1349
.pdf1.7.4. Результаты промышленного применения безглинистых буровых растворов для промывки скважин в соленосных отложениях
Результаты промышленного испытания Т-80 в качестве бурового раствора в соленосных отложениях
Промышленные испытания Т-80 качестве бурового раствора проведены на скважине № 963 Восточно-Уньвинской площади в интервале 133–995 м. Ствол скважины в данном интервале сложен известняками, доломитами, солями, песчаниками, алевролитами и мергелями. Геолого-технические условия проводки опытной скважины № 963 аналогичны скважинам № 965, 966, 967 и968, принятым за базовые для сравнения с пробуренными с промывкой соленасыщеннымглинистымраствором.
Бурение опытных и базовых скважин осуществлялось с буровой установки 1БА-15Н роторным способом В-97С. Промывку вели одним насосом 11-ГР. Режимы бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 10–35 кН, скоростьвращенияротора– 0,13–0,2 с–1, расходпромывочнойжидкости– 4 л/с.
Бурение в интервале 133–725 м с промывкой Т-80 осуществлялось без осложнений. Показатели Т-80 были следующими: ρ = 1060–1080 кг/м3, УВ500 = 40–60 с. В процессе бурения было отмечено небольшое повышение плотности Т-80 (на 40–50 %) в результате накопления в растворе шлама из-за отсутствия на буровой средств очистки. С пополнением объема загрязненного бурового раствора свежим флотореагентом Т-80 при забое 801 м произошло попадание воды в Т-80 из-за разгерметизации устья скважины. В процессе бурения в интервале 801–994 м плотность повысилась до 1120 кг/м3, а при этом значении плотности скважина закончена бурением. При бурении с промывкой соленасыщенным глинистым раствором в этих условиях самоутяжеление растворов происходит более интенсивно, и плотность повышается до 1280–1300 кг/м3.
Выполнено сравнение показателей работы долот и состояния стволов скважин, пробуренных с применением Т-80 и соленасыщенного глинистого раствора. Установлено, что в интервале применения Т-80, не загрязненного шламом, достигается повышение проходки на долото на 80 %. В целом по скважине применение нового типа бурового раствора позволило сократить число долблений с 58 до 36, повысить проходку на долото и стойкость долот на 59 % (табл. 1.63). Примечание Т-80 в качестве бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях позволило в значительной
171
мере повысить устойчивость стенок ствола скважины. Объем каверн в интервале залегания солей на скважине № 963 уменьшился в сравнении со скважиной № 965 в 5,8 раза, т.е. с 5,18 до 0,89 м3 (табл. 1.64). Полного предупреждения растворения солей не достигнуть только по причине попадания в Т-80 воды до 4 %, что при лучшей герметизации устья можно было исключить.
Таблица 1 . 6 3
Сравнение показателей работы долот на скважинах, пробуренных с промывкой Т-80 и соленасыщенным глинистым раствором
№ |
Типбурового |
Интервал |
Ρ, 3 |
Число |
Показатели |
||
буренияна |
долб- |
работыдолот |
|||||
скважины |
раствора |
растворе, м |
кг/м |
лений |
|
|
|
Н, м |
Т, ч |
V, м/ч |
|||||
963 |
Т-80 |
133–994 |
1080–1230 |
36 |
23,9 |
15,9 |
1,5 |
965–966 |
Соленасыщенный |
130–1000 |
1280–1300 |
58 |
15,0 |
10,0 |
1,5 |
глинистыйраствор |
Таблица 1 . 6 4
Сравнение кавернозности стволов скважин, пробуренных с промывкой Т-80 и соленасыщенным глинистым раствором
№ |
Типбурового |
Интервал |
Среднийдиаметр |
Общийобъем |
|
|
|
залегания |
|
3 |
|
скважины |
раствора |
солей, м |
стволаскважины, м |
каверн, м |
|
963 |
Т-80 |
198–844 |
0,14 |
0,89 |
|
965 |
Соленасыщенный |
175–739 |
0,166 |
5,18 |
|
глинистыйраствор |
|||||
|
|
|
|
Испытаниями установлено, что при промывке Т-80 представляется возможным практически полностью предупредить образование каверн и в терригенных отложениях. При бурении скважин с промывкой Т-80 не отмечено случаев возгорания флотореагента. Постановкой специального промыслового эксперимента установлено, что после двух–трех циклов циркуляции через ствол скважины и небольшого обогащения шламом он становится негорючим.
Применение Т-80 в качестве бурового раствора способствовало повышению работоспособности бурового оборудования (бурового насоса, вертлюга и других узлов). Однако ввиду отсутствия должного учета
172
межремонтного периода не представляется возможным дать количественную оценку влияния Т-80 на долговечность инструмента. В процессе испытания не выявлено отрицательного воздействия Т-80 на состояние здоровья рабочих.
Применение Т-80 в качестве бурового раствора позволяет значительно облегчить условия работы буровых бригад, так как он меньше загрязняет спецодежду.
Результаты промышленного испытания безглинистого бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях
Испытания безглинистого бурового раствора на основе технической каменной соли, ПАА и сульфата алюминия были проведены при бурении скважины № 9179 Бобровской площади в интервале 372–840 м. Разрез был представлен известняками, доломитами, каменной солью, песчаниками, аргиллитами, алевролитами и мергелями. Геолого-технические условия проводки данной скважины аналогичны условиям скважины № 9171, пробуренной с промывкой соленасыщенным глинистым раствором, и скважины № 9156, пробуренной с промывкой технической водой.
Бурение скважин осуществлялось с буровых установок 1БА-15Н роторным способом, долотами В-97С, скважины № 9179 – долотами В-98С. Промывку осуществляли насосом 11-ГР. Режимы бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 20–30 кН, скорость вращения ротора – 0,13–0,2 с–1.
Приготовление безглинистого бурового раствора осуществляли в следующей последовательности: готовили насыщенный раствор технической каменной соли и в него вводили 1%-й водный раствор ПАА, из расчета 0,2 масс. % на сухое вещество к объему раствора. ПАА готовили на пресной воде. Затем раствор обрабатывали 5%-м водным раствором сульфата алюминия из расчета 0,02 масс. % на сухое вещество к объему раствора. Показатели свойств раствора были следующими: ρ = 1210 кг/м3, УВ500 = 16–18 с, Ф = (6–10) · 10–6 м3, остальные показатели не замеряли.
Применение безглинистого бурового раствора в сравнении с соленасыщенным глинистым раствором позволило повысить проходку на долото на 32 %, механическую скорость бурения – на 53 %. В результате число долблений по скважине в целом уменьшилось с 41 до 20 (табл. 1.65).
173
Таблица 1 . 6 5
Сравнение показателей по скважинам, пробуренным с промывкой безглинистым буровым раствором для соленосных отложений, технической водой и глинистым раствором
|
Интервал |
|
Плотность |
Число |
Тип |
Режим |
Показатели |
||||
№ |
бурения |
Тип |
долбле- |
ираз- |
бурения |
работыдолот |
|||||
раствора, |
ний |
|
|
|
|
|
|||||
скважины |
нарас- |
раствора |
мер |
G, |
Р, |
Н, |
Т, |
V, |
|||
3 |
|
||||||||||
|
творе, м |
|
кг/м |
винтер- |
долота |
кН |
МПа |
м |
ч |
м/ч |
|
|
|
|
|
вале |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Раствордля |
|
|
98,4С |
|
|
|
|
|
|
9179 |
361–844 |
солевых |
1180 |
20 |
25 |
5 |
24,1 |
15 |
1,6 |
||
|
|
отложений |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9156 |
341–827 |
Глинистый |
1260 |
41 |
97С |
25 |
4,5 |
11,8 |
11,3 |
1,04 |
|
9171 |
391–801 |
Техническая |
1000 |
11 |
97С |
3 |
4 |
22,3 |
19,6 |
1,1 |
|
|
|
вода |
|
6 |
112С |
26,3 |
11 |
2,32 |
Из сравнения показателей по скважинам № 9179 и 9171, пробуренным соответственно безглинистым буровым раствором и технической водой, следует, что проходка и механическая скорость при бурении с промывкой безглинистым буровым раствором выше, чем с технической водой, на 8 и 46 % соответственно. Это обусловлено высокой очистной способностью безглинистогобуровогораствораиегоповышеннымисмазывающимисвойствами.
По результатам экспериментальных исследований, предварительных иприемочных испытаний буровых растворов для промывки скважин в соленосных отложениях был разработан стандарт объединения – Инструкция по применению флотореагента Т-80 в качестве бурового раствора для промывки скважин в соленосных отложениях и инструкция по приготовлению, а также применению бурового раствора для промывки скважин в солевых отложениях. Этирастворырекомендованыкпромышленномуприменению.
1.7.5. Эффективность применения безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод
Испытания безглинистого бурового раствора были проведены на 20 скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (ПО «Пермнефть») и 27 скважинах «Удмуртнефть».
Испытания безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод проводились при бурении скважин № 159, 158, 155, 157, 201, 210, 109,
174
161, 170 и 206 Рассветной площади. За базу для сравнения были приняты скважины № 172, 114, 122, 106, 171, 163, 174 и 160, пробуренные с про-
мывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины на Рассветной площади были пробурены в одинаковых геолого-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ. В качестве забойных двигателей на опытных и базовых скважинах применяли турбобуры ЗТСШ-195. Бурение вели долотами 215,9 СЗ-ГВ, за исключением скважин № 109, 170, 163, 174 и 160, где использовали долота 215,9 СЗГНУ. На всех скважинах показатели режимов бурения были одинаковыми: нагрузка на долото – 160–180 кН, расход промывочной жидкости – 35 л/с, давление нагнетания – 10–12 МПа. Промывку скважины осуществляли одним насосом У8-6М. На каждой скважине, которая готовилась к бурению с промывкой безглинистым раствором, устанавливали в начале желобной системы мерник – отстойник объемом 6 м3.
Приготовление безглинистого бурового раствора осуществляли в следующей последовательности: при бурении из-под кондуктора в техническую воду добавляли 0,001–0,005 масс. % ПАА в качестве флокулянта, за 50–60 м (за одно долбление) до интервала бурения на растворе очищали отстойники и мерники от шлама. В техническую или пластовую воду, на которой вели бурение скважины, вводили расчетное количество минерализованной пластовой воды или водных растворов солей для получения требуемой плотности, затем 0,001 масс. % ПАА полного осаждения тонкодисперсной составляющей шлама выбуренных пород и в течение долбления его концентрацию доводили до 0,1–0,2 масс. %. Раствор ПАА 1%-й концентрации готовили на пресной воде из 8%-го гелеобразного или порошкообразного продукта в мерниках цементировочного агрегата или в глиномешалке. Ввод его в буровой раствор производили в процессе циркуляции через технологический патрубок стояка манифольдной линии или
вжелоба. С целью предупреждения аварий и осложнений, связанных с быстрым осаждением шлама, после начала ввода ПАА принимали меры по своевременному удалению шлама и предупреждению длительных остановок промывки ствола скважины при нахождении в нем бурильного инструмента. Затем раствор обрабатывали 0,01–0,03 масс. % FеCl3 или KAl(AO4)2
ввиде 10%-х водных растворов.
Впроцессе бурения после каждого долбления производили чистку отстойников от шлама. При большом содержании в суспензии выбуренных пород чистку отстойников производили при наращивании инструмента.
175
Ввиду несвоевременной доставки ПАА и его недостаточного количества на ряде скважин производили совместную обработку раствора ПАА и КССБ в количестве 0,1 и 1,0 масс. % соответственно. В результате вышеуказанных обработок получали безглинистые буровые растворы со следующими пока-
зателями свойств: ρ = 1020–1040 кг/м3, УВ500 = 15–16 с, Ф = (9–12) · 10–6 м3, рН = 7, θ1/10 = 0/0 Па, Ж = 45–80 ммоль/л.
При бурении с промывкой безглинистым раствором не отмечалось отклонений показателей его свойств от требуемых геолого-техническими нарядами. Высокие флокулирующие свойства безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод позволили предотвратить переход тонкодисперсных частиц выбуренных пород в буровой раствор, вследствие чего плотность раствора до конца бурения не повышалась и оставалась в пределах 1020–1040 кг/м3. В сравнении с безглинистыми буровыми растворами глинистые растворы в процессе бурения самоутяжелялись до ρ = 1160–1180 кг/м3.
Испытание безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод на Асюльском месторождении были проведены при бурении скважин № 210, 364, 354, 330, 328, 357, 375, 368. Для сравнения были приняты скважи-
ны № 258, 355, 352, 445 и 342, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми растворами. Все скважины были пробурены в аналогичных гео- лого-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ долотами 215,9 СЗ-ГВ при идентичных показателях режимов бурения. В качестве забойных двигателей применяли турбобуры типа 2ТСШ-195, промывку осуществляли двумя насосами БрН-1.
Приготовление и обработку раствора осуществляли при помощи ЦА320М и глиномешалок МГ2-4 по технологии, применяемой на Рассветной площади. Показатели свойств безглинистого бурового раствора в процессе бурения оставались стабильными. На Русаковской площади испытания безглинистого бурового раствора были проведены при бурении скважин № 222 и 243. За базу для сравнения были приняты скважины № 232, 229, 226, 220, 244, 240 и 227, пробуренные на этой же площади с промывкой глинистыми буровыми растворами. Все скважины были пробурены в аналогичных геоло- го-технических условиях по однотипной конструкции с буровых установок БУ-75 БрЭ при одинаковых режимах бурения: нагрузка на долото – 16–18 кН, расход раствора – 98–108 м3/ч при давлении нагнетания 12–14 МПа.
В качестве забойных двигателей использовали турбобуры типа ЗТСШ-195, промывку осуществляли одним насосом У8-6М и одним насо-
176
сом БрН-1. Скважины № 222, 232, 229, 226 и 220 были пробурены долотами
190,5 ТКЗ-ЦВ, а скважины № 243, 244, 240 и 227 – долотами 215,9 СЗ-ГВ.
Приготовление и обработку безглинистого раствора осуществляли при помощи ЦА-320М и глиномешалок МГ2-4 по технологии, применяемой на Рассветной площади. Расход ПАА и КАl(SO4)2 для снижения показателя фильтрации безглинистого раствора составлял 0,2 и 0,1–0,3 масс. % соответственно. Раствор ПАА готовили из сухого порошкообразного реагента японского производства в виде 0,5–1%-го раствора. В результате обработки растворы имели следующие показатели: ρ = 1020–1030 кг/м3, УВ500 = 15–16 с,
Ф = (12–13) · 10–6 м3, рН = 7, θ1/10 = 0/0 Па, Ж = 40–50 ммоль/л. Показатели раствора оставались стабильными в процессе бурения.
В «Удмуртнефти» безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод испытывались при бурении 33 скважин Гремихинской, Прикамской и Мишкинской площадей. Для сравнения были взяты 30 скважин, пробуренных на вышеуказанных площадях в аналогичных геолого-техни- ческих условиях с промывкой глинистым раствором. Сравниваемые скважины были пробурены долотами 215,9 МСЗ-ГНУ или 215,9 ТЗ-ГНУ в сочетании с винтовыми забойными двигателями Д1-195 или ротором с буровых установок и БУ-75 БрЭ. Сравнение показателей было выполнено по скважинам, пробуренным одинаковыми типоразмерами долот и забойных двигателей. Промывка скважин осуществлялась одним насосом У8-6. Режимы бурения были идентичны: нагрузка на долото – 140–180 кН, расход промывочной жидкости – 26 л/с, давление – 10–12 МПа. Особенностью технологии приготовления и обработки раствора было растворение ПАА в емкости долива или ввод его через смесительную воронку в приемные мерники с последующим перемешиванием буровым насосом. Снижение показателя фильтрации достигается обработкой 0,1–0,2 масс. % ПАА и 0,01–0,02 масс. % сульфата алюминия.
Установлено, что использование в качестве промывочной жидкости безглинистого бурового раствора позволяет повысить качество строительства и технико-экономические показатели бурения скважин, снизить затраты времени и средств на приготовление и обработку раствора. Так, на скважинах, пробуренных на Рассветной, Асюльской и Гремихинской площадях с промывкой безглинистыми буровыми растворами, достигнуто повышение коммерческой скорости бурения на 10,5, 33 и 65 % соответственно (табл. 1.66).
177
Таблица 1 . 6 6
Сравнение коммерческой скорости бурения на скважинах, пробуренных с промывкой безглинистыми и глинистыми буровыми растворами
Площадь |
Число |
Тип |
Глубина |
Продолжительность |
Коммерческая |
скважины, |
скорость, |
||||
|
скважин |
раствора |
м |
бурения, ч |
м/ст.-мес. |
|
|
|
|
||
Рассветная |
35 |
Глинистый |
1729 |
410 |
3036 |
Безглинистый |
1712 |
368 |
3356 |
||
Асюльская |
47 |
Глинистый |
1163 |
352 |
2379 |
Безглинистый |
1266 |
288 |
3165 |
||
Гремихинская |
13 |
Глинистый |
1250 |
316 |
3714 |
Безглинистый |
1258 |
192 |
4849 |
Повышение скоростей бурения было достигнуто за счет увеличения показателей работы долот, уменьшения затрат времени на работы, связанные с приготовлением и обработкой раствора (табл. 1.67, 1.68). Так, на скважинах, пробуренных в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» с промывкой безглинистым буровым раствором, проходка на долото и механическая скорость бурения возросли на 87–121 и 33–91 % для долот СЗ-ГВ и на 65–137 и 45–82 % для долот ТЗ-ГНУ соответственно, а на скважинах, пробуренных в «Удмуртнефть», проходка на долото и механическая скорость увеличились на 77–86 и 109–115 % для долот МСЗ-ГНУ.
Рост показателей работы долот достигнут за счет повышения их стойкости и механической скорости бурения. Время работы долота на забое увеличилось, на наш взгляд, за счет уменьшения абразивного износа вследствие снижения концентрации твердой фазы в буровом растворе и за счет его повышенных смазывающих свойств. Известно, что добавки ПАА к раствору в количестве 0,05–1,0 % повышают прочность пленки. Низкая вязкость этого раствора, соизмеримая с вязкостью воды, обеспечивает быстрое проникновение раствора в пространство между контактирующими поверхностями в опоре, уменьшая коэффициент их трения. Предельно низкое содержание твердой фазы и полное отсутствие глины позволили предупредить формирование глинистой корки на забое. Высокая начальная скорость фильтрации и низкие реологические свойства безглинистых буровых растворов способствуют быстрому проникновению жидкости в зону предразрушения, снижению дифференциального давления на забой и улучшению буримости пород. Низкие реологические показатели безглинистого
178
179 179
Таблица 1 . 6 7
Сравнение показателей работы долот, затрат времени на заготовку раствора, стоимости и веса интервалов и химических реагентов для приготовления и обработки безглинистых и глинистых буровых растворов на ПО «Пермнефть»
|
|
Глубина |
Тип |
|
Показатели |
Времяна |
Материалы |
||||
|
Тип |
Тип |
работыдолот |
заготовку |
ихим. реагенты |
||||||
Площадь |
скважины |
забойного |
|||||||||
раствора |
иразмердолота |
|
|
|
иобработку |
|
|
||||
, |
, |
, |
- |
, |
|||||||
|
|
м, |
двигателя |
|
Н |
Т |
V |
раствора, ч |
Стои |
Вес |
|
|
|
|
м |
ч |
м/ч |
мость, руб. |
т |
||||
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Безглинистый |
1976 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
56,3 |
11,7 |
4,8 |
22 |
697 |
6,9 |
|
Обливская |
215,9 МСЗ-ГНУR-01 |
44,5 |
8,2 |
5,4 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||
Глинистый |
1839 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
31,2 |
9,5 |
3,3 |
28 |
1856 |
46,0 |
||
|
|||||||||||
|
215,9 МСЗ-ГНУR-01 |
29,3 |
9,5 |
3,1 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Дороховская |
Безглинистый |
1937 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
56,5 |
10,3 |
5,5 |
15 |
1431 |
27,6 |
|
Глинистый |
1839 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
31,2 |
9,5 |
3,3 |
28 |
2610 |
46,3 |
|||
|
|
||||||||||
Кокуйская |
Безглинистый |
1392 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
119,3 |
14,89 |
8,0 |
17,7 |
1006 |
20,1 |
|
Глинистый |
1381 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
60,9 |
13,9 |
4,4 |
19 |
1821 |
39,1 |
|||
|
|
||||||||||
Русаковская |
Безглинистый |
1888 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
124,9 |
13,1 |
9,5 |
13,8 |
2985 |
32,0 |
|
Глинистый |
1900 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
52,6 |
8,25 |
6,4 |
56 |
4559 |
52,6 |
|||
|
|
||||||||||
Павловская |
Безглинистый |
1568 |
2ТСШ-195 |
215,9 СЗ-ГВ |
81,9 |
5,14 |
15,9 |
12,1 |
1265 |
5,3 |
|
Асюльская |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
120,9 |
14,6 |
8,25 |
||||||
|
|
|
|
|
|||||||
Константиновская |
Глинистый |
1659 |
2ТСШ-195 |
215,9 СЗ-ГВ |
36,9 |
4,42 |
8,3 |
20,5 |
2069 |
40,9 |
|
Безглинистый |
Д1-195 |
215,9 ТЗ-ГНУR-05 |
73,1 |
13,4 |
5,4 |
||||||
|
|
|
|
|
|||||||
Баклановская |
Безглинистый |
1442 |
3ТСШ-195 |
215,9 СЗ-ГВ |
82,8 |
6,2 |
13,4 |
9,3 |
730 |
3,0 |
|
Глинистый |
1484 |
215,9 СЗ-ГВ |
44,3 |
4,4 |
10,0 |
20 |
2563 |
38,7 |
|||
|
|
180
180
Таблица 1 . 6 8
Сравнение показателей работы долот, времени на заготовку раствора, стоимости материалов и химических реагентов для приготовления и обработки безглинистых и глинистых буровых растворов на ПО «Удмуртнефть»
|
|
Глубина |
Тип |
Тип |
Показатели |
Время |
Стоимость |
|||
|
Тип |
работыдолот |
назаготовку |
материалов |
||||||
Площадь |
скважины, |
забойного |
иразмер |
|||||||
раствора |
|
|
|
иобработку |
ихимических |
|||||
, |
, |
, |
||||||||
|
|
м |
двигателя |
долота |
Н |
Т |
V |
раствора, ч |
реагентов, руб. |
|
|
|
м |
ч |
м/ч |
||||||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Безглинис- |
1258 |
|
215,9 МСЗ- ГНУR-01 |
173,0 |
11,3 |
15,3 |
3,9 |
920 |
|
Гремихинская |
тый |
Д1-195 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинистый |
1250 |
|
215,9 МСЗ- ГНУR-01 |
97,8 |
13,3 |
7,3 |
7,6 |
2269 |
|
|
Безглинис- |
1373 |
|
215,9 МСЗ- ГНУR-01 |
126,8 |
9,8 |
12,9 |
4,8 |
920 |
|
Мишкинская |
тый |
Д1-195 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинистый |
1314 |
|
215,9 МСЗ- ГНУR-01 |
68,3 |
11,4 |
6,0 |
8,3 |
6942 |
|
|
Безглинис- |
1457 |
Д1-195 |
215,9 ТЗ- ГНУR-05 |
90,0 |
8,0 |
11,2 |
8,8 |
1200 |
|
Прикамская |
тый |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинистый |
1480 |
Ротор |
215,9 ТЗ- ГНУR-05 |
53,5 |
22,5 |
2,4 |
16,1 |
10 331 |