осуществляют на двух приборах.

После .того, как корки сформированы, из одного прибора раствор сливают и в камеру прибора поверх корки заливают уплотняющую жидкость, например машинное масло. Под перепадом давления осуществляют процесс уплотнения корки, который прекращают при завершении выхода фильтрата из фильтра камеры прибора. Уплотненную корку извлекают из прибора и определяют ее . плотность. Определяют также плотность неуплотненной корки из другого прибора. Определяют отношение плотности

58951 для этих корок. Указанные операции проводят после проведения разных химобработок раствора, Выбирают ту химобработку, при которой отношение у

:у минимальное.

Плотность корки определяют, как отношение веса корки к ее объему.

Вес корки измеряют взвешиванием. Объем корки определяют, например, по объему вытесненной жидкости после погружения корки в тарированный цилиндр с жидкостью.

В табл. 1 и 2 приведены результаты исследований фильтрационных корок буровых растворов. Пробы раствора обрабатывают гипаном, феррохромлиг,носульфонатом (ФХЛС) и карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) с разной дозировкой

20 этих реагентов, Исследования проводят следующим образом. В камеры двух измерительных приборов ВМ-6 заливают пробы. бурового раствора и при перепаде 2,5 кгс/см

25 осуществляют процесс фильтрации. Пе. репад 2,5 кгс/см2 создают путем установки дополнительного груза. Процесс фильтрации в обоих приборах заканчивают после отфильтровывания 50 смз

30 фильтрата. После этого оставшуюся (непрофильтровавшуюся) часть раствора из камер приборов сливают. Из одного прибора фильтрационную корку извлекают, измеряют ее вес на лабора35 торных весах и определяют объем путем погружения в мерный цилиндр с дизельным топливом. По результатам измерений вычисляют плотность и толщину корки по формулам

G з «1 °

Г V

45 где С - масса неуплотненной корки;

- объем неуплотненной корки;

1, - толщина неуплотненной корки;

F - площадь фильтра.

В камеру второго измерительного прибора поверх сформированной корки заливают машинное масло и при перепаде 2,5 кгс/см осуществляют уплотнение корки, 0 завершении процесса уп5,лотнения корки судят по завершению отжатия из корки жидкости. Корку извлекают из камеры прибора, определяют массу, объем корки и вычисляют плотность и толщину по формулам

1558951 где С - масса уплотненной корки;

V - объем уплотненной корки;

1 - толщина уплотненной корки.

Определяют коэффициент сжимаемасти 10 корки по формулам

К 15

1 1

Предлагаемые исследования проводят при каждой дозировке вводимого в пробу раствора реагента.

По результатам исследований (табл. 2) определяют оптимальную ре20 цептуру химобработки при забое скважины 1810 и 2720 и. При забое 1810 м оптимальной является следующая обработка раствора: в раствор требуется 25 ввести 0,63 ФХЛС от объема раствора в скважине (табл. 2, раствор 11), При забое скважины 2720 м в раствор требуется ввести 0,43 ФХЛС (табл.2, раствор 22), При этих обработках обеспе" чивается минимальная плотность неуплотненной корки и минимальное значение коэффициента уплотнения.

8 табл. 3 приведены данные по суммарному объему поглощенного раствора на скважинах при использовании различных способов. На базовых скважинах для ликвидации поглощений применяют наполнители (древесные опилки, вермикулит, глину) используют вязкйе растворы. Для осуществления предлагаемого способа через каждые 300400 м углубления скважины отбирают пробу раствора, проводят лабораторные исследования и задают оптимальную рецептуру химобработки. При этом выполняют требования по поддержанию регламентированных значений стандартных параметров. Средний объем поглощенного раствора на одну скважину при базовом варианте составляет

704 мэ, а при предлагаемом 52 мз.

Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить интенсивность поглощений в среднем в 13,5 раз и уменьшить объем поглощенного раствора на 652 мз на скважину, На чертеже приведена зависимость между интенсивностью поглощений q и коэффициентом сжимаемости корки К, Графики построены по скважинам, номера которых приведены в табл. 1.

На всех скважинах через каждые 300400 и углубления проводят лабораторные исследования проб раствора по предлагаемому методу. Сплошными линиями на графике ограничены доверительные области статистической зависимости q = f(K )..

Из графика следует, что с уменьшением коэффициента сжимаемости корки К„ интенсивность поглощений уменьшается и при коэффициенте сжимаемости 1,2 и менее поглощения полностью ликвидируются. Для конкретного месторождения уменьшение интенсивности поглощений путем регулирования коэффициента сжимаемости корки более эффективно. Точность регулирования свойств раствора и надежность в уменьшении интенсивности поглощений по коэффициенту сжимаемости примерно в 3 раза превышает эти показатели при регулировании только плотности корки. Для месторождений, характеристики поглощающих пластов которых отличаются от характеристики данного месторождения, возможно получение одинакового эффекта от регулирования плотности корки р и коэффициента сжимаемости К . 8 этих случаях применяют регулирование свойств растворов по. плотности, корки, что уменьшает трудо-; затраты на лабораторные исследования и повышает оперативность исследований.

Способ применим преимущественно для изоляции поглощающих горизонтов с гранулярной и смешанной пористостью при интенсивности поглощений до 5 мз/ч.

Указанные преимущества способа предопределяют эффективность его использования в промысловой практике.

Формула изобретения

Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора, включающий обработку циркулирующего бурового раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 мз/ч за счет закупоривающей способности циркулирующего бурового раствора, его обработку ведут до снижения сжимаемости фильтрационной корки циркулирующего бурового раствора.

>558951

Таблица 1 Относительный

Параметры корки С"

3о уплотнения После уплот

Раствор

Параметры раствора

Номер сквамины показа тель тв!

yBi с

CHC „,.

L сит нгс/сии

Р> г/сна ность погломТе ния, НМ/» скааМИНН, н

Рт

К "-- Км вЂ” ь т, ) г Та

1-l

3t>

РМ> г/cm>

У> °

r/c„3 способом ний per улируетсю известным

20 6,5 6/9

20 6,5 6/12

19 5>5 9/21

20 5 6/10

7 5/9

22 5 4/12

23 6 9/19 !

9 6,5 9/20

24 7 8/18

25 6 7/15

23 7 16724

25 5 15/18

25 5 5/16

18 .8 6/9

20 7 6/8

20 6 8/10

28 6 16/42

j2 4, 5 16/40

28 5,5 14/4Э

25 7 27/120

45 8 160/172

60 7 20/55

27 4 15/44

SO 8 39/86

60 8 90/150

5337

5317

l3áÂ

»68

1368

1347

1347 !

347

5278

5290 I 257

1257

2318

1303

3,2

3,4

Э,9

3,3

3,8

5,9

5,6

3,4

5,4

5 ° I

4,2

j,á

5,3

3,0

4,6.

Э,9

6,1

6,3

6,0

4,6

5м7

6,1

5,6

5,0

5,4 ннй регулируе

26 "

23 способом поглове

47 тсл предлагаемым

8 В/14

7 4/10

6 5/9

7 12/21

6 6/15 б 8/21

8 2/6

6 8/10 б 10/16

S,5 5/11

6 8/12

5 6/13

4 10/13

9/16 6. 8/16

Ь 15/20

6 10/24

6 12/20 б Э/!2

6 3/8

Ь 5/14 ,6 10/21

: 8328 . 5328, 5328 1375

; 1375

3454

1454

1 5292

: 5292 ! 5292 . 1273, 3273 3273

3299

3288

3288 .3288

0,3

6,4

0,2

О.

0,2

6 5

0,4

0 3

0,6

6,6

l,96

1,90

1,87

1,86

1,88

1,90

1,88

1,91

1 ° 9f

1.90

1,93

1,88

1.90

1,90

l,88

1,87

1,92

1,90

),91

1,87

1,6С

1,56

1,47

1,54

1,47 ! >52

1,60

1,58

1,55

1 ° 64

1,58

1,56

1,60

1 ° 51

1,49

1,60

1,58

1,55

1 ° 56

1,50

1,49

4,1

5,0

6,4

4,8

6,4

5,8

5,5

4,7

5,4

4,0

4,8

5,0

4,8

7,0

7,2

4 8

5,0

5,5

4,8

5,5

6,0

2,6

3,1

3,4

3,0

3,4

3.3

2 7

3,2

3,!

3,2

4,1

4,0

3,1

3,2

3,4

3,0

3,2

3,4

3,58

3,6I

3,88 °

1,66

1,86

1,76

1,49

1,57

3,64

1.48

1>5

l,61

3,50

1.71

1,86

1,55

1 56 ! ° 62

1,60

1,72

Т,76

I,t0

1,14

Т,Т4

1, l4

1,15

1,16

1,12

1,13

1>13

1,16

1,12

1 ° 14

1>15

1,16

1,21

1,20

t,l6

1,16

1„17

1,12

1,14

1 ° 22

1,22

3>21

3,2Ü

l,25

1>17

1,21

1,21 I,22

I 18

1,18

1,22 ! ° !9

3,14

1,25

l,2О

1,20

1,22

1,23

1,25

П р и ние, неча

3> - плотность раствора; уВ ты»еское напряаеиие сдвига

- условная вязкость! 8за и 10 мин.

° одоотдача! СИСП

- стаГлуби- Интен1 на сивИнтенсивность

2130 1.7

2520 1,3

2990 l>7

1800 1,5

2460 г, 1

2770 2,5

2980 2,2

2150 2

2766 2,3

3000 2,5

2480 1,3

2700 1>3, 2920 1,8

2220 2,7

2613 4,9

3005 2 5

2473, 3,3

2620 2,9

2801 3,3

2290 2,4

2611 4,6

3032 4,1

2432 2,6

2910 3,4

3048 3 9

Интенсивность

2206

2232

2671

2520 г9г6

2633

2770 лог лове

1 г

1 >13

1>13

1,16

1 16

1,13

1,34

1,15 t >10

f,16

1,16

1,17

l,10

1,13

1,14

3,16

1>37

1>18

1,16

1,18

1>15

1,18

1;18

1,45

1,47

1,35

С,43

1,39

1,23

1,26

1,43

1,29

1,27

1,43

1,30

1,39

1,30

1,37

1,25

1>26

1,25

l,30 т;г4

1,24

1,27

1,29

l,26

6,8 б,б

10,5

7,4

8,8

22,0

18,2

7,5

I4,9

16 7

30,5

7.4

14,5

7,2

13,9

9,3

20i3

20,0

20,6

14,3

23,0

23,6

17,1

15.3

19,4

1,94

l,91

1,93 . I,96

1,93

1,85

1,93

1. 79

1,88

1,84

1,87

1,82

l,96

1,91

1,85

1,84

1,83

I,85

1,95

f,98

1 ° 93 .1,83

1,88

1,92

I.34

1,42

1,38 .I,39

3,50

1,47 .1 35

t.39

1,48

1,34

1,31

I,40

1,41

1 ° 47

1,42

1 47 I i45

t,48

1,49

1,60

1>55

1,44

1,46

1>52

2.32

1,94

2,69

2,2

2 33

3,73

3,25

2,20

2,76

3,27

2,50

2,05

2,73

2,46 .

3,02

2,38

3 33

3,17

3,43

3,11

4,03

3,87

3,65

3,06

3,59

1558951,12

I 3 бч 1 °

l 5

Ю 1 l

1 l

4!О!

lO Ф

1 е< <

I» !

1 g х

1 а о

1 Х!

1 3 а

1 ф

1 Д

1 < Фе ! ° 1»е I

1 1

1 °

1 (3

t x 1

Ф- вЂ” вЂ” вЂ” 1

° - !ее<

lO В<|<О ° 1

Ф! I 1 . 1

Х I <

8 I " !

ln е» со йъ о*3

R mm

- <ч «ч «ч с ° с ° т ° | с

«Ч«Чм О

<ч «ч «ч «ч лОъч(спсо

<ч <ч <ч «ч иъ< лО

«ч ммм

° I e с

<ч е

° ° ° °

* ««» »a

° » е» с с . °

° . е» ° °

1 «C I

° iа

1 C I 1

«еЪ

° 4 Л ЮЪ Ф Ф л л * м<ч(ч м ъ

O an!CO сп ммм моф

0Ъ ОЪ<О с м

С<а с с ° ° с

» s c

° ° ° с с с с

° ° ° °

«ч -cnw4 с с с

ЪО |О |О еч oaanoa е

an !co co

<Ч «Ч О |О

ЧЪ ИЪ б<Ъ

° о апе

-Ю е<(< Ф Ъ |еЪ лф g g an л

° ОЪ

1. Фе< ф

Iе\ с с е» с с

°т т 4. ° б 1

O t

1 <7 I

<е I о б (! . |О

|О

l N I о м

<Ч

I l 1

|О

< 1

ОЪ

«ч

«ч а о

< CI

1 1v ! Ю а

1 а а ! 1

I Я

1 4

I 1

1 !

1 а

I lO ! о

1 т

I t

I и

I О.

r б

< о и

1 ! ! 1O ! ъ и

1 вЂ” о ф

Ъ«\ б 1 1

|О

СФ

1 1 1 л

1 I л о

|О б(Ъ

I 1

I !

I о

<Ч б <Ч е 1

N 1 1

I <Ч бч I 1 !

1 «Ч I

< o

1 ее

I 5

1 а

1 о

I « о

1 t б«Ъ

ЮЪ

1 с т

t " 1 1 дФ

+ «оan

Ф.ОО еХХО

Э 1 О ас а и а <.

«Зеф X

43+

an о 1 ф б<ъ

«е\anO O сб «Ч

|О с с

oo < oooo

Ю и

4ОО

O в а л ооо

СО

М|О CO с

- )

Ф кО и а

oooo

l и!

<„-ay- q

ЧЪЧФ Лф т м хе

° » о е

CO о

° Ч л с4

<, а < с <Ч

< **! «л1

4< и <ИЪ

<З< 1

ФЛ Л О М CO O «Ч ОЪ

|О|О CO О е 4 <(Ъ

° с с с с

«Ч <Ч <Ч «Ч

М м |О сО Ch е(ОЪ с ° ° м м м м «ч м,» фОМф ф ф йфЗ ЖЖИф иъ<бье О Оъ«ч «Ч с»

° с ° ° с с с с б«ъ an an< c co о <ч т °

«Ч М.4 ЧЪ, О Л«О ОЪ O - CV с» е»

==,à )

v e

1 ! Ф-! Р

1 И

О-фо - <

<ч «ч «ч «ч

I ° ! у=

ОООт I V

МММММ I °

1 ф

1 4

tC -О ---! 8

° °

1 Я

1 ! 1

МЛИЪОЪО В с

anw w w б«ъ

Ф м<ОО Омъ< 3

an anw an an t .Х

° с, 1 В с <

1 IC ! х Ы о

«ч м I o

1 е»

1 1 В

1 ФВиъ л

I < с 1 1

ln 1 ° 4

1 (I INI I VC !

,11 ! I

an an i «<

° «Ч.ае |О Ю 1 с с ° 1 ооооо t °

Ф В

Ф а

I 4

° 4

OaO| «ЧМ 1

:т «v «ч <Ч <ч < а

s ! o

1 й:

1558951

Т а б л и ц а 3

Номер скважины

Используемые для регулирования интенсивности поглощений химреагенты и материалы

Известный способ

ФХЛС, гипан

П р и м е ч а н и е. В среднем на скважину при использовании известного способа расходуется 704 мз. раствора, а при использовании предлагаемого - 52 мз.

Р,б

Составитель Л.бестужева Редактор И.Дербак Техред A Кравчук Корректор 0.кравцова Заказ 818 Тираж 572 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина,101

531? КИЦ

1368 КИЦ, 1347 КИЦ, 6278 КИЦ, 5290 КИЦ, 1257 киЦ, 2318 КИЦ, 1303 КМЦ, 5328 КМЦ

»75 КМЦ, 1454 КМЦ, 5292 КИЦ, 6273 КМЦ

8299 КИЦ

5288 КИЦ, ФХЛС

ФХЛС, гипан

ФХЛС гипан

ГКЖ-10, вермикулит глина

ФХЛС, гипан, древесные опилки Предлагаемый способ

Обьем. поглощенного раствора, мз при бурении интервала 13803000 м

564

598

556

413

1016

816

40 .15

126

Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора

Патент 1558951