Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кафедра «Ремонта и восстановление скважин»

Курсовой проект

по дисциплине: «Ремонт и восстановление скважин»

Тема: «Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении»

2013 г.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе работ

2. Инжинерно-геологическая характеристика разреза месторождения

2.1 Тектоника

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины

2.3 Нефтегазоводность

2.4 Возможные осложнения при бурении

3. Анализ применяемых видов ремонтных работ на скважинах

3.1 История эксплуатации скважины

3.2 Выбор и обоснование капитального ремонта скважины

4. Подготовка скважин к гидравлическому разрыву пласта

4.1 Тестирование скважины

4.2 Подготовка скважины

5. Техническая часть

5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-пескоосителя

5.2 Оборудование и агрегаты для гидроразрыва пласта

6. Специальная часть

6.1 Расчет параметров ГРП

6.2 Расчет прочностных характеристик НКТ

7. Влияние особенностей проведения ГРП на эффективность

7.1 Влияние ГРП на окружающие скважины

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансового в балансовые.

Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добывающие показатели. В связи с высокой стоимостью метод ГРП используется, в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает нужного эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.

Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.

Основные требования и особенности метода:

практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещина вертикальная;

показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному;

для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельным друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;

значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.

К жидкости разрыва предъявляются сложные требования: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины.

Увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества закачиваемого песка в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на Самотлорском месторождении. Состояние изученности результатов применения метода таково, что на сегодняшний день можно говорить только о качественных характеристиках и зависимостях эффекта от геолого-промысловых факторов. Получение количественных зависимостей затруднено отсутствием исследований о направлении и размерах трещин, непоследовательностью, либо недостаточным объемом промысловых исследований.

Среди общих выводов о применении метода гидравлического разрыва пласта на Самотлорском месторождении можно отметить следующее:

наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто-нефтяных зонах;

наличие ВНЗ существенно снижает применение метода;

в монолитных коллекторах в близи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;

в большей части высоко обводненных скважин, в прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;

по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.

1. Общие сведения о районе работ

Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмень.

Географический район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский-Ёган, правых притоков реки Обь.

Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от 43 м, на пойменных участках, до 76 м в центральной части водораздела.

Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего раздела реки достигает 300 м, глубина 4 м, скорость течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский-Ёган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.

Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное; в северо-западной части - озера Мысовое, Урманное, Вильент, Островное и множество небольших безымянных озер. Суммарная площадь, занимаемая крупными озерами, равна примерно 130 км2, что составляет около 15% всей площади месторождения.

В течение зимнего периода многие болота, озера и таёжные речки промерзают, плохо и труднопроходимы.

Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущими, главным образом, по берегам рек и озер.

Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом (наиболее высокая температура в июле, плюс 30°С) и долгой суровой зимой (наиболее низкая температура в конце декабря и середине января, минус 50°С). Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25°С, толщина ледяного покрова достигает 50 см на реках и 80 см - на озерах.

Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время - в июле-августе и в холодное - декабре-январе. Общее количество осадков в год достигает 550 мм.

Населенные пункты в районе месторождения редки, расположены по берегам рек. Наиболее близкие населенные пункты: Мегион, Баграс, Лекрисово, Мега, Былино, Соснино, Нижневартовск, Большое Тархово.

Коренное население района - русские, ханты, манси. Количественно преобладают русские. Численность жителей мелких населенных пунктов обычно не превышает нескольких сотен человек. В связи с широким объёмом разведочных и нефтепромысловых работ численность населения и его национальный состав неуклонно растет.

Основными отраслями хозяйства коренного населения являются: лесозаготовки, рыболовство, охота, животноводство, земледелие.

Самотлорское месторождение связано с городом Нижневартовском, концентрирующим базы буровых и нефтепромысловых организаций, и удаленным от месторождения на 15 км асфальтированной автодорогой.

Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески.

Таблица 1 - Сведения о районе работ

Наименование	Значение (текст, название величина)
1	2
Площадь (месторождение)	Самотлорское
Год ввода площади в разработку	1967
Административное расположение
республика	Россия
область (край)	Тюменская
район	Нижневартовский
Температура, С
среднегодовая	-2,5
наибольшая летняя	+35
наименьшая зимняя	-55
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,25
Продолжительность отопительного периода, сут	225
Преобладающее направление ветров, град	ЮЗ-З летом, С-СВ зимой
Наибольшая скорость ветра, м/с	18
Многолетнемерзлые породы, м
-кровля
-подошва



2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения

2.1 Тектоника

Самотлорское газонефтяное месторождение в региональном тектоническом плане приурочено к крупной положительной структуре 1-го порядка - Нижневартовскому своду.

Свод представляет вытянутое в юго-восточном - северо-западном направлениях поднятия, ограничено по периметру глубинными разломами, которые выделены по данным гравитационных и магнитных съемок.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы свод ограничен с запада Ярсомовским крупным прогибом с юга и юга-запада Юганской мегавпадиной, а с востока Котогорским крупным прогибом.

Протяженность вытянутой оси структуры составляет 300 км, короткой - в центральной части свода - 180 км.

Нижневартовский свод по поверхности отражающего горизонта «Б», отождевляемого с кровлей баженонской свиты, также представляет собой крупную платформенную структуру, осложненную куполовидными и малообразными поднятиями второго порядка.

Наиболее поднятая часть свода осложненная Самотлорским куполовидным поднятием и Больше-Черногорским структурным мысом.

Самотлорское месторождение располагается в пределах одноименного куполовидного поднятия (КП), в состав которого входят Самотлорская, Мартовская, Галкинская, Белозерная, Черногорская, Новогодняя локальные структуры III - IV порядка.

Все они оконтурены изогипсой - 2350-2475 м. и имеют амплитуду порядка 50-100 метров.

По отражающему горизонту «М», приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Самотлорского поднятия существенно выполаживается. В частности, отдельные структуры III порядка, четко выделяемого по горизонту «Б», объединяются в единое куполовидное поднятие. Так, Белозерная, Самотлорская и Мартовская структуры по существу превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25 м) при амплитуде всего купола 100-125 м.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1 - Черногорское, Мартовское, Белозерное поднятие практически сливается с Самотлорским. С севера и востока они оконтуриваются изогипсой - 1690 м. а на западе раскрываются (отметки) - 1640-1650 м) в сторону Аганского поднятия. Углы наклона крыльев до 10 45/.

Вышеизложенное свидетельствует об унаследованном характере развития Самотлорского месторождения, где наяву с тектоническим развитием сыграли заметную роль процессы их облекания. Это обусловило построение структурных планов по всем горизонтам юры и мела, но с построением их по более молодым отложениям.

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Геологический разрез описывается в виде текста по породам, слагающим свиту, литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород, а также сведения о градиентах и температуре по разрезу приводятся в таблицах 2,3,4.



2.3 Нефтегазоводоносность

В разделе приводятся данные по нефтеносности, газоносности и водоносности (таблица 5-7).

2.4 Возможные осложнения при бурении

Сведения о возможных поглощениях бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения сводятся в таблицах 8-11.

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Глубина залегания	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале
от (верх)	до (низ)	название	индекс	град	мин
1	2	3	4	5	6	7
0	125	Четвертичная система	Q	0	000	1,3
125	140	Журавская свита	P23	0	000	1,3
140	240	Новомихайловская свита	P23	0	000	1,3
240	350	Атлымская свита	P13	0	000	1,3
350	390	Чеганская свита	P13	0	000	1,3
390	560	Люлинворская свита	P22	0	000	1,3
560	685	Талицкая свита	P1	0	000	1,3
685	740	Ганькинская свита	K2	0	000	1,3
740	810	Березовская свита	K2	0	000	1,25
810	865	Кузнецовская свита	K2	0	000	1,25
865	1600	Покурская свита	K2+K1	0	30	1,25
1600	1710	Алымская свита	K1	0	30	1,25
1710	2200	Вартовская свита	K1	0	30	1,25
2200	2450	Мегионская свита	K1	0	-	1,25
2450	2475	Баженовская свита	J3	1	30	1,25
2475	2524	Георгивская свита	J3	1	30	1,25
2524	2655	Васюганская свита	J3	1	30	1,25

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Индекс стратиграфического подразделения	Глубина определения давления	Градиенты
	от (верх)	до (низ)	Пластового давления, МПа/м*102	Гидроразрыва пород, МПа/м*102	горного давления, МПа/м*102	геотермический, оС/100м
1	2	3	4	5	6
Q-К2	0	700	0,01	0,010	0,02	0,020	0,001	0,022	3
К2	700	865	0,010	0,0104	0,02	0,020	0,022	0,022	18
К1+ К2	865	1600	0,0104	0,0103	0,017	0,017	0,022	0,022	21
К1(АВ31)	1640	1660	0,0103	0,0101	0,016	0,017	0,022	0,022	48
K1 (АВ2-3)	1685	1705	0,0101	0,0106	0,016	0,0165	0,022	0,022	63
K1 (АВ4-5)	1730	1730	0,0106	0,0104	0,016	0,016	0,022	0,022	66
K1 (АВ6-7)	1731	1765	0,0101	0,0104	0,016	0,0165	0,022	0,022	68
K1 (АВ0-8)	1765	2090	0,0101	0,0104	0,016	0,016	0,022	0,022	72
K1 (АВ1-2/8)	2090	2120	0,0104	0,0104	0,016	0,016	0,022	0,022	75
K1 (БВ10)	2120	2220	0,0104	0,0101	0,016	0,016	0,022	0,022	78
K1 (БВ19-23)	2220	2350	0,0105	0,0105	0,016	0,016	0,022	0,022	81
J(ЮВ1)	2350	2655	0,0105	0,0105	0,016	0,016	0,022	0,022	85

Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратигра фического подразде ления	Интервал,м	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, Дарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Предел текучести Кгс/см
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
K1 (АВ1-2/1)	935	1640	Песчаники алевролиты	2160	21	0,234	6-16	3-7	10-200
K1 (АВ31)	1640	1660	- // -	2160	21	0,234	6-16	3-7	10-200
K1 (АВ2-3)	1685	1705	- // -	2160	21	0,234	6-16	3-7	10-200
K1 (АВ4-5)	1710	1730	- // -	2160	28	0,844	6-16	3-6	10-200
K1 (АВ6-7)	1745	1765	- // -	2160	28	0,844	6-16	3-6	10-200
K1 (АВ0-8)	2080	2090	- // -	2100	24	0,490	6-16	3-6	10-200
K1 (АВ1-2/8)	2100	2120	- // -	2100	24	0,650	6-16	3-6	10-200
K1 (БВ10)	2200	2220	- // -	2100	24	0,247	6-16	3-6	10-200
K1 (БВ19-23)	2290	2350	- // -	2300	20	0,085	6-16	3-6	10-200
J(ЮВ1)	2350	2655	- // -	3100	17	0,03	до 20	3-6	10-200
Сплошность породы	Твердость МПа	Абразивность (класс)	Категория породы промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга	Гидротационное разуплотнение (набухание породы
11	12	14	15	16	17	18
-	14-230	III - VIII	средняя	1,1-4,5	-	-
-	- // -	- // -	средняя	- // -	-	-
-	- // -	- // -	средняя	- // -	-	-
-	- // -	- // -	средняя	- // -	-	-
-	- // -	- // -	средняя	- // -	-	-
-	- // -	- // -	средняя	- // -	-	-
	- // -	- // -	средняя	- // -
	- // -	- // -	средняя	- // -
	- // -	- // -	средняя	- // -
	- // -	- // -	средняя	- // -

Таблица 5 - Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Подвиж-ность, МПас.	Содержание, % по весу	Свободный дебит, м3/сут.
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегаза-ции		серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
K1 (АВ1-2/1)	935	1640	поровый	860	-	0,18	0,7	0,8	65
K1 (АВ31)	1640	1660	поровый	860	-	0,18	0,7	0,8	65
K1 (АВ2-3)	1685	1705	поровый	860	-	0,18	0,7	0,8	65
K1 (АВ4-5)	1710	1730	- // -	860	-	0,18	1,0	0,8	66-138
K1 (АВ6-7)	1745	1765	- // -	880	-	035	-	-	90-160
K1 (АВ0-8)	2080	2090	- // -	850	-	0,65	0,5	1,1	80
K1 (АВ1-2/8)	2100	2120	- // -	850	-	0,72	0,5	1,1	170-200
K1 (БВ10)	2200	2220	- // -	830	-	0,23	0,5	1,1	до 100
K1 (БВ19-23)	2290	2350	- // -	837	-	0,12	0,5	1,1	15
J(ЮВ1)	2524	2655	поровый трещиноватый	854	-	0,06	0,35	1,2	до 10
Параметры растворенного газа
Газовый фактор, м3/т	Содержание, %	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости	Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
11	12	13	14	15	16
-	-	-	0,652	-	-
-	-	-	0,652	-	-
-	-	-	0,652	-	-
-	-	-	0,652	-	-
-	-	-	0,652	-	-
-	-	-	0,99	-	-
-	-	-	0,99	-	-
-	-	-	0,99	-	-
-	-	-	0,99	-	-
-	-	-	0,99	-	-

Таблица 6 - Газоносность

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание, % по объему
	от (верх)	до (низ)			сероводорода	углекислого газа
1	2	3	4	5	6	7
Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свободный дебит м3/сут	Плотность газоконденсата, кг/м3	Фазовая проницаемость, 10-3мкм2 (мД)
			в пластовых условиях	на устье скважины
8	9	10	11	12	13

Примечание: Газо- и газоконденсатонасыщенные отложения в геологическом разрезе района строительства проектных скважин на территории Самотлорского месторождения отсутствуют

Таблица 7 - Водоносность

Индекс стратиг- рафичес -кого подраз-деления	Интервал, м	Тип коллектора	Плот-ность, кг/м3	Свобод-ный дебит, м3/сут	Химический состав воды, мг/л
	от (верх)	до (низ)
						анионы	катионы
						Cl-	SO4-2	HCO3-	Na+	Mg+2	Ca+2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
К2+К1	865	1630	поровый	1000	700 -3500 перелив до	92	8	-	88	3	9
К1 (АВ6-7)	1770	1775	поровый	1000	100	99	1	-	85	1	14
К1(БВ8)	2125	2130	поровый	1000	80	99	1	-	83	1	16
К1(БВ10)	2225	2230	поровый	1000	55	98	2	-	84	2	14
К1(БВ19-23)	2355	2360	поровый	1000	30	98	2	-	85	2	13
J3(ЮВ1)	2539	2655	поровый	1000	29 - 35	98	2	-	88	2	10
Минерализация, г/л	Тип воды по Сулину: СФН - сульфатонатриевый; ГКН - гидрокарбонатнонатриевый; XJIM - хлормагниевый; XJIK - хлоркальциевый	Отношение к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
14	15	16
14-17	ГКН	да
22-24	ХЛК	нет
25	ХЛК	нет
28	ХЛК	нет
28	ХЛК	нет

Таблица 8 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6
Q - P 23	0	240	частичное	нет	Превышение плотности, вязкости и СНС бур р-ра над проектным

Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Интенсивность осыпей и обвалов	Время до начала осложнения, сутки	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
					мощность, м	скорость, м/час
1	2	3	4	5	6	7	8
Q - P22	0	560	-	3	600	120	Нарушение технол. бур.
P22 - K1	560	1600	-	3	1230	120



Таблица 10 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Величина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении, кг/м3	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7
K1 (АВ1-2/1)	935	1640	вода	-	1000	Снижение гидростатического давления в скважине из-за: -недолива жидкости; -поъема инструмента с «сальником»; -снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
K1 (АВ31)	1640	1660	нефть	-	Плотность смеси равна плотности нефти
K1 (АВ2-3)	1685	1705	нефть	-
K1 (АВ4-5)	1710	1730	нефть	-
K1 (АВ6-7)	1745	1765	нефть	-
K1 (АВ0-8)	2080	2090	нефть	-
K1 (АВ1-2/8)	2100	2120	нефть	-
K1 (БВ10)	2200	2220	нефть	-
K1 (БВ19-23)	2290	2350	нефть	-
J(ЮВ1)	2524	2655	нефть	-

Таблица 11 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или промывки (Да, Нет)	Репрессия при прихвате, кгс/см2	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6
K2+K1	865	1600	Да (оставление бурильного инструмента без движения в проницаемых пластах более 5 мин)	-	Отклонение параметров бурового раствора от проектных значений, неудовлетворительная очистка бурового раствора от щлама, несоблюдение режима промывки
K1 - J3	1600	2655

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. Анализ применяемых на месторождении видов ремонтных работ на скважинах

В настоящее время на месторождении применяются следующие виды работ КРС:

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (извлечения оборудования из скважины после аварии, допущенных в процессе эксплуатации; очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов; прочие работы по ликвидации аварии);

Переход на другие горизонты и приобщение пластов;

Подземные работы связанные с бурением цементного стакана;

Обработка призабойной зоны пластов (проведение ГРП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов);

Перевод скважин на использование по другому назначению;

Консервация скважин;

Ремонтно-изоляционные работы (отключение отдельных обводненных интервалов, отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца и.т.д.);

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны тампонированием, установкой пластыря, спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.

Проводимые работы по текущему ремонту скважин:

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения);

Перевод скважин на другой способ эксплуатации;

Очистка и промывка забоя.



3.1 История эксплуатации скважины

Скважина введена в эксплуатацию: 16.09.2001 г.

Пластовое давление: ЮВ 1 - 185 атм. от 27.10.2005 г.

Ожидаемый дебит скважины: нефти 11 т/сут.

Газовый фактор: ЮВ 1 - 75 м3/м3.

Краткое описание последних трех ремонтов:

25.09.2004 г. - Смена ЭЦН-35х250;

20.03.2005 г. - Подъем ЭЦН-250, спуск воронки, т.з. н/о;

26.09.2005 г. - Допуск воронки.

Режим до остановки: Qж - 8 м3/сут, Qн - 2 т/сут, вода - 25%.

Состояние к началу ремонта: в бездействии с 11.2004 г. Причина отказа: Малодебитная.

3.2 Выбор и обоснование капитального ремонта скважины

Для проведения капитального ремонта в скважине был выбран вид капитального ремонта - гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Данных вид капитального ремонта выбран по причине:

малый дебит скважины;

невозможность перевода скважины в нагнетательный фонд;

невозможность перевода на другие продуктивные горизонты

отдаленность водонефтяного контакта.

Предполагается произвести гидравлический разрыв пласта (КР 7-2) с целью повышения нефтеотдачи.



4. Подготовка скважин к гидравлическому разрыву пласта

Подготовительные работы к проведению ГРП включают в себя:

обследование скважины, состоящий из проверки крепи в интервале ГРП, а также наличие перетоков и техническое состояние эксплуатационной колонны с помощью промыслово-геофизических исследований, путём снижения уровня компрессором или специальным оборудованием (свабом). Работы по свабированию проводятся при работе бригады УКРС, со стонка "СООрем" с помощью тортальной лебёдки. При проведении работ по исследованию обязательно собирается материал об искусственном и текущем забое и привязка материала перфорации по локатору муфт и гаммо-каротажу. Материалы по обследованию скважин, выполняемые силами НГДУ, должны иметь срок давности не более 3-х месяцев. Силами УКРС обследование проводится только после проведения сложного ремонта, связанного с фрезированием и ударными нагрузками на инструмент.

4.1 Тестирование скважины

На первом этапе геологической службой НГДУ собираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются:

Пласты с ухудшенной ёмкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, с частым переслаиванием);

Скважины, давшие при опробировании слабый приток нефти по сравнению с окружающими;

Скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные, с неравномерной приёмистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).



4.2 Подготовка скважины

Для проведения процесса ГРП в скважину спускают НКТ-89, если давление разрыва превышает допускаемые напряжения для обсадных колонн, на насосно-компрессорных трубах спускается пакер, который устанавливается над объектом гидроразрыва.

Спуск пакера в технически неисправную колонну не допускается. Во избежание оседания песка на забой скважины пакер снабжается хвостовиком с перфорированной в нижней части трубой. Хвостовик опускается ниже вскрытой мощности пласта.

При производстве ГРП с применением пакера нижняя часть обсадной колонны с высоким давлением изолируется от остальной части, расположенной выше пакера. Возникающий при этом перепад давлений создает действующие на пакер усилие, стремящиеся вытолкнуть пакер вместе с колонной НКТ на поверхность, а в случае закрепления труб к устьевому фланцу устьевой колонны - сжать колонну НКТ вдоль оси. Величина этого усилия зависит от перепада давлений под и над пакером и диаметра обсадной колонны и может достигать при гидравлическом разрыве пласта 1 МН и более.

С целью разгрузки колонны НКТ от сжимающих усилий, а также чтобы пакер не сдвигался по колонне при повышении давления, применяются гидравлические якори, которые устанавливаются над пакерами. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне.

Техническая характеристика пакера используемого при ГРП:

Показатели	Единицы измерения	ПРО-112	ПРО-118
Наружный диаметр эксплуатационной колонны	мм	140; 146	140;146
Толщина стенок колонны	мм	7-11; 9-12	7-8; 7-11
Максимальная температура	0С	100-150	100-150
Максимальный перепад давлений на пакер	МПа	100	100
Габаритные размеры: - максимальный диаметр по корпусу - диаметр проходного канала - длина	мм	112 46 2140	112 46 2140
Нагрузка при пакеровке	кН	60-320	60-320
Присоединительная резьба	мм	Резьба гладких труб НКТ 73 мм ГОСТ-633-80 Резьба гладких труб НКТ 60 мм ГОСТ-633-80



5. Техническая часть

5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-песконосителя

Жидкости для ГРП, основанные на нефти.

Используются для интенсификации притока в породах, чувствительных к воде. Такие породы содержат высокий процент глин, которые могут мигрировать или набухать в присутствии воды или соляных растворов. Жидкости, основанные на нефти, не оказывают неблагоприятного воздействия на пластовые глины, и с этой точки зрения, считаются не создающими повреждений.

Добавки к водяным жидкостям для ГРП.

Водожелатинизирующие агенты загущают пресную воду и мягкие соляные растворы, улучшая перенос проппанта. В образуемых гелях возникают поперечные связи, что увеличивает количество удерживаемого ими проппанта.

Высокотемпературные стабилизаторы водных гелей.

Стабилизаторы гелей используют в тех случаях, когда высокие температуры в забое гидроразрыва ограничивают срок жизни определённого желатинизирующего агента. Уменьшение вязкости из-за повышения температуры, приводящее к более быстрому оседанию песка может быть замедленно использованием этих продуктов, необходимо пользоваться стабилизаторами гелей при температурах от 66 С и выше.

Брекеры для водных гелей.

Правильный подбор брекеров для конкретного геля важен при проведении работ по ГРП. Высоковязкая рабочая жидкость должна постепенно деградировать для обеспечения нормальных скоростей оттока и причинения минимального вреда пласту.

Проппанты.

Нагнетание в пласт проппантов при проведении работ по ГРП необходимо для поддержания разрыва в открытом состоянии. Ключевыми факторами при оценке являются такие, как напряжение замыкания, прочность породы, а также свойства самого проппанта.

Биоциды.

Бактеридцидные соединения используют для борьбы с микроорганизмами, к числу которых относятся бактерии, а также водоросли. Микроорганизмы и продукты их метаболизмы разлагают и разрушают рабочие жидкости для ГРП.

Добавки для уменьшения потерь жидкости.

Геометрия разрыва зависит от нескольких параметров, одним из которых является степень потери жидкости. Для создания приемлемого проникновения разрыва в проницаемую породу часто требуются специальные добавки, которые позволяют контролировать утечки. При выборе подходящих добавок следует учитывать размер частиц продукта, его растворимость, а также возможные повреждения слоя пропанта и нарушения проводимости.

Добавки для уменьшения трения.

Снижающие трение добавки обычно представляют собой эмульсии высокомолекулярных полимеракриламида в нефти. Они могут частично гидролизоваться, и реагировать с другими химикатами с образованием катионов и анионов. Эффективно используется для уменьшения давления трения во всех типах жидкостей, от кислот до углеводородов. Уменьшение давления трения достигает 80%.

Пенообразуюшие добавки.

Пена - это дисперсная система жидкости и газа, с газом как внешней фазой. Пласты с низким давлением очень часто медленно обрабатываются, и может возникнуть необходимость применять свабирование скважины. Вспененные жидкости разрыва - решение этой проблемы. Пена имеет низкое содержание жидкости, демонстрирует отличные результаты по управлению фильтрацией и лучшее течение из скважины, благодаря расширению газовой фазы. Основной жидкостью может быть вода, кислота, водный раствор метанола, дизтопливо, керосин или сырая нефть.

Для гидроразрыва пластов на Самотлорском месторождении рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; де эмульгатор; стабилизатор глин CAT - НС. - 2 геллянт -6-8 л/м3; CAT-HC-Act активатор-4-5 л/ м3; брейкер HGA-B -1,2 кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1000 кг/м, вязкость 0,150-0,350 Па·с.

Пески, применяемые при ГРП

В практике широко применяются кварцевые пески с размером зерен 0,4-1,2 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Если поступление песка в трещины затрудняется, следует увеличить темп закачки жидкости или повышать ее вязкость. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости - песконосителе колеблются в широких пределах и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей насосного оборудования.

5.2 Оборудование и агрегаты для гидроразрыва пласта

ООО СП "Катобьнефть" располагает четырьмя мобильными комплексами для производства ГРП на гелированных жидкостях или кислотах и достаточным количеством скважинного оборудования.

Комплекс спецтехники СП "Катобьнефть" для производства ГРП:

- Пескосмесительная установка-Блендер МС-60;

- Насосный arperaт-FS-2251;

- Блок манифольда-IS-200;

- Песковоз;

- Станция контроля-ЕС-22АСБ;

- Ёмкости.

Практически всё оборудование для ГРП смонтировано на шасси тяжелых грузовиков "Мерседес-Бенц" повышенной проходимости и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений Западной Сибири. За счёт компактности размещения оборудования комплекс ГРП способен развёртываться в стеснённых условиях кустовых площадок.

Блендер МС-60 - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на приём насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.

Максимальная подача смеси - 8 м3/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкости разрыва. Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси. Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов, управление бортовым компьютером или оператором. Контролируемые параметры - расход на приёме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приёме и выкиде, параметры силовой установки.

Насосный агрегат FS-2251. Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трёхплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISON двигателем DETROIT DIESEL. Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB номинальная мощность-2250 л.с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси. Максимальное рабочее давление - 800 атм. При подаче 0,77 м3/ мин. Максимальное давление-1050 атм. Максимальная подача-2,5м3/мин. Электронная система защиты от превышения установленного давления.

Блок манифольда IS-200. Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления. Подача общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления. Система низкого давления - диаметр 4 дюйма. Система высокого давления - диаметр 3 дюйма, давление-1050 атм. Одновременное подключение до шести насосов.

Песковоз. Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Подача проппанта производится через гидравлически управляемую заслонку. Полезная максимальная нагрузка до 30 т. Короткая колёсная база обеспечивает повышенную манёвренность.

Станция контроля. Станция контроля - это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть электронных панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами.

Контролируются параметры:

давление НКТ;

давление затрубья;

расход смеси;

расход проппанта;

плотность смеси;

расход химреагентов.

Компьютеры используются для проектирования ГРП, записи параметров процесса, обработки информации и распечатывания отчётов.

Ёмкости технологических жидкостей ГРП. Для приготовления технологических жидкостей гидроразрыва (гелей на водной или углеводородной основе) имеется парк передвижных ёмкостей. Ёмкости цилиндрические, горизонтальные, объёмом от 40 м3 до 75 м3 смонтированы на трёхосных колёсных прицепах.

месторождение пласт порода скважина

Рис. 1 - Схема расстановки оборудования при проведении ГРП

Условные обозначения:

АЦ8 - 2 емкости V-50 м3;

песковоз;

пескосмеситель - МС-60 (блендер);

FC-2251 - 4 наносных агрегата;

станция управления;

пожарная машина;

насосный агрегат - ЦА-320;

блок манифольда - IS-200;

скважина;

А-50;

11.приемные мостки.



6. Специальная часть

6.1 Расчет параметров гидравлического разрыва пласта

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;

определение вида трещин и расчет ее размеров.

Исходные данные:

Пластовое давление, Pпл	11 МПа
Глубина залегания продуктивного пласта, Н	2655 м
Предел прочности песчаника на разрыв дс	5 МПа
Внутренний диаметр э/колонны, Dв	130 мм
Наружный диаметр э/колонны, Dн	146 мм
Наружный диаметр НКТ, dн	89 мм
Внутренний диаметр НКТ, dв	75 мм
Потери напора в трубах трение, h	99 м
Количество песка вводимого в трещины	20 т
Плотность жидкости песконосителя, рж	825 кг/м3
Эффективная вязкость жидкости песконосителя,	0,2 Па·с
Концентрация песка, Со	250 кг/м3
Объем жидкости-песконосителя, VЖ	20 м3
Плотность зерен песка, р	1560 кг/м3
Толщина пласта, h	10 м
Проницаемость пласта, KП	247·10-15 м2
Пористость, m	0,20
Нефтенасыщенность, SН	0,66
Модуль упругости пород, Е	2·1010 Па
Коэффициент Пуассона, v	1,1
Средняя плотность пород, сп	2300 кг/м3
Располагаемый расход жидкости разрыва, Q	60 л/с
Толщина трещины,	0,1 см



Расчет:

Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:

МПа.

Рассчитываем давление разрыва пласта:

МПа.

Рассчитываем допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя:

МПа.

МПа - предел текучести стали;

- запас прочности.

Рассчитываем допустимое давление в зависимости от прочности трубы верхней части колонны труб на страгивающее усилие:

МПа.

МН - страгивающее усилие;

МН - усилие затяжки.

Рассчитываем забойное давление:

МПа.

Количество жидкости, требуемое для разрыва равно количеству жидкости-песконосителя:

м3.

Рассчитываем объем продавочной жидкости:

м3.

Рассчитываем общую продолжительность процесса ГРП:

с ч сут.

л/с - темп закачивания жидкости разрыва.

Рассчитываем радиус горизонтальной трещины:

м.

- эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (для Н = 2655, с = 0,02655);

Па·с;



- время закачки жидкости разрыва:

с мин.

Рассчитываем проницаемость горизонтальной трещины:

м2.

Рассчитываем проницаемость призабойной зоны:

м2.

Рассчитываем проницаемость дренажной системы:

м2.

м - радиус контура питания;

м.

Рассчитываем максимальный дебит скважины после ГРП по формуле Дарси:



м3/сут т/сут.

МПа.

Рассчитываем количество насосных агрегатов:

- производительность насосного агрегата FS-2251.

Рассчитываем эффект от ГРП:

6.2 Расчет прочностных характеристик НКТ

Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжение достигает предела текучести:

, где

- средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), м;



, где

D - наружный диаметр трубы, м;

B - толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;

h - глубина резьбы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

з - коэффициент разгрузки,

S - толщина стенки трубы, м;

L - длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;

- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60°;

- угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°.

Предельное растягивающее усилие , при котором в теле трубы с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами по ГОСТу 633-80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле:

, где

D - наружный диаметр трубы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

S - толщина стенки трубы, м;

Внутреннее избыточное давление , при котором наибольшее напряжение в трубах достигает пре-дела текучести, определяется по формуле:



, где

D - наружный диаметр трубы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

S - толщина стенки трубы, м;

0,875 - коэффициент, учитывающий разностенность сечения трубы.

Наружное избыточное давление , при ко-тором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести, определяется по формуле:

;

Па;

;

, где

- овальность;

a,b - большая и малая полуось овала;

µ - отрицательный допуск на массу трубы, м;

л - положительный допуск на наружный диаметр, %

Расчет:

Исходные данные:



;

мм;

МПа;

мм;

мм;

мм;

МПа;

;

;

;

Расчет:

Рассчитываем предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжение достигает предела текучести:

мм;

;

кН.

Рассчитываем предельное растягивающее усилие, при котором в теле трубы с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами возникает напряжение, равное пределу текучести:



Н;

Рассчитываем внутреннее избыточное давление, при котором наибольшее напряжение в трубах достигает пре-дела текучести:

МПа;

Рассчитываем наружное избыточное давление, при ко-тором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести:

мм



7. Влияние особенностей проведения ГРП на эффективность

Влияние достигнутого давления.

К техническим показателям процесса гидравлического разрыва можно отнести достигнутые давления, объём продавленного в пласт закрепляющего трещину материала, используемые жидкости разрыва.

Естественно, можно предположить, что эффективность обработок в значительной степени зависит от параметров геометрии трещины.

Конечная геометрия трещины зависит от объёма закаченного закрепляющего материала (проппанта) и максимального давления, достигнутого во время закачки проппанта. В общем виде уравнение ширины трещины в двумерном описании:

, где

- коэффициент Пуассона горных пород;

- давление разрыва;

- горизонтальная составляющая горного давления;

- модуль упругости пород, равный МПа;

- длина трещины.

Анализ поведения давления во время проведения ГРП на Самотлорском месторождении свидетельствует о том, что, как правило, на момент закачки проппанта трещины больше не развиваются, а создаваемая на поверхности депрессия тратится на трение жидкости в трубах, перфорационных отверстиях и фильтрацию в пласт. Таким образом, можно говорить о том, что при прочих равных условиях максимальное давление в период закачки проппанта будет контролировать ширину раскрытия трещины у основания.

Влияние объёмов продавленного проппанта на продолжительность и величину эффекта.

Исследованиями установлено, что основным параметром, влияющим на продолжительность эффекта после ГРП, является объём продавленного в пласт проппанта или, если не считать объёма вдавленных в породу песчинок, объём трещины.

По всей видимости, меньшие объёмы трещин больше подвержены засорению, как пластовыми жидкостями, так и жидкостями глушения при ремонте скважин. Влияние размеров зёрен проппанта.

В процессе гидроразрыва на Самотлорском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40.

Типоразмеры определяются количеством отверстий в сите на 1 квадратный дюйм. После просеивания диаметр песчинок у типоразмера:

16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм;

20/40 колеблется от 0,4 до 0,8мм.

Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 почти одинаково.

При анализе ГРП существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.

7.1 Влияние ГРП на окружающие скважины

Низкопродуктивные и недонасыщенные залежи характеризуется наличием обширных застойных зон, в которых нефть при существующей системе воздействия на пласт неподвижна. В результате проведения ГРП происходит перераспределение давления и увеличение скорости фильтрации, при этом часть нефтяной фазы, первоначально связанной в поровом пространстве, преодолевает капиллярное давление и становится подвижной, что выражается в повышении дебитов окружающих скважин.

Основную роль при этом играет достижение в процессе проведения ГРП и последующем пуске скважины в работу при значительных градиентах давления, распространяемых на большее расстояние, а главное охватывающих большие площади пласта. Установлено, что при длительном простое скважины после ГРП, когда перераспределение давления в пласте идет медленно, эффект влияния на окружающие скважины или не проявляется, или отрицателен. Подтверждением вовлечения в фильтрацию связанной части нефти в поровом пространстве в результате распределения волн давления служит установленный факт снижения эффективности воздействия при повторном проведении ГРП, когда исчерпаны потенциальные возможности вовлечения нефти в процессе повышения фильтрации.

Анализ промысловых данных показывает, что в ряде случаев дополнительная добыча по окружающим скважинам превышает показатели скважины, где проводился ГРП в 2,2 и более раз.

Эффект воздействия на окружающие скважины способен существенно увеличить диапазон условий рентабельного проведения ГРП.

При выполнении операций необходимо максимально сократить сроки запуска скважин после ГРП для совмещения не только гидравлического, но и ударного воздействия на пласт.



Заключение

Из методов гидромеханического воздействия на пласт наиболее широко применяется метод гидравлического разрыва пласта (ГРП).

При ГРП устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойной части пласта за счет образования глубоких трещин в пласте, что в совокупности дает значительное повышение продуктивности скважины.

Сущность ГРП заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов:

Закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком;

Нагнетания жидкости - песконосителя;

Закачки жидкости для продавливания песка в скважину.

Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением расхода жидкости разрыва.

В зависимости от объемов закачки рабочей жидкости и закрепляющего трещину песка можно получить тот или иной прирост добычи нефти. Эффективность ГРП также зависит от области дренирования скважины, проницаемости пласта, мощности продуктивной части и геометрических параметров трещины.



Список использованной литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просенков Ю.М. - «Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин». Изд. «Советская Кубань», Краснодар, 2002 г.

2. Зозуля Г.П., Шенбергер В.М., Карнаухов М.Л., Грачев С.И., Герасимов Г.Т., Гейхман М.Г. - «Расчеты при капитальном ремонте скважин». Изд. ТГНГУ, Тюмень, 2003 г.

3. Зозуля Г.П., Шенбергер В.М., Герасимов Г.Т., - Методические указания к контрольным и практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Капитальный ремонт скважин». Изд. ТГНГУ, Тюмень, 2002 г.

4. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97. - Типография РИИЦ «НПО «Бурение»», 1997 г.

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности РД 08-200-98. - Типография РИИЦ «НПО «Бурение»», 1998 г.

Размещено на Allbest.ru