Научная статья на тему 'ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОМПЛЕКСНО ИНГИБИРОВАННОЙ ДОБАВКИ "КАИР" И "КАИР-Т" НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛОЩАДЯХ ТУРКМЕНИСТАНА'

ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОМПЛЕКСНО ИНГИБИРОВАННОЙ ДОБАВКИ "КАИР" И "КАИР-Т" НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛОЩАДЯХ ТУРКМЕНИСТАНА Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
26
5
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ИНГИБИТОР / ОБВАЛ / КАВЕРНООБРАЗОВАНИЕ / ТЕРМОСТАБИЛИЗАТОР / ПЛАСТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ / ВОДООТДАЧА / ХЕМОСОРБЦИЯ

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Деряев А. Р.

при использовании систем КАИР и КАИР-Т (термостабилизированный) на нефтегазовых площадях Туркменистана, в разрезах, содержащих глинистые породы прекратились сужение ствола скважины, обвалы и прихваты бурильного инструмента.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

FIELD TESTING OF COMPLEX INHIBITION ADDITIVE "CAIRO" AND "CAIRO-T" IN THE OIL AND GAS AREAS OF TURKMENISTAN

when using the KAIR and KAIR-T (thermostabilized) systems in the oil and gas fields of Turkmenistan, in sections containing clayey rocks, the narrowing of the wellbore, collapses and sticking of the drilling tool stopped.

Текст научной работы на тему «ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОМПЛЕКСНО ИНГИБИРОВАННОЙ ДОБАВКИ "КАИР" И "КАИР-Т" НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛОЩАДЯХ ТУРКМЕНИСТАНА»

ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОМПЛЕКСНО ИНГИБИРОВАННОЙ ДОБАВКИ «КАИР» и «КАИР-Т» НА НЕФТЕГАЗОВЫХ

ПЛОЩАДЯХ ТУРКМЕНИСТАНА Деряев А.Р.

Деряев Аннагулы Реджепович - кандидат технических наук, научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан

Аннотация: при использовании систем КАИР и КАИР-Т (термостабилизированный) на нефтегазовых площадях Туркменистана, в разрезах, содержащих глинистые породы прекратились сужение ствола скважины, обвалы и прихваты бурильного инструмента.

Ключевые слова: ингибитор, обвал, кавернообразование, термостабилизатор, пластическая вязкость, водоотдача, хемосорбция.

FIELD TESTING OF COMPLEX INHIBITION ADDITIVE "CAIRO" and "CAIRO-T" IN THE OIL AND GAS AREAS OF TURKMENISTAN Deryaev A.R.

Deryaev Annaguly Redzhepovich - Candidate of Technical Sciences, Researcher, SCIENTIFIC RESEARCH INSTITUTE OF NATURAL GAS OF THE STATE CONCERN "TURKMENGAZ",

ASHGABAT, TURKMENISTAN

Abstract: when using the KAIR and KAIR-T (thermostabilized) systems in the oil and gas fields of Turkmenistan, in sections containing clayey rocks, the narrowing of the wellbore, collapses and sticking of the drilling tool stopped. Keywords: inhibitor, collapse, cavern formation, thermal stabilizer, plastic viscosity, fluid loss, chemisorption.

Способность глинистых пород к спонтанному диспергированию и набуханию осложняет весь процесс бурения скважин. Ингибированные растворы используются там, где применение обычных глинистых растворов вызывает осложнения при бурении скважин. Осложнения выражаются в виде осыпей и обвалов, сужения стволов скважины, кавернообразования, вызванных набуханием глинистых пород и переходом их в раствор. Глинистый шлам подвергается пептизации и диспергации, что приводит к загущению раствора и ухудшению его параметров [1].

В качестве профилактического средства в этих условиях используются ингибирующие добавки в растворе с применением соли NaCl, КС1, СаС12, CaSÖ4, силикаты, мыла жирных кислот, известь и т.д. Однако, при их использовании эффект ингибирования ниже, так как ингибиторы нейтрализуют, как правило, лишь один из двух лиофильных участков мозаичной поверхности глинистых частиц: либо по плоскостям - отрицательно заряженные участки, либо по положительно заряженным граням и изломам. Поскольку глины дифильны и жёстко амфотерных, одностороннее ингибирование будет гораздо менее эффективно, чем многостороннее ингибирование [2, 3].

Разработанные ингибированные добавки КАИР и КАИР-Т предотвращают гидратацию набухание и дезинтеграцию глинистых пород.

КАИР - обеспечивает многостороннее ингибирование глинистых частиц за счёт гидролизатов портландцемента и хлористого калия, содержащие одновременно катионные и анионные формы минеральных ингибиторов, усиленных ингибирующим действием ионов калия, способных проникать в межплоскостное пространство глин, и гидрофобизирующим действием комбинированных ПАВ основанном на хемосорбции их на гидрофильных и гидрофобных обнажённых глинистых частицах. Кроме того, комплексное ПАВ в лигносульфонатных растворах полностью дегазирует пену и предотвращает её образование.

КАИР-Т (термостабилизированный) является одним из гомологов общей добавки ингибированных кальциево-калиевых растворов КАИР. КАИР-Т отличается от КАИР большим уровнем ингибирования и большим диапазоном температур. Достигаются эти преимущества за счёт перевода в водорастворимое состояние присутствующих в портландцементах кальциевых и в хлористом калие-калиевых соединений в виде монохромата кальция и калия.

Растворимость этого соединения на два порядка выше растворимости извести и составляет 16%. За счёт повышенной растворимости и последующего перевода кальций и калий - хроматов в смешанные соли лигносульфоната содержание водорастворённых Са+2 и К+ ингибиторов в фильтратах КАИР-Т составляет Са+2-900-1500мг/л и К+-1000-2000мг/л, против известковых 400-600 мг/л системах буровых растворов. Поэтому в системе ингибированной добавки КАИР положительный эффект ингибирования проявляется до температуры +70 °С, а в КАИР-Т за счёт применения хроматов положительный эффект ингибирования проявляется уже при температуре +30 °С, а не при температуре +70°С и выше, что обычно имеет место в других типах растворов, где хроматы применяются только в качестве термостабилизирующей добавки.

Таблица 1. Скважина №19 пл. Алтыгуйы заложена с целью разведки залежей нефти в нижнем отделе красноцветной

Конструкция скважины Проектная Фактическая

Направление 0530 мм 30 м 30 м

Кондуктор 0 426 мм 400 м 400 м

1-я техническая колонна 0 324 мм 1520 м 1520 м

2-я техническая колонна 0 245 мм 3450 м 3450 м

Эксплуатационная колонна Ш140 мм 3950 м 3922

Бурение скважины №19 пл. Алтыгуйы обусловлено большим содержанием глинистых пород по всему разрезу скважины, достигающей 70% и больше. Эти глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие неустойчивых горных пород слагающими коллоидными глинами.

Для успешного вскрытия глины выбрали раствор комплексно ингибированной добавкой системы КАИР до температуры +70°С и термостабилизированной системы КАИР-Т свыше +70°С бурением до проектируемой глубины 3950 м.

Бурение скважины с глубины 655 м проводились долотом 0393,7 мм, температура на забое составляла пределов +35°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и в интервале 2500 м достигает пределов +70°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в ингибированный растворов системы КАИР. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины в интервале 655-700 м.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР: портландцемент ПЦТ1-100, хлористый калий (КС1), КССБ-2, каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р=1,47г/см3; вязкость - Т = 63сек; водоотдача - В = 3см3; толщина глинистой корки - К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Qi =48дПа; за 10мин. -Qi0 = 96дПа; пластическая вязкость - ппл =34сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 45дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР: удельный вес р = 1,45г/см3; вязкость Т = 30сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. за 10мин. Qi0 = 9дПа; пластическая вязкость ппл = 15сПз; динамическое напряжение сдвига т0

= 21дПа.

Бурение скважины с глубины 2187м проводилось долотом 0295,3мм, температура на забое составляла пределов +65°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на проектной глубине 3950м достигает пределов +96°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в термостабилизированную ингибированную систему КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины интервале 2187 - 2234 м.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной термостабилизированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ1-100; хлористый калий (КС1); ФХЛС; Хромпик (№2Сг2О7или К2Сг2О7), каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р = 1,45 г/см3; вязкость - Т = 71 сек; водоотдача - В = 3 см3; толщина глинистой корки - К = 1 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Qi = 51дПа; за 10 мин. - Qi0 = 108дПа; пластическая вязкость - Ппл = 42сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 57дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированную термостабилизированную систему КАИР-Т: удельный вес р = 1,45 г/см3; вязкость Т=32 сек; водоотдача В=2см3; толщина глинистой корки К=0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. за 10мин. Q10=9дПа; пластическая вязкость Ппл =12сПз;

динамическое напряжение сдвига т0=18дПа.

По мере углубления скважины комплексные ингибированные растворы системы КАИР и термостабилизированный КАИР-Т для поддержания их свойств проводились путём ввода в растворы ингибиторы КАИР и КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворах, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH растворов поддерживалась пределов 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентами КССБ-2 и ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водными реагентами КССБ-2 и ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств растворов, растворы доингибировали.

Бурение скважины на ингибированном растворе системы КАИР в интервале 655 - 2i87 м и на термостабилизированной системы КАИР-Т в интервале 2187м и до фактической глубины 3922 м пройдено без осложнения, обсадные колонны 0324 мм, 0245 мм и 0140 мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 2. Скважина №156 пл. Северный Готурдепе заложен с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе

красноцветной толщи НКз

Конструкция скважины Проектная Фактическая

Направление 0 530 мм 30 м 30 м

Кондуктор 0 426 мм 400 м 400 м

1-я техническая колонна 0 324 мм 2000 м 1998 м

2-я техническая колонна 0 245 мм 4100 м 4100 м

Хвостових 0 178 мм 4300 м 4300 м

Бурение скважины №156 пл. Северный Готурдепе в интервале залегания акчагыльского яруса имеются 2-е пачки стратиграфические одинаковые по характеру чёрные глины: первая пачка находится в интервале 2368-2485м (117 м); вторая пачка ниже в интервале 2545-2625 м (80 м). Эти чёрные глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими высококолоидными пластичными чёрными глинами.

Было рекомендовано вскрытие пачек чёрных глин растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР до температуры +60°С и КАИР-Т свыше +60°С и ниже бурением до проектируемой глубины 4300м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 2000 м проводились долотом 0295,3 мм, температура на забое составляла +60°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на глубине 4300 м достигает +104°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексно-ингибированный растворов КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2Сг2О7), каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность р = 1,48г/см3; вязкость Т = 45 сек; водоотдача В = 3см3; толщина глинистой корки К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qi = 27дПа; за 10 мин. Qi0 = 56дПа; пластическая вязкость п™ = 27сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 36дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: плотность р = 1,45г/см3; вязкость Т = 30сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Q1 = ЗдПа; за 10мин. Qlo=6дПа; пластическая вязкость = 10сПз; динамическое напряжение сдвига Т0 = 15дПа.

По мере углубления скважины ингибированный термостабилизированный буровой раствор системы КАИР-Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор до ингибировали добавкой КАИР-Т путём ввода в циркулирующий раствор при бурении скважины.

Интервал 2000-4300 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0 245мм и 0 178мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 3. Скважина № 202 пл. Северный Готурдепе заложена с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе

красноцветной толщи полной мощности НК12

Конструкция скважины Проектная Фактическая

Направление 0 720 мм 10 м -

Удлинённое направление 0 530 мм 30 м 27 м

Кондуктор 0 426 мм 600 м 577 м

1-я техническая колонна 0 324 мм 2800 м 2805

2-я техническая колонна 0 245 мм 4800 м 3810 м

Эксплуатационная колонна 0 139,7 мм 5100 м 5006 м

Бурение скважины №202 пл. Северный Готурдепе в интервале залегания акчагыльского яруса имеются 2-е пачки стратиграфические одинаковые по характеру чёрные глины: первая пачка находится в интервале 2364-2482м (118м); вторая пачка ниже в интервале 2552-2632м (80м). Эти чёрные глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими высококолоидными пластичными чёрными глинами.

В связи с этим вскрытию чёрных глин произвели растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР

до температуры +60°С и КАИР-Т свыше +60°С и ниже бурением до проектируемой глубины 5100 м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 2224м проводились долотом 0393,7 мм, температура на забое составляла +60°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на глубине 5100 м по проекту достигает +119°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексно-ингибированный раствор КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2&2О7), каустическая сода (NaOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность р = 1,35 г/см3; вязкость Т = 58сек; водоотдача В = 3см3; толщина глинистой корки К = 1мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qi = 32дПа; за 10мин. Qio = 65дПа; пластическая вязкость цпл = 27сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 36дПа; водородный показатель рН = 8,7; температура на устье 30°С.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: плотность р = 1,45г/см3; вязкость Т = 40сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К=0,5мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qi = 15дПа; за 10мин. Qi0 = 21дПа; пластическая вязкость цпл = 11сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 18дПа; водородный показатель рН = 11.

Параметры ингибированного бурового раствора КАИР-Т при вскрытии продуктивных пластов в интервале бурения 5012 м: плотность р = 1,86 г/см3; вязкость Т = 40-50 сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Qi = 15дПа; за 10 мин. Qi0 = 21-33дПа; пластическая вязкость цпл = 11-15сПз; динамическое напряжение сдвига т0 = 18-21дПа; водородный показатель рН = 10-ii; температура на устье 45-50°С.

По мере углубления скважины ингибированный термостабилизированный буровой раствор системы КАИР -Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-T. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами. Значения водородного показателя pH раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор доингибировали добавкой КАИР-Т путём ввода в циркулирующий раствор при бурении скважины.

Интервал бурения с 2224 м по 5012 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0324 мм, 0245 мм и 0139,7 мм спущены без посадок и зацементированы.

Таблица 4. Скважина № 30 пл. Небитлидже заложена с целью эксплуатации залежей нефти в нижнем отделе

красноцветной толщи НК5

Конструкция скважины Проектная Фактическая

Направление 0 530 мм 30 м 30 м

Кондуктор 0 426 мм 600 м 600 м

1-я техническая колонна 0324 мм 1600 м 1600 м

2-я техническая колонна 0245 мм 3200 м 3200 м

Эксплуатационная колонна 0140 мм 3550 м хвостовик: 3045-3545 м

Бурение скважины №30 пл. Небитлидже обусловлено большим содержанием глинистых пород по всему разрезу скважины достигающей 70% и больше. Эти глины при бурении представляют определённые трудности, связанные с осложнением вызванными сужениями и обвалами стенок ствола скважины. Всё это происходит вследствие, неустойчивых горных пород слагающими коллоидными глинами.

В связи с этим было предложено вскрыть глины растворами комплексно ингибированной добавкой КАИР до температуры +70°С и КАИР-Т свыше +70°С и ниже бурением до проектируемой глубины 3550 м.

Испытания проводились с целью подтверждения технологической и экономической эффективности растворов КАИР и КАИР-Т.

Бурение скважины с глубины 1600м проводились долотом 0295,3 мм, температура на забое составляла в пределах +55°С. В связи с тем, что температура в скважине поинтервально возрастает и на проектной глубине 3550 м достигает в пределах +90°С, было принято решение произвести перевод бурового раствора в комплексный ингибированый растворов КАИР-Т. Перевод осуществляли без остановки в процессе бурения скважины.

Основные материалы для перевода бурового раствора комплексной ингибированной добавкой КАИР-Т: портландцемент ПЦТ 1-100; хлористый калий (KCL); ФХЛС; Хромпик (Na2Cr207 или К2Сг2О7), каустическая сода (NOH), ПАВ ХТ-48.

Параметры бурового раствора до перевода: плотность - р = 1,47 г/см3; вязкость - Т = 63 сек; водоотдача - В=

3 см3; толщина глинистой корки - К = 1 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. - Qi = 48дПа; за 10 мин. -Qi0 = 96дПа; пластическая вязкость - qnjl = 34сПз; динамическое напряжение сдвига - т0 = 45дПа.

Параметры бурового раствора после перевода в ингибированный КАИР-Т: удельный вес - р = 1,45 г/см3; вязкость Т = 30 сек; водоотдача В = 2см3; толщина глинистой корки К = 0,5 мм; статическое напряжение сдвига за 1мин. Q1 = 6дПа; за 10 мин. Q10 = 9дПа; пластическая вязкость цпл = 15сПз; динамическое напряжение сдвига Т0 = 21дПа.

По мере углубления скважины ингибированный термостабилизированный буровой раствор системы КАИР -Т поддерживание его свойства проводились путём ввода в раствор ингибитора КАИР-Т. Нефть хорошо эмульгировалась в растворе, обладая смазочными свойствами [3]. Значения водородного показателя рН раствора поддерживалась в пределах 10-12, добавками каустической соды. Снижение водоотдачи достигалась обработкой раствора реагентом ФХЛС. Уменьшение вязкости достигалось обработкой раствора водой или водным реагентом ФХЛС. При увеличении структурно-механических свойств раствора, раствор доингибировали.

Интервал 1600-3550 м пройден без осложнений, обсадные колонны 0245 мм и хвостовик 0 140 мм спущены без посадок и зацементированы.

ВЫВОДЫ:

1. Ингибированные растворы добавками КАИР и КАИР-Т экономичны и технологичны. Применение их в заглинизированных разрезах обеспечивает увеличение механической скорости бурения за счёт подавления коллоидальных глин.

2. Ингибированные растворы добавками КАИР и КАИР-Т препятствуют быстрому увлажнению глинистых минералов за счёт водорастворимых щелочных гидролизатов портландцемента и ионов калия, которые способны связать воду в весьма стойкие гидраты.

3. КАИР-Т, за счёт уникального действия соли хромовой кислоты, обеспечивает более высокое ингибирование раствора в условиях пластовых температур достигающих +100°С и более.

4. С применением комплексных ингибированных растворов системы КАИР и КАИР-Т (термостабилизированный) на нефтегазовых площадях Туркменистана в разрезах содержащих глинистые породы прекратились сужение ствола скважины, обвалы и прихваты бурильного инструмента. Все обсадные колонны спущены без посадок и зацементированы.

Список литературы /References

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. С. 42-57.

2. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г., Мантрова С.В., Джамиев М.Я. Комплексный добавка КАИР буровых

растворов для бурения скважин в сложных геологических условиях / Сборник трудов института

«Nebitgazylmytaslama» 2 (29) выпуск. A: ТДНГ, 2012. Стр. 315-319.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

3. Деряев А.Р., Гулатаров Х.Г., Мантрова С.В. Рекомендации по использованию буровых растворов/

Сборник трудов института нефти и газа, 8 выпуск. A: ТДНГ. 2014. Стр. 249-259.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.