системы размещения скважин на площади

Видео:размещение скважин по площади нефтяного месторождения залежиСкачать

Добыча нефти и газа

Видео:Тема 9. Системы разработки месторождений нефти и газа .Скачать

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Видео:Разработка нефтяных месторождений подразумевает использование ППД (заводнение пласта) для добычиСкачать

Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов

Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвол ьной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2); 2) батарейное (рис. 5.3); 3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4); 4) в сводовой части залежи (рис. 5.5); 5) неравномерное (рис. 5.6).

В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников 9рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.

,

где qi дебит i ой скважины; aWi газонасыщенный объем дренирования i ой скважины.

Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

Недостаток равномерной системы расположения скважин увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей .протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.

Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатационные в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим .агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 1200м, а между добывающими 400 800м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине

Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь

Видео:Разработка нефтегазовых месторождений в условиях заводнения коллекторов (ППД)Скачать

Система расстановки скважин, основные характеристики.

Система расстановки скважин (СРС)- характеристика расположения скважин на месторождении, при котором достигается оптимальное значения технических и технологических параметров, обеспечивающих максимальную прибыль при минимальных затратах.

Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, ис- ходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добы- вающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сет- кам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площад- ного заводнения. При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие сква- жины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, парал- лельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осу- ществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемо- стью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин. При внутриконтурном заводнении поддержание или восста- новление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России при- меняют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные пло- щади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение. 39 Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной систе- ме (рис. 3.6)

На средних и небольших по размеру залежах применяют попе- речное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетатель- ными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высо- кой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой – соответственно трехрядные и однорядные. С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы оча- гового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с приня- той упорядоченной системой разработки, а на отдельных выбороч- ных участках пластов. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной за- качкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные. 40 Системы заводнения бывают (проектируются) обращенные или необращенные (прямые). При обращенной системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добы- вающие скважины расположены по углам элемента. При необра- щенной (прямой) системе заводнения в центре элемента располага- ется добывающая скважина, нагнетательные скважины расположе- ны по углам элемента. Каждую систему характеризует параметр интенсивности си- стемы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятито- чечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1. Линейная система (рис. 3.7, д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахмат- ном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.

Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти.

26)Режимы пластов. Определение и классификация.

· Под режимом пластапонимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

• Различают следующие режимы:1- водонапорный,2- упругий и упруговодонапорный,3-газонапорный или режим газовой шапки,4-газовый или режим растворенного газа,5- гравитационный,6- смешанный.

1)Водонапорный режим— режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи — отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

2) Упругий (упруговодонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и

3) Газонапорный режим (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

4) Режим растворенного газа — режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

5)Гравитационный режим — режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

6)Смешанный режим — режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

27)Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа

Видео:Урок 4 Размещение скважин, стилиСкачать

Системы размещения поисковых скважин

Контрольная по номерам по журналу + кому попадутся рисунки, тот их рисует

1. Заложение поисковых скважин в своде складки

На рубеже XIX—XX вв., когда антиклинальная теория залегания нефти и газа получила общее признание, первую (поисковую) скважину стали закладывать по данным геологической съемки в своде антиклинальной складки. Вторую скважину (если первая оказывалась про­дуктивной) закладывали так, чтобы вскрыть по возможности обширную площадь, не выходя вместе с тем за пределы залежи. Цель второй скважины — выяснить размеры нефтеносной пло­щади.

В начале 30-х годов в работах А. И. Косыгина, И. О. Брода, М. В. Абрамовича и М. И. Гутмана отмечалось, что в процессе разбуривания структур с недостаточно выясненным разрезом от­ложений при вскрытии и испытании продуктивных горизонтов нельзя ограничиваться бурением одной лишь глубокой скважины в своде. В случае аварии или осложнения в этой скважине поиско­вую задачу не удается решить даже при наличии двух скважин на крыльях складки, если они окажутся за контуром залежи. В аналогичных структурных условиях, т. е. в сводовых частях складок, рекомендовалось закладывать минимум две скважины, чтобы опыт бурения первой скважины и знание разреза отложений, вскрытых ею, можно было использовать для удачного проведения второй скважины.

Таким образом, при заложении двух скважин в сводовой части структуры, особенно в случае вытянутой формы залежи, повыша­ется надежность решения задачи поисков, возрастает объем инфор­мации для постановки разведочных работ на площади, так как за­лежь вскрывается более чем в одной точке. Таким методом в на­чале века осуществлялись поиски нефтяных месторождений в Азер­байджане.

2. Заложение поисковых скважин на асимметричных складках

Выбор места заложения первой поисковой скважины на пологом крыле косой асимметричной складки был принят большинством геологов начиная с 10-х годов XX в.

Для вскрытия и опробования глубоких продуктивных горизон­тов на асимметричных складках К. П. Калицкий, К. Крэг, А. И. Ко­сыгин, М. В. Абрамович предлагали закладывать первую поиско­вую скважину на более пологом крыле видимого перегиба слоев. Это предложение основывалось на наблюдаемом с глубиной сме­щении сводов перспективных горизонтов в сторону пологого крыла, причем пологое крыло представляет собой более обширное поле для эксплуатации с более медленно меняющимися глубинами зале­гания, на которых можно быстрее обнаружить залежь.

Принцип заложения поисковых скважин на складках подобного типа получил дальнейшее развитие. Поиски залежей на структу­рах, характеризующихся наличием узкого крыла с крутым паде­нием слоев и широкого пологого крыла, занимающего обширную площадь, проводятся профилем из двух-трех скважин (в зависи­мости от размеров складки), проходящим от свода складки на ее пологое крыло. При наличии структурной карты по верхним опор­ным горизонтам первую скважину задают в некотором удалении от свода в сторону пологого крыла, последующие скважины бу­рятся в этом же направлении до установления газожидкостного или водонефтяного контакта и замка ловушки. Заложение про­филя скважин в таком направлении обусловлено, как отмечалось выше, смещением сводов глубокозалегающих горизонтов в сторону пологого крыла, а также большей вероятностью определения ме­стоположения контакта, поверхность которого имеет здесь значи­тельные размеры.

Рассматриваемый метод заложения скважин применяется в практике поискового бурения в настоящее время и может исполь­зоваться для предварительной оценки открытого месторождения.

3. Заложение поисковых скважин по профилю вкрест простирания структуры

Метод размещения скважин по профилю вкрест простирания струк­туры был разработан в 20-е годы для поисков основных объектов того периода — неглубоко погруженных «закрытых» антиклиналь­ных складок. В настоящее время он применяется для подтверждения наличия складки на глубине и открытия залежей нефти в прак­тике поисковых работ. При такой системе первые скважины (как правило, три) размещают по линии вкрест простирания пород та­ким образом, чтобы одна из них попала в свод складки, а две другие — на противоположные крылья. Как отмечает М. Ф. Мирчинк, на антиклинальных складках необходимо «заложение сразу нескольких скважин, одна за другой, в каком-либо определенном направлении (например, в сторону крыла складки), не дожидаясь окончания предыдущих».

Бурение одного поперечного профиля поисковых скважин рекомендуется в случае брахиантиклинальных и антиклинальных струк­тур небольших размеров, а также новых тектонических зон, еще не освоенных бурением, поскольку такое размещение скважин по­зволяет решать поисковую задачу даже при условии недостаточно изученных закономерностей в поведении структурных планов раз­личных стратиграфических подразделений.

Профильное заложение скважин осуществляется также при по­исках залежей нефти и газа, не связанных с антиклинальными структурами. Например, для обнаружения залежей стратиграфиче­ских и литологических, выклинивающихся вверх по восстанию по­род, когда по данным сейсморазведки нельзя получить точного представления о характере залегания пластов и месте их выклинивания, как правило, закладывают профиль из двух-четырех глубо­ких скважин вкрест простирания пластов в районе предполагае­мого выклинивания продуктивных отложений.

В настоящее время установлено, что метод заложения поиско­вых скважин по поперечному профилю не может считаться универ­сальным, поскольку он имеет определенные ограничения. Его не­целесообразно использовать в условиях небольшого для данного района коэффициента заполнения ловушек, при разбуривании структур, положение крыльев которых достоверно устанавливается сейсмическими методами разведки, на узких, линейно вытянутых складках.

Применение этого метода не оправдано также при смещении структурных планов вдоль длинных осей поднятий.

4. Крест поисковых скважин

В 20-е годы наряду с разведкой по профилю возникла система заложения пяти поисковых скважин. Одно из немногих в области по­искового бурения положений, по которому существует почти полное единство мнений, следующее: если нельзя ограничиться одной-двумя скважинами, закладываемыми в своде, последующие поиски на антиклинали осуществляют по профильной системе. В первую очередь бурят скважины по профилю вдоль короткой оси складки, а во вторую — две скважины на периклинальных окончаниях, в ре­зультате чего образуется классический крест.

Периклиналь — замыкание складки, участок погружения шарнира антиклинальной складки, характеризующейся падением слоев в сторону от центра.

Скважины предлагалось располагать на различных гипсометрических отметках, а интер­валы между скважинами вычислять путем деления предполагае­мой высоты залежи на количество скважин без одной. Определив абсолютную отметку сводовой скважины, легко вычислить отметки остальных. Предлагалось также крыльевые поисковые скважины закладывать в непосредственной близости от последней замкнутой изогипсы.

Ввиду того, что залежи нефти и газа в литологических и стра­тиграфических ловушках распространены по существу во всех нефтегазоносных районах и по всему разрезу осадочного чехла, многие исследователи рекомендуют в поисковый период проектиро­вать до пяти поисковых скважин по указанной системе при раз­буривании крупных структур, на погружениях которых вероятнее всего можно встретить наиболее крупные скопления УВ. Первую поисковую скважину закладывают в своде структуры в целях установления сводовых пластовых залежей нефти и газа, две по­следующие — на крыльях для выявления литологически и страти­графически экранированных залежей и, наконец, две последние скважины — на периклинальных окончаниях структуры для дета­лизации геологического строения и обнаружения залежей.

Метод нерационален при по­исковом разбуривании асимметричных, куполовидных и узких, ли­нейно вытянутых антиклинальных складок.

5. Заложение скважин по методу клина

Первая из известных систем разбуривания рукавообразных зале­жей нефти предусматривала скорее оконтуривание уже открытых залежей, чем их поиски. Окончательное завершение система раз­мещения скважин по методу клина получила в 1930 г. Сущность метода заключается в следующем. На площади, где ожидается наличие залежи, закладывают первую скважину (рис. 1а). При установлении в ней нефти перпендикулярно к предполагаемому по­ложению оси закладывают еще две скважины (скв. 2 и 3) по обе стороны от первой для уточнения положения оси залежи. С учетом полученных данных бурят четвертую скважину на оси залежи вниз по падению продуктивных отложений. В зависимости от результа­тов ее бурения вкрест простирания оси задают следующие две скважины и т. д. Такая система позволяет последовательно нара­щивать площадь нефтеносности вдоль оси залежи.

В ряде случаев описанная схема разбуривания рукавообразных залежей нефти незначительно видоизменялась (рис. 1б, в)при сохранении основного принципа: последовательного прослежи­вания оси залежи вниз по падению пород. Последнее обстоятель­ство было обусловлено тем, что почти все залежи аналогичного типа в 30-е годы обнаруживались у естественных выходов нефти на дневную поверхность.

Данный метод разбуривания рукавообразных залежей, полу­чивший название «разведки клином», успешно применялся при прослеживании рукавообразного вида залежи нефти на Войвожском месторождении (Республика Коми).

В настоящее время метод клина, по мнению многих исследо­вателей, применим при разбуривании нешироких полосообразных залежей. Метод используется как для предварительной оценки открытого месторождения, так и для его разведки.

Рис. 1 Варианты системы размещения скважин по методу клина:

1 — изопахиты, м; 2 — ось нефтяной залежи; 3—предполагаемое направление оси залежи; 4— линия выклинивания пород-коллекторов; 5—скважина: в числителе номер скважины, в знаменателе вскрытая мощность продуктивных отложений, м

6. Треугольная система расположения поисковых скважин

Треугольная система расположения поисковых скважин широко применялась в 30-е годы на нефтяных месторождениях района Баку.

Суть системы заключается в следующем. При наличии на пло­щади продуктивной поисковой скважины следующие две скважины задают на равном расстоянии от первой, в вершинах треугольника. В дальнейшем скважины бурят по равномерной треугольной сетке в шахматном порядке. Каждую новую скважину закладывают в вершине равностороннего треугольника, в двух углах которого были расположены продуктивные скважины. Расстояния между скважинами выбирают кратными расстояниям в сетке будущих эксплуатационных скважин.

С выходом в новые нефтегазоносные провинции и области эта система заложения поисковых скважин стала решать новую прин­ципиально важную задачу—определение направления смещения свода антиклинальной складки с глубиной. В условиях резкого не­соответствия структурных планов различных стратиграфических комплексов по трем точкам определялись плоскость, угол падения и простирания, а следовательно, и пространственное положение оп­ределенной стратиграфической единицы (продуктивного горизонта) на данном участке.

В настоящее время треугольная система заложения скважин рекомендуется некоторыми исследователями при поисках нефтяных и газовых залежей, приуроченных к крупным структурам непра­вильной формы и небольшим куполовидным поднятиям, а также при прогнозе структурно-литологических и стратиграфических ло­вушек.

При поисках литологически ограниченных залежей скважины также рекомендуется размещать по треугольнику.

Рис. 2 Схема размещения скважин при поисках литологически ограниченных за­лежей нефти и газа (по Н. И. Марков­скому и др.):

1 — номер скважины, в скобках — содержание углеводородов в пластовых водах, %; 2—ре­зультирующая линия; 3—изогипсы кровли перспективного горизонта

7. Размещение поисковых скважин по радиальным профилям

Расположение первых скважин по радиальным профилям рекомен­довано А. В. Ульяновым в 1946 г. при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к соляным куполам Эмбенской нефтеносной области.

Наращивание профилей производят по падению пород и осуществляют направленное бурение скважин. Первые четыре скважины (по одной в каждом профиле) бурят одновременно, по­следующие закладывают в зависимости от полученных резуль­татов.

Радиальное расположение скважин рекомендуется также при поисковом разбуривании структур неправильной формы. Для куполовидных складок В. Я. Соколовым была предложена трех­лучевая система размещения скважин. По его мнению, при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к указанному типу структур, целесообразно вообще отказаться от расположения скважин кре­стом или по профилю.

Радиальное размещение поисковых скважин при разбуривании ловушек антиклинального типа предложено в 1978 г. В. Н. Во­робьевым. Исходя из того, что в разрезе подготовленной ловушки возможно выявление залежей не только в сводовых участках струк­тур, но и в крыльевых и периклинальных зонах (неантиклиналь­ные ловушки), он предлагает на антиклинальных поднятиях с доказанной нефтегазоносностью в основу систем размещения поиско­вых скважин для предварительной оценки месторождения (по В. Н. Воробьеву, второй этап поисковых работ) положить принцип последовательного наращивания поля продуктивности во всех на­правлениях, от свода вплоть до выхода на внешний контур залежи. Повысить степень равномерности размещения скважин по площади структуры можно, по мнению этого исследователя, путем замены поискового креста и параллельных профилей системой так назы­ваемого «поискового треугольника». Первые три поисковые сква­жины, следующие за скважиной-открывательницей, надо разме­щать на трех лучах, направленных от свода структуры под углом примерно 120°. Один из лучей совпадает с длинной осью поднятия (рис. 3в). При этом каждая последующая скважина должна вскрывать кровлю продуктивного горизонта на величину А/г боль­шую, чем предыдущая.

Эта величина, названная «шагом высоты заложения», определяется числом поисковых скважин п и высотой складки Н (максимально возможной высотой залежи) А/1=Н/г. В случае, если ни одна из пробуренных скважин не вышла на внешний контур нефтегазоносности, данный треугольник (лучи) разворачивают на 180° и скважины закладывают на трех новых лучах, являющихся продолжением первых по другую сторону от свода. Если все скважины второго треугольника вновь окажутся в пределах контура нефтегазоносности, подобную операцию повто­ряют вплоть до выхода на контур залежи.

Рис. 3 Схемы размещения поисковых скважин по радиальным профилям:

а, б — по В. Я. Соколову (а — сейсмическая карта по кровле продуктивных песчаников Еланского месторождения, б — структурная карта по кровле продуктивных песчаников по данным бурения с учетом материалов сейсморазведки Еланского месторождения); в — по В. Н. Воробьеву.

1 — линии сейсмопрофилей; 2 — скважины; 3 — контур залежи; 4 — изогипсы кровли продук­тивного горизонта

8. Система параллельных профилей поисковых скважин

Начиная с 40-х годов система параллельных профилей поисковых скважин вошла в практику работ при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к глубоко погруженным складкам, рифовым массивам, соляным куполам и в новых районах со сложным тек­тоническим строением.

На подготовленной к глубокому бурению структуре главным образом линейного характера и узкой вытянутой формы заклады­вают генеральный профиль из трех-четырех поисковых скважин вкрест ее простирания через предполагаемый свод. Последующие профили из двух-трех скважин располагаются параллельно пер­вому с удалением в сторону периклиналей. При такой системе размещения скважин можно наиболее быстро изучить характер пространственного залегания продуктивных горизонтов, нефтегазоносность разреза и определить направление разведочных работ. Скважины в соседних профилях располагают в шахматном по­рядке.

9. Заложение многоствольных поисковых скважин

В 1957 г. для поисков и оконтуривания залежей нефти ишимбайского и кинзебулатского типов Г. П. Ованесов предложил бурить многоствольные поисковые скважины.

Структуры, к которым приурочены залежи указанных типов, представляют собой резко выраженные одиночные рифы или группы рифовых тел, связанных между собой узкими перешей­ками — седловинами. Крутизна склонов превышает местами 40-50°. Залежи нефти, приуроченные к рифам, обычно имеют высо­кий этаж нефтеносности (сотни метров) и незначительные площад­ные размеры, в связи с чем скважины при их поисках и разведке закладывают на небольших расстояниях друг от друга (300-500 м).

Поиски залежей названных выше типов рекомендовалось про­водить наклонно направленным бурением, так как на глубинах около 2000 м отклонения могут достигать 300-600 м. В этом слу­чае вместо трех-четырех отдельных скважин, расположенных на расстоянии 400-500 м друг от друга, бурят поисковую скважину с двумя-тремя дополнительными стволами. После окончания бу­рения первого ствола в случае отсутствия в нем объектов для оп­робования и необходимости заложения новых скважин для даль­нейшего изучения разведываемой площади бурят дополнительный ствол с отклонением забоя от основного ствола на 300-500 м. Новые стволы закладывают после установки цементных мостов в предыдущих стволах. Одной такой кустовой скважиной иссле­дуется площадь 1 км 2 .

Метод применим в случаях, когда при поисках и разведке за­лежей УВ нецелесообразны большие расстояния между скважи­нами: при разбуривании рифов и резко выраженных структур, не­больших структур со сложной конфигурацией, ловушек с резко ме­няющимися свойствами и составом слагающих пластов-коллекто­ров, а также при ведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфах морей и океанов, при бурении поисковых скважин с платформ, искусственных островов и эстакад.

10. Заложение поисковых скважин вдоль длинной оси структур

В начале 60-х годов при разбуривании удлиненных антиклиналь­ных складок в Восточной Туркмении было установлено, что закла­дывать поисковые скважины вкрест простирания таких структур неэффективно. Перегиб слоев вдоль длинной оси таких складок всегда менее выражен, чем вдоль короткой оси, поэтому на сейсми­ческой структурной карте положение антиклинального перегиба на длинной оси (т. е. свода складки) определяется с недостаточной надежностью. В таких условиях первый профиль из трех поисковых скважин, пробуренных в своде вдоль короткой оси удлиненной складки, в действительности может оказаться смещенным на периклиналь, что, например, произошло на Гагаринской структуре. Кроме того, при узкой складке уменьшается вероятность попадания крыльевых скважин в контур залежи.

Пилип Я.А. и Соколов В.Я. предложили метод поиско­вого разбуривания вытянутых антиклинальных складок по продоль­ному профилю, который успешно применяется в Восточной Туркме­нии.

Заложение первоочередного профиля поисковых скважин вдоль длинной оси складки с последующей разведкой залежей по диагональным профилям оказалось эффективным при разбуривании полнопластовых и водоплавающих залежей нефти и газа, много­пластовых месторождений и при осложнении структуры (ловушки) поперечными или диагональными тектоническими нарушениями.

Применение данного метода неэффективно на асимметричных антиклинальных складках, а также в районах с установленной за­кономерностью смещения структурных планов поднятий по корот­кой оси.

11. Заложение поисковых скважин по диагональному профилю

Впервые вопрос о целесообразности заложения профиля поисковых скважин по диагонали к простиранию положительной структуры рассматривался М. В. Абрамовичем в 1948 г. В последующие годы этот метод расположения скважин применялся при разбуривании узких линейно вытянутых антиклинальных складок.

Поиски нефтяных и газовых залежей на структурных поднятиях подобного типа неэффективно проводить профилем скважин вдоль длинной оси складки или поперечным профилем вкрест ее прости­рания, если неясно «поведение» структурных планов по различным горизонтам. При разбуривании глубокозалегающих объектов по­исков продольным профилем многие скважины могут оказаться за контуром в случае смещения свода поднятия по короткой оси. При бурении же поперечного профиля из трех скважин нет полной уве­ренности в том, что даже центральная скважина находится в наи­лучших структурных условиях, а не попала на одну из периклиналей при смещении свода по длинной оси. При отклонении линии профиля от поперечного по короткой оси поднятия разведка ве­дется также и по простиранию складки. Бурение первоочередного диагонального профиля из трех поисковых скважин (в зависимо­сти от площадных размеров структуры) дает информацию как о крыльевых, так и о периклинальных частях складки, позволяет определить направление возможного смещения свода с глубиной.

Рекомендуется буре­ние диагонального профиля не менее чем из трех скважин, что обеспечит наибольший объем информации о геологическом строе­нии и продуктивности площади на поисковом этапе.

12. Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу В. П. Савченко

В 50-х годах В. П. Савченко была разработана и в дальнейшем усовершенствована методика определения высотного положе­ния газоводяных, водонефтяных и газонефтяных контактов откры­тых месторождений и залежей по результатам гидрогеологических и гидродинамических исследований в первых пробуренных сква­жинах.

Согласно данной методике, кроме скважин в сводовых частях структур, где ожидаются или открыты газовые и нефтегазовые за­лежи, на каждом крыле структуры должно быть заложено по сква­жине, вскрывающей весь разрез отложений в водонасыщенной части. В этих законтурных скважинах изучают воды всех пер­спективных горизонтов, величины напоров, характер и направление их изменения. В скважинах, вскрывших газовые залежи (нефтяные оторочки), определяют истинное пластовое давление газа (нефти) по возможности в каждой залежи. По полученным данным рассчи­тывают высотное положение ГВК, ГНК и ВНК.

В районах или стратиграфических комплексах с незначитель­ными изменениями напоров пластовых вод с целью обнаружения нефтяных оторочек, окаймляющих газовые залежи или полностью подстилающих их, одну-две скважины закладывают между вну­тренним и внешним расчетными контурами газоносности. При зна­чительных изменениях пьезометрических напоров пластовых вод нефтяная оторочка может быть смещена на одно из крыльев. В этом случае скважину закладывают на участке наиболее низкого напора пластовых вод продуктивного горизонта. Непосредственный контакт газа с водой в скважине, пробуренной на этом участке, указывает вообще на отсутствие нефтяной оторочки в пределах данной залежи.

13. Заложение поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах

При разбуривании антиклинальных структур, осложненных нарушениями большой амплитуды, не исключена возможность обнару­жения на одной площади двух самостоятельных залежей — над и под взбросом.

При наличии сброса на некотором расстоянии от него по обе его стороны закладывают две поисковые скважины для выяснения продуктивности объектов в опущенном и припод­нятом блоках.

Если на площади установлен взброс, указанные выше задачи поисков решаются бурением одной поисковой сква­жины, пересекающей поверхность взброса и расположенной так, чтобы обеспечить вскрытие перспективного горизонта как в при­поднятом, так и в опущенном блоках структуры.

Рис. 4 Схема размещения поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах (по А. М. Карапетову):

а — взброс; б — сброс.

1 — изогипсы кровли перспективного горизонта; 2 — линии тектонических нарушений; 3 —поисковые скважины; 4 — опорные линии

Рациональное размещение поисковых скважин на структурах рассматриваемого типа исследовал А. М. Карапетов. Для опреде­ления оптимального месторождения и количества поисковых сква­жин в качестве основы он принял положение опорных линий. Для сводовых тектонически экранированных взбросом залежей опор­ными линиями являются одна из главных осей складки и линия, проходящая между проекциями следов пересечения плоскости на­рушения с подошвой пласта во взброшенной части и кровлей пла­ста в сброшенной части структуры. В этом случае первую поиско­вую скважину закладывают в точке пересечения опорных линий, а вторую с целью определения площадных размеров открытой за­лежи—в пределах последней замкнутой изогипсы (в зоне пред­полагаемого ВНК или ГВК) (рис. 4а).

В случае сводовых тектонически экранированных сбросом зале­жей опорными линиями являются одна из главных осей складки и линии, параллельные проекциям следов пересечения кровли пла­ста в сброшенной и взброшенной частях с плоскостью нарушения и проходящие на расстоянии, в 1,5 раза превышающем расстояние между скважинами в эксплуатационном ряду. Для разбуривания таких структур на поисковом этапе требуются четыре скважины: две — на пересечении опорных линий и две — на периклинальных окончаниях в зонах предполагаемого нахождения контакта (рис. 4б).

14. Заложение поисковых скважин в «принципиальном» направлении

Поиски нефти и газа на подготовленных к бурению площадях осу­ществляют обычно путем размещения скважин по профилю вкрест простирания пород, на двух пересекающихся профилях и иногда по треугольной системе. Забуривают одновременно две поисковые скважины — сводовую и крыльевую, расположенную в направле­нии возможного смещения свода.

По вопросу о выборе точки заложения второй поисковой сква­жины мнения многих исследователей сходятся. Если предпола­гается несоответствие структурных планов различных горизонтов, вторую скважину бурят на линии, проходящей вкрест простирания складки, на ее более пологом крыле, т. е. в направлении возмож­ного смещения свода, названном «принципиальным». Нефтегазоносность высокоамплитудных (более 50 м) структур, размер которых по длинной оси превышает 2 км, оценивают двумя поиско­выми скважинами: одну из них закладывают в своде сейсмической структуры, другую—в «принципиальном» направлении. На более высокоамплитудных поднятиях количество поисковых скважин мо­жет быть увеличено до трех.

15. Метод «критического» направления

В результате анализа состояния геолого-разведочных работ на нефть и газ на Устюрте В. Д. Ильин, К. А. Клещев и Е. И. Сафо­нов в 1967 г. предложили систему размещения поисковых скважин на малоамплитудных поднятиях.

Метод основан на тщательном изучении морфологии складок, имеющих плавные расплывчатые очертания и небольшие ампли­туды, не превышающие первых десятков метров. Вверх по разрезу структуры выполаживаются, выражаясь в виде структурных террас и носов, или полностью раскрываются. Суть метода сводится к тому, что малоамплитудные поднятия, не имеющие четкого за­мыкания по данным сейсморазведки, одновременно разбуривают двумя независимыми скважинами. Первую из них закладывают в предполагаемом своде для выяснения нефтегазоносности складки, вторую бурят на участке ее менее ясного элемента («критическое» направление). Таким элементом могут быть крылья и периклинальные окончания структур, а также межкупольные прогибы и седловины. В дальнейшем по мере усовершенствования методики применительно к структурам различного типа под «критическим» направлением ряд исследователей (В. Д. Ильин, Г. А. Габриэлянц, А. Н. Золотов) стал понимать участок наименее выраженного за­мыкания ловушки, определяющий возможность сохранения залежи и ее вероятную высоту.

Если структуры расположены в пределах моноклинальных склонов, вторую скважину закладывают в направлении региональ­ного подъема слоев, в зоне слабо выраженного замыкания складки (рис. 5а). Эта зона и является «критическим» направлением для данного типа структур.

Для многокупольных поднятий, состоящих из нескольких ло­кальных структур, залежи которых могут иметь единый контур, «критическими» направлениями являются зоны «полного запол­нения всех куполов» и «максимального заполнения ловушки».

Метод «критического» направления применяют и при поисках залежей нефти и газа в рифовых отложениях. Он заключается в опережающем бурении скважин на участках рифовых построек, геологическая информация по которым позволяет в кратчайший срок определить тип рифовой ловушки и дать геолого-экономиче­скую оценку ее запасов. По соотношению с вмещающими поро­дами и морфологии В. Д. Ильиным и другими исследователями выделены три основных типа рифовых построек. Характер приуро­ченных к ним залежей и методика поискового разбуривания зави­сят от того, являются ли предрифовые и зарифовые фации литологическим экраном или коллекторами. «Критическое» направление для линейно вытянутых рифов и холмовидных изометричных в плане рифовых построек представляют свод и склон рифа, обра­щенный в сторону открытого моря. В этих зонах бурят две поиско­вые скважины для определения типа рифовой постройки и высоты залежи, а третью скважину закладывают на тыловом склоне для выяснения возможной ширины залежи. Дальнейшее бурение на ли­нейно вытянутых рифах проводится по длинной оси. Для установ­ления длины залежей, приуроченных к холмовидным изометричным рифам, последующие скважины бурят на пересечении, перпендику­лярном к первому профилю.

Рис. 5 Схема размещения по­исковых скважин на «критиче­ском» направлении (по В. Д. Иль­ину):

а—на малоамплитудных поднятиях; б—на многокупольных поднятиях;

1— изогипсы кровли продуктивных от­ложений; 2—скважины; 3 — лишние скважины

Первую скважину на рифах третьего типа (лепешковидные изометричные в плане рифовые постройки, подобные подводным водо­рослевым банкам и состоящие из отдельных биогермов) задают на участке наиболее крупного биогерма. Последующее разбуривание осуществляют по схеме, установленной для холмовидных ри­фов, для оценки нефтегазоносности каждого биогерма.

16. Заложение поисковых скважин в зонах вероятного местонахождения контактов

В 1968 г. Н. Н. Осадько и Б. И. Бараш предложили метод прибли­женного определения гипсометрического положения контакта угле­водороды-вода первыми поисковыми скважинами, основанный на оценке коэффициентов заполнения ловушек по конкретному нефтегазоносному району. На примере месторождений нефти и газа Прикумско-Тюленевского вала (Скифская плита), Центрально-Ка­ракумского свода и Амударьинской впадины (Туранская плита) было установлено, что 14,8 % ловушек заполнены углеводородами до 40% их высоты (низкая степень заполнения), 12,5% — более чем на 80% их высоты (высокая степень заполнения) и 72,7% всех ловушек — на 40-80 % их высоты. Зная характер заполнения ловушек, на поисковой стадии можно приближенно определять гип­сометрическое положение контакта углеводороды-вода и выби­рать точки заложения скважин. Метод применим для предвари­тельной оценки открытых месторождений, залежей, приуроченных к антиклинальным ловушкам.

17. Зигзаг-профильное заложение поисковых скважин

Принцип зигзаг-профильного поискового бурения на нефть и газ предложен К. С. Масловым в 1968 г. применительно к ловушкам, образованным в пластах-коллекторах базальных зон трансгрессирующих горизонтов вследствие несогласного налегания их на по­роды доперерывного комплекса или выклинивания в условиях как трансгрессивного, так и регрессивного залегания включающих эти пласты толщ. Такие ловушки обычно формируются в условиях моноклинального наклона пластов. В базальных зонах образуются рукавообразные, дельтовые, баровые и другие подобные им литологические залежи.

Рис. 6 Схема зигзаг-профильного бурения поисковых скважин (по К. С. Маслову):

а — геологическая карта района работ; б — зигзаг-профиль поисковых скважин в направ­лении погружения пластов для обнаружения дельтовых и других литологических залежей нефти и газа.

1—предполагаемый контур погребенной долины палеореки; 2 — колонковые скважины; 3— поисковые скважины; 4 — возможное местоположение береговой линии регрессировавшего моря; 5 — возможная граница распространения алевролито-песчаных слоев авандельтовой зоны; 6 — внешний контур нефтяной залежи, установленный в результате бурения поисковых скважин; 7 — участок геологической карты, определяющий наличие погребенной долины палеореки; 8 — поверхность стратиграфического несогласия

18. Способ опорного профильного бурения

Более общим методическим принципом поисков литологических залежей можно считать принцип опорного профильного бурения поисковых скважин. Такое бурение необходимо в случаях, когда по результатам историко-геологического, палеогеографического и фациального анализов в некоторых общих чертах намечается зо­нальное распространение песчано-алевритовых отложений на скло­нах региональных тектонических структур, подчиненное фациальной изменчивости накопления осадков того или иного стратиграфи­ческого горизонта, но нет достаточных данных для определения местоположения зон развития коллекторов и границ их выклини­вания.

Опорный профиль поисковых скважин необходимо располагать вкрест регионального простирания пластов на участке, в пределах которого ожидается распространение зоны песчано-алевритовых осадков той или иной фации. Первую скважину следует бурить с целью поисков самой зоны песчано-алевритовых отложений, в ко­торой могли сформироваться литологические залежи. Если эта скважина вскроет водонасыщенные пески, то следующую поиско­вую скважину необходимо закладывать вверх по восстанию пла­стов, так как литологически ограниченный природный дельтовый (или клиновидный) резервуар является резервуаром-ловушкой. Если вторая поисковая скважина окажется за пределами распро­странения песчано-алевритовых отложений в направлении восста­ния пластов, то дальнейшие поисковые скважины необходимо раз­мещать по принципу зигзаг-профильного бурения вдоль простира­ния пород.

Данный способ можно рассматривать как одну из разновидно­стей метода клина, когда отсутствуют определенные представления о положении оси литологически ограниченной ловушки.

19. Метод «шаг поискового бурения»

Метод «шаг поискового бурения», предложенный Г. А. Габриэлянцем, обеспечивает выбор точек заложения скважин для определе­ния ВНК и ГЖК в залежах нефти и газа пластового сводового типа первыми скважинами.

Рис. 7 Схема размещения скважин по методу «шаг поискового бурения» на брахиантиклинальной складке:

1 — ВНК; 2 — блок залежи, вскрытый первой скважиной; 3 — блок залежи, вскрытый вто­рой скважиной; 4—скважины; 5 — изогипсы кровли продуктивных отложений; 6 — пласто­вые воды

🎦 Видео

Как выбрать место для скважины. Ошибки при размещении скважины на участкеСкачать

Гидродинамические исследования скважинСкачать

Практика 6 Размещение скважинСкачать

Естественные режимы работы пластов (залежь). Их эффективность по конечному нефтеизвлечению (КИН)Скачать

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать

Отличие (особенности) разработки газовых и газоконденсатных месторождений от нефтяныхСкачать

Где расположить скважину на участке? Расстояние от скважины до дома, септика и др.Скачать

Методы поддержания пластового давленияСкачать

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. Вид Грубейшего Нарушения ТРЕБОВАНИЙ ТБ при работе на СТАНКАХ.Скачать

Проекты разработки месторождений ч.6 (2-2) / Field development projects part 6 (2-2)Скачать

Проекты разработки месторождений ч.10 (4-10) / Field development projects part 10 (4-10)Скачать

Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

Формирование и подача заявки на участие в отборе получателей субсидийСкачать

Технологии в многоствольном заканчивании скважинСкачать

Причины обводнения продукции скважины их идентификация и технологии ликвидации. Изоляционные работы.Скачать