Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин для ОАО "Томскнефть"
Цели гидродинамических методов исследования пластов и скважин. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы. Использование глубинных автономных манометров и других приборов.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курс лекций |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.08.2012 |
| Размер файла | 5,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
- среднее давление (между рпл и рзаб).
Если точки рпл, Г, и рзаб, Г расположены по разным сторонам от разграничительной прямой, то величины и необходимо рассчитывать по табл. 5. 2 (или определять по рис. 5.7) в зависимости от рпл и рзаб. Величина при этом определяется как
, (5. 40)
где
(5.41)
Величина проницаемости при этом рассчитывается по формуле
. (5.42)
Если скважина эксплуатирует несколько пластов, вскрытых единым фильтром, то ее необходимо исследовать одновременно глубинными дебитомером (расходомером) и манометром.
На рис. 5.8 в качестве примера приводится профиль притока жидкости в скважину по разрезу пласта, зафиксированный глубинным дебитомером на одном из режимов ее работы.
Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновременным замером забойного давления на каждом из них позволяет определить для каждого пласта (пропластка) величины коэффициента продуктивности (или приемистости - для нагнетательных скважин) и текущего пластового давления.
Если индикаторные кривые по скважинам и по пропласткам на исследуемом объекте получаются прямолинейными, то для указанных целей достаточно исследовать скважины на трех режимах работы. Если же можно ожидать нелинейности индикаторных кривых, то исследования следует проводить на пяти - семи режимах. Результаты исследования по пропласткам и для всего пласта в целом наносятся на общий график (рис. 5.9).
Рис. 5.8 . Каротажная диаграмма (а) разреза пласта и профиль притока (б), снятый глубинным дебитомером на одном из режимов работы скважины.
Рис. 5.9. Индикаторные линии по скважине с тремя пропластками в разрезе пласта и общая индикаторная линия по скважине.
Коэффициенты продуктивности определяются для каждого j-того пропластка по формуле
(5.43)
где Qi; Qi+1 и ; - дебиты пропластков и соответствующие им забойные давления на двух режимах работы скважины.
Пластовые давления в каждом из пропластков определяются путем экстраполяции индикаторных линий до пересечения с осью забойных давлений (при Q = 0= рпл).
Величина общего коэффициента продуктивности по скважине должна быть равна сумме коэффициентов продуктивности всех действующих пропластков.
Параметры пласта по каждому из пропластков рассчитываются по формулам (5.13) и (5.14).
6. Примеры определения параметров пласта по индикаторным диаграммам
Пример. 1. Фильтрация однофазной жидкости в однородном пласте.
Определить гидропроводность пласта в районе нефтяной эксплуатационной скважины, имеющей индикаторную диаграмму, приведенную на рис. 6.1 (K=tg=160 т/(сутМПа)) при следующих исходных данных:
ср=250 м; rс=0,15 м; п=10, эффективная толщина h = 12 м; С=8,7 , вязкость нефти н = 3,8 мПас; объемный коэффициент b = 1,1, плотность жидкости в поверхностных условиях пов =0,86 т/м3. Определить гидропроводность пласта и его проницаемость к.
Рис. 6.1. Индикаторные диаграммы добывающей скважины:
а - в координатах q - Рзаб; б - в координатах q - Р.
При фильтрации жидкости (нефти, воды или водонефтяной смеси) в тех случаях, когда индикаторная диаграмма прямолинейна, гидропроводность пласта можно определить по формуле
(6.1)
где Кпл--коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях, см3/(сМПа);
С - поправочный коэффициент, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины.
Для определения С обычно пользуются способом, разработанным В. И. Щуровым (см.выше). Если коэффициент продуктивности измерен в поверхностных условиях (Кпов) и имеет размерность т/(сутМПа), то для перехода к размерности см3/(сМПа) в пластовых условиях можно воспользоваться соотношением
Кпл= Кпов b 11,57/пов. (6.2)
Здесь b - объемный коэффициент нефти; пов - плотность нефти (в т/м3), определенные по результатам исследования проб жидкости в лабораториях.
Решение:
1. Коэффициент продуктивности в пластовых условиях:
2. Коэффициент гидропроводности
3. Коэффициент проницаемости пласта
Пример2. Фильтрация однофазной жидкости в трещиноватом пласте.
Скважина, эксплуатирующая трещиноватый пласт толщиной 83 м, исследована при установившихся отборах нефти со следующими показателями.
Свойства нефти дегазированной и в пластовых условиях:
Скважину можно считать совершенной по сте-пени и характеру вскрытия ().
Результаты исследования скважины
Режим |
QH, т/сут |
, Па |
|
1234 |
286793104 |
1,0·1053,0·1054,4·1056,0·105 |
Индикаторная линия по скважине приводится на рис. 6.2.
Рис. 6.2. Индикаторная линия, построенная по данным, полученным при эксплуатации трещиноватого пласта
Для расчетов выбираем точки 1, 2 и 4, лежащие на кривой. Для этих точек имеем
|
Номер точки на рис. 6.2 |
QH, м3/с |
, Па |
|
124 |
74,9·10-5179,5·10-5278,6·10-5 |
1,0·1053,0·1056,0·105 |
Определяем вспомогательные коэффициенты A, B и C:
По формуле (5.26) рассчитывается величина коэффициента а:
В соответствии с уравнением (5.28) при подстановке в правую и левую части а = 0,766; 0,8; 0,9 и т. д. уточняем, что величина коэффициента а == 1,1·10 -6м2/Н (подстановка именно этого значения а обеспечивает равенство правой и левой частей уравнения).
Коэффициенты b и с находятся путем решения двух уравнений для первого и второго режимов работы скважины:
Отсюда
По величине коэффициента b рассчитываем гидропроводность и проницаемость пласта
Пример3.Фильтрация двухфазной жидкости.
Скважина эксплуатирует пласт толщиной 8,2 м. Результаты исследования ее приводятся в таблице. Давление насыщения нефти газом равно 140·105 Па, следовательно скважина эксплуатировалась при фильтрации по пласту двухфазного потока (нефть и газ).
Для определения параметров пласта можно использовать следующие величины:
Rk=200 м, rc = 0,124 м; при перфорации для 10 отверстий на 1 м c1 = c = 10.
Свойства нефти и газа при рнас: = 1,5 мПа·с; = 0,016 мПа·с, =1,25 и = 0,85 г/см3.
Таблица 6.1
Результаты исследования скважины при установившихся режимах работы
|
Режим |
Qж, т/сут |
Qн, т/сут |
Газовый фактор |
Давление, Па |
|||
|
мз/т |
м3/м3 |
рпл |
рзаб |
||||
|
1 2 3 4 |
20,0 26,0 32,0 38,1 |
17,1 21,9 28,7 32,1 |
901 753 663 664 |
766 640 564 565 |
81 · 105 81 · 105 81 ·105 81 ·105 |
71,5 · 105 69,0 ·105 65,8 · 105 60,7 · 105 |
Значения произведения при средних значениях давлений (между пластовым и забойным) на режимах приводятся в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Значения при различных режимах работы скважины
|
Наименование |
Режим |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||
|
Средние давления Па Произведение , мПа·с |
76,2·105 2,29 |
75,0·105 2,31 |
73,4·105 2,32 |
70,8·105 2,34 |
В рассматриваемом случае
Следовательно, для расчетов Н необходимо использовать первые зависимости Н (р) табл. 5.2 для = 0,005. Из вспомогательного графика на рис. 6.3 вытекает, что все точки в координатах Г(р) располагаются в области р*<15. Поэтому расчеты надо проводить по формуле (5.39) при а == 0,375.
Подготовка данных для построения индикаторной кривой в координатах QжН проводится в таблице 6.3.
Рис. 6.3. Вспомогательный график для упрощения расчетов при = 0,005.
Таблица 6.3
Расчет и перевод Qн в л/с в поверхностных условиях
|
Режимы |
, Па |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
1 2 3 4 |
9,5 · 105 12,0 · 105 15,2 · 105 20,3 · 105 |
2,29 · 10-3 2,31 · 10-3 2,32 · 10-3 2,34 · 10-3 |
3,56 · 105 4,50 · 105 5,70 · 105 7,62 · 105 |
1,54 · 108 1,95 · 108 2,46 · 108 3,26 · 108 |
|
|
Режимы |
qн, т/сут |
л/с |
qв, л/с |
Qж = Qн + Qв, л/с |
|
1 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1234 |
17,1 21,9 28,7 32,1 |
23,4·10-5 29,9·10-5 38,4·10-5 43,7·10-5 |
3,36·10-5 4,8·10-5 3,82·10-5 6,94·10-5 |
26,76·10-5 34,70·10-5 42,22·10-5 50,64·10-5 |
По данным табл. 6.3, исходя из граф 9 и 5, строится индикаторная кривая по скважине в координатах Qж, (рис. 6.4).
Рис. 6.4. Индикаторная кривая по скважине, построенная в координатах Qж, .
По прямолинейному участку кривой определен коэффициент
м3/(с·Па).
Проницаемость призабойной зоны пласта рассчитывается по формуле (5.42)
м2 = 0,603 Д.
Пример.4 Определение параметров пласта в многослойной системе
По скважине, эксплуатирующей одновременно три пропластка на трех режимах работы, с помощью глубинного манометра замерены забойные давления и с помощью глубинного дебитомера -- величины дебитов по каждому из пропластков. Данные приведены в табл. 6.4.
Таблица 6.4
|
Режимы |
рзаб, кгс/см2 |
Дебиты нефти, т/сут |
||||
|
q1 |
q2 |
q3 |
qскв |
|||
|
1 2 3 |
153 150 148 |
22,4 34,9 44,0 |
6,0 9,7 13,3 |
61,5 71,4 78,0 |
89,9 116,0 135,3 |
На рис. 5.9 нанесены индикаторные линии для трех пропластков (I, II, III) и общая индикаторная линия (IV) по скважине.
В соответствии с формулой (5.43) коэффициенты продуктивности по пропласткам и по скважине равны =4,39; = 1,50; =3,58 и = 9,47 м3/(сут·кгс/см2), а величины пластовых давлений = 158, = 157; = 170 и = 162 кгс/см2.
Таким образом, при исследованиях скважин на установившихся режимах определяют:
Характер фильтрации нефти (газа) в ПЗС.
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны скважины .
Коэффициент подвижности нефти в ПЗС .
Коэффициент проницаемости ПЗС k.
Коэффициент продуктивности скважины К (или ).
Эти данные необходимы для:
1) правильного выбора (оптимального) работы скважины (максимальный дебит скважины QH при минимальном выносе песка, воды, полном раскрытии трещин, минимальные инерционные сопротивления, вовлечения в разработку максимального числа нефтенасыщенных пропластков и т.д.);
2) определения параметров ПЗС при вводе скважины в эксплуатацию из бурения.
3) периодическое определение параметров ПЗС во времени в течение всего срока эксплуатации скважины это позволяет выявить и устранить причины снижения добывных возможностей скважины.
4) измерение параметров ПЗС после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) позволяет оценить их технологическую и экономическую эффективность.
7. Исследование скважин при неустановившихся режимах работы (со снятием кривых восстановления давления на забое)
Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения давления после остановки или пуска скважины.
Методом восстановления (падения) давления можно исследовать фонтанные, глубиннонасосные (со штанговыми насосами или ЭЦН), периодически эксплуатируемые, пьезометрические и нагнетательные скважины.
Изменение давления прослеживается непосредственно на забое той же скважины, на которой изменяется режим (дебит). Для учета притока нефти после закрытия скважины на устье необходимо прослеживать изменение давления на буфере и в затрубном пространстве.
С достаточной для практики точностью изменение давления на забое после мгновенной остановки скважин (или изменения дебита) при отсутствии свободного газа в призабойной зоне может быть выражено уравнением
(7. 1)
где -- изменение дебита скважины в пластовых условиях;
р(t) -- текущее давление на забое скважины;
рс -- забойное давление до изменения режима работы скважины;
-- коэффициент пьезопроводности пласта в районе исследуемой скважины;
rcпр -- приведенный радиус, учитывающий несовершенство скважины;
t -- время с момента изменения режима эксплуатации скважины.
Уравнение (7. 1) можно представить в следующем виде:
(7. 2)
Следовательно, в полулогарифмических координатах кривая восстановления давления является прямой линией с углом наклона к оси lg t (рис. 7. 1) и с отсекаемым прямой на оси отрезком В
(7. 3)
(7.4)
7.1 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки
При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой.
Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований - КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем.
1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр.
2. Резко останавливают или пускают скважину в работу.
3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения Pзаб во времени t
4. Определяют
5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:
|
Номера точек |
Время t, c |
p, МПа |
lg t |
|
|
1 |
t1 |
p1 |
lg t1 |
|
|
2 |
t2 |
p2 |
lg t2 |
|
|
3 |
t3 |
p3 |
lg t3 |
|
|
i |
ti |
pi |
lg ti |
|
|
20 |
t20 |
p20 |
lg t20 |
6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах р, lg t (Рис. 7.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами lg t1 и lg t2 и определяется угловой коэффициент прямой
. (7.5)
Рис. 7. 1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах.
Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой lg t должны отвечать неравенствам
; (7.6)
, (7.7)
где Rк -- радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами).
Указанные пределы (7.6), (7.7) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой).
При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта.
Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.
7. Проводят обработку данных КВД
а) определяется угловой коэффициент прямой
(7.8)
- по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта ;
(7.9)
- определяют подвижность нефти в пласте
(7.10)
- определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины
(7.11)
б) Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна:
(7.12)
- определяют ; (7.13)
- определяют пьезопроводность пласта ч:
1) Если скважина совершенная и rc известен по долоту то,
(7.14)
2) Если скважина несовершенная, то ч определяют по формуле Щелкачева
(7.15)
где ж - коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости;
с - коэффициент объёмный упругости пористой среды;
m - коэффициент пористости.
Параметры, входящие в формулу (7.15) могут быть определены в лабораторных условиях.
- по величине ч определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство
(7.16)
- дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:
(7.17)
где - объемный коэффициент нефти;
- плотность нефти в поверхностных условиях.
Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования.
1. Коэффициент гидроводности пласта .
2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/.
3. Коэффициент проницаемости пласта k.
4. Коэффициент пьезопроводности пласта .
5. По форме КВД в координатах p(t) - ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой):
Рис. 7.1. Фактическая КВД.
Зона III
- линия 1- е2= е3
- линия 2- е2< е3
- линия 3- е2> е3
- линия 4- е=0
Причины искривления реальной КВД:
В зоне I:
влияние притока жидкости после остановки скважины;
нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;
нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;
неизотермическое восстановление давления;
наличие свободного газа в объеме скважины,
ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.
В III зоне:
- неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона - улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной - линия 2, увеличение угла наклона - ухудшение коллекторских свойств - линия 3);
- наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) - линия 4.
II зона:
- средний участок - по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. Pc стремится к Pпл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина - источник постоянной интенсивности; пласт - бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.
По КВД мы оцениваем kh/ для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам - kh/ для ПЗП.
Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:
1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.
2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).
3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.
7.2 Обработка результатов исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины
В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.
Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве.
Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважине с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют применять при обработке кривых восстановления давления два метода.
При замедленном притоке жидкости предпочтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости затухания притока следует использовать дифференциальный метод Ю. П. Борисова. Интегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек.
7.2.1 Интегральный метод Э. Б. Чекалюка
В данном случае основной формулой является
(7.18)
где D(t) -- интеграл Дюамеля;
Q0 -- дебит скважины до ее остановки;
V(t) --суммарный приток жидкости в скважину к моменту времени t после ее закрытия на устье.
Если ввести в уравнение (7.18) координаты ;
(7.19)
где п -- масштабный коэффициент, получим прямую линию с угловым коэффициентом
(7.20)
и отрезком на оси у
(7.21)
Изменение суммарного притока жидкости «в скважину после ее закрытия на устье
, (7.22)
где Fзат, Fтр -- площади сечений столбов жидкости в затрубном пространстве и в подъемных трубах, соответственно;
рзаб (t), рзат (t), рбуф (t) -- приращения давления на забое скважины, в затрубном пространстве и на буфере, начиная от момента ее остановки;
-- плотность нефти в пластовых условиях.
Для построения зависимости (7.18) необходимо вычислить координаты трех-четырех точек. Предварительно кривая восстановления давления строится в специальных координатах в предположении, что исследование скважины длилось заданное время
и т. д. Величины G() определялись с помощью палеток (рис. 7.3), а интеграл Дюамеля -- по предыдущим кривым путем графического интегрирования:
(7.23)
Здесь -- выбранный шаг по оси абсцисс при определении интеграла.
Рис. 7.3. Палетки для определения вспомогательной функции.
7.2.2 Дифференциальный метод Ю. Н. Борисова
Основной расчетной формулой в данном методе является
(7.24)
где
; (7.25)
. (7.26)
В формулах (7.25) и (7.26):
(7.27)
где
; (7.28)
; (7.29)
где D -- внутренний диаметр обсадной колонны скважины;
d1 -- внешний диаметр колонны фонтанных труб;
d -- внутренний диаметр этой колонны;
-- интервал времени между двумя соседними точками (одинаковый).
. (7.30)
По прямолинейному участку кривой, построенной в координатах , определяется уклон к оси абсцисс
(7.31)
и отрезок , отсекаемый на оси ординат.
Параметры пласта и скважины определяются по формулам (7.9)-(7.11), (7.15)-(7.17).
7.3 Экспресс-метод
Метод предназначен для исследования длительно или временно простаивающих скважин с целью определения их продуктивности (приемистости) и фильтрационных параметров пластов. С теоретической точки зрения этот метод является разновидностью метода восстановления давления. Он разработан для условий, когда давление на забое скважин равно или выше давления насыщения.
Для исследования скважины экспресс-методом применяются два способа возбуждения: подкачка газа и «мгновенный подлив».
При первом способе в скважину, устье которой герметично закрыто, с помощью компрессора или от баллона подкачивается сжатый газ (воздух) с тем, чтобы уровень жидкости был оттеснен на несколько метров или десятков метров.
Основной расчетной формулой при исследовании скважин экспресс-методом с подкачкой в нее газа является
(7.32)
где
(7.33)
(7.34)
Здесь S -- постоянное число, рассматриваемое как параметр, который выбирается в зависимости от продолжительности периода исследования в 1/с.
В результате исследования скважины способом подкачки должны быть получены зависимости и величины изменения объема жидкости в стволе скважины V(t).
Для построения зависимостей по уравнению (VI. 55) необходимо выбрать несколько значений параметра S. Обычно принимаются 3-4 значения, чтобы минимальная величина S составляла (где Т -- общая продолжительность исследований в с), а максимальная S равнялась бы . Промежуточные значения S определяются из приближенных равенств
. (7.35)
Интегралы (7.33) и (7.34) вычисляются после выделения точек излома линий и V(t). Для точек излома выписываются значения координат t с индексами (0, 1, 2, ..., j, j + 1, ..., k) и , V с теми же индексами.
Интегрирование осуществляется по приближенным формулам
(7.36)
(7.37)
По вычисленным значениям и V(S) находятся отношения т. е. получаются исходные данные для построения графика (рис. 7.4).
Рис. 7.4. Зависимость от , построенная по данным исследования скважины с подкачкой газа.
Возбуждение непереливающих скважин осуществляется путем быстрого погружения под уровень специальных баллонов, в результате чего уровень «мгновенно» поднимается на величину (где V0 -- общий объем погружаемых под уровень баллонов; F -- площадь внутреннего сечения обсадной колонны). Этот способ называется «мгновенным подливом».
Изменение уровня после подъема выражается величиной (рис. 7.5).
Рис. 7.5. Снижение уровня в скважине после «мгновенного подлива».
При обработке результатов исследования кривая перестраивается в координатах , в том же масштабе, что и палетка (рис. 7.6). Фактическая кривая переносится на кальку и накладывается на палетку таким образом, чтобы горизонтальная линия фактической кривой совпала с осью абсцисс палетки.
Рис. 7.6. Палетка дли обработки результатов исследования скважин методом «мгновенного подлива». Параметром кривых является коэффициент п.
Добившись хорошего совпадения фактической кривой с одной из кривых палетки, с палетки на кальку переносится прямая, проходящая под углом 45° к оси . В точке пересечения последней с осью ординат фактического графика получается значение , по которому потенциированием находится значение . Отмечается также величина параметра п кривой палетки, с которой совместилась фактическая кривая.
При исследовании скважины способом подкачки гидропроводность и приведенный радиус скважины определяются по формулам
(7.38)
, (7.39)
где i -- уклон прямой в координатах (S) к оси :
, (7.40)
A, S -- произвольная ордината на прямолинейной зависимости и соответствующее ей значение S.
При исследовании скважин способом «мгновенного подлива» параметры пласта и скважины определяются по формулам
(7.41)
(7.42)
где -- относительная (безразмерная) плотность жидкости в скважине.
7.4 Обработка результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления на забое при эксплуатации трещиноватых пластов
Методика основана на соотношениях для неустановившихся процессов в стволе скважины после изменения режима ее работы, соответствующих начальным и более поздним периодам изменения давления:
(7.43)
(7.44)
(7.45)
где kт -- проницаемость трещиноватого пласта;
-- удельная поверхность трещин ;
Т -- объемная плотность трещин;
-- пьезопроводность пористой среды.
Время регистрации показателей после изменения режима работы скважины должно быть не менее 4--8 ч.
В качестве исходных данных для расчета выбирают значения давления (и дебита) в моменты времени ti, составляющие (начиная с t2) геометрическую прогрессию со знаменателем , не превышающим двух. Удобнее принять .
. . .;
Значения давлений, не совпадающие для указанных моментов времени с замеренными, находятся линейным интегрированием между двумя имеющимися точками.
Далее определяются вспомогательные функции Si.
3, . . ., n-1); Sn = 0. (7.46)
В координатах р, S проводятся прямые и до их попарного пересечения.
Через п указанных точек пересечения в точку (0,1) проводится кривая , которая соответствует величине . Через (п--1) ближайшие к построенной кривой узловые точки и точку (0,1) проводится кривая, соответствующая , и т. д. до кривой, соответствующее значение для которой будет .
С помощью планиметра или по формуле Симпсона определяются площади, ограниченные каждой из построенных кривых и осями координат. Произведение величин этих пло-щадей на соответствующее значение дает искомую величину интеграла в формуле (7.45).
Кривая восстановления давления строится в координатах , .
Если кривая имеет начальный прямолинейный участок, то определяется ее уклон к оси абсцисс () и отрезок, отсекаемый на оси ординат (Вн). Выбирая два достаточно больших значения t0, вычисляются
(7.47)
и кривая строится в координатах ,
Если кривая , имеет асимптотический прямолинейный участок с уклоном к оси абсцисс (), то, определяя Вн и сопоставляя с выражением (7.44), получим
; (7.48)
(7. 49)
; (7.50)
(7.51)
7.5 Метод гидропрослушивания
Пуск в эксплуатацию или остановка скважины при исследовании методом КВД влияет на работу соседних скважин (интерференция скважин). Степень этого влияния зависит от свойств пластовой системы и интенсивности импульса дебита.
Изучение свойств и строения пластов по результатам интерференции скважин называется гидропрослушиванием.
Метод гидропрослушивания скважин предназначен для установления гидродинамической связи между исследуемыми скважинами (рис. 7.7) Заключается в наблюдении за изменением давления в одной из них (реагирующей) при создании возмущения в другой (возмущающей).
Метод применяется на залежах, эксплуатирующихся при давлениях выше давления насыщения и используется при условии фильтрации однофазной жидкости или водонефтяной смеси.
Цель: определить осредненные значения гидропроводности и пьезопроводности в районе исследуемых скважин.
Рис. 7.7. Схема проведения гидропрослушивания пластов:
1 - возмущающая скважина, 2 - реагирующая скважиная, 3 - пласт, 4 - глубинный прибор (манометр или дифманометр)
1 и 2 - коэффициенты гидропроводности призабойных зон пласта, 1 и 2- коэффициенты гидропроводности удаленных зон пласта, 3 - коэффициент гидропроводности пласта на участке между возмущающей и реагирующей скважинами.
Возможны три варианта получаемых значений коэффициента гидропроводности на участке между исследуемыми скважинами по сравнению с призабойной и удаленной зонами пласта вокруг скважин:
1) 3 2 и 1;
2) 3 2 и 1 - имеется зона неоднородности;
3) 3=0 - имеется непроницаемая граница.
Разновидности метода гидропрослушивания:
Скачкообразное изменение дебита возмущающей скважины
Плавное изменение дебита возмущающей скважины
Периодическое изменение дебита возмущающей скважины.
Эти разновидности метода гидропрослушивания применяют для уточнения свойств пластовой системы для конкретной области пласта, для отдельных пропластков в любой точке пласта и т.д.
Способы обработки кривых реагирования:
1. Графоаналитические методы (способ касательной)
2. Методы характерных точек (по экстремуму кривой)
3. Методы эталонных кривых
4. Аналитические методы.
Кривые реагирования (гидропрослушивания) обычно строят в координатах -t ( - изменение давления в реагирующей скважине по отношению к фоновой кривой).
Если при исследовании используют U-образные ртутные манометры, то кривую строят в координатах l-t (Рис. 7.8, l- мм. ртутного столба).
При обработке кривых гидропрослушивания (Рис. 7.8) способом касательной коэффициент гидропроводности определяют по приращению давления в реагирующей скважине рk , соответствующему времени tk, когда темп изменения давления начал уменьшаться и кривая имеет видимый изгиб.
Начало координат по оси абсцисс совпадает с моментом создания импульса в возмущающей скважине.
Коэффициент пьезопроводности пласта устанавливают также по времени t, от считываемому от момента создания импульса до начала перегиба кривой гидропрослушивания
Рис. 7.8. Кривая гидропро-слушиваяия с точкой перегиба
(7.52)
(7.53)
где Q- дебит возмущающей скважины в пластовых условиях, м3/сут;
R- расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами, м;
к - перепад давления соответствующий tк, Па ;
с - масштабный коэффициент, для перевода l (мм.рт.ст) в (Па).
По методу касательной не всегда удается обработать кривую гидропрослушивания, т.к. последняя может иметь такую форму при которой касательной провести нельзя. Кроме этого так обрабатываются результаты исследования для случая единичного измерения режима возмущающей скважины, т.е этот метод справедлив для условий, когда режим в возмущающей скважине в момент t=0 изменится на величину Q и поддерживался неизмененным.
Если изменение дебита возмущающей скважины создается путем его последовательного снижения (остановка скважины) и увеличения (пуск в работу через некоторое время), то на забое регулирующей скважины чувствительным дифманометром можно зарегистрировать кривую, имеющую максимум (Рис.7.9.)
Коэффициент пьезопроводности в этом случае можно определить по формуле
(7.54)
где t1 - время между первым и вторым изменением дебита;
t2 = tmax - t1
Рис. 7.9. Кривая гидропрослушивания, имеющая максимум
Qo - значение дебита в пластовых условиях при первом изменении;
Q1 -- значение дебита в пластовых условиях при втором изменении.
При использовании метода эталонных кривых результаты исследований представляются в виде графика гидропрослушивания (рис. 7.10)). По оси ординат откладывается изменение забойного давления реагирующих скважин, а по оси абсцисс -- время в часах. Время отсчитывается с момента изменения режима работы возмущающей скважины (точка В).
Изменение давления в момент времени ti соответствующее вертикальному отрезку , берется между фоном (AА1) и фактической кривой в реагирующей скважине (BC).
Рис. 7.10. График гидропрослушивания (изменение забойного давления в наблюдательной скважине от изменения дебита в возмущающей).
Фактическая кривая изменения давления на забое реагирующей скважины строится в координатах , таким образом, чтобы она разместилась на бланке. С этой целью выбираются соответствующие масштабы для оси времени и для оси давления.
На фактическую кривую накладывается эталонная, нанесенная на кальку (масштабы координатных осей у обеих кривых должны быть одинаковы), рис. 7.11.
Рис. 7.11. Эталонная кривая восстановления давления, применяемая при исследовании скважин методом гидропрослушивания.
При совмещении кривых следует соблюдать параллельность координатных осей обеих кривых. Фиксируются значения совпадающих точек кривых эталонной и фактической по давлению и по времени (соответственно и -- для эталонной кривой и и для фактической). Параметры пласта рассчитываются из соотношений:
; (7.54)
, (7.55)
где -- изменение дебита возмущающей скважины;
R -- расстояние между двумя взаимодействующими скважинами.
8. Примеры обработки результатов исследования скважин со снятием кривой восстановления давления
Пример. 1. Обработка КВД без учета притока жидкости к забою после ее остановки.
Кривая восстановления давления на забое снята после остановки фонтанной скважины, эксплуатирующейся с дебитом 106 т/сут. Условный контур питания Rк = 300 м. Эффективная толщина пласта h = 17,6 м, пористость т = 0,18. Свойства нефти: = 2,6 мПа·с; = 11·10-10 Па-1 (11·10-5 см2/кгс); = 1,16; = 0,86; =1·10-10Па-1(1·10-5 см2/кгс).
Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое приведены в таблице 8.1.
Таблица 8.1
Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления
|
Время после остановки t, с |
Приращение забойного давления кгс/см2 |
Время после остановки t, с |
Приращение забойного давления кгс/см2 |
||||
|
0 120 300 600 900 1200 1500 1800 2400 |
-- 2,080 2,477 2,778 2,954 3,078 3,176 3,255 3,380 |
120,30 1,50 2,06 3.55 4,50 5,11 6,17 6,70 7,00 |
3000 3600 4200 4800 5400 6000 7800 9600 14400 |
3,477 3,556 3,623 3,681 3,732 3,778 3,891 3,982 4,158 |
7,15 7,30 7,40 7,48 7,55 7,65 7,70 7,85 8,10 |
Кривая восстановления давления представлена на рис. 8.1.
Рис. 8.1. Кривая восстановления давления на забое скважины (1 кгс/см2 0,1 МПа).
Принимаем на прямолинейном участке кривой две точки, по которым находим угловой коэффициент:
кгс/см2
Отрезок В, отсекаемый на оси продолжением ассимптоты кривой, соответствует значению 2,15 кгс/см2.
Дебит нефти в пластовых условиях по скважине
см3/с
Гидропроводность и коэффициент пьезопроводности пласта
;
см2/с
Проверим правильность выбора прямолинейного участка кривой:
Следовательно, участок заключен в указанных пределах.
Приведенный радиус несовершенной скважины
см
Пример. 2. Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по интегральному методу Э.Б.Чекалюка.
После установившейся работы скважины с дебитом нефти Q0 = 200 т/сут на забое скважины дифференциальным глубинным манометром снята кривая восстановления давления, а также кривые восстановления давления на буфере (рбуф) и в затрубном пространстве скважины (рзат), см. табл. 8.2. Эффективная толщина пласта равна 10 м и коэффициент пористости -- 0,2. Свойства нефти: = 810 кг/м3; = 2,2 мПа·с; = 1,38; 10,5·10-5 см3/кгс; = 1·10-5 см2/кгс. Площадь сечения столба жидкости в подъемных трубах Fтp = 30 см2, а в затрубном пространстве Fзат = 135 см2.
Таблица 8.2
Результаты исследования скважины
|
t, с |
, кгс/см2 |
, кгс/см2 |
, кгс/см2 |
V (t), м3 |
|
|
0 600 1200 1800 2400 3000 3600 4200 4800 5400 6000 7200 8400 9600 10800 12500 14400 |
0 9,32 12,08 13,35 14,10 14,70 15,10 15,49 15,70 15,90 16,09 16,40 16,75 16,97 17,20 17,50 17,65 |
0 6,6 7,7 8,8 9,5 10,1 10,7 11,1 11.5 12,2 12,7 13,6 14,7 15,4 16,0 16,9 17,5 |
0 2,6 3,6 4,1 4,4 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4.5 4,5 4,5 4,5 |
0 1,215 1,585 1,710 1,79 1,87 1,93 2,00 2,02 2,04 2,06 2,08 2,12 2,15 2,17 2,19 2,20 |
|
|
Примечание. 1 кгс/см2 0,1 МПа |
В последней графе табл. 8.2 приведены результаты подсчета по формуле (7.22) притока в ствол скважины нефти V(t) после ее остановки. Например,
для t = 600 с
м3;
для t = 1200 с
м3
Для построения кривой восстановления давления в координатах y, x определим координаты четырех точек при четырех значениях времени , например при =1800с, =3600, =6000 и =10800 с. Примем масштаб времени п =. Тогда безразмерное время будет равным
По данным табл. 8.2 составляем вспомогательную табл. 8.3 для четырех принятых значений времени.
Значения величин G() находятся по величинам с помощью палеток (см. рис. 7.3).
Для каждого из безразмерных строятся кривые зависимости от G(t) (рис. 8.2).
Рис. 8.2. Кривые зависимости от G() для = 300; = 600; = 1000.
По этим кривым находятся значения интегралов Дюамеля в соответствии с формулой (7.23). Площадь заключенную между каждой из кривых и координатными осями, делят на вертикальные полосы принятой постоянной ширины, а интеграл определяют как произведение сумм средних ординат для каждой из полос на ширину полосы, например:
Таким же образом получают и
Величины (левая часть уравнения (7.18) рассчитываются следующим образом:
Величины определяются логарифмированием ti:
По точкам в координатах yi, хi, проводим прямую (рис. 8.3), отсекающую на оси ординат отрезок у0 == 0,00158 и расположенную к оси абсцисс с уклоном
Рис. 8.3. Зависимость yi от хi, построенная с учетом притока жидкости в скважину после остановки.
Отсюда гидропроводность пласта
,
а проницаемость
Пьезопроводность пласта равняется
,
а приведенный радиус несовершенной скважины
см.
Пример. 3. Обработка КВД с учетом притока жидкости к забою после ее остановки по дифференциальному методу Ю.Н. Борисова.
Дебит нефти до остановки Q0 = 42,9 т/сут. Плотность нефти в пластовых условиях и на поверхности равны = 794 кг/м3 и = 860 кг/м3. Объемный коэффициент = 1,1. Поперечные проходные сечения кольцевого пространства Fк = 133 см2 и фонтанных труб Fтp = 30,1 см2. Эффективная мощность пласта h=8 м, пористость -- 20%. Вязкость пластовой нефти = 4,5 мПа·с; = 9,42·10-5 см2/кгс; = 1,6·10-5 см2/кгс. Результаты гидродинамических исследований скважины приведены в табл. 8.4.
В табл. 8.5 приводятся результаты обработки данных исследования скважины, а ниже даются примеры определения промежуточных функций.
Для первой точки (t1 = 600 с):
Для второй точки (t2 = 1200 с) аналогично:
и т. д.
Таблица 8.4
Данные гидродинамических исследований скважины
|
Точки |
t, с |
Давление, кгс/см2 |
|||
123456789 |
60012001800240030003600420048005400 |
2,243,604,234,614,784,935,035,135,21 |
0,410,821,031,131,131,030,990,930,82 |
1,992,493,083,273,393,493,543,593,59 |
Величины , вычисляются соответственно:
;
и т. д.
и т. д.
В результате, например,
кгс/см2;
По данным табл. 8.5 строится кривая восстановления давления в координатах , (рис. 8.4). По прямолинейному участку кривой определяются В?= 1,6 кгс/см2 и i? = 1,143 кгс/см2.
Параметры пласта и скважины получаются равными:
см2/с;
см.
Рис. 8.4. Кривая восстановления давления на забое скважины в координатах
Таблица 8.5
Обработка результатов исследования скважины с учетом притока (дифференциальный метод)
|
Показатели |
Данные по точкам в с |
|||||||||
t1 ==600 |
t2 = =1200 |
t3 = =1800 |
t4 = =2400 |
t5 = =3000 |
t6 = =3600 |
t7 = =4200 |
t8 = =4800 |
t9 = =5400 |
||
кгс . . . . . . .кгс/с . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . .z . . . . . . . . . . . ., кгс/см2 . . . . .кгс/с . . . . ., кгс/с . . . . .. . . . . . . . . . . . |
250,90,3360,6930,3073,26 7,300,4180,0820,1490,3832,395 |
403,2 0,174 0,359 0,641 1,57 5,65 0,336 0,162 0,311 0,362 2,717 |
460,2 0,083 0,171 0,829 1,21 5,12 0,257 0,174 0,402 0,301 2,954 |
503,2 0,056 0,115 0,885 1,13 5,20 0,210 0,154 0,429 0,250 3,130 |
527,3 0,049 0,101 0,899 1,12 5,35 0,176 0,127 0,436 0,203 3,274 |
562,4 0,046 0,095 0,905 1,107 5,46 0,156 0,110 0,439 0,174 3,382 |
582,2 0,036 0,074 0,926 1,07 5,38 0,139 0,103 0,449 0,160 3,463 |
604,9 0,042 0,086 0,914 1,097 5,63 0,126 0,084 0,443 0,132 3,549 |
632,6 0,052 0,110 0,890 1,13 5,88 0,117 0,065 0,433 0,105 3,627 |
|
|
Примечание. 1 кгс 10 Н; 1 кгс/см20,1 МПа; 1 кгс/с10 Н/с |
Пример. 4. Исследование скважины способом «мгновенного подлива».
Результаты исследования представлены в табл. 8.6.
Таблица 8.6
Результаты исследования скважин способом «мгновенного подлива»
№п/п |
t,в мм бланка |
, в ммбланка |
, мм |
|||
12345678910 |
8131825303947109194 |
34,025,521,518,517,216,014,212.511,811,0 |
23,014,510,57,56,25,03,91,50,80,0 |
0,1250,0780,0570,0410,0340,0270,0210,00810,00430 |
,097--0,903,892--1,108,756--1,244,613--1,387,632--1,468,432--1,568,322--1,678,909--2,091,633--2,367 |
Площадь поперечного сечения колонны исследуемой скважины F = 117 см2. Эффективная толщина пласта 8,6 м. = 1,0. Объем вытесняемой прибором жидкости V= 20 715 см3.
Откуда см. В мм бланка =184 мм. Масштабные коэффициенты Mt=11,09 с/мм; Ml = 9,6 мм/мм.
По данным таблицы кривая восстановления давления строится на кальке в логарифмических координатах , и сопоставляется с теоретическими кривыми, приведенными на палетке (рис. 7.6).
Из сопоставления данных определяются параметры фактической кривой
При потенциировании получаем:
Параметр кривой п = 0,3.
Параметры пласта и скважины получаются из расчетов:
;
Д
см2/кгс;
см.
Пример. 5. Обработка результатов исследования скважины со снятием КВД на забое при эксплуатации трещиноватых пластов.
Кривая восстановления давления на забое скважины, эксплуатирующей трещиноватый пласт, снята после ее остановки (см табл. 8.7). Дебит нефти до остановки 2599 см3/с. Эффективная толщина пласта равна 9,8 м; коэффициент пористости блоков -- 0,1. Вязкость нефти в пластовых условиях 7,34 мПа·с. = 7,5·10-5 см2/кгс; = 1·10-5 см2/кгс.
Таблица 8.7
Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое ( 1 кгс/см2 0,1 МПа)
|
i |
t, мин |
, кгс/см2 |
i |
t, мин |
, кгс/см2 |
||
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
0 1 2 4 8 |
0 2,11 2,60 3,31 4,05 4,98 5,59 6,62 7,30 |
10 11 12 13 14 15 16 17 18 |
16 32 64 128 256 |
7,99 8,76 9,67 10,51 11,60 12,80 14,19 15,79 17,52 |
Притоком жидкости в скважину после ее остановки пренебрегается, так как не были сняты дополнительно кривые восстановления на буфере и в затрубном пространстве.
Для выбранных значений (с 6 до 14 точки) по формуле (7.46) вычисляются значения и изложенным выше способом наносится сетка прямых , , Например, для = 32мин = 9,67:
В координатах , (рис. 8.5) проводятся соответствующие прямые до их пересечения. Через узлы построенной сетки проводятся кривые , (с целью разгрузки графика нанесены кривые только для четных номеров i), и одним из указанных выше способов подсчитываются значения интегралов, входящих в выражение (7.45), а затем и самой функции при дискретных значениях t0 (табл. 8.8).
Рис. 8.5. Вспомогательные зависимости ().
Таблица 8.8
Значения расчетных величин при обработке кривой восстановления давления
|
t0, с |
=1430 |
||||
2403394806799601358192027153840 |
167017691910210923902788335041455270 |
5,4815,8276,1746,5206,8677,2147,5607,9078,253 |
7,4217,4787,5557,6547,7797,9338,1178,3308,570 |
3,9634,6355,3386,0666,8237,6198,4689,38910,252 |
По данным табл. 8.8 кривая восстановления давления строится в координатах , (рис. 8.6). Поскольку пласт заведомо трещиноват, а кривая имеет выпуклый характер, используем начальный прямолинейный ее участок, который соответствует зависимости (7.43).
Рис. 8.6. Кривая восстановления давления в координатах , .
Определяем величины Вн и из системы уравнений для двух точек на прямой, например:
откуда Вн = -6,92: = 1,985.
Выбирая два достаточно больших значения t01 = 64 мин и t02 = 32, по формулам (7.47) находим
Подобные документы
Виды и методика гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Обработка результатов исследования нефтяных скважин со снятием кривой восстановления давления с учетом и без учета притока жидкости к забою после ее остановки.
курсовая работа [680,9 K], добавлен 27.05.2019Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований. Исследование скважин и пластов на установившихся режимах работы. Условия применения гидродинамических исследований. Обработка результатов исследования скважин методом установившихся отборов.
курсовая работа [69,5 K], добавлен 12.02.2013Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019Гидродинамические исследования скважин и пластов. Схема и фотография глубинного прибора (манометр-термометр). Исследования при неустановившихся отборах. Методы кривой падения давления и кривой восстановления уровня. Способы обработки гидропрослушивания.
презентация [3,3 M], добавлен 26.05.2014Исследование методов вскрытия нефтяных залежей. Освоение скважин. Характеристика процесса технологических операций воздействия на призабойную зону пласта. Измерение давления и дебита скважин. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр.
контрольная работа [53,2 K], добавлен 21.08.2016Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.
отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012Методы исследования скважин н технические средства для их осуществления. Электрокаротаж и его разновидности. Результаты реальных исследований скважин при разной обводненности продукции и содержании газа. Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011
