Общие сведения о районе буровых работ и проектируемой скважине

Сведения о районе буровых работ

Таблица 4. Сведения о районе буровых работ

Таблица 5. Сведения о площадке строительства буровой

1. Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна диаметром 193,7 мм (173,7 внутренний) спускается на глубину 2900 м, и цементируется до устья.

Определяем расчетный диаметр долота по формуле

где dм - диаметр муфты колонну 193,7 мм,

dм = 215,9 мм;

2д - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны,

2д = 25 мм.

Ближайший нормализованный диаметр по ГОСТ 20696-2003

Дд.н.= 241,3 мм.

2.Хвостовик

Определяем расчетный диаметр долота под хвостовик по формуле:

где Дв.э.к. - внутренний диаметр эксплуатационной колонны,

Дв.э.к = 173,7 мм

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, ?=5.

Ближайший нормализованный диаметр по ГОСТ 20692.80

Дд.н.= 165,1 мм.

Определяем диаметр труб под хвостовик

Ближайший нормализованный диаметр труб под хвостовик по ГОСТ 632.80 Дхв= 146,1 мм.

3.Техническая колонна

Определяем внутренний диаметр технической колонны

где Дэ.к. - диаметр эксплуатационной колонны.

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом.

Определяем внешний диаметр технической колонны

где Дв.т.к - внутренний диаметр технической колонны, мм

д - толщина стенки колонны, 10 мм.

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший,

Дн.т.к = 298,5 мм, Дм = 323,9 мм.

Определяем диаметр долота под техническую колонну

где dм - диаметр муфты технической колонны, dм = 323,9 мм;

2д - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны,

2д = 35 мм.

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр,

Дд.н.= 365,1 мм.

4.Кондуктор

Определяем внутренний диаметр кондуктора

где Дд.т.к - диаметр долота под техническую колонну, мм

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм

Определяем наружный диаметр кондуктора.

где Дв.к - внутренний диаметр кондуктора, мм

2д - толщина стенки колонны

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший,

Дн.к = 406,4 мм, Дм = 431,8 мм.

Определяем расчетный диаметр долота под кондуктор.

где dм - диаметр муфты, dм = 431,8 мм;

д - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны,

2д = 35 мм.

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр,

Дд.н.= 469,9 мм.

5.Направление

Определяем внутренний диаметр направления.

где Дд.т.к - диаметр долота под кондуктор, мм

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, 10 мм.

Определяем наружный диаметр направления.

где Дв.т.к - внутренний диаметр направления, мм

д - толщина стенки колонны.

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.н = 508,0 мм, Дм = 533,4 мм.

Определяем расчетный диаметр долота под направление

где dм - диаметр муфты направления, dм = 533,4 мм;

д - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 35 мм

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 660,4 мм

Таблица 1 - Сводная таблица конструкции скважины

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Расчет направления

где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,1

Dc - диаметр скважины, Dc = 0,2413 м

Дн - наружный диаметр, Дн = 0,1937 м

Hц - интервал цементирования, Hц = 500

hц - высота цементного стакана, hц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где kц - потери цемента, Кц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,5;

гц - плотность цементного раствора;

Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 9,2

3. Определяем количество воды

где kв - коэффициент учитывающий потери воды,kв = 1,1;

гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;

4. Определяем объем продавочной жидкости

где dвн - внутренний диаметр колонны, м.

H - длина колонны,м

hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10м

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 194 - 32

Должно выполнятся условие P1 ? [P1]

где P1 - давление в конце цементирования, МПа;

[P1] - максимальное давление в цем.головке, [P1] = 32 МПа.

Pгс - давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

hц - высота поднятия цемента,м

hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10м

гц - плотность цементного раствора;

гр - плотность бурового раствора.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P2 ? [P2]

где P2 - давление в конце цементирования, МПа;

[P2] -давление развиваемое цем.агрегатом на III скорости с диаметром втулки 115 мм, [P2] = 140 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

гц - плотность цементного раствора, кг/м3;

hбр - высота столба буровецкого раствора за колонной

7. Определяем подачу насосов

где vв -скорость течения цементного раствора;

Дс - диаметр скважины;

dн - наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320М производительность на Ш скорости QIII = 6 дм3/с при диаметре втулки 115 мм, а давление РIII = 140 МПа.

8. Определяем количество цем.агрегатов

где Q - необходимая подача насосов

Qi = подача развиваемая 1 цем.агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Qц - масса сухого цемента, Qц = 12 т

Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;

сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIV = 10,7 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =10,7 дм3/с.

12. Определяем продолжительность цементирования.

где Vц - объем цементного раствора;

Vпр - объем жидкости продавки;

n - количество цем.агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания.

где tц - время цементирования.

3.9.2 Расчет цементирования второй ступени

где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,1

Dc - диаметр скважины, Dc = 0,2413 м

Дн - наружный диаметр, Дн = 0,1937 м

Hц - интервал цементирования, Hц = 2400

hц - высота цементного стакана, hц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где kц - потери цемента, Кц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,8;

гц - плотность цементного раствора;

Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 44,3

3. Определяем количество воды

где kв - коэффициент учитывающий потери воды,kв = 1,1;

гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;

4. Определяем объем продавочной жидкости

где dвн - внутренний диаметр колонны, м.

H - длина колонны,м

hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10м

5. Определяем давление в конце цементирования

Должно выполнятся условие P1 ? [P1]

где P1 - давление в конце цементирования, МПа;

[P1] - максимальное давление в цем.головке, [P1] = 32 МПа.

Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

hц - высота поднятия цемента,м

hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10м

гц - плотность цементного раствора;

гр - плотность бурового раствора.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P2 ? [P2]

где P2 - давление в конце цементирования, МПа;

[P2] -давление развиваемое цем.агрегатом на II скорости с диаметром втулки 110 мм, [P2] = 180 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

гц - плотность цементного раствора, кг/м3;

hбр - высота столба буровецкого раствора за колонной

7. Определяем подачу насосов

где vв -скорость течения цементного раствора;

Дс - диаметр скважины;

dн - наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 3ЦА-400А производительность на II скорости QII = 14,1 дм3/с при диаметре втулки 110 мм, а давление РII = 18 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

8. Определяем количество цем.агрегатов

где Q - необходимая подача насосов

Qi = подача развиваемая 1 цем.агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Qц - масса сухого цемента, Qц = 46,5 т

Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;

сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 4-1 = 3 агрегатов (3ЦА-400А) при подаче QII = 14.1 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QII =14.1 дм3/с, что необходимо для ловли момента "стоп" момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования.

где Vц - объем цементного раствора;

Vпр - объем жидкости продавки;

n - количество цем.агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания.

где tц - время цементирования.

4. Заключительные работы и контроль качества цементирования

Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, водопроявлений.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.

Качество цементирования оценивают следующими показателями:

• высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве,

• полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором,

• равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве,

• сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины,

• герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубного пространства.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется с помощью

методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии, а также визуально при его закачке.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяем акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;

- оценить состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценить степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.

На практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн до начата опробования скважины оценивают по косвенным показателям, которые получают с помощью геофизических методов, использование которых ограничено тем, что обсадная колонна магнитно непроницаема.

К числу таких методов относятся: термический метод, им определяется высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной методом термокаротажа, который основан на принципе измерения температурных аномалий в цементируемой колонне с помощью электротермометра; радиоактивный метод, им определяется положение цементного раствора или камня, который предварительно активирован радиоактивными изотопами, в затрубном пространстве скважины; акустический метод основан на использовании зависимости интенсивности затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.

После истечения установленного времени ожидания затвердевания цементного раствора и проверки качества цементирования геофизическими способами обсадная колонна подвергается испытанию на герметичность и прочность. Герметичность и прочность обсадной колонны проверяют созданием внутреннего или избыточного внешнего давления путем нагнетания в колонну жидкости или газа. Кондуктор, как правило, испытывают путем создания избыточного внутреннего гидравлического давления, а эксплуатационная колонна двумя способами: созданием внутреннего избыточного давления; снижением уровня жидкости в колонне. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством цементировочной головки к исследуемой колонне. После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 12 МПа.

После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии

5. Испытание и освоение скважины

Испытание производится до получения однозначного определения характера насыщения пласта с записью диаграмм глубинных манометров.

Испытание горизонтов на продуктивность в открытом стволе

Количество режимов испытания для газовых объектов - 5 (3 режима прямого хода и 2 обратного хода).

очистка скважины и призабойной зоны струйным насосом с установкой пакера

испытание объектов производится с буровой установки БУ 5000ДГ

работы по испытанию ведутся круглосуточно

испытание предусматривается вести через насосно-компрессорные трубы

вызов притока осуществляется с применением пенных систем с аэрацией или заменой раствора на воду, воды на конденсат

для увеличение дебита производится капилярная пропитка ПАВ.

Работы по испытанию скважины.

Испытание объекта в интервале 3200-3260 м производится по следующему плану:

1. Оборудование устья скважины при исследовании АФ6-65х21.

2. Спуск НКТ.

3. Монтаж ФА и обвязка ее с газосепаратором и выкидами.

4. Вызов притока:

а). Применение пенных систем.

б). Замена в скважине промывочной жидкости на пресную воду, а воды на газовый конденсат.

5. Очистка скважины и призабойной зоны производится струйным насосом с установкой пакера.

6. Для увеличения дебита производится капиллярная пропитка ПАВ.

7. При получении притока газа производится исследование скважины на 5 режимах.

8. Для предупреждения гидратообразования производится прокачка раствора метанола. На каждый объект предусматривается прокачка, объем раствора на прокачку составляет 1,5 м3.

9. Для разобщения продуктивных горизонтов производится установка цементного моста. Норма времени на их установку входит в норму времени на испытание скважины.

Испытатель пластов спускается в скважину, устанавливается в намеченном интервале против коллектора и управляется с помощью бурового оборудования.

В состав пластоиспытателя ИП-110 -30 входят следующие основные узлы: циркуляционный клапан, переводник с глубинным регистрирующем манометром, запорный поворотный клапан, гидравлический испытатель пластов, ясс, безопасный переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опорный башмак.

Следует отметить, что в случае непродуктивной скважины испытание пластов по указанной методике приводит к непроизводительному расходованию обсадных труб, цемента и времени на крепление ствола скважины. Поэтому данную методику применяют при испытании пластов в разведочно-эксплуатационных скважинах, где известен геологический разрез и испытание продуктивного горизонта фактически является частью освоения скважины, после чего ее сдают в эксплуатацию, а также при испытании пластов в разведочных скважинах, бурящихся в сложных геологических условиях (наличие в разрезе неустойчивых пластов, поглощений, возможность возникновения выбросов и т. д.).

Перед испытанием объекта скважина до устья заполняется раствором, параметры которого обеспечивают достаточное противодавление на пласт.

Методы вскрытия объектов в колонне, плотность перфорации, способ вызова притоков принят исходя из требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (1993), "Единых правил безопасности при ведении прострелочно-взрывных работ" (1980) и "Правил пожарной безопасности" (1980).

Перед перфорацией производится привязка интервала по ГК, одновременно записывается НГК, с целью регистрации расформирования зоны проникновения промывочной жидкости в газовую часть и уточнения положения ГНК. Контроль интервала перфорации осуществляется с помощью локатора муфт и термометра.

Перфорация производится перфораторами типа Перфотех 105 (использование перфораторов типа ПКС не рекомендуется). Плотность перфорации - 20 отв./м.

После перфорации производится испытание на приемистость и по результатам испытания принимается решение об установке солянокислотной ванны (СКО).

Солянокислотная (СКО) ванна устанавливается в объеме 0,5 м3, после чего снова определяется приемистость. При ее наличии производится СКО объемом 1 - 1,5 м3.

Вызов притока осуществляется методом "эжектирования" с применением струйных насосов типа УГИС, УЭОС. При этом, во избежание смыкания трещин и подтягивания постоянных флюидов, максимальная создаваемая депрессия не должна превышать 3 - 4 МПа. Допускается свабирование и перевод скважины на нефть.

При отсутствии притока проводится поэторная СКО объемом 2,5-3 м3. При вызове притока, после повторений СКО, допускается создание депрессий до 5 - 6 Мпа.

В случае отсутствия эффекта от первых обработок следует провести последующую с увеличением радиуса обработки пласта. Этого можно достигнуть увеличением расходов при нагнетании кислоты внутрь пласта, применяя при этом замедлители реакции.

При проведении солянокислотных обработок следует уделять внимание подготовке интервала перфорации. Перед (СКО) рекомендуется промыть призабойную зону и интервал перфорации водным раствором ПАВ.

Вызов притока флюида.

Для вызова притока флюида в настоящее время применяются несколько способов, выбор которых зависит от технического оснащения предприятия, экономической и теоретической целесообразностью.

Первый способ вызова притока газа, применяемый на предприятии КФ ЗАО "ССК" заключается в следующем - буровой раствор заменяют на жидкость меньшей плотности - газоконденсат.

бур.р=1.03-1.04 г/см3

канд=0.7-7.5 г/см3

Pпл=25-26Мпа

Pгидр.бур.р=g1.042500=26,787 Мпа

Pконд=g0,72500=19,564 Мпа

Pгидр.конд < Pпл< Pгидр.бур.р

При этом давление столба жидкости в эксплутационной колонне становится меньше пластового давления, вследствие депрессии на продуктивный пласт возникает приток флюида.

Закачка газоконденсата производится агрегатом ЦМ-320 в затрубное пространство фонтанных труб, при этом желательно создать на всасе агрегата избыточное давление в 2 атм., например насосом центробежного типа. Буровой раствор вытесняется через фонтанные трубы в подготовленные емкости для последующего глушения и консервации скважины по окончанию исследования. Операцию прекращают, как только из скважины будет вытеснен весь буровой раствор.

Открывается выкидная линия трубного пространства. Вытесняемый газоконденсат в целях экономии собирается обратно в емкости ГСМ. При росте трубного и затрубного давления, а так же крупных газопроявлениях сбор газоконденсата прекращается, устанавливается штуцер (шайба) и начинается продувка.

Второй способ, наиболее распространенный, вызов притока газа снижением статического уровня жидкости (бур.раствора) в скважине. Для этой операции необходим каротажный подъемник, который устанавливается впереди приемного моста. В скважину производится спуск НКТ-73, низ колонны компрессорных труб оборудуется крестовиной, фильтром и пакером. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой АФ6-80/65х35 ХЛ. Фонтанная арматура обвязывается с ЦА-320 и выкидной линией, на фонтанную арматуру монтируется лубрикатор. В скважину на каротажном кабеле спускается сваб. Количество рейсов определяется из технических характеристик каротажного подъемника и объема вытесняемого раствора. Вытесняемый раствор принимается в бункера ЦА-320, где производится контроль вытесненного объема. В дальнейшем производится контроль за ростом уровня в скважине.

Разведочные скважины не рассчитаны на длительную эксплуатацию. Фонтанные трубы, исходя, из опыта работы на данном месторождении и условии, удовлетворительного выноса частиц коллектора из призабойной зоны, выбираем НКТ 73 мм.

Башмак фонтанных труб оборудуется простым фильтром с круглыми отверстиями 0,01м и крестовиной а, также пакером.

6. Охрана труда, окружающей среды и техники безопасности

Охрана труда и ТБ.

Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.

Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП.

Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.

В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные

При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления работы. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безыскрового инструмента.

Охрана окружающей среды.

Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р - 402, Р - 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно "Инструкции по испытанию скважин на герметичность".

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

• обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями,

обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

• ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско- подъемных операциях;

• перекрытие интервала залегания водоносных горизонтов колонной

обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния

подземных вод в процессе дальнейшего углубления ствола скважины.

Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:

• снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;

• уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;

• образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.

Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пласт вскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях". Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Предусмотрены следующие технико- технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на недра:

• интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;

• применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;

• для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки.

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта на тему: "Заканчивание эксплуатационной скважины" был спроектирован процесс заканчивания скважины: выбрана и обоснована конструкция эксплуатационного забоя, технологическая оснастка обсадной колонны. Произведён расчёт эксплуатационной колонны и процесса её цементирования.

Выполнение проектирования процесса заканчивания скважины осуществлялось в соответствии с нормами, стандартами, инструкциями и правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Данный проект отвечает техническим требованиям, предъявляемым к проектной документации такого рода.

скважина колонна бурильный

Список литературы