Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Современное состояние бурения нефтяных и газовых скважин характеризуется неуклонным ростом их глубины. Особенно ин­тенсивно растет глубина разведочных скважин. Так, в настоя­щее время объем проходки по разведочным скважинам глуби­ной более 3000 м составляет по Миннефтепрому более поло­вины всего объема проходки в разведочном бурении [87]. Ско­рости бурения (особенно разведочного) при этом невысоки и для скважин глубиной более 3500 м составляют 220— 290 м/ст.-мес. Графики показателей аварийности по Министер­ству нефтяной промышленности за 1971—1975 гг. приведены на рис. 1.

Прихваты — одно из наиболее серьезных препятствий улуч­шения показателей бурения. Ежегодно по Министерству нефтя-

Рис. 1. Графики показателей аварийности в бурении по Миннефтепрому за 1971—1975 гг.:

1 — проходка, млн. м; 2 — коммерческая скорость, м/ст.-мес: 3 — число аварий;

4— аварийное время, тыс. ч; 5 — отношение аварийного времени Ка к 1000 м проходки; 6 число прихватов; 7 — время, затраченное на ликвидацию прихватов, тыс. ч.

ной промышленности регистрируются около 500 прихватов с аварийным временем около 500 тыс. ч, что составляет полови­ну всех затрат времени на аварийные работы. Сложность ава­рий, связанных с прихватами, зачастую вынуждает ликвиди­ровать скважины по техническим причинам. Так, из общего чис­ла скважин, ликвидированных по техническим причинам в 1971—-1973 гг., 36% ликвидировано в результате прихватов ко­лонн бурильных труб [87]. Убытки, понесенные в связи с при­хватами в 1973 г., составили около 45 млн. руб., а затраты вре­мени, приходящиеся на один прихват, равнялись:

Год………………………………………………………… 1970 1971 1972 1975

Затраты времени, ч…………………………………. 1023 1044 1026 991

В табл. 1 приведены некоторые показатели аварийности, связанные с прихватом, по некоторым предприятиям Министер­ства нефтяной промышленности за 1971—1975 гг.

Из табл. 1 видно, что показатель Коп, характеризующий от­ношение аварийного времени, потерянного вследствие прихва­тов, к 1000 м проходки по объединениям Азнефть, Каспмор — нефть, Грознефть, Нижневолжскнефть, Укрнефть, Грузнефть и Узбекнефть значительно больше средней величины Коп в це­лом по Министерству нефтяной промышленности.

В табл. 2 приведены сравнительные показатели аварийно­сти по некоторым предприятиям Министерства нефтяной про­мышленности за 1971 и 1975 гг.

Анализ данных табл. 1 и 2 показывает, что, несмотря на увеличение объема бурения в отрасли с 9832,6 до 11659,7 тыс. м за период 1971—1975 гг., общее число аварий сократилось с 1967 до 1411, а время, потерянное вследствие аварий, — с 1209,9 до 939,9 тыс. ч. Наиболее распространенные в 1975 г. (по числу и потерянному аварийному времени) аварии — при­хваты колонн труб.

Из данных табл. 2 видно, что, несмотря на значительное уменьшение затрат времени на ликвидацию прихватов в 1975 г., процентное отношение этих затрат к общим затратам времени на ликвидацию аварий в целом по отрасли осталось на уровне 1971 г.

Существенные факторы, ухудшающие технико-экономические показатели бурения на большинстве указанных в табл. 2 пред­приятий, — очень сложные условия проходки и большая глуби­на скважин, особенно в разведочном бурении.

В табл. 3 приведены данные о распределении прихватов (по причинам их возникновения) в районах Советского Союза с наиболее сложными условиями бурения за 1970—1974 гг.

Анализ приведенных в табл. 3 данных показывает, что бо­лее половины прихватов произошло вследствие нарушения ре­жима промывки.

Предприятие	Год	Проходка, тыс. м	Отношение, %	^оп’ ч/IOOOm	Время, затра­ченное на лик­видацию, ч
ra2/rti	t./tt	1 ава­рии	1 при­хвата
Туркменнефть	1971	384,1	36,8	56,8	110,4	1097	1696
	1972	328,8	31,8	37,6	43,8	934	1108
	1973	334,6	44,0	44,3	46,3	700	705
	1974	355,0	33,3	30,7	41,7	1004	925
	1975	380,0	32,6	28,8	56,8	1742	1543
Укрнефть	1971	512,1′	31,2	39,4	99,8	1038	1310
1972	356,4	35,1	48,0	143,9	1443	1973
	1973	320,9	33,3	49,2	149,6	1627	2400
	1974	274,3	31,5	34,9	99,2	1443	1600
	1975	265,6	52,6	45,2	120,0	1850	1590
Грознефть	1971	192,7	47,3	64,1	309,8	1002	1357
1972	154,7	33,8	43,0	250,2	1325	1683
	1973	149,0	57,3	46,6	282,6	1531	1914
	1974	153,0	34,1	47,1	241,8	1784	2467
	1975	125,2	25,6	72,6	334,7	1479	4190
Каспморнефть	1971	313,7	53,2	52,7	275,4	2645	2618
1972	293,4	60,5	68,8	394,8	3926	4469
	1973	339,8	77,5	68,8	249,0	3073	2729
	1974	356,6	72,1	67,2	229,1	1993	1857
	1975	360,7	65,9	69,8	258,1	3251	3448
Белоруснефть	1971	156,1	42,8	50,8	59,6	523	620
1972	170,7	32,0	35,0	20,5	400	438
	1973	195,3	36,6	59,3	81,4	654	1060
	1974	230,5	17,9	27,0	14,3	436	660
	1975	238,4	38,7	34,1	18,9	426	375
Нижневолжскнефть	1971	295,0	30,8	55,3	115,3	310	557-
	1972	325,2	23,8	60,1	150,4	431	1087
	1973	303,4	28,2	56,4	167,4	678	1155
	1974	296,4	24,0	36,2	69,2	469	707
	1975	255,6	33,1	49,4	155,3	618	923
Азнефть	1971	375,6	64,2	79,3	327,0	2315	2860
1972	409,9	52,8	62,0	249,3	2290	2689
	1973	402,7	52,9	64,8	208,8	2543	3115
	1974	351,3	51,0	49,7	207,8	2996	2920
	1975	345,6	71,4	54,5	204,3	4629	3530
Краснодарнефтегаз	1971	376,2	17,0	39,6	74,7	526	1222
	1972	223,0	29,8	53,6	52,9	468	843
	1973	238,8	31,0	34,5	33,1	545	608
	1974	194,4	36,1	24,0	21,6	486	323
	1975	217,6	11,4	18,1	16,1	551	875
Эмбанефть	1971	30,5	83,3	89,6	282,0	1600	1720
	1972	27,8	20,0	15,4	1,4	520	400
	1973	50,0	42,3	58,7	148,0	1800	2467
	1974	57,8	25,0	22,9	32,9	1038	950
	1975	87,4	58,3	95,1	246,0	1883	3071
Дагнефть	1971	191,9	42,8	43,9	120,4	1503	1540
1972	176,0	23,1	43,9	105,1	1619	3083

Предприятие	Год	Проходка, тыс. м	Отношение, %	^оп’ ч/ЮОО м	Время, затра­ченное на лик­видацию, ч
пг! п1	^ zl^l	1 ава­рии	1 при­хвата
Дагнефть	1973	152,7	32,4	37,9	74,0	805	942
1974	97,3	44,7	49,6	174,7	903	1000
	1975	95,3	34,2	57,9	260,2	1126	1908
Саратовнефтегаз	1971	97,6	23,0	51,9	269,5	831	1879
1972	116,1	33,3	53,2	157,6	604	963
	1973	129,3	37,2	56,4	109,0	581	881
	1974	117,5	36,2	62,7	184,7	736	1276
	1975	105,6	27,3	22,6	81,4	1155	956
Таджикнефть	1971	74,1	43,8	76,7	155,2	938	1643
1972	72,8	61,1	81,2	153,8	767	1018
	1973	49,3	27,3	51,9	304,3	1314	2500
	1974	49,4	17,4	2,2	8,1	809	100
	1975	52,5	66,7	72,2	350,5	1063	1150
Грузнефть	1971 1972	22.5 21.6	22,2 35,7	45,2 44,4	662,2 550,9	1222 1914	2483 2380
	1973	17,0	29,2	63,2	1011,8	1133	2457
	1974	22,1	30,8	89,9	561,1	1062	3100
	1975	25,2	42,1	63,3	349,2	732	1100
Ставропольнефтегаз	1971 1972	441.2 377.3	10,9 11,1	22,3 30,1	14,5 26,2	312 457	640 1238
	1973	366,1	14,1	29,9	16,1	308	656
	1974	339,5	16,7	26,5	12,7	338	538
	1975	324,1	15,8	3,5	2,5	605	133
Узбекнефть	1971	152,7	33,3	29,5	89,7	1031	913
1972	111,3	36,4	30,9	119,5	980	831
	1973	95,4	42,1	44,5	214,9	1213	1281
	1974	91,1	51,1	42,8	262,3	1242	1039
	1975	89,5	42,9	63,7	233,5	1171	1742
У дмурнефть	1971 1972	60,8 83,5	33,3 20,0	42,9 10,0	4,9 0,4	233 60	300 30
	1973	106,3	50,0	7,5	2,8	500	75
	1974	114,9	36,4	20,0	3,5	182	100
	1975	144,6	25,0	21,1	2,8	413	200
Киргизнефть	1971 1972	60,5 57,8	38,5 25,0	50,7 32,2	57,9 81,3	531 730	700 940
	1973	48,7	29,4	24,7	37,0	429	360
	1974	40,3	55,6	15,5	42,2	1222	340
	1975	38,9	22,2	33,8	69,4	889	1350
В целом по Министерству	1971 1972	9832.6 9854.6	30,2 32,0	51.3 51.4	63,2 56,1	615 640	1044 1026
нефтяной промышлен-	1973	10545,5	32,3	50,6	48,6	618	969
ности	1974	10980,4	32,8	45,0	37,7	631	865
	1975	11659,7	34,6	51,5	41,5	666	991

Примечание, rii и пг—соответственно число аварий и прихватов; U и U — вре­мя, потерянное, соответственно, от общего числа аварий и прихватов.

Предприятие	Аварии		В том	числе
ЧИСЛО	время,	тыс. ч	аварии с обсадными цемент число	трубами и неудачное лрование время» тыс. ч
	1971 г.	1975 г.	1971 г.	1975 г.	1971 г.	1976 г.	1971 г.	1975 г.
Татнефть	121	91	14,7	11,7	18	9	1,6	1,2
Башнефть	243	231	21,9	30,1	20	15	4,4	3,0
Куйбышевнефть	62	64	25,8	12,3	3	10	1,9	4,4
Пермнефть	130	137	18,0	20,1	14	22	3,0	7,0
Туркменнефть	68	43	74,6	74,9	7	6	3,4	1,8
Укрнефть	125	38	129,7	70,3	4	2	5,6	10,3
Грознефть	93	39′	93,2	57,7	9	1	9,1	0,1
Каспморнефть	62	41	164,0	133,3	10	5	17,9	16,1
Оренбургнефть	67	96	18,4	25,2	3	6	0,3	1,7
Коминефть	94	73	39,8	19,6	4	8	1,8	1,1
Белоруснефть	35	31	18,3	13,2	5	3	2,0	0,6
Нижневолжскнефть	198	130	61,3	80,4	6	10	3,8	9,7
Азнефть	67	28	155,1	129,6	4	1	7,3	4,1
Краснодарнефтегаз	135	35	71,0	19,3	10	3	3,0	2,2
Эмбанефть	6	12	9,6	22,6	—	2	,—	0,4
Сахалиннефть	41	26	26,5	15,5	5	1	2,2	0,6
Дагнефть	35	38	52,6	42,8	4	1	2,2	6,0
Саратовнефтегаз	61	33	50,7	38,1	8	7	3,8	12,8
Таджикнефть	16	24	15,0	25,5	—1	1	,—1	0,9
Грузнефть Узбекнефть	27 45	19 28	33,0 46,4	13,9 32,8	2 5	1 1	4.4 7.4	1,0 0,7
В целом по Министерству	1967	1411	1209,9	939,9	154	149	90,0	101,7
(100,0)	(100,0)	(100,0)	(100,0)	(7,8)	(10,5)	(7,4)	(10,8)

Предприятие	В том числе
поломка бурильных труб	прихваты
число	время,	тыс. ч	число	время,	тыс. ч
1971 г.	1975 г.	1971 г.	1975 г.	1971 г.	1975 г.	1971 г.	1975 г.
Татнефть	7	9	2,5	3,0	45	35	7,9	5.0
Башнефть	37	39	3,4	3,2	49	75	5,9	16,8
Куйбышевнефть	15	11	2 Д	1,4	19	12	12,1	3,5
Пермнефть	15	14	2,5	0,5	31	56	7,3	8,1
Туркменнефть	9	13	19,8	39,1	25	14	42,4	21,6
Укрнефть	41	7	37,2	14,0	39	20	51,1	31,8
Г рознефть	17	18	17,0	10,8	44	10	59,7	41,9
Каспморнефть	9	4	35,4	18,1	33	27	86,4	93,1
Оренбургнефть	3	16	0,5	1,9	22	25	8,5	10,1
Коминефть	26	20 .	11,5	1,3	19	19	13,1	16,0
Белоруснефть	8	13	3,0	6,4	15	12	9,3	4,5
Нижневолжскнефть	32	49	8,0	24,4	61	43	34,0	39,7
Азнефть	12	5	19,1	45,5	43	20	123,0	70,6
Краснодарнефтегаз	40	18	14,4	5,0	23	4	28,1	3,5
Эмбанефть	—	2	—	0,5	5	7	8,6	21,5
Сахалиннефть	12	7	7,8	6,4	11	14	11,1	6,2
Дагнефть	7	8	9,0	6,8	15	13	23,1	24,8
Саратовнефтегаз	12	5	4,6	9,0	14	9	26,3	8,6
Таджикнефть ■	7	2	2,1	3,2	7	16	11,5	18,4
Грузнефть	8	3	10,9	3,4	6	8	14,9	8,8
Узбекнефть	8	6	13,0	6,0	15	12	13,7	20,9
В целом по Министерству	385	299	250,6	226,5	595	488	621,0	483,7
	(19,6)	(21,2)	(20,7)	(24,1)	(30,3)	(34,5)	(51,3)	(51,5)

Примечание. В скобках указаны соответствующие показатели в процентах.

Причины прихватов	Дагнефть
	число	%
Заклинивание инструмента при подъеме	12	24,5
Действие перепада давления	10	20,4
Заклинивание инструмента при спуске	9	18,4
Обвалообразование и осыпи	10	20,4
Заклинивание инструмента в суженной час­ти ствола при проработке	3	6,2
Заклинивание инструмента посторонними предметами	1	2,0
Заклинивание долот (алмазных и ИСМ)	—	—
Заклинивание долот при вращении на забое	—	—
Сальникообразование	—	—
Сужение ствола в интервалах залегания пластичных глин и солей	—	—
Прочие	4	8,1
Всего	49	100,0
В том числе прихваты, зависящие от ре­жима промывки	20	41,0

Нижневолжск- нефть	Каспморнефть	Туркменвефть	Белоруснефть
число	%	число	%	число	%	число	%
29	15,3	12	8,6	8	13,1	4	11,1
41	21,6	— 65	46,8	32	52,5	<-	—
16	8,4	8	5,7	3	4,9	9	25,0
34	17,9	13	9,3	10	16,4	3	8,3
15	7,8	12	8,8	1	1,6	—	—
6	3,2	1	0,7	2	3,3	—	—
32	16,8	4	2,9	2	3,3	—	—
16	8,5	14	.10,0	t—	—■	—	—
—	—	9	6,5	3	4,9	—	—
—	—	—	—	—	-ч	17	47,2
1	0,5	1	0,7		<-	3	8,3
190	100,0	139	100,0	61	100,0	36	100
75	38,5	87	62,5	45	74,0	22	61,0

Причины прихватов	Сахалиннефть	Коминефть
число	%	число	%
Заклинивание инструмента при	23	20,2	11	18,6
подъеме
Действие перепада давления	26	22,8	14	23,7
Заклинивание инструмента при	17	14,9	14	23,8
L.1JL У’-ЛС Обвалообразование и осыпи	31	27,2	4	6,8
Заклинивание инструмента в су­	—,	‘	3	5,1
женной части ствола при про­работке Заклинивание инструмента по­
2	1,8	4	6,8
сторонними предметами
Заклинивание долот (алмазных	3	2,6	—	—
и ИСМ)
Заклинивание долот при враще­	10	8,7	7	11,8
нии на забое
Сальникообразование	1	0,9	2	3,4
Сужение ствола в интервалах	—	—	—	—
залегания пластичных глин и солей
Прочие	1	0,9	—	—.
Всего	114	100,0	59	100,0
В том числе прихваты, зависящие от режима промывки]	57	50,0	20	34,0

Укрнефть	Г рознефть	Азнефть	Итого
число	%	число	%	число	%	число	%
20	18,8	23	14,4	16	13	158	14,9
26	24,5	63	39,5	44	35,8	321	31,6
22	20,8	14	8,8	14	11,4	126	12,2
19	18	20	12,5	25	20,3	169	16,3
5	4.,7	—	“1	10	8,1	49	4,7
—	1—	—	—	1	0,8	17	1,6
—		8	5,0	—		49	4,7
—	■ —	5	3,1	—	—1	52	5,0
11	10,4	16	10,0	11	9,0	53	5,0
2	1,9	4	2,5	—>	1—’	23	2,2
,1	0,9	6	4,2	2	1,6	19	1,8
106	100,0	159	100,0	123	100,0	1036	100,0
58	55,0	103	65,0	80	65,0	567	55,0

Данные о распределении прихватов с учетом глубины их возникновения и плотности бурового раствора (в процентном отношении) за 1970—1974 гг. приведены соответственно в табл. 4 и 5.

Таблица 4 Предприятие Общее число при­хватов Распределение прихватов (в %) (в м) та интервалам глубин 0—500 500—1000 1 000— 1500 1 500— 2000 2000— 2500 Сахалиннефть 114 1,8 7,9 8,7 14,0 22,0 Белоруснефть 36 5,5 2,8 5,5 8,4 22,2 Туркменнефть 61 —. 13,2 6,6 9,8 14,7 Дагнефть 49 6,6 6,2 6,2 13,4 8,2 Нижневолжскнефть 190 1,6 4,7 5,2 8,4 17,8 Каспморнефть 139 5,8 7,2 10,8 4,3 7,9 Г рознефть 159 — 2,5 3,8 10,6 12,5 Азнефть 123 0,8 4,1 6,5 11,4 12,2

Продолжение табл. 4 Предприятие Распределение прихватов (в %) по интервалам глубин (в м) 2500— 3000 3000— 3500 3500— 4000 4000— 4500 4500— 5000 >5000 Сахалиннефть 22,8 5,2 _ ( Белоруснефть 22,2 19,5 11,1 2,8 — f .—■ Туркменнефть 8,2 14,7 18,0 8,2 6,6 ■— Дагнефть 10,1 14,3 20,2 10,1 4,1 — Нижневолжскнефть 13,2 15,3 11,0 11,0 7,4 .— Каспморнефть 10,8 18,0 17,3 16,5 1,4 — Грознефть 12,5 12,5 19,5 12,0 8,7 5,5 Азнефть 13,8 13,7 13,8 15,5 1,6 1,6

Таблица 5 Предприятие Распределение прихватов (%) в соответствии с плотностью го раствора (г/см*) бурово- >1,2 1,2—1,4 1,4—1,6 1,6—1,8 1,8—2,0 2,0—2,2 2,2— 2,4 Сахалиннефть 36,0 64,0 / _ ( _ j _ „ _ Белоруснефть 22,2 61.0 8,4 8,4 — — — Туркменнефть —. 26,2 28,0 21,3 16,4 6,5 1,6 Дагнефть 10,2 61,2 12,3 10,2 —i 4,1 2,0 Нижневолжскнефть 23,2 70,1 6,8 ,— — i—i — Каспморнефть — 10,1 10,8 20,8 41,0 15,8 1,5 Грознефть 7,5 24,5 26,8 7,5 11,2 22,4 —4 Азнефть 6,5 16,3 9,7 22,8 37,4 7,3

Причины	Число ликвидирован­ных скважин	Итого
1973 г.	1974 г.	1975 г.	число	%
Прихваты колонн	56	36	35	127	30,6
Аварии с обсадными трубами	37	46	7	90	21,8
Осложнения	32	25	25.	82	19,9
Фонтанирование и выбросы	6	6	12	24	5,9
Прочие	29	38	26	93	21,8
Всего	160	151	105	416	100,0

Многие скважины в отрасли списывают по техническим при­чинам. Так, за 1971—1975 гг. было списано 653 скважины, при­чем затраты на одну ликвидированную скважину по Министер­ству нефтяной промышленности в среднем составили 930 тыс. руб.

В табл. 6 приведены причины ликвидации скважин по ми­нистерству за 1973—1975 гг.

На возникновение прихватов в определенной степени влия­ют естественные условия бурения: мощные толщи проницае­мых пород, а также пород, склонных к обвалообразованиям; зоны с аномальными давлениями и температурами; солевая и термосолевая агрессии окружающей среды; большая глубина бурения.

Из практики бурения известны случаи, когда работы, про­водимые для предотвращения одного вида осложнений, приво­дят к возникновению других осложнений или аварий. Напри­мер, увеличение плотности бурового раствора для предупреж­дения обвалообразований и выбросов, нередко вызывает при­хваты или поглощения раствора.

С возрастанием времени бурения в соответствии с повы­шением глубины скважин и широким внедрением компоновок низа бурильной колонны, включающих УБТ большой длины и диаметра, увеличивается число прихватов бурильного инстру­мента вследствие заклинивания.

В СССР работы по совершенствованию средств и способов предупреждения прихватов в течение последних 10—15 лет про­водили по следующим направлениям: улучшение свойств буро­вого раствора, увеличение его смазочной способности в резуль­тате ввода сырой нефти и графита, добавок на основе окислен­ного петролатума, смеси гудронов, синтетических жирных кис­лот; улучшение систем очистки и приготовления бурового ра­створа; повышение качества бурильных труб; применение УБТ профильного сечения; использование в компоновках низа бу-

1 Z 3 0 5 S 7

5 Z S 14

fi

1 ь

_в 0

Причины прихватов:

а — перепад давления; б — заклинивание инструмента; в — заклинивание в желобных выработках; г — обвалообразования; д — нарушение режима промывки.

Объединения:

/ — Краснодарнефтегаз; II — Грознефть; III — Дагнефть; IV — Ставропольнефтегаз

Способы ликвидации прихватов:

I — установка нефтяных ванн; 2 — установка кислотных и водяных ванн; 3 — работа шнуровыми торпедами; 4 — промывка нефтью; 5 — забуривание нового ствола; 6 — обу — ривание прихваченных труб; 7 — работа ясами; 8 — работа кумулятивными торпедами; 9 — отбивка инструмента ротором; 10 — промывка водой; 11 — применение лафетных, колец; 12 — расхаживание инструмента; 13 — работа райбером вдоль УБТ; 14 — авария не ликвидирована.

рильной колонны центрирующих устройств; предупреждение искривления ствола скважины и желобообразования и улучше­ние общей технологии.

Способы ликвидации прихватов очень разнообразны (рис. 2).

Из диаграммы рис. 2 видно, что в южных районах страны с помощью установки нефтяных ванн ликвидируют 40—80%’ прихватов, возникших вследствие действия перепада давления, и 20—40% прихватов, возникших в результате заклинивания колонн в суженной части ствола скважины. Ликвидировать при­хваты, возникшие вследствие обвала пород, чрезвычайно труд­но, так как приходится или фрезеровать прихваченную часть колонны, или устанавливать цементный мост и забуривать но­вый ствол.

В настоящее время в СССР широко используют следующие средства и способы предупреждения и ликвидации прихватов: растворы на углеводородной основе; растворы, обработанные лигносульфонатными реагентами, эффективные смазочные до­бавки (СМАД, СГ, ОЖК) и ПАВ; центрирующие элементы оснастки бурильной колонны, уменьшающие площадь контакта
се со стенками скважины; механические и гидромеханические устройства; нормирование плотности бурового раствора и расхо­да смазочных добавок; УБТ профильных сечений; профилемет — рия и своевременное разрушение желобов специальными ком­поновками и взрывами гибких торпед; предупреждение естест­венного всплывания рабочих агентов ванн; предупреждение искривления стволов путем использования специальных компо­новок низа бурильной колонны; выбор конструкции скважин с учетом недопущения совместного вскрытия горизонтов с раз­личными градиентами пластовых давлений и резкого повышения скорости бурения.

Этот комплекс технико-технологических мероприятий дол­жен внедряться на основе организации централизованного про­изводства и снабжения предприятий следующими материалами: эффективными смазочными добавками; УБТ профильных сече­ний; центраторами; стабилизаторами соответствующих конст­рукций; амортизирующими устройствами; устройствами для ликвидации прихватов (ударного, гидравлического и вибраци­онного принципа действия); высококачественными утяжелите­лями; ПАВ специального назначения; элементами оснастки бу­рильной колонны, уменьшающими фактическую площадь кон­такта со стенками скважины.

Комментарии запрещены.