Режимы разработки нефтяных месторождений

Режимы разработки нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин — к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных — естественных факторов:

§ наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

§ запаса упругой энергии в пластовой системе;

§ содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

§ наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

§ гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

— водонапорный (естественный и искусственный),

— упругий,

— газонапорный (режим газовой шапки),

— режим растворенного газа

— и гравитационный.

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

Рассмотрим идеализированные условия, когда тот или иной режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

,

где Pпл — среднее пластовое давление, Pнас — давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем — русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 — 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,


пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (2.43)

где ΔV — приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP — приращение давления (понижение давления); V — первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды ;

для нефти ;

для породы .

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

. (2.44)

где V — объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта; Vп, Vв, Vн — общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно; β* — приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, αв, αн соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (2.44) записать

, (2.45)

или

. (2.46)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).

Несложно вывести приближенную формулу, описывающую падение безразмерного среднеинтегрального пластового давления Р при упругом режиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости (q = const). Можно получить аналогичную формулу при переменном темпе отбора, когда функция изменения темпа отбора задана, например линейно возрастает или изменяется по любому другому закону. При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т.е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора

закон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

— залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

— обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

— наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

— превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Рпл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные с ними процессы играют незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.

Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 7645;

Режим и системы разработки месторождений (залежей)

Добыча нефти и газа ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы.

Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.

Презентация к уроку.

Режимы разработки залежей:

Упругий, при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.

Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим — нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.

Например: нефтяная залежь может одновременно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или упругим :

Смешанный, режим, при котором проявляется одновременно несколько движущихся сил.

В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержащихся в залежах углеводородов.

Отношение извлеченного из залежи количества нефти или газа к их первоначальным (геологическим) запасам — называется коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.

Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.

При разработке нефтяных залежей наиболее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа расходуется на вытеснение нефти. Большая часть непроизводительно проскальзывает по направлению к скважинам.

При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить высокий коэффициент нефтеотдачи, но увеличение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгодным.

Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть снижением пластового давления до атмосферного. Поэтому разработку газовых залежей прекращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.

Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.

Например: закачка газа в ее наиболее высокую часть для создания газовой шапки — переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газонапорный; закачка воды в скважины, пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт — искусственно создается водонапорный режим разработки.

Совокупность мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называется системой разработки залежи.

На одной и той же залежи можно применять различные системы. Наиболее рациональной будет такая, которая обеспечивает выполнение намеченных планов добычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минимальными затратами.

Система разработки залежи может изменяться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих систему разработки — называется регулированием системы разработки эксплуатируемой залежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин — перевод с фонтанного способа эксплуатации на механизированный и др.)

Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых — нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.

Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.

В процессе разработки нефтяных залежей при естественных режимах происходит истощение пластовой энергии и падение пластовых давлений. При снижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ и напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, а дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее истощение энергии выделяющегося из нефти газа приводит к проявлению гравитационного режима разработки и к необходимости использования дополнительных источников энергии для подъема нефти из скважины.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт — заводнение — самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.

(<Приложение 1>)

Педагогическая технология — Модульная» № уроков — модулей в теме — М 3 и М 4 (<Приложение2>)

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Навигация

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

1.1. Понятие о нефтяной залежи

0 1

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2 3 4 5 6

2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

2.1. Пластовые давления

7 8 9

2.2. Приток жидкости к скважине

10 11

2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений

12

2.4. Водонапорный режим

13

2.5. Упругий режим

14 15

2.6. Режим газовой шапки

16

2.7. Режим растворенного газа

17 18

2.8. Гравитационный режим

19

3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

3.1. Цели и методы воздействия

20

3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды

21 22 23

3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

24 25 26

3.4. Водоснабжение систем ППД

27 28 29

3.5. Техника поддержания давления закачкой воды

30 31 32

3.6. Оборудование кустовых насосных станций

33

3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД

34 35 36 37

3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа

38 39

3.9. Методы теплового воздействия на пласт

40 41 42

3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт

43 44 45

3.11. Внутрипластовое горение

46 47 48

4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

О НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

49

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

50 51

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

52 53 54

4.3. Техника перфорации скважин

55 56 57

4.4. Пескоструйная перфорация

58 59 60 61

4.5. Методы освоения нефтяных скважин

62 63 64 65

4.6. Передвижные компрессорные установки

66

4.7. Освоение нагнетательных скважин

67 68 69

5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.1. Назначение методов и их общая характеристика

70 71

5.2. Обработка скважин соляной кислотой

72 73 74 75

5.3. Термокислотные обработки

76

5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО

77 78 79

5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин

80 81

5.7. Гидравлический разрыв пласта

82 83 84 85

5.8. Осуществление гидравлического разрыва

86 87 88

5.9. Техника для гидроразрыва пласта

89 90 91

5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

92 93 94

5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины

95 96 97

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

98 99

6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

6.1. Назначение и методы исследования скважин

100 101 102

6.2. Исследование скважин при установившихся режимах

103 104 105

6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах

106 107 108

6.4. Термодинамические исследования скважин

109 110 111

6.5. Скважинные дебитометрические исследования

112 113 114

6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

115 116 117

7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе

118 119 120 121

7.2. Уравнение баланса давлений

122

7.3. Плотность газожидкостной смеси

123 124

7.4. Формулы перехода

125

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

О фонтанных скважинах

126

8.1. Артезианское фонтанирование

127 128

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

129 130

8. 3. Условие фонтанирования

131 132 133

8. 4. Расчет фонтанного подъемника

134 135 136

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

137 138 139

8. 6. Оборудование фонтанных скважин

140 141 142 143

8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин

144 145

8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

146 147 148 149

9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации

150 151

9.2. Конструкции газлифтных подъемников

152 153

9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

154 155 156

9.4. Методы снижения пусковых давлений

157 158 159

9.5. Газлифтные клапаны

160 161 162

9.6. Принципы размещения клапанов

163 164 165 166 167

9.7. Принципы расчета режима работы газлифта

168 169 170

9.8. Оборудование газлифтных скважин

171 172

9.9. Системы газоснабжения и газораспределения

173 174

9.10. Периодический газлифт

175 176 177 178

9.11. Исследование газлифтных скважин

179 180 181

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

182 183

10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

184 185

10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН

186 187 188 189 190

10.4. Оборудование штанговых насосных скважин

191 192 193 194 195 196 197

10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками

198 199 200 201 202

10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

203 204 205

11. эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса

206 207

11.2. Погружной насосный агрегат

208 209 210

11.3. Элементы электрооборудования установки

211 212

11.4. Установка ПЦЭН специального назначения

213 214

11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН

215 216

11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

217 218

12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса

219 220 221 222

12.2. Подача ГПН и рабочее давление

223 224

13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

225 226 227 228

14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

14.1. Общие принципы

229 230

14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

231 232 233 234

14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

235 236

15. РЕМОНТ СКВАЖИН

15.1. Общие положения

237 238

15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин

239 240 241 242

15.3. Технология текущего ремонта скважин

243 244

15.4. Капитальный ремонт скважин

245 246

15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах

247 248

15.6. Ликвидация скважин

249

16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

16.1. Особенности конструкций газовых скважин

250 251

16.2. Оборудование устья газовой скважины

252 253

16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава

254 255 256 257 258

16.4. Оборудование забоя газовых скважин

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *