По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь. Снеговой покров появляется в ноябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см, а на залесенных участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Рис.2.1.1 Обзорная карта месторождений нефти и газа Нижневартовского района

Условные обозначения:

^{- нефтепроводы и станции перекачки; - железные дороги;}

^{- центральные товарные парки;} - ^{газоперерабатывающие заводы;}

^{- автодороги с бетонным покрытием; - контуры месторождений нефти.}

Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и др. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

В г. Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги Уренгой-Нижневартовск-Сургут-Тобольск-Тюмень. [5]

Непосредственно через площадь проходят нефтепровод и бетонная дорога, связывающая г. Нижневартовск с г. Мегион и г. Радужный.

Перевозка оборудования и необходимых материалов нефтедобывающих, буровых и других организаций из г. Тюмени осуществляется в основном железной дорогой и водным транспортом. Период навигации длится 5 месяцев (с конца мая до середины октября).

Для перевозки срочных грузов используется воздушный транспорт, преимущественно вертолеты и современные грузовые самолеты типа АН-12 и ИЛ-76.

2.1.2 Геолого-геофизическая изученность и история открытия Самотлорского месторождения

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста” Востокнефть" в период с 1934 г по 1937г на территории Западно-Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезокайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику нефтегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа. [4]

Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

§ аэромагнитная съемка масштаба 1: 1000000;

§ аэрогравиметрическая съемка масштаба 1: 1000000;

§ сейсмозондирование и колонковое бурение.

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводиться с 1957 года. Результаты работ сейсмопартий (с/п 28/61-63, 26/62-63, 7/63-64, 16/63-64 и других) позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Аганскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и др.

После завершения промышленной разведки основных продуктивных пластов и утверждения запасов ГКЗ СССР (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменнефтегаза. [4]

С 1973 года Главтюменнефтегазом проводятся работы по доразведке месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания. В Нижневартовском районе с 1968 года управлением "ЗапСибнефтегеофизика" проводятся детализационные работы с целью изучения периферийных участков Самотлорского, Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского и других месторождений, непосредственно примыкающих к Самотлорскому, после ввода их в разработку.

В этом районе с 1973 по 1983 годы методами МОВ и ОГТ выполнена сейсморазведка следующими партиями управления: 9/72-73, 8/73-74, 5/77-78 (западный склон структуры); 5/72-73, 8/79-80, 8/82-83 (северная периклиналь); 8/75-76, 8/76-77, 8/77-78, 8/78-79 (восточный склон); 8/74-75 (южная периклиналь).

Начиная с 1979 года, полученные материалы сейсморазведки обобщались и переинтерпретировались опытно-методической партией № 6 управления "ЗапСибнефтегеофизика".

После утверждения запасов в 1987 году на различных участках северной части Самотлорского месторождения поводились детализационные сейсмические работы сейсмопартиями № 5,18/89-90; 5,18/90-91; 5,18/91-92; 8,17/89-90; 8, 19/91-92; 5/93-94.

Полученные материалы сейсморазведки к настоящему времени взаимно не увязаны и требуют обобщения в целом по всему месторождению.

2.2 Геологическая характеристика района. Состав и свойства нефти и газа Самотлорского месторождения

2.2.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 г. в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов. [15]

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров "лысых" по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху. [5]

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского, кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне-оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон. Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, коньякского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности. [5]

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно-морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихайловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

2.2.2 Тектоническая характеристика

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н. Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости. [6]

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н. Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р. р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге. [6]

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта "Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана (горизонт "Б”) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. [5]

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III - го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968 г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту "Б" (баженовская свита верхней юры) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту "М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту "Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. [6]

Морфология отражающего горизонта "Б" наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта "М" - верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту "Б", а по пластам группы АВ - карта горизонта "М".

2.2.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза. [6]

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих пород изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до 35,3% (пласт АВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков. [6]

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто-каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5 - 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8 - пленочный. [5]

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.

2.2.4 Состав и свойства нефти и газа

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефтью, значительно изменяет физические свойства после снижения давления температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их - газосодержанием нефти. Главные компоненты нефтяного газа - легкие углеводы (метан, этан). По сравнению с газами из чистого газового месторождения нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их называют иногда жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше 1.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. По мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление принимается за давление насыщения нефти газом. Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры. [10]

Растворимость газа в нефти зависит от компонентного состава нефти и газа, температуры, а также состав самого газа. Легкие газы хуже растворяются в нефтях. В нефтях, содержащих большое количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелыми нефтями. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти в связи с повышенной пластовой температурой и содержанием большого количества растворенного газа. Однако высокое пластовое давление обуславливает некоторое снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому при снижении давления от пластового до давления насыщения происходит увеличение объема нефти. При достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться растворенный газ, что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объема нефти влияет снижение температуры от пластовой до температуры на поверхности.

Усадка нефти характеризует разницу между объемом пластовой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в пластовых условиях.

При давлении ниже давления насыщения по мере выделения растворенного газа плотность нефти возрастет. Вследствие расширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давления от пластового до давления насыщения. [10]

Вязкость нефти в пластовых условиях всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. С ростом температуры вязкость нефти уменьшается.

Вода в пластовых условиях представляет собой сложный раствор. В состав входят - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.

Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод. В пластовых условиях плотность воды меньше, чем на поверхности.

Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. Вязкость составляет 0,2-1,5 Мпа с. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает.

Пластовые нефти залежей группы АВ и БВ недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и изменяется в диапазоне 8-12 Мпа. Исключением являются пласты АВ2-3 и АВ4-5. которые, в некоторых местах, имеют газовые шапки и их давление насыщения измеряется в диапазоне 14-20 Мпа. Вязкость нефти в пластах изменяется от 1,1 до 2,1 3 Мпа.

Молярная доля метана в пластовых нефтях составляет 23,8 - 31,9%, а в тяжелой нефти пласта АВ4-5 количество последних составляет всего 7,7%. Для нефтей этого пласта отношения нормальных бутана и пентана к своим изомерам меньше единицы (0,7 и 0,4 соответственно), что характерно для нефтей, потерпевших биотрансформацию в пласте. Для нефтей остальных пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество легких СН4 - С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях. составляет 8,8-11,4%, в нефти пласта АВ4-5 - 3,3%.

Нефтяной газ стандартной сепарации, жирный, молярная доля метана в нем составляет 72-64,4%. отношение содержания этана к пропану меньше единицы (0,3 - 0,6), что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводов С6+h 1,1 - 2,06%. Количество азота и двуокиси углерода невелико. Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, с выходом фракций до 350гр, больше 55%. Нефти пластов АВ1 (3) и АВ4-5 средней плотности, нефти остальных пластов - легкие. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа непосредственно на Мартовской площади изучались в одной скважине (скважина 39988), поэтому для характеристики состава нефти использованы данные исследований поверхностных и глубинных проб по всему Самотлорскому месторождению.

Нефть охарактеризована поверхностными пробами из 4 и глубинными из 7 скважин.

По данным поверхностных проб плотность нефти 0,840т/м². вязкость при 20°С - 5,4 Мпа*с, при t - 50°С - 2,8 Мпа*c, содержание серы - 0,6% весовых, парафина - 3,4%, асфальтенов - 1,4%, силикагелевых смол - 3,2%, температура начала кипения - 67°С, застывания - 16°С, выход фракций при г - 300°С - 5,4 % объемных (таблица 2.2.4.1).

По данным контактного разгазирования плотность нефти составляет: сепарированной - 0,844 т/м³, пластовой 0,744 т/м³ газосодержание 100,42 м³/т, вязкость пластовой нефти 0,90 Мпа*с, сепарированной - 5,08 Мпа. Давление насыщения нефти газом составляет 10,6 Мпа*с, усадка 17_: 01% (таблица 2.2.4.2).

При однократном разгазировании основным компонентом газовой смеси является метан - 61,59%, этана содержится 6,7 %, пропана - 12,94%, бутана - 10,74%, пентана - 4,18% (таблица 2.2.4.3).

Для подсчета запасов использовались результаты исследования глубинных проб нефти при условии многоступенчатой сепарации; плотность пластовой нефти - 0,837 т/ м³, газовый фактор - 75 м³ /т, объемный коэффициент 1,151 (таблица 2.2.4.4).

Все подсчетные параметры, обусловленные физико-химическими свойствами нефтей, соответствуют параметрам, принятым при утверждении запасов нефти Самотлорского месторождения в ГКЗ в 1987 году. [4]

В связи с небольшим объемом проб, отобранных в изучаемом районе, произведена сравнительная характеристика основных свойств нефтей Самотлорского месторождения. Таким образом, нефти легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые. Давление насыщения изменяется в диапазоне 9-12 Мпа, газосодержание в пластовых условиях от 65 до 111 м³/т.

Таблица 2.2.4.1.

Физико-химическая характеристика нефти

№СКВ	Интервал опробования,м	Дата опробования	Плотность нефтиКг/м3 при 1 20°С	Кинематическая вязкость	t застывания°С	Молекулярная массаКг/ кгм	t начала кипения°С	Содержание светлых фракций, Объёмных процентов при 1 20°С	Массовое содержание, %	Содержание Хлористых солейМл/л	Т плавления парафина°С
				При t 20°С	При t 50°С
									100	150	2ф	250	300	350	Асфальтенов	Смол селикагелевых	Пaрaфинa	Серы	Воды
100 30	3252-2362	18.08.00	835,62	4,77	2,62	-13	172	52	8,0	20,0	32,5	43,5	55,5	67,5	1,57	3,03	2,77	0,62			52
6091	2360-2395	30.06.01	841,9	5,41	2,82	-20	170	67	5,0	18,5	32,5	43,0	55,5	68,5	1,18	3,81	2,33	0,61			58
	2359-2360	17.11.00	844,9	5,94	2,94	-14	185	68	1,5	17,0	31,0	41,5	54,0	69,0	1,67	2,83	2,95	0,67		71	56
	2291-2360	18.08.00	839,5	5Т9	2,76	-8	185	62	5,0	19,5	31,0	42,5	54,0	66,5	1,43	3,62	2,45	0,62	0,0		56
724 3		21.07.00	843,0	6,04	3,03	-35	193	87	0,5	15,5	29,5	41,5	55,0	68,5	1,17	3,14	4,34	0.43			48
122245			836,2	5,29	2,79	-5	177	66	5,5	18,0	31,0	42,5	55,0	67,0	1,32	3,01	5,83	0,39	0,2		50
Минимальное значение	835,6	4,77	2,62	-35	170	52	0,5	15,5	29,5	41,5	54,0	66,5	1,17	2,83	2,33	0,39	0,0	71	48
Максимальное значение	844,9	6,04	3,03	-5	193	87	8,0	20,0	32,5	43,5	55,5	69,0	1,67	3,18	5,83	0,67	0,2	71	58
Среднее по пласту	840,2	5,44	2,82	-16	180	67	4,3	18,1	31,3	42,4	54,8	67,8	1,39	3,24	3,44	0,56	0,1	71	53

Таблица 2.2.4.2.

Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей, контактное разгазирование при пластовой температуре (методика ВНИ)

№ скважины	Дата отбора проб	интeрвaл	Глубинa отборa	Плaстовоe дaвлeниe	Пластовая t°С	Давление насыщения Мпа	Коэффициент объемной упругости Х10-4	Газосодержание	Объемный коэффициент		Плотность, Кг. /м3	Вязкость, Мпа *с	Плотность газа, г/л
								мэ/т	м3/м3			Сепарированн ой Нефти	Пластовой нефти	Сепарированн ой нефти	Пластовой нефти
Самотлорское месторождение
1001	23.04.00		2000	23,9	93	10,8	11,09	106,40	88,97	1, 190	15,97	846	805	5,74	0,94	п, оо7
1003	01.08.00	2352- 2362		23,1	87	11,8	15,63	79,35	68,22	1,183	15,02	864	794		0,96	1,028
1264	15.03.00	2529-2546	2500	25,5	80	10,5	12,38	86,00	71,80	1,179	15,18	835	774		0681	1,130
6059	19.02.00		2000	21,4	75	10,7	8,67	92,02	78,20	1,220	18,03	849	767	5,60		1,133
6091	01.01.00	2360- 2395	2100	21,4	80	1М	19,15	96,75	81,46	1,231	18,74	842	765		0,90	1,220
14245	06.01.00		2350	23,1	75	9,0	9,73	65,14	54,34	1,150	13,04	834	775	5,42		1,091
39988	19.10.00		2280	23,2 |	90	10,4	14, И	111,43	93,03	1, 191	23,08	835 |	738	3,57	0,91	1,364
Среднее значение:	23,08	83	10,6	12,97	100,42	76,72	1, 192	17,01	844	774	5,08	0,90	1,139
781	25.07.00		1850	23,6	75	8,7	12,82	102,83	85,26	1,270	21,26	829	741	3,87	-	1,176
769	04.05.00			24,1	95	8,7	11,17	94,17	79,26	1,277	21,52	841	745	4,54	0,83	1,334
796	19.04.00		1850	19,4	90	10,2	19,62	110,15	91,73	1,310	23,66	832	720	3,57	0,95	1,235
755	02.04.00		1600	16,2	85	9,58	13,51	104	86,9	1,256	20,30	836	737	4,58	1,05	1,239
Среднее значение	20,83	86	9,3	14,28	102,8	85,79	1,278	21,68	834	736	4,14	0,94	1,246

Таблица 2.2.4.3.

Компонентный состав газа

№ СКВ	Дата Отбора проб	Мол. Масса газа	Плотсть газа кг/м3	Компонентный состав газа, проценты мольные
				Азот	Углеки - слый газ	гелий	Водород	Метан	Этан	пропан	i-бутан	n-бутан	iпентан	nпентан	2-МП	змп	n-гексан	МЩП
1003	10.2000	27,08	1,126	1,76	0,57	-	-	66,70	5,88	10,94	3,66	5,66	1,82	1,74	0,38	0,20	0643	0,26
6091	01.2000	26,89	1,118	2,08	0,50	-	-	67,34	5,39	10,58	3,54	6,06	1,75	1,58	0,36	0,15	0,43	0,24
39988	10.2000	-	1,364	1,71	0,53	-	-	50,73	8,82	1 7,3 1	4,07	9,21	2,33	3,30	0,61	0,58	0,53	0,27
			1, 203	3,85	0,53	-	-	61,59	6,70	12,94	3,76	6,98	1,97	2,21	о,45	0,31	0,46	0,26

Таблица 2.2.4.4.

Свойство пластовой нефти. Самотлорское месторождение

Наименование	АВ1	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	АВ6-7	БВ8	БВ10
Пластовое давление, Мпа	16,8	16,3	16,4	16,6	15.8	19,7	20,2
Пластовая температура,°С	57	63	60	60	61	71	73
Давление насыщения, Мпа	8,5	10,1	12	13,1	11,1	9,8	9,8
Газовый фактор при усл. сепарации,М3/Т	-	61	79	55	-	98	60
Объёмный коэффициент	1,173	1,21	1,263	1,233	1,217	1,278	1,264
Плотность нефти, кг/м3	768	770	749	770	782	769	743
Объемный коэффициент при условиях сепарации	-	1,151	1,222	1,141	-	1,231	1, 196
Вязкость нефти, Мпа*с	1,77	1,61	1,59.	2,13	1,99	1, 20	1,09
Коэффициент объёмной упру гости1 /Мпа х 10-4	12,4	14,5	15,6	12,7	13,1	14,8	14,1
Плотность нефти при усл. сепарации, г/м3		846	844	881		843	837
Газасодержание м3/т	69,0	75,3	89,3	80,2	83,2	105,9	98,6

2.3 Анализ фонда скважин самотлорского месторождения

На 01.01.2013 года на месторождении пробурено 15301 скважина, что составляет 80% от проектного фонда. Добывающих скважин 11718, из которых в категории действующих лишь 6590. Значителен фонд бездействующих скважин - 3490, а также высок обводненный фонд - 1995 скважин, переводимых в категорию контрольно-пьезометрических, которые осложняют разработку месторождения, отрицательным образом влияя на динамику отборов нефти и жидкости. [4]

Влияние темпов отбора жидкости и снижение использования пробуренного фонда скважин на динамику добычи проявляется самым непосредственным образом, В 1981 году достигнут максимум в добыче нефти при отборе 32,3% от утвержденных извлекаемых запасов и обводненности продукции 32,5%. Месторождение вступило в стадию снижающейся добычи нефти. Темпы падения добычи нефти особенно значительны в периоды 1981-82 и 1984-85г. г." именно тогда объемы наращиваемой жидкости были минимальными.

Месторождение находится на стадии падающей добычи нефти. Максимальная добыча нефти в объеме 154.8 млн. т, была достигнута в 1980 году. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Интенсивная добыча, которая продолжалась и последующие годы привела к тому, что нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти постепенно снижалась. Отбор в 1986 году составил 109,9 млн. тонн, в 1987 - 98,9 млн. тонн, в 1989 - 86,9 млн. тонн. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. [16]

Состояние пробуренного фонда скважин на сегодняшний день показано в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1.

Состояние пробуренного фонда скважин Самотлорского месторождения на 1.01.2013 года.

Фонд скважин	№	Категория скважин	По месторождению
Добывающие	1	Всего на балансе НГДУ	11786
	2	В т. ч действующие	6640
	3	Из них фонтанные	361
	4	ЭЦН	3513
	5	ШГН	1578
	6	Газлифт	1188
	7	В т. ч бездействующие	3524
	8	В т. ч освоения	47
Нагнетательные	1	Всего на балансе НГДУ	2923
	2	В т. ч действующие	1212
	3	В т. ч бездействующие	1195
	4	В освоении под закачку	47
		Ликвидировано	608
		В консервации	486
		Контрольно-пьезометрические	1495
		Всего пробурено	15301

Фонд добывающих скважин, как указывалось ранее, характеризуется высокой долей механизированных скважин и значительной изношенностью оборудования. Это приводит к возрастанию количества таких аварий, как обрыв глубинно-насосного оборудования, НКТ, заклинивания оборудования внутри ствола скважины, смещение и смятие обсадной колонны, заколонная циркуляция (табл.2.3.2). [6]

Таблица 2.3.2.

Распределение бездействующего фонда добывающих скважин по причинам простоя на 01.01.2013 г. Самотлоркого месторождения

Причина простоя	% от общего числа скважин
Полет ЭЦН (НКТ)	31,1
Посторонний предмет на забое	3,6
Высокая обводненность	9
Смена насоса	20
Негерметичность эксплуатационной колонны	8,5
Отсутствие циркуляции	15,1
Отсутствие притока	12,7

Численность скважин простаивающих по причинам аварийных отказов имеет тенденцию к неуклонному возрастанию по причине интенсивного роста обводненности продукции скважин и соответствующего увеличения механизированного фонда, старения эксплуатационного фонда, а также из-за отставания производительности ремонтных служб от темпа пополнения фонда аварийных скважин.

Существующими на данный момент методами ловильных работ, требующими значительных материальных и финансовых затрат, зачастую не удается извлечь аварийное оборудование из скважины на поверхность, т. е. они оказываются неэффективными (безуспешными). Значительная часть аварийных скважин может быть восстановлена и введена в эксплуатацию только путем зарезки вторых стволов из существующего ствола, из точки текущего забоя. При этом такое решение зачастую является как единственное приемлемое в технологическом отношении и наиболее эффективным методом возврата скважин в эксплуатацию. [12]

Также зарезка второго ствола (ЗВС) позволяет вскрыть ту часть разреза пласта, которая содержит наибольшую "концентрацию" остаточных запасов нефти (довыработка запасов нефти из заводненных по подошве пластов путем зарезки вторых стволов в кровлю) и произвести бурение многозабойных скважин и вовлечение дополнительных запасов нефти в нерентабельных для самостоятельного разбуривания пластах. При этом ЗВС скважины является одним из самых сложных, но наиболее эффективных видов капитального ремонта скважин (КРС). [12]

Методология работы с простаивающими скважинами заключается в следующем:

при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;

при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);

если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована. [13]

Около 150 скважин (20 % неработающего фонда) по состоянию на конец 2012 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу.

Приблизительно 130 скважин (12.7 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП).

39,6 % неработающего фонда скважин ожидает ликвидации по техническим причинам (смещение или негерметичность эксплуатационной колонны, полет на забой НКТ и пр.).

Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Самотлорского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации. Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:

сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).

Глава 3. Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на месторождении "Самотлор"

3.1 Техническая часть проекта

3.1.1 Подъемная установка

МБУ-125 - Мобильная буровая установка

Установка МБУ125 предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин. Условная глубина бурения скважин - 2700 метров (при бурении колонной 28 кг/м).

Установка состоит из следующих блоков:

· подъемный блок на полноприводном шасси БАЗ-69099 повышенной грузоподъемности;

· мобильный блок бурового основания и приемных мостков на трехосном прицепе ОЗТП84701 А;

Таблица 3.1.1.1.

Технические характеристики подъемного блока

Допускаемая нагрузка на крюке, Кн (тс)	1226 (125)
Привод механизмов	Ходовой двигатель шасси ЯМЗ-8424
Мощность привода, кВт (лс)	330 (450)
Вышка:
- расстояние от земли до оси кронблока, мм	37000
- длина поднимаемой свечи, мм	24000
Емкость магазинов полатей верхового, м:
- бурильные трубы диаметром 114 и 127 мм	2700
- бурильные трубы диаметром 73 и 89 мм	3000
Талевая система:
- оснастка	4 x 5
- диаметр талевого каната, мм	28
Лебедка буровая:
- тяговое усилие, кН (тс)	191 (19,5)
- скорость подъема талевого блока, м/с	0,15.1,5
Гидродинамический тормоз:
- включение	Оперативное, дисковой пневматической муфтой
- скорость спуска крюкблока с грузом массой 75 тн, м/сек	0,9
Вспомогательная гидроприводная лебедка:
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	29,5 (3)
Манифольд (стояк с буровым руковом):
- проходное сечение, мм	76
- рабочее давление, МПа (кг/см2)	19,6 (200)
Аварийный электропривод:
- мощность электродвигателя, кВт	30
- скорость подъема крюкоблока при допускаемой нагрузке,	мин 0,8
- наибольшая скорость подъема крюкоблока, м/мин	2,9
Освещение, В	220, (аварийное 24) взрывозащищенное
Габаритные размеры подъемного блока (транспорт.), мм	28000 х 100 х 4500
Масса подъемного блока в транспортном положении, кг	60000

Таблица 3.1.1.2.

Комплектующее оборудование

Буровой ротор РУП560:
- привод	Механический	Гидравлический
- проходное отверстие, мм	560	560
- допускаемая нагрузка на стол и клиньевой захват, кН (тс)	1226 (125)	1226 (125)
- приводная мощность, кВт (лс)	180 (240)	120 (160)
- наибольший крутящий момент, кН-м (кг-м)	20 (2000)	16 (1600)
- наибольшая частота вращения, с-1 (об/мин)	2,5 (150)	1,66 (100)
Вертлюг буровой ВБ125:
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	1226 (125)
- диаметр проходного отверстия, мм	75
- наибольшая частота вращения, с-1 (об/мин)	6 (360)
- диаметр каротажного кабеля, мм	8.11
Блок бурового основания и мостков:
- расстояние от земли до подроторных балок, мм	4500
- допускаемая нагрузка, кН (тс)	1226 (125)

3.1.2 Технические средства

Кроме подъемной установки, в технологическом процессе проводки второго ствола скважины применяются еще разнообразное оборудование и механизмы, перечислим основные из них:

прицеп - мастерская вагонного типа, в оборудование установленное на прицепе входят: мастерская и склад для хранения ручного инструмента; бытовое помещение для мастера вместе с откидной кроватью и шкафами для буровых журналов; навес хранения инструмента для ловильных и спуско-подъемных операций;

сдвоенный плашечный противовыбросовый превентор с номинальным проходным отверстием диаметром 179 мм. Рабочее давление 20 МПа, габаритные размеры 1461х502х470 мм, вес 930 кг;

секционный стелаж для труб смонтирован на колесах;

каретка свободного конца трубы представляет из себя прочную раму

на четырех колесах, монтируется на мостках и защищает концы НКТ и бурильный инструмент при скольжении вверх и вниз по мосткам;

прицеп с трехсекционным резервуаром для бурового раствора объемом 21,4 м;

вибросито одинарное двухпалубное, оборудованное 3,75 кВт (5 л. с), 50 Гц;

пескоотделитель с одним 305 мм. конусом, 3,25 л/сек. и насадками различного диаметра;

смесительная воронка низкого давления - 152 мм высокоскоростная, в комплекте с 50,8 мм насадкой трубкой Вентури, воронкой, столом для мешков, 152 мм дроссельным клапаном, смонтированным на основании. Расчетная производительность - 8 мешков барита в минуту и 4 мешка геля в минуту при напоре на входе 24 м;

три перемешивателя бурового раствора;

три центробежных насоса производства "Mission", тип "W";

трансмиссия автоматическая (гидравлическая)"Аllison". Муфты многодискового исполнения, масляное охлаждение, гидравлический привод, самокоррекция на нормальный износ;

органы управления буровым насосом состоят из установленного пневмопереключателя "Wаbko" для трансмиссии "Аllison". Пульт управления на удалении 15,24 м от насосной установки вместе с ручным дросселем, воздушным манометром, шлангами длиной 15,24 м и рамы на салазках для установки блока управления и шлангов для транспортировки

3.1.3 Устьевое и скважинное оборудование, применяемое на Самотлорском месторождении

Согласно руководству по эксплуатации наклонных скважин Западной Сибири (РД 39-1-1007-84) для повышения эффективности эксплуатации скважин рекомендуется профиль, в котором угол наклона ствола в интервале работы оборудования ограничивается 20⁰, а интенсивность искривления не

более 3⁰ на 100 метров. При соблюдении этих требований при бурении скважины создаются благоприятные условия эксплуатации электронасосных и штанговых насосных установок.

Для строительства боковых стволов на предприятиях ведется анализ состояния техники и технологии бурения боковых стволов на месторождении, определяющий наиболее лучшие показатели использования того или иного вида бурового оборудования и технологии зарезки боковых стволов.

Предназначение устьевого оборудования следующее:

1. Герметизация затрубного пространства, внутренней полости НКТ;

2. Отвод продукции скважины;

3. Подвешивание колонны НКТ;

4. Для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

Для реализации проектных решений в области техники и технологии использовалось следующее оборудование:

1. Для скважин, оборудованных ЭЦН:

Устьевая арматура АФК1Э-65-140 (ГОСТ 13846-84);

НКТ диаметром 60 мм марки "Д", "К" (ГОСТ 633-80);

Электроцентробежные насосные установки серии УЭЦНМ в модульном исполнении (ТУ-26-06-1486-89), производительностью 50 м³/сут.