При бурении скважин раствором на углеводородной основе (РУО) возникают проблемы, связанные с креплением скважин. Эти сложности возникают способностью РУО с тампонажным раствором на водной основе образовывать высоковязкие нетекучие смеси в зоне их смешения, осложняя процесс крепления, и приводит к некачественному цементированию скважин. Осложнение выражается ростом давления в процессе продавки раствора, вызывающее гидравлический разрыв пласта скважины и недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты [2].
Известен способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, включающий спуск колонны обсадных труб и их промывку, закачку в колонну буферной жидкости и тампонажного раствора на водной основе, установление разделительной цементировочной пробки, продавку буферной жидкости и тампонажного раствора в затрубное пространство, остановку продавки и последующее оставление скважины в ожидании затвердения цемента (ОЗЦ). Для реализации способа используют буферную жидкость, состоящую из трех порций: 1-дизельное топливо; 2-водный раствор, содержащий 0,5% дисолвана, 1% сульфонола и 12% кальцинированной соды; 3% - 1,5%-ный водный раствор гипана с 3% кальцинированной соды [1].
Недостатком способа является невысокое качество цементирования из-за наличия зон смещения буферной жидкости с буровым раствором на углеводородной основе, использование многокомпонентных составов, большой расход дизельного топлива.
Известен еще один способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, с использованием буферной жидкости, состоящий из следующих трех порций: 1-дизельное топливо с добавкой эмульгатора (неионогенное ПАВ) - эмультала; 2- 7,5% раствор соляной кислоты, 3-техническая вода с добавкой эмульгатора – дисолвана (неионогенное ПАВ) [1].
Недостатком является невысокое качество цементирования из-за наличия зон смешения буферной жидкости с буровым раствором на углеводородной основе, большой расход дизельного топлива.
Еще одним способом по технической сущности и достигаемому результату является способ цементирования обсадной колонны с использованием трехпорционной буферной жидкости: первая порция – дизельное горючее + 0,5% - 2% неионогенного ПАВ (дисолван, сульфонол, ОП-10); вторая порция – вода + 0,5% - 2% неионогенного ПАВ; третья порция – вода, на которой готовят тампонажный раствор [3].
Недостатком способа является невысокое качество цементирования из-за недостаточной эффективности буферной жидкости, заключающегося в наличии зон смещения буровым раствором на углеводородной основе, в необеспечении полноты вытеснения бурового раствора тампонажным и невысокая моющая способность буферной жидкости.
Все эти три способа при использовании химических активных и многокомпонентных составляющих усложняют технологию крепления при цементировании скважин. При вытеснении бурового раствора на углеводородной основе из тампонажного раствора вода не может удалить углеводородную корку-пленку со стенок ствола скважины и обсадной колонны, что приводит к слабому сцеплению цементного камня или его отсутствию, вследствие чего вызывает перетоки пластовых флюидов в заколонном пространстве.
С целью удаления с промывкой корку-пленку углеводорода со стенок ствола скважины и обсадной колонны, а также качественного цементирования разработано система углеводородной буферной жидкости «СУБЖ». Она прокачивается в скважину перед цементным раствором с целью разделения бурового и цементного раствора друг от друга и вытеснения углеводородного раствора из цементируемого интервала, а также для полного исключения образования коагуляции в зоне смещения углеводородного и цементного раствора.
Целью изобретения является повышение качества цементирования скважин за счет улучшения разделяющей и вымывающей способности буферной жидкости углеводородной корки-пленки со стенки ствола скважины и обсадной колонны, полноты вытеснения бурового раствора углеводородной основы тампонажным раствором, обеспечения сцепления цементного камня со стенками ствола скважины и обсадной колонны.
Указанная цель достигается тем, что в способе цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, включающем спуск колонны обсадных труб и их промывку, закачку в колонну буферной жидкости и тампонажного раствора на водной основе, установление разделительной цементировочной пробки, продавку буферной жидкости и тампонажного раствора в затрубное пространство, остановку продавки и последующее оставления скважины в ожидание затвердения цемента (ОЗЦ), в качестве буферной жидкости используется буферная жидкость «СУБЖ» (система углеводородной буферной жидкости) для разделения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе, состоящую из двух закачиваемых составов:
- первый состав буферной жидкости предназначен для смачивания углеводородной корки-пленки на стенках ствола скважины и колонны, а также для предотвращения явлений коагуляции в зоне смешения с раствором на углеводородной основе.
- второй состав, закачиваемый вслед за первым, предназначен для вымывания углеводородной корки-пленки и для предотвращения явлений коагуляции в зоне смещения с тампонажным раствором. Для приготовления буферной жидкости применены товарные продукты (дизельное топливо и сульфонол).
Способ цементирования обсадной колонны в скважине, пробуренной буровым раствором на углеводородной основе, осуществляют следующим образом.
В спущенную скважину, пробуренную буровым раствором на углеводородной основе колонну обсадных труб, после промывки закачивают в колонну расчетный объем буферной жидкости «СУБЖ», состоящей из двух последовательно закачиваемых порций, первая на углеводородной основе, вторая на водной основе, закачивают тампонажный раствор в объеме, достаточном для цементирования обсадной колонны в заколонном пространстве скважины. Затем устанавливают разделительную цементировочную пробку и продавливают с максимальной скоростью для создания в заколонном пространстве турбулентного режима течения буферной жидкости расчетным количеством объема раствора углеводородной основы. Продавку останавливают и скважину оставляют в ожидание затвердения цемента (ОЗЦ).
Приготовление буферной жидкости «СУБЖ» осуществляется следующим образом. Каждая жидкость готовится отдельно.
1-я буферная жидкость. При непрерывном перемешивании в течение 10 мин - 15 минут в 500 мл дизельного топлива вводят 50 мл сульфонола, затем 450 мл морской воды. Перемешиваю, осуществляют на миксере Chandler Model 30-60 при п=2000 об/мин.
2-я буферная жидкость. При непрерывном перемешивании в течение 20 мин - 30 минут в 900 мл воды (техническая, пластовая или жидкость затворения для цемента), вводят 100 мл сульфонола.
Исследования физико-технических свойств предлагаемой и известной (прототип) буферных жидкостей проводились на приборах: ареометр для буровых растворов АБР-1 (плотность), вискозиметре буровых растворов ВБР-2 (условная вязкость), приборе Chandler Model 3500 (реологические свойства раствора - пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига).
Результаты лабораторных исследований физико-технических свойств известной (прототип) и предлагаемой буферной жидкости, буровых и тампонажных растворов и растворов в зоне их смешения при различных температурах (24 °С и 90 °С) приведены в таблице 1
Сравнительный анализ прототипа и предлагаемого решения (по результатам исследований, сведённым в таблицу) показал, что, например: растворы №7 и №18, смеси «РУО + первая буферная жидкость» обладают более низкими реологическими свойствами и условной вязкостью, чем раствор на углеводородной основе, что показывает на их совместимость. Но у прототипа показатели таких свойств раствора как вязкость и реологические более низкие, чем у предлагаемой жидкости, и чем у РУО, что показывает на наличие больших зон смешения. Смеси (растворы №8 и №20) «РУО + вторая буферная жидкость» обладают высокими реологическими свойствами (в некоторых случаях, не измеримыми) и условной вязкостью и чем РУО, что показывает на их несовместимость. Реологические и вязкостные свойства смеси (раствор №22) «РУО + смесь буферных жидкостей №1 и №2» несколько выше, чем раствора на углеводородной основе, что показывает на их совместимость и разделяющую, смачивающую способность системы буферной жидкости. В случае смеси «тампонажный раствор + первая буферная жидкость» (растворы №10 и №24) тампонажный раствор коагулирует с первой буферной жидкостью. Смеси «тампонажный раствор + вторая буферная жидкость» (раствор №11 и №25) обладают более низкими реологическими свойствами и условной вязкостью, чем тампонажный раствор, то есть они совместимы. Смесь «буферных жидкостей №1 и №2 + тампонажный раствор» (раствор №27)
Таблица 1
|
№ р- ров |
Составы |
Параметры растворов | |||||||||||
|
24 °С |
90 °С | ||||||||||||
|
ρ, г/см3 |
УВ сек |
φ° 300 |
φ° 600 |
ηпл сПз |
τ0 дПа |
ρ, г/см3 |
УВ сек |
φ° 300 |
φ° 600 |
ηпл сПз |
τ0 дПа | ||
|
1 |
Буровой раствор на углеводородной основе отобран на скв.№147 пл. Сев. Готурдепе |
1,45 |
43 |
50 |
93 |
43 |
21 |
1,43 |
24 |
23 |
40 |
17 |
18 |
|
2 |
Тампонажный раствор (В/Ц=0,59, цемент - ПЦТ 1-G-CC-1, жидкость затворения) |
1.75 |
42 |
67 |
89 |
22 |
135 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
3 |
Раствор № 1 -50% +50% Раствор №2 |
1,61 |
не текуч |
265 |
>300 |
не изм |
не изм |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы | |||||
|
|
Известная буферная жидкость (прототип) | ||||||||||||
|
4 |
Буф. жидкость - порция № 1 (дизтопливо - 98% + сульфонол - 2%) |
0.85 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,84 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
5 |
Буф. жидкость - порция №2 (вода морская - 98% + сульфонол - 2%) |
1.01 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0.98 |
13 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
6 |
Буф. жидкость - порция №3 (вода морская - 100%) |
1.02 |
15 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1.02 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
7 |
Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №1 |
1.14 |
26 |
21 |
39 |
18 |
9 |
1.11 |
16 |
8 |
15 |
7 |
3 |
|
8 |
Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №2 |
1.22 |
396 |
221 |
>300 |
не изм |
не изм |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы | |||||
|
9 |
Раствор №1-50% + 50% Буф. жидкость - порция №3 |
1,24 |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||||
|
10 |
Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №1 |
1.30 |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||||
|
11 |
Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №2 |
1.38 |
16 |
6 |
11 |
5 |
3 |
1,35 |
14 |
3 |
6 |
3 |
0 |
|
12 |
Раствор №2-50% + 50% Буф. жидкость - порция №3 |
1.39 |
15 |
II |
20 |
9 |
6 |
1.37 |
15 |
6- |
11 |
5 |
3 |
|
|
Предлагаемая буферная жидкость | ||||||||||||
|
13 |
СУ БЖ - жидкость № 1 (дизтопливо - 50%, сульфонол - 4%, жидкость затворения - 46%) |
0.92 |
17 |
16 |
26 |
10 |
18 |
0,88 |
16 |
8 |
12 |
4 |
12 |
|
14 |
СУБЖ - жидкость №1 (дизтопливо - 50%, сульфонол - 5%, жидкость затворения - 45%) |
0,92 |
19 |
18 |
29 |
11 |
21 |
0,88 |
16 |
7 |
10 |
3 |
12 |
|
15 |
СУБЖ - жидкость №2 (жидкость затворения -90%, сульфонол - 10%) |
1,04 |
16 |
0 |
3 |
0 |
0 |
0,98 |
11 |
0 |
1 |
0 |
0 |
|
16 |
СУБЖ - жидкость №2 (жидкость затворения -88%, сульфонол - 12%) |
1,04 |
18 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,98 |
11 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
17 |
СУБЖ: жидкость №1 (поз. 12)-50%+ 50% жидкость № 2 (поз. 14) |
0,99 |
15 |
4 |
8 |
4 |
0 |
0,94 |
12 |
1 |
3 |
2 |
0 |
|
18 |
Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №1 (поз. 13) |
1,18 |
39 |
37 |
67 |
30 |
21 |
1,08 |
25 |
18 |
33 |
|
|
|
19 |
Раствор № 1-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 14) |
1,18 |
40 |
40 |
73 |
33 |
21 |
1.08 |
26 |
17 |
32 |
15 |
6 |
|
20 |
Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 15) |
1.24 |
384 |
195 |
>300 |
не изм |
не изм |
1.19 |
611 |
196 |
286 |
90 |
318 |
|
21 |
Раствор № 1 -50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 16) |
1.24 |
376 |
187 |
>300 |
не изм |
не изм |
1.19 |
593 |
192 |
279 |
87 |
315 |
|
22 |
Раствор № 1 -50% +50% Раствор № 17 |
1.18 |
65 |
66 |
119 |
53 |
39 |
1,13 |
38 |
34 |
59 |
25 |
27 |
|
23 |
Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 13) |
1,35 |
20 |
17 |
33 |
16 |
3 |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы | |||||
|
24 |
Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость № 1 (поз. 14) |
1,35 |
20 |
18 |
35 |
17 |
3 |
Раствор расслоился на углеводородную, водную и твёрдую фазы | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|
25 |
Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 16) |
1,40 |
16 |
9 |
16 |
7 |
6 |
1,38 |
14 |
6 |
II |
5 |
3 |
|
26 |
Раствор №2-50% + 50% СУБЖ-жидкость №2 (поз. 17) |
1,40 |
17 |
8 |
14 |
6 |
6 |
1,38 |
14 |
5 |
9 |
4 |
3 |
|
27 |
Раствор №2-50% +50% Раствор № 17 |
1.36 |
18 |
13 |
23 |
10 |
9 |
1,34 |
17 |
8 |
15 |
7 |
3 |
По результатам лабораторных исследований получено содержание буферной жидкости сульфонола 4%, снижается ее смачивающая способность, а содержание более 5% неоправданно, так как ее свойства практически не меняются. При содержании во второй буферной жидкости сульфонола менее 10%, снижается ее моющая способность, а содержание более 12% также неоправданно, так как ее свойства практический не меняются.
Признаками, совпадающими с существенными признаками заявляемой буферной жидкости, является: наличие в составе первой жидкости дизельного топлива и сульфонола, в составе второй буферной жидкости – сульфонола и воды. Анализ известных реагентов и материалов, применяемых для приготовления буферных жидкостей, показывает, что применение сочетания дизельного топлива и воды в предложенном их соотношении неизвестны. Таким образом, предлагаемое техническое решение соответствует критерию «новизна».
Сочетание компонентов, усиление вымывающего эффекта и повышение полноты вытеснения бурового раствора на углеводородной основе тампонажным раствором на водной основе, повышение разделительной способности буферной жидкости в зоне смешения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе являются неочевидными.
Предлагаемое техническое решение также отвечает и критерию «промышленная применимость», так как, заявляемая система буферных жидкостей «СУБЖ» может быть практически использована при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Система буферных жидкостей «СУБЖ» успешно прошла испытания при установке цементных мостов и цементирования обсадных колонн на площадях западной части Туркменистана.
Испытание проводились на скважине №147 площади Северный Готурдепе. Глубина спущенной обсадной колоны диаметром 324 мм – 2700 м. Бурение проводилось долотом диаметром 295,3 мм до глубины 4142 м., с переходом на пилотное бурение долотом диаметром 215,9 мм., глубинной 4400 м., с целью уточнение местонахождений залежей продуктивных пластов. Бурение скважины раствором на углеводородной основе проводилось с глубины 3800 м, с применением системы Versadril, состоящей из углеводородной фазы – 80% и водной – 20%, плотностью 1,45 г/см3.
В задачу испытаний поставлено:
- Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм в интервале 4400-4250 м длинной 150 м.
- Цементирование первой секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 4140-4250 метров длиной 150 м.
- Цементирование второй секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 0-2600 метров.
1. Установка цементного моста проводилось в интервале 4400-4250 м для перекрытия пилотного ствола скважины с меньшим диаметром 215,9 мм и подготовка к спуску обсадной колонны диаметром 244,5 мм.
Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +93 градуса, давление 645кгс/см2, требуемое время загустевания тампонажного раствора 3 часа 30 минут.
2. Цементирование первой секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 4140-2600 м проводилось с целью перекрытия неосаженной части ствола скважины диаметром 295,3 мм для эксплуатации продуктивных пластов.
Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +93 градуса, давление 645кгс/см2, требуемое время загустевания тампонажного раствора 4 часа.
3. Цементирование второй секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм в интервале 0-2600 метров проводилось с целью перекрытия обсаженной части ствола в колонне диаметром 324 мм с выносом цементного раствора на поверхность и оборудования устья скважины фонтанной арматурой.
Забойные пластовые условия скважины составляли: температура +72 градуса, давление 455кгс/см2, требуемое время загустевания тампонажного раствора 3 часа 30 минут.
В качестве вяжущего материала применялся портландцемент ПЦТ I-G-SS-1 (тампонажный цемент производство Келетинского цементного завода), регулятором свойств тампонажных растворов использовался химический реагент ФХЛС (феррохромлигносульфонат), терморегулятором – бихромат натрия (Na2Cr2O7) и пеногасителем ПАВ ХТ-48. Жидкости затворения готовились на морской воде.
Для вытеснения раствора на углеводородной основе тампонажным раствором, исключения явлений коагуляции в зоне их смешивания и вымываний углеводородных корок – пленок со стенок ствола скважины и колонны использовали буферную жидкость СУБЖ.
Влияние буферных жидкостей СУБЖ на показатели буровых и тампонажных растворов в зоне смешивания показано в таблице 2.
Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм в интервале 4400 – 4250 м, время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) через 48 часов, спуск бурильного инструмента с промывкой и разгрузкой на цементный мост на глубине 4250 м весом 5 тонн и опрессовка раствором 1,45 г/см3 при давлении 75 атмосфер – герметично.
Таблица 2
Влияние буферной жидкости СУБЖ на показатели буровых и тампонажных растворов в зоне их смешения для установки цементного моста в стволе скважины Ø 215,9 мм в интервале 4400-4250 м цементировании обсадной колонны Ø 245 мм глубиной 4140 м скв.№ 147 пл. Северный Готурдепе
|
Составы |
Параметры растворов | |||||||||||
|
24°С |
90 °С | |||||||||||
|
ρ, г/см3 |
УВ сек |
φ° 300 |
φ° 600 |
ηпл сПз |
τ0 дПа |
ρ, г/см3 |
УВ сек |
φ° 300 |
φ° 600 |
ηпл сПз |
τ0 дПа | |
|
Буферная жидкость № I |
0,92 |
19 |
18 |
29 |
11 |
21 |
0,88 |
16 |
7 |
10 |
3 |
12 |
|
Буферная жидкость № 2 |
1,04 |
16 |
0 |
3 |
0 |
0 |
0,98 |
11 |
0 |
1 |
0 |
0 |
|
Буферная жидкость № 1-50%+ №2-50% |
0,99 |
15 |
4 |
8 |
4 |
0 |
0,94 |
12 |
1 |
3 |
2 |
0 |
|
Буровой раствор |
1,45 |
43 |
50 |
93 |
43 |
21 |
1,43 |
24 |
23 |
40 |
17 |
18 |
|
Буровой раствор - 50% Буф.жидкость № 1- 50% |
1,18 |
40 |
40 |
73 |
33 |
21 |
1,08 |
26 |
17 |
32 |
15 |
6 |
|
Буровой раствор - 50% |
1,24 |
384 |
195 |
>300 |
не изм. |
не изм. |
1,19 |
611 |
196 |
286 |
90 |
318 |
|
Буф.жидкость № 2- 50% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
Буровой раствор - 50% |
1,18 |
65 |
66 |
119 |
53 |
39 |
1,13 |
38 |
34 |
59 |
25 |
27 |
|
Буф.жид.(№1-25% + №2-25%)-50% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тампонажный раствор |
1,75 |
42 |
67 |
89 |
22 |
135 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Тампонажный раствор - 50% |
1,35 |
20 |
18 |
35 |
17 |
3 |
Раствор расслоился жидкую, углеводородную и твёрдую фазу | |||||
|
Буф.жидкость № 1- 50% |
|
|
|
|
|
| ||||||
|
Тампонажный раствор - 50% |
1,4 |
16 |
9 |
16 |
7 |
6 |
1,38 |
14 |
6 |
11 |
5 |
3 |
|
Буф.жидкость № 2- 50% | ||||||||||||
|
Тампонажный раствор - 50% |
1,36 |
18 |
13 |
23 |
10 |
9 |
1,34 |
17 |
8 |
15 |
7 |
3 |
|
Буф.жид.(№1-25% + №2-25%)-50% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Установка цементного моста в стволе скважины диаметром 215,9 мм проводилась без проведения повторных работ.
Цементирование обсадной колонны диаметром 244,5 мм первой секции в интервале 4140-2600 м и второй секции в интервале 0-2600 м, время ОЗЦ составило 48 часов. Колонна опрессована буровым раствором 1,45 г/см3 Ропр =3 12 атм., и морской водой плотностью 1,02 г/см3 Ропр = 480 атм. – герметично.
Проведенное промысловое испытание системы «СУБЖ» на скважине №147 на площади Северный Готурдепе прошло успешно. После него данная система массово использовалось на нефтегазовых площадях Западной части Туркменистана. Например:
- при цементировании хвостовика диаметром 193,7 мм спущенной на глубину 6197-6537 м на скважине №7 площади Узынада;
- при цементировании 245 мм кондуктора спущенной на глубину 600 м на скважинах №№1768, 1769 площади Восточный Готурдепе;
- при установке цементного моста на комбинированной эксплуатационной колонне диаметром 139,7х168,3 мм на глубине 3361-3726 м на скважине №18 площади Южный Гамышлыджа;
- при цементировании первой и второй секции 244,5 мм технической колонны, спущенной на глубину 4450 м на скважине №204 площади Северный Готурдепе;
- при цементировании комбинированной эксплуатационной колонны диаметром 177,8х139,7 мм спущенной на глубину 6870 м на скважине №7 площади Узынада и ряде других скважин.
В связи с успешным проведением промысловых испытаний система «СУБЖ» была запатентована автором и регистрирована в Государственной службе интеллектуальной собственности министерства экономики и развития Туркменистана за № 605 от 16.06.2013 года.
Выводы
- Дополнительный эффект применения буферной жидкости СУБЖ обусловлен сильным разжижающим действием на раствор углеводородной основы и обеспечивает турбулентный режим течения, создавая вымывающую эффективность углеводородной корки-пленки со стенок ствола скважины и обсадной колонны.
- Экономический эффект от использования буферной жидкости СУБЖ обусловлен: повышением качества цементирования, сокращением затрат времени на подбор рецептур перед цементированием и исключением потерь значительных объемов тампонажных и буровых растворов.
- Разработанная и предложенная автором статьи буферная жидкость СУБЖ отличается технологией и простоте ее приготовления в промысловых условиях с использованием дешевых материалов.
