БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2018 года по МПК C09K8/08 

Описание патента на изобретение RU2661172C2

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.

Известен биополимерный буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Кет-Х - 0,3; модифицированный крахмал Hibtrol LV - 1.0; вода - остальное. (Пеньков А.И. и др. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов. // Тр. института ОАО НПО "Бурение". - 1998. - с. 293-298).

Этот малокомпонентный биополимерный раствор, содержащий полианионный понизитель фильтратоотдачи, характеризуется псевдопластичной реологией и низкими фильтрационными свойствами наряду с простотой их регулирования.

Недостатком этого бурового раствора является сравнительно невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что может приводить к значительному загущению растворов в процессе бурения, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, а значит гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Кроме того, данный буровой раствор обладает малой устойчивостью к температурному воздействию.

Наиболее близким является буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Родопол 0,5-2, модифицированный крахмал 0,2-2,5, лигносульфонатный реагент 0,2-1,5, карбонат натрия 0-0,4, оксид кальция 0-0,2, оксид магния 0-0,2, хлорид калия 0-5, протеиновый гидролизат 0,1-1, биоцид 0-1, вода остальное (RU 2301822, опубл. 27.06.2007).

Недостатком этого бурового раствора также является невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что приводит к загущению раствора при бурении, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига и соответственно гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе.

Техническим результатом изобретения является снижение межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом, снижение фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт при повышенной термостойкости раствора.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор, включающий воду, ксантановый биополимер, крахмал модифицированный и оксид магния, содержит в качестве ксантанового биополимера ксантановый биополимер Xanthan Petro и дополнительно - реагент Petro Safe и алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас. %:

биополимер Xanthan Petro 0,3-0,45 крахмал модифицированный 1,5-2,5 окись магния 0,2-0,5 реагент Petro Safe 0,03-0,06 алюмокалиевые квасцы 0,03-1,0 вода остальное

При необходимости буровой раствор дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас. %, мраморную крошку 5-30 мас. % или барит 5-40 мас. %, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас. %, полигликоль 1-3 мас. %, смазывающую добавку 0,4-3 мас. %.

Для приготовления заявленного бурового раствора используют следующие материалы.

Биополимер Xanthan Petro - (ксантановая камедь, ксантановая смола) - биополимер, получаемый в результате ферментативных реакций бактерий Xanthamonis Campestris на растительном крахмале, порошок, хорошо растворим в воде. Выпускается промышленностью по ТУ 2458-007-89593895-2010, представляет собой природный полисахарид, получаемый с помощью ферментации кукурузной пасты культурами Xanthomonas campestris. После завершения брожения в субстанцию добавляется этанол или изопропиловый спирт, что позволяет получить камедь в виде осадка. Для получения товарной формы осадок фильтруют и высушивают. CAS 11138-66-2, номер EC 11138-66-2.

Окись магния - магнезит, кристаллический порошок белого или серою цвета, в зависимости от чистоты продукта. Окись магния нерастворима в воде, при этом порошок хорошо впитывает воду. Выпускается промышленностью в виде химически чистого реактива по ГОСТ 4526-75 и в виде технического продукта с разной степенью чистоты по ГОСТ 1216-87.

Реагент Petro Safe - жидкий гидрофобизатор, выпускаемый по ТУ 2458-002-89593895-2014 ООО «ПетроИнжиниринг» и представляющий собой смесь натрия пальмитиновокислого CAS №408-35-5 EC №206-988-1 (20% мас.), полиалкилглюкозида C8-C16CAS №141464-42-8 (20% мас.), масла растительного рапсового (50% мас.), полиалкилглюкозида С10-С16 (лаурил глюкозида), CAS №110615-47-9 (10% мас.).

Крахмал модифицированный для буровых растворов, представляющий собой карбоксиметилированный крахмал, получаемый химической обработкой картофельного крахмала, CAS 9057-06-1, возможно также использование любых других видов модифицированных крахмалов, применяемых для буровых растворов.

Алюмокалиевые квасцы - порошок в качестве сшивающей и ингибирующей добавки.

Гидроксид натрия используется в количестве 0,01-0,1% мас. для обеспечения pH бурового раствора в диапазоне 10-10,5.

Полигликоли (смеси гликолей ди-. три-, тетра-этиленгликоля, моноэтиловых эфиров указанных гликолей и смол) производятся промышленностью и доступны на рынке. Например, «Полигликоль» по ТУ 2422-057-52470175-2005, «POLYGLYCOL Р-400 E» CAS №25322-69-4, «RICHMOLE Component 100» по ТУ 2458-065-18947160-2008 и др. Ингибирующее действие полигликолей заключается в адсорбции на частицах глины и закупоривании пор и трещин. Полигликоли отличаются хорошей смазывающей способностью, низкой токсичностью, не оказывает заметного влияния на реологические свойства буровых растворов при низкой температуре. Полигликоли обладают свойством формировать гелевые структуры в водных растворах при определенной повышенной температуре, что повышает ингибирующее действие растворов и приводит к снижению фильтрации растворов в пористой среде. Для перечисленных выше марок температура гелирования составляет 80-95°C. По специальному заказу производители полигликолей способны поставлять продукт с заданной температурой гелирования. Включение полигликолей в состав заявленного бурового раствора определяется: 1) наличием активных глинистых минералов в разрезе скважины, 2) требованиями Проекта на скважину о необходимости применения ингибированного бурового раствора. Использование конкретной марки полигликолей определяется по фактической пластовой температуре. Так, например, для месторождений Западной Сибири средняя пластовая температура продуктивных пластов составляет 90-100°C, поэтому на этих объектах могут быть использованы стандартные марки полигликолей с температурой гелирования 80-95°C. Содержание полигликолей в буровом растворе варьируется в пределах 1-3% мас.

Смазочные добавки используются для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины в среде бурового раствора. В указанном буровом растворе могут применяться любые смазочные добавки для буровых растворов, совместимые с другими компонентами раствора. Например, могут использоваться промышленно производимые добавки «Petro Lube» марок «R», «S», «Есо», «Extra» по ТУ 2458-009-89593895-2013, «ЛУБ БКЕ» по ТУ 2458-001-89593895-2009 и др. Концентрация смазочной добавки в буровом растворе определяется производителем, заказчиком, проектной организацией или по результатам измерений коэффициента трения приготовленного бурового раствора в промысловых условиях. Содержание смазочной добавки в указанном буровом растворе варьируется в пределах 0,4-3% мас.

Кольматирующая и утяжеляющая добавка - мраморная крошка, барит.

Мраморная крошка (КМ) используется в виде композиции различных марок по гранулометрическому составу (марки с максимальным размером частиц 2, 5, 10, 20, 40, 60, 80, 100, 200 мкм и другие доступные на рынке). Общее содержание мраморной крошки в буровом растворе варьируется в пределах 5-30% мас. и определяется по [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Доля каждой марки мраморной крошки в композиции выбирается из указанных пределов согласно расчетом плотной упаковки частиц [1] на основании данных о размерах поровых каналов в проницаемых пластах конкретного геологического разреза. Например, для проницаемого пласта с размером поровых каналов 60 мкм по [1] необходимо использовать следующую композицию мраморной крошки: марка КМ-2 - 34% от общего содержания мраморной крошки, марка КМ-10 - 14% от общего содержания мраморной крошки и марка КМ-40 - 52% от общего содержания мраморной крошки.

Барит используется в основном в качестве утяжелителя. Общее содержание барита в буровом растворе варьируется в пределах 5-40% мас. Конкретная концентрация барита также определяется расчетным путем [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Размер частиц барита в порошках широко распространенных марок КБ-3 и КБ-5 составляет 2-70 мкм.

В качестве бактерицида используются любые доступные на рынке марки, предназначенные для предотвращения биологической деструкции полисахаридных буровых растворов, например, «Petro Cide» по ТУ 2458-005-89593895-2010, «ATREN Bio» марки А по ТУ 2458-011-82330939-2009 и другие. Содержание бактерицида в буровом растворе определяется рекомендациями производителя и, как правило, составляет 0,01-0,05% мас.

Примеры приготовления предлагаемого бурового раствора

Пример 1

Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,4, модифицированный крахмал - 2,5, окись магния - 0,5, реагент Petro Safe - 0,06, алюмокалиевые квасцы - 0,7, вода - 95,84. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.

Пример 2

Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,2, реагент Petro Safe - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,05, вода - 97,92. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.

Аналогичным образом готовили другие составы с дополнительными добавками:

Пример 3

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,45, модифицированный крахмал - 2,0, окись магния - 0,3, реагент Petro Safe - 0,04, биоцид - «Petro Cide» - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,03, вода - 97,45.

Пример 4

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, мраморная крошка (композит) - 25, вода - 71,80.

Пример 5

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, барит - 25, вода - 71,80.

Пример 6

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, гидроксид натрия - 0,05, вода 96,75.

Пример 7

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, полигликоль - 2,0, вода - 94,8.

Пример 8

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, смазочная добавка - «PetroLube» марки «R» - 2, вода - 94,8.

Пример 9

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,7, барит - 5, полигликоль - 2, вода - 90,05.

Пример 10

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 5, биоцид - «PetroCide» - 0,05, вода - 91,8.

Пример 11

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, барит - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,01, гидроксид натрия - 0,02, вода - 86,82.

Пример 12

Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,02, гидроксид натрия - 0,01, смазочная добавка «Petro Lube» марки «R» - 0,5, вода - 86,32.

Результаты испытаний

В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (УВ, с), фильтратоотдача при перепаде давления 0,7 МПа (Ф, см3/30 мин), межфазное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с керосином (σ, мДж/м2), динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), пластическая вязкость (ηпл, мПа⋅с), статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин (θ, дПа), pH среды. Реологические показатели буровых растворов определялись методом наименьших квадратов с использованием реологических модели Шведова-Бингама. Кроме того, определялись зависимости межфазного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с моделью пластовой нефти - керосином.

Данные о покомпонентном составе бурового раствора, составе природных загрязнителей и показатели по свойствам приведены в таблице. Во втором разделе таблицы приведены параметры предлагаемого бурого раствора по примеру №10, загрязненного модельным составом выбуренной горной породы и выдержанного во вращающихся автоклавах при температуре +49°C в течение 16 ч до проведения измерения.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый безглинистый биополимерный буровой раствор имеет низкую вязкость. Раствор имеет низкую фильтратоотдачу, снизившуюся после термостатирования с 3,9 до 3,3 см3. Низкие величины динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, а также условной вязкости будут способствовать снижению гидравлических потерь в циркуляционной системе, а также гидравлических потерь в прискважинной зоне продуктивного пласта при вызове притока. Испытания бурового раствора, загрязненного выбуренной породой, показывают стойкость параметров предлагаемого бурового раствора к загрязнению при технологической температуре. Как видно из таблицы, показатель pH раствора практически не изменился, фильтрационная корка имеет ту же толщину, реологические параметры загрязненного раствора выросли несущественно, соотношение реологических параметров осталось практически неизменным (отношение τ0 к ηпл изменилось с 6,71 до 6,72). Таким образом, показана термическая стойкость бурового раствора, стойкость параметров к загрязнению выбуренной породой, низкие значения фильтрации - по сравнению с прототипом.

Кроме того, для подтверждения низких фильтрационных характеристик предлагаемого бурового раствора были проведены фильтрационные исследования раствора на натурном керне песчаника пласта ЮВ-1 юрской свиты месторождения Западной Сибири. В результате исследований показано, что глубина проникновения бурового раствора в керн проницаемостью 40 мД при перепаде давления 6,8 МПа и полной остановке фильтрации за 95 мин составила 2,6 см, что говорит о практически полном отсутствии воздействия бурового раствора на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Фильтрационные исследования вызова притока на том же образце керна показали, что давление отрыва корки предлагаемого бурового раствора от торцевой поверхности керна достаточно низкое (0,32 МПа) - существенно ниже применяемых на практике депрессий при вызове притока (до 3-5 МПа), что говорит о низкой адгезии фильтрационной корки к породе. Таким образом, по результатам фильтрационных испытаний показано, что предлагаемый буровой раствор имеет низкую фильтрацию в продуктивный пласт, затухающую до нуля со временем, а также формирует легко удаляемую фильтрационную корку.

Источники информации

1. Мясников Я.В., Гаджиев С.Г., Ионенко А.В., Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Кронин A.M. Программа MarCS Engineer для расчета плотной упаковки частиц утяжелителей буровых растворов // Бурение и нефть. 2014. №5. С. 35-37.

2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. С. 203.

3. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2004. - 137 с.

4. СТ РК ISO 10414-1-2012. Промышленность нефтяная и газовая. Полевые испытания буровых растворов. Часть 1. Растворы на водной основе. - Астана: Госстандарт Республики Казахстан. 2012. - 98 с.

Похожие патенты RU2661172C2

название год авторы номер документа
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 2018
  • Финк Тимур Александрович
RU2695201C1
БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug 2019
  • Герасименко Александр Петрович
  • Уразметов Максим Халимович
  • Клеттер Владимир Юрьевич
  • Милейко Алексей Александрович
  • Минибаева Елена Вадимовна
RU2733766C1
Биополимерный буровой раствор 2021
  • Казаков Дмитрий Александрович
  • Некрасова Ирина Леонидовна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Хвощин Павел Александрович
  • Кардышев Михаил Николаевич
  • Харин Сергей Сергеевич
  • Окромелидзе Геннадий Владимирович
  • Предеин Андрей Александрович
RU2772412C1
ИНГИБИРУЮЩИЙ БИОПОЛИМЕРНЫЙ РАСТВОР 2020
  • Занчаров Александр Вячеславович
  • Меньшиков Даниил Александрович
  • Гаймалетдинова Гульназ Леоновна
  • Арасланов Ильдус Миннирахманович
  • Саитгалеев Марат Фаилович
  • Арасланова Диляра Ильдусовна
  • Исламгулова Гульназ Салаватовна
  • Мулюков Ринат Абрахманович
  • Конесев Василий Геннадьевич
  • Исмаков Рустэм Адипович
  • Наумов Андрей Юрьевич
  • Кислова Татьяна Васильевна
RU2756264C1
Катионноингибирующий буровой раствор (варианты) 2017
  • Кулышев Юрий Александрович
  • Ульянова Зоя Валериевна
RU2661955C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 2011
  • Гайдаров Миталим Магомед-Расулович
  • Хуббатов Андрей Атласович
  • Шарафутдинов Зариф Закиевич
  • Богданова Юлия Михайловна
RU2461601C1
ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В НЕУСТОЙЧИВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ 2020
  • Бакиров Данияр Лябипович
  • Бабушкин Эдуард Валерьевич
  • Фаттахов Марсель Масалимович
  • Ваулин Владимир Геннадьевич
  • Бакаев Евгений Юрьевич
  • Буянова Марина Германовна
RU2755108C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ГЕЛЬ-ДРИЛЛ 2018
  • Ишбаев Гниятулла Гарифуллович
  • Дильмиев Марат Рафаилович
  • Милейко Алексей Александрович
  • Якупов Булат Радикович
  • Ишбаев Рамиль Раулевич
  • Мамаева Оксана Георгиевна
  • Гараев Артур Вагизович
RU2687815C1
АЛЮМОГИПСОКАЛИЕВЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ 2012
  • Бармин Андрей Викторович
  • Боковня Михаил Александрович
  • Валеев Альберт Равилевич
  • Габдуллина Алсу Равкатовна
  • Ильин Игорь Анатольевич
  • Копысов Павел Васильевич
  • Малыгин Александр Валерьевич
  • Пестерев Семен Владимирович
  • Фатхутдинов Исламнур Хасанович
  • Ютяев Максим Александрович
  • Тимофеев Алексей Иванович
RU2516400C1
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ПОЛИМЕРНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 2015
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
  • Куницких Артем Александрович
  • Русинов Дмитрий Юрьевич
  • Дворецкас Руслан Вальдасович
RU2601635C1

Реферат патента 2018 года БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола. Технический результат – снижение межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом, снижение фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт при повышенной термостойкости раствора. Буровой раствор включает, мас.%: биополимер Xanthan Petro 0,3-0,45; крахмал модифицированный 1,5-2,5; окись магния 0,2-0,5; жидкий гидрофобизатор - реагент Petro Safe 0,03-0,06; алюмокалиевые квасцы 0,03-1,0; вода остальное. При необходимости буровой раствор может дополнительно содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас.%, мраморную крошку 5-30 мас.% или барит 5-40 мас.%, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас.%, полигликоль 1-3 мас.%, смазывающую добавку 0,4-3 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 пр.

Формула изобретения RU 2 661 172 C2

1. Буровой раствор, включающий воду, ксантановый биополимер, крахмал модифицированный и оксид магния, отличающийся тем, что содержит в качестве ксантанового биополимера ксантановый биополимер Xanthan Petro и дополнительно реагент Petro Safe и алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас.%:

биополимер Xanthan Petro 0,3-0,45 крахмал модифицированный 1,5-2,5 окись магния 0,2-0,5 реагент Petro Safe 0,03-0,06 алюмокалиевые квасцы 0,03-1,0 вода остальное

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас.%, мраморную крошку 5-30 мас.% или барит 5-40 мас.%, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас.%, полигликоль 1-3 мас.%, смазывающую добавку 0,4-3 мас.%.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2018 года RU2661172C2

БУРОВОЙ РАСТВОР 2005
  • Усанов Николай Глебович
  • Андресон Роза Карамовна
  • Гильванова Елена Альбертовна
  • Зобов Павел Михайлович
  • Андреев Вадим Евгеньевич
  • Котенев Юрий Алексеевич
  • Хайрединов Нил Шахиджанович
  • Поляков Владимир Николаевич
  • Кузнецов Юрий Степанович
  • Хузин Ринат Раисович
RU2301822C2
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 1999
  • Пеньков А.И.
  • Кошелев В.Н.
  • Куксов В.А.
  • Вахрушев Л.П.
  • Беленко Е.В.
  • Растегаев Б.А.
RU2168531C1
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ЗАКАНЧИВАНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР 2002
  • Нацепинская А.М.
  • Фефелов Ю.В.
  • Гребнева Ф.Н.
  • Татауров В.Г.
  • Гаршина О.В.
  • Кашбиев Гайса
RU2215016C1
БУРОВОЙ РАСТВОР НИЗКОЙ ПЛОТНОСТИ (ВАРИАНТЫ) 2006
  • Лукманов Рауф Рахимович
  • Лукманова Римма Зариповна
  • Бабушкин Эдуард Валерьевич
  • Воронкова Наталья Васильевна
RU2309970C1
US 4098700 A, 04.07.1978
КИСТЕР Э
Г
Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с
Приспособление для воспроизведения изображения на светочувствительной фильме при посредстве промежуточного клише в способе фотоэлектрической передачи изображений на расстояние 1920
  • Адамиан И.А.
SU172A1
ПАУС К
Ф
Буровые растворы, Москва, "Недра", 1973, с
Автоматический огнетушитель 0
  • Александров И.Я.
SU92A1

RU 2 661 172 C2

Авторы

Бойков Евгений Викторович

Гаджиев Салих Гиланиевич

Гаджиев Саид Набиевич

Евдокимов Игорь Николаевич

Ионенко Алексей Владиславович

Клеттер Владимир Юрьевич

Леонов Евгений Григорьевич

Липатников Антон Анатольевич

Лосев Александр Павлович

Мясников Ярослав Владимирович

Руденко Александр Александрович

Фесан Алексей Александрович

Даты

2018-07-12Публикация

2015-08-28Подача