Содержание к диссертации
Введение
1 Горно-геологические условия стротельства скважин на месторождениях оренбургского региона
1.1 Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области 8
1.2 Осложнения при бурении скважин 17
1.3 Конструкции скважин при строительстве скважин по структурно-формационным районам 19
1.4 Горно-геологическая характеристика интервалов поглощений по структурно-формационным районам 20
1.5 Гидродинамическая характеристика зон поглощений при бурении скважин 24
1.6 Анализ технологий борьбы с поглощениями и постановка цели и задач исследований 29
2 Горно-геологические и технологические факторы условий поглощения буровых растворов
2.1 Определение индексов поглощения буровых растворов 39
2.2 Исследование поглощающих пластов 47
2.3 Разработка методик для расчета параметров зон поглощения 50
2.4 Классификация условий поглощения буровых растворов и
способы ликвидации поглощений буровых растворов 60
3. Разработка технологий изоляции зон поглощения
3.1 Повышение индексов поглощения способом гидродинамической кольматации проницаемых коллекторов 64
3.2 Наполнители буровых растворов и способы их применения при ликвидации зон поглощения 64
3.3 Разработка технологии ликвидации поглощений с использованием буферных тампонов 72
3.4 Требования к технологии изоляции зон поглощения с использованием буферных тампонов 82
3.5 Составы и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах 91
3.6 Разработка составов и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах 97
3.7 Составы и свойства композиционных материалов для ликвидации катастрофических поглощений 104
3.8 Развитие способов изоляции катастрофических поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах с использованием композиционных материалов 120
4 Технико-экономическая эффективность внедрения разработок в производство
4.1 Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов 123
Основные выводы и рекомендации 143
Список использованных источников 144
Приложение А 153
Приложение Б 157
- Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области
- Определение индексов поглощения буровых растворов
- Наполнители буровых растворов и способы их применения при ликвидации зон поглощения
- Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов
Введение к работе
Актуальность проблемы
Одним из распространенных и тяжелых видов осложнений, встречающихся при бурении скважин, является поглощение буровых и тампонажных растворов. Зоны поглощения буровых и тампонажных растворов, а также градиенты их возникновения, при проектировании строительства скважин служат определяющими критериями обоснования выбора конструкции скважин, гидравлических программ промывки скважин, способа цементирования при разобщении пластов и во многом определяют трудоемкость и материалоемкость строительства скважин.
В этих условиях повышение технико-экономических показателей строительства скважин определяется эффективностью методов профилактики и ликвидации поглощений при разбуривании разреза.
При вскрытии продуктивных отложений в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) горизонтальными участками стволов скважин градиенты забойного давления могут превышать индексы поглощения даже при отсутствии начальной открытой трещиноватости массива пород в коридоре их проводки. При этом резко возрастают требования к качеству буровых растворов с целью исключения дифференциальных прихватов и сохранения продуктивности формаций при проникновении растворов в пласт при проведении изоляционных работ.
Сложность решения проблемы борьбы с поглощениями определяется многообразием взаимосвязей горно-геологических условий их возникновения и технологических факторов, действующих в процессе бурения скважины. Решение проблемы борьбы с поглощениями приводит к выделению ряда самостоятельных задач в области геологии, физики пласта, гидравлики, сопротивления материалов, реологии нетвердеющих вязкопластичных и
5 твердеющих тампонажных растворов, условий движения суспензий и твердых частиц в поровой среде и трещинах горных пород и др.
Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями буровых растворов внесли отечественные исследователи В.И. Крылов, И.И. Вахромеев, И.А. Сидоров, МИ. Сухенко, В.В. Мищевич, Л.М., М.А. Котяхов, Л.М. Ивачев, М.В. Курочкин, М.Р. Мавлютов, В.Г Ясов., В.Н. Поляков и др.
Работами этих исследователей показана природа осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их эффективного применения.
Настоящий этап развития нефтяной и газовой индустрии в России характеризуется выходом на большие глубины, увеличением объемов буровых работ для поддержания добывных мощностей на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки с аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД). К этому также необходимо отнести выход на освоение месторождений Восточной Сибири, разрезы которых отличаются высокой трещиноватостью пород при градиентах первоначальных пластовых давлений ниже гидростатических давлений.
Рост глубин скважин, АНПД продуктивных отложений при их вскрытии на месторождениях на поздней стадии разработки, а также необходимость освоения новых нефтегазовых провинций с широким распространением трещинных пород с АНПД значительно увеличили тяжесть осложнений, связанных с поглощениями.
В этих условиях разработанные технологии борьбы с поглощениями, включающие способы определения параметров зон поглощения, проведения расчетов при планировании изоляционных операций, а также используемые материалы и тампонажные составы требуют совершенствования.
Это приводит к росту прямых затрат, связанных с изоляцией зон поглощения, а также затрат, связанных с устранением последствий неудачного
разобщения пластов при креплении скважин, связанных с поглощениями цементных растворов.
Другой проблемой является сохранение продуктивности формаций при изоляции зон поглощения и надежная изоляция трещин, которые, как правило, являются на поздней стадии разработки месторождений с АНПД каналами гидропроводности и обводнения скважин при добыче, что делает проведение буровых работ нерентабельным.
Цель работы
Повышение эффективности борьбы с поглощениями буровых растворов путем совершенствования систематизации условий осложнений, определяющих выбор технологии изоляции, упрощения и повышения точности методик для инженерных расчетов параметров осложнения, привлечения новых материалов при общем их сокращении и унификации, а также разработки новых составов и способов их доставки в зону поглощения.
Основные задачи исследований
Усовершенствование методики расчета параметров зоны поглощения.
Обоснование классифицирующих признаков для выбора способов борьбы с осложнением.
Повышение эффективности существующих технологий борьбы с осложнением при сокращении номенклатуры применяемых материалов и максимальной их унификации при строительстве скважин.
Разработка новых составов, материалов и способов ликвидации осложнений повышенной сложности.
Научная новизна
Предложена методика расчета эквивалента раскрытия трещин пород поглощающего пласта.
Предложена и обоснована методика расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов для тампонажа горных пород.
Разработаны новые составы и способы их доставки в зону поглощения при ликвидации осложнений повышенной сложности.
7 Практическая ценность
Разработана временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении нефтяных и газовых скважин.
Повышена успешность ликвидации частичных поглощений при бурении скважин до 98 % и ликвидации осложнений повышенной сложности до 90%, что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбургтеология»). Экономический эффект от внедрения разработок составил 74,4 млн. рублей.
На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработаны:
- методика расчета параметров зон поглощения;
-методика расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов;
буферные тампоны для тампонажа трещинно-кавернозных коллекторов зон поглощения;
способ тампонажа трещиноватых горных пород (патент 2277574 РФ);
- повышена эффективность использования наполнителей.
Выполненные исследования по разработке технологий тампонажа горных
пород при бурении нефтяных и газовых скважин выявили свою эффективность при строительстве скважин.
Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. тех. наук Гороновичу С.Н., д-ру технических наук, профессору Овчинникову В.П., за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д-ру технических наук, профессору Генделю Г.Л., директору Оренбургского филиала ООО «Бургаз», канд. тех. наук Кобышеву Н.П., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.
Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области
В стратиграфическом плане разрез установленной нефтегазоносности района представлен кайнозойской, мезозойской и палеозойской группами отложений.
Начало осадконакопления на территории Оренбургской области относится к верхнему протерозою, когда были сформированы рифейский и вендский комплексы, ордовикская и силурская системы.
Нижний нефтегазоносный комплекс отложений Оренбургской области представлен девонской системой в стратиграфическом объеме всех трех отделов с выпадающими осадками в пределах сводового поднятия Оренбургского вала. В литолого-фациальном плане отложения девона представлены широким спектром осадков и генезиса. Глубоководные глинисто-карбонатные отложения приурочены к Предуральскому краевому прогибу и Прикаспийской синеклизе. Мелководные карбонатные, местами биогермные, глинисто-карбонатные, терригенно-карбонатные отложения приурочены к Татарскому своду, Бузулукской впадине, Восточно-Оренбургскому содовому поднятию, Соль-Илекскому своду. Каменноугольная система на территории области представлена тремя отделами карбона. Отложения нижнего отдела турнейского яруса выпадают в юго-западной части Бузулукской впадины, Татарском своде и на стыке Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской синеклизы. Глубоководные отложения представлены известняками с прослоями мергелей, мелководные - известняками и терригенными породами. Визейский ярус включает кожимский и окский надгоризонты и наследует структурный план турнейского яруса. Литологически отложения представлены карбонатными и терригенными породами. Серпуховский ярус выделен в объеме пяти горизонтов. Разрез яруса сложен биоморфно-детритовыми известняками с прослоями доломитов. В западной части области отмечается повышение глинизации карбонатов. Средний отдел среднекаменноугольных отложений представлен башкирским и московским ярусами. Отложения башкирского яруса развиты неповсеместно и в разном объеме, мощность изменяется от 15 до 280 м, и представлены водорослево-фороминиферовыми и оолитовыми известняками с прослоями доломита мелководно-морского генезиса. Верхнекаменноугольные отложения, по сравнению с предыдущими, развиты шире и установлены в объеме касимовского и гжельского ярусов. Наибоыная их мощность выявлена в Бузулукской впадине. Пермская система осадконакопления на территории области включает нижний и верхний отделы. Нижний отдел подразделяется на ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Эти отложения имеют повсеместное распространение. Мелководно-морские отложения представлены преимущественно терригенными отложениями, а глубоководные - карбонатами. Мелководно-морские терригенные отложения распространены в Предуральском краевом прогибе. Верхний отдел пермской системы представлен уфимским, казанским и татарским ярусами и широко распространены на территории области. В пределах юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы отложения уфимского яруса представлены терригенными и сульфатными породами. На северном борту Прикаспийской синеклизы и западном борту Предуральского краевого прогиба отложения уфимского яруса представлены известняками, мергелями и известковыми песчаниками. Отложения казанского яруса на территории области развиты повсеместно. Литологический состав отложений меняется с запада на восток от карбонатных до терригенных пород. Татарский ярус развит повсеместно и погружается в южном и восточном направлении. Литологический состав пород представлен в основном терригенными отложениями с прослоями мергелей, известняков и доломитов. Отложения мезозойской группы на территории области примыкают к юго-восточному склону Волго-Уральской антеклизы и северному борту Прикаспийской синеклизы и представлен аллювиальными песчано-глинистыми и морскими терригенными отложениями и писчим мелом. Толщина терригенно-хемогенного комплекса пород нефтегазоносного района Оренбургской области коррелируется с положением докембрийского фундамента. Сводное стратиграфическое расчленение и литологический состав геологического разреза нефтегазового района Оренбургской области приведен в таблице 1. Территория нефтегазоносного района Оренбургской области располагается в пределах крупных надпорядковых структур: юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы, Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской синеклизы и характеризуется интенсивным тектоническим развитием [10-15]. Современное строение региона в значительной мере определяется особенностями образований кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и отложений осадочного чехла верхнепротерозойского, палеозойского и мезазойского возрастов. Складчатость осадочного чехла является наложенной.
Определение индексов поглощения буровых растворов
При ликвидации поглощений с интенсивность от 20 до 40 м /час применение асбеста осуществлся в смеси с гранулярным наполнителем, для чего в буровой раствор вводят от 3 до 5 % (масс.) асбеста до растекаемости по конусу 25 см с последующим вводом гранулярного наполнителя до растекаемости по конусу до 16-18 см.
Размещение бурового раствора, обработанного наполнителями, и подача его в зону поглощения производится так же, как и в первом случае. После восстановления циркуляции или снижения интенсивности поглощения интервал поглощения подлежал цементированию установкой цементного моста из расчета его размещения от подошвы и на 100м выше по стволу скважины. При планировании установки цементного моста в компоновку низа включался технологический комплект АБТ, а глубина установки бурильного инструмента обеспечивала его допуск при выходе цементного раствора в подошву зоны поглощения с последующим возвратом выше кровли зоны поглощения при дальнейшем ведении продавки. Ликвидация поглощений с интенсивностью до 7 м3/час при вскрытии газоносных продуктивных отложений горизонтальными участками стволов с использованием гидравлических забойных двигателей осуществялась закачкой от зоны поглощения и выше пачки бурового раствора с использованием в качестве наполнителя полых стеклянных микросфер (ПСМС) или алюмосиликатных полых сфер (АСПС) в массовых долях к раствору до 6 %, имеющих максимальный размер частиц 0,00015 м. Для обеспечения равномерного распределения микросфер в объеме бурового раствора и исключения относительного движения микросфер перед их вводом повышалось предельное напряжение сдвига раствора, величина которого определялась по условию [65]: где рбР- плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с ; и - поверхностное натяжение фильтрата, Н/м; рм - плотность микросфер (200 кг/м3). После подъема бурильного инструмента в башмак промежуточной (эксплуатационной) колонны скважина оставлялась в покое с периодическим ее доливом в течение 8 часов по технологии, приведенной выше для случая использования асбеста и мраморной крошки. Данный подход позволяет повысить эффективность ликвидации поглощений при раскрытии трещин до 0,4 мм, а также исключить заклинивание бурильного инструмента при его подъеме в горизонтальном участке ствола скважины. В качестве гранулярного наполнителя использовалась мраморная крошка следующего фракционного состава (таблица 48). 136 где d4 - максимальный диаметр частиц в фракционном составе наполнителя, м; рн - плотность материала наполнителя (мраморная крошка 2840), кг/м рбР -плотность бурового раствора, кг/м ; g - ускорение свободного падения. В качестве наполнителя использовался также вспученный вермикулит марки 200 по технологии, приведенной в работе [60]. Использование данной системы буровых растворов позволило предотвратить или ликвидировать встречающиеся поглощения с градиентами пластового давления от 0,00375 до 0,010 МПа/м при строительстве эксплуатационных скважин. Изоляция поглощения буровых растворов выбранными наполнителями путем их максимальной концентрации и исключения относительного движения в растворе с последующим доведением их в зону доливом скважины была апробирована при бурении ряда нефтяных и газовых скважин на площадях Оренбургской области (таблица 49, 50). Примерами успешной изоляции зон поглощения концентрированными объемами раствора наполнителя являются следующие скважины. Изоляции зон поглощения на скважинах № 3911 Кодяковская и № 2443 Ольховская в интервалах 3164 - 3172 м и 2739 - 2750 м, соответственно, были выполнены установкой пачек бурового раствора по 35 м3, обработанных асбестом до растекаемости раствора по конусу 16 - 18 см. При этом размещение пачек было выполнено от зоны поглощения и выше, а доведение наполнителя в зону было произведено доливом скважины с подачей 0,004 м3/с. На скважине № 105 Западно - Оренбургской площади изоляция зоны поглощения в интервале 2783 - 2785 м аналогичным способом была выполнена установкой пачки бурового раствора объемом 30 м3, обработанной асбестом до растекаемости раствора по конусу 25 см и с последующим вводом гранулярного наполнителя с максимальным размером фракции 0,0025 м до растекаемости по конусу 16 см.
Наполнители буровых растворов и способы их применения при ликвидации зон поглощения
Перед сборкой хвостовика из алюминиевых труб, последние должны быть проверены на отсутствие повреждений резьбовых соединений, способных не обеспечить их герметичность, а также наличия воды внутри их. При наличии воды во внутренней полости АБТ, трубы должны быть просушены или пролиты диэтиленгликолем (ДЭГ) в объеме, превышающем объем воды не менее чем на 70% [88]. Выполненные исследования по разработке технологий тампонажа горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин в объеме: - методики расчета параметров зон поглощения; - разработки классификации для выбора способа ликвидации поглощения; - методики расчета радиуса изоляционного экрана при использовании буферных тампонов; - повышения эффективности использования наполнителей; - разработки буферных тампонов для тампонажа терещинно-кавернозных коллекторов зон поглощения, показали свою эффективность при строительстве скважин. Проведенный анализ показывает, что по мере разработки технологий тампонажа горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин, в Оренбургском УБР получена положительная динамика снижения затрат, связанных с ликвидацией поглощения буровых растворов (таблица 42, рисунок 15). В целом по месторождениям Оренбургской области за период 2001-2005 годы характеризовалось следующими данными (таблица 43, рисунок 16) [92]. Приведенные данные определяют баланс использования календарного времени при строительстве скважин в нефтегазовом районе Оренбургской области в пределах южного окончания Татарского свода, Бузулукской впадины, Восточно - Оренбургского сводового поднятия, Соль-Илецкого свода и Предуральскго краевого прогиба, осуществляемого с использованием конструкций по параметрическому ряду 426 324 244,5 177,8 (139,7) мм. Глубины спуска обсадных колонн по структурно-формационным районам определяются глубиной, обеспечивающей разобщение вод питьевого качества, глубиной перекрытия терригенно-хемогенного комплекса пород и проектного стратиграфического горизонта (таблица 44). Поглощение буровых растворов при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области было отмечено во всех литолого-стратиграфических комплексах пород - надсолевом (терригенный), хемогенном и в подсолевых отложениях. В литолого-стратиграфических комплексах поглощения буровых растворов приурочены к следующим типам коллекторов (таблица 45). Градиенты пластовых давлений зон поглощения по большинству структурно-формационных нефтегазоносных районов Оренбургской области терригенного и подсолевого комплекса пород находятся в пределах 0,009 -0,0115 МПа/м, а в хемогенном комплексе достигают 0,0145 МПа/м. На Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в продуктивных отложениях, приуроченных к карбонатным отложениям нижнепермских отложений и карбона подсолевого комплекса, в результате интенсивной разработки месторождения в центральной зоне градиенты пластовых давлений снижены до 0,6 от гидростатического давления. Флюиды поглощающих пластов до подсолевых отложений представлены пластовыми водами различной минерализации: от питьевого качества в терригенных отложениях до концентрированных рассолов плотностью до 1280 кг/м3 в хемогенных отложениях. Зоны поглощения буровых растворов имели широкий диапазон гидродинамических характеристик, которые в зависимости от совокупности факторов - глубин залегания, типа пластового флюида, диаметра ствола скважины, состояния ствола и др. определяют сложность проведения изоляционных работ и затраты. При этом наиболее сложные поглощения, как правило, были связаны с трещинно-кавернозными коллекторами. При планировании изоляционных работ данными для расчета параметров зон поглощения являлись коэффициент удельной приемистости, плотность бурового раствора, статический и динамический уровни, вязкость пластовой воды или нефти [53]. Расчет вязкости жидких пластовых флюидов в зоне поглощающего пласта производится по формулам, приведенным в работе [51]. Диапазоны изменения коэффициента удельной приемистости, эквивалента раскрытия трещин и скважности поглощающих пластов определялись следующими значениями (рисунки 17-19). Выбор способа тампонажа горных пород для ликвидации поглощения при бурении скважин определялся типом коллектора, коэффициентом удельной приемистости (таблица 46).
Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов
Асбест марки А-5, А-6 по ГОСТ 12871-93 в качестве наполнителя буровых растворов в зависимости от интенсивности поглощения используется как самостоятельно, так и в смеси с гранулярными наполнителями по одной из следующих схем.
Изоляция зон поглощения с интенсивностью до 5 м /час производится методом гидродинамической кольматации роторной компоновкой. Концентрация асбеста при этом варьирует от 0,5 - 1,5 % (масс.) в зависимости от содержания твердой фазы в буровом растворе. При содержании твердой фазы в буровом растворе меньше 20% (масс.) концентрация наполнителя увеличивается до верхнего предела, что обеспечивает эффективность гидродинамической кольматации.
При проведении гидродинамической кольматации организация циркуляции бурового раствора производится через одну приемную емкость с отключением средств очистки.
При ликвидации поглощений с интенсивность от 5 до 20 м /час наилучшие результаты были получены при использовании в качестве наполнителя асбеста. Концентрация асбеста в буровом растворе доводилась от 3 до 5 % (масс), что обеспечивало получение консистенции с растекаемостью по конусу 16-18 см.
Данную смесь закачивают через открытый конец (ОК) бурильного инструмента с размещением ее от зоны поглощения и выше. При этом глубину установки «ОК» определяют из соотношения (37): где LKn - кровля зоны поглощения, м; Q6p п - интенсивность поглощения при рабочей подаче насоса, м /с; t, - время закачки объема раствора с наполнителем при рабочей подаче насоса, с; Dc- диаметр ствола скважины, м. После закачки наполнителя бурильный инструмент поднимался в башмак промежуточной колонны с доливом скважины в количестве из расчета замещения металла поднятых труб (38) где q - линейная плотность бурильных труб, кг/м; L - длина поднятых бурильных труб, м; р - плотность материала поднятых бурильных труб, кг/м3. Затем скважина должна быть оставлена в покое в течение 2 часов, после чего производится долив скважины с периодичностью через 2 часа и подачей бурового раствора 0,004 м /с в затрубное пространство. Объемы доливаемого раствора распределяются равномерно с общим количеством, равным общему объему раствора, обработанного наполнителем и времени операции 8 часов. При ликвидации поглощений с интенсивность от 20 до 40 м /час применение асбеста осуществлся в смеси с гранулярным наполнителем, для чего в буровой раствор вводят от 3 до 5 % (масс.) асбеста до растекаемости по конусу 25 см с последующим вводом гранулярного наполнителя до растекаемости по конусу до 16-18 см. Размещение бурового раствора, обработанного наполнителями, и подача его в зону поглощения производится так же, как и в первом случае. После восстановления циркуляции или снижения интенсивности поглощения интервал поглощения подлежал цементированию установкой цементного моста из расчета его размещения от подошвы и на 100м выше по стволу скважины. При планировании установки цементного моста в компоновку низа включался технологический комплект АБТ, а глубина установки бурильного инструмента обеспечивала его допуск при выходе цементного раствора в подошву зоны поглощения с последующим возвратом выше кровли зоны поглощения при дальнейшем ведении продавки. Ликвидация поглощений с интенсивностью до 7 м3/час при вскрытии газоносных продуктивных отложений горизонтальными участками стволов с использованием гидравлических забойных двигателей осуществялась закачкой от зоны поглощения и выше пачки бурового раствора с использованием в качестве наполнителя полых стеклянных микросфер (ПСМС) или алюмосиликатных полых сфер (АСПС) в массовых долях к раствору до 6 %, имеющих максимальный размер частиц 0,00015 м. Для обеспечения равномерного распределения микросфер в объеме бурового раствора и исключения относительного движения микросфер перед их вводом повышалось предельное напряжение сдвига раствора, величина которого определялась по условию [65]: где рбР- плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с ; и - поверхностное натяжение фильтрата, Н/м; рм - плотность микросфер (200 кг/м3). После подъема бурильного инструмента в башмак промежуточной (эксплуатационной) колонны скважина оставлялась в покое с периодическим ее доливом в течение 8 часов по технологии, приведенной выше для случая использования асбеста и мраморной крошки. Данный подход позволяет повысить эффективность ликвидации поглощений при раскрытии трещин до 0,4 мм, а также исключить заклинивание бурильного инструмента при его подъеме в горизонтальном участке ствола скважины. В качестве гранулярного наполнителя использовалась мраморная крошка следующего фракционного состава (таблица 48).
