Вопрос №123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин
|
Скачать 0.75 Mb.
|
Билет №60. Исследование скважин на приток при установившемся режиме. Исследование скважин проводят для изучения геолого-физиче-«ких свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздействия на залежи ж призабойную зону скважин, установления, контроля и регулирования режима работы пластов и скважин. Сущность гидродинамических методов исследования скважин заключается в определении характеристик пластов и скважин по данным измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкости и газов в пласте. Метод установившихся отборов (его часто называют методом пробных откачек) применяется при исследовании всех видов скважин (нефтяных, нефтегазовых, газовых и т. д.). Сущность его заключается в том, что путем промысловых измерений устанавливаются зависимости между дебитом скважины и величиной •ее забойного давления. Пластовое давление замеряют заранее с учетом того, что оно длительное время остается постоянным. После замера дебита изменяют режим работы скважины, т. е. увеличивают или уменьшают ее дебит и через некоторое время, когда давление на забое скважины установится в соответствии^ этим дебитом, вновь повторяют измерения. Затем вновь изменяют режим работы скважины и, дождавшись установившегося дебита, вновь замеряют его. Такие измерения выполняют три или четыре раза. Режим работы скважины изменяют по-разному в зависимости от способа ее эксплуатации. При глубиннонасосной эксплуатации изменения режима работы скважины производят путем изменения длины хода плунжера насоса или числа ходов, при фонтанной эксплуатации — путем изменения противодавления на устье скважины (смены штуцеров), при компрессорной эксплуатации*— изменением количества закачиваемого в скважину сжатого газа (воздуха). _____Дебит 0. Продолжительность работы скважины •§ на каждом режиме при проведении иссле- | дования определяется опытным путем и зависит от дебита скважины, харак- с теристики пласта и насыщающих его 5 жидкостей и газа. По данным исследования строят гра- , фики (рис. 11.26) зависимости дебита скважины Q от забойного давления рваб или Рис. 11.26. Виды индика-от величины депрессии Ар, т. е. перепада торных щ>ивых между пластовым и забойным давлениями (Др = рпл — Рзаб)- Такие графики называют индикаторными диаграммами скважин. По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (линия 2) и вогнутыми (линия 3) относительно оси дебитов (см. рис. 11.26). Для эксплуатационных скважин могут быть построены прямолинейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапорным режимом, когда приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации и т. д.); криволинейные — с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диаграммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при увеличении депрессии и дебитов — криволинейна. Это искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации. Во всех случаях, когда залежь, эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов. Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямолинейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси дебитов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криволинейные. Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов, может получиться в результате неправильных измерений забойных Давлений и дебитов. Поэтому при получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить. Приток жидкости к забою скважины, изображаемый индикаторными линиями, приведенными на рис. 11.26, определяется зависимостью: где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При линейном законе фильтрации ге = 1 и индикаторная линия — лрямая. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п > 1, а вогнутая линия — при п << 1 . При линейном законе фильтрации уравнение (II. 1) принимает вид: Q = K(pnn-p3a6). (11.2) Коэффицие щт ом' продуктивности эксплуатационной скважины ^называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениямил соответствующему этому дебиту - - - -г-. (П.З) V 'Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости К' Q'Рзаб — Рпл. Если дебит измерять в т/сутки, а перепад давлений в Паскалях,, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут-Па. Однако величина «паскаль» чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давления лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем МПа или килопаскалем кПа. Соотношение между этими и внесистемными единицами — 1 кгс/см2 = 100 кПа = = 0,1 МПа. Коэффициент продуктивности обычно определяют по данным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет прямолинейный участок, который затем переходит в криволинейный, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту. Если забойное давление равно нулю, то Эту максимально возможную производительность скважины при Рзав = 0 называют потенциальным дебитом. Практически дебит, равный потенциальному, можно получить при условии, что в скважине есть зумпф («карман» — часть ствола скважины ниже нижних отверстий фильтра). Если при этом глубин-лый насос спущен в зумпф, то противодавление на пласт можно поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным. По полученной в результате исследования скважины величине коэффициента продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям коэффициента продуктивности судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве подземных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины, судят о состоянии скважины. Билет №68. Исследование фонтанных скважин. Исследование фонтанных скважин проводят как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления давления. Особенно широко применяется первый метод. Сущность его заключается в следующем. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и ее дебит. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем газ из трапа, определяют количество выделившегося из скважины газа. Уточняют давления на буфере и в затрубном пространстве по контрольным манометрам. После этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит ее изменился примерно на 20%. Через сутки при данном режиме замеряют забойное давление и дебит. Режим считается установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10%. При исследовании фонтанной скважины методом пробных откачек достаточно получить четыре-пять точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом режиме работы скважины определяют газовый фактор и отбирают пробы жидкости для установления процента обводненности и содержания песка в ней. На основе результатов исследования скважин строят индикаторную линию и определяют коэффициент продуктивности. Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в продукции скважины. Сравнивая построенные кривые и исходя из величины газового фактора, процента содержания воды и песка в жидкости при различных темпах ее отбора, устанавливают режим работы скважины. Режим фонтанирования (диаметр штуцера) выбирают так, чтобы скважина имела высокий дебит при небольшом газовом факторе, давала бы меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Если возникает опасность обводнения, отбор уменьшают. При соблюдении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное бесперебойное фонтанирование скважины. На рис. 11.27 для примера показаны кривые, полученные в результате исследования фонтанной скважины, по которым можно устанавливать технологический режим ее эксплуатации. Если, например, забойное давление должно быть не ниже давления насыщения, которое равно (120-105Па), то оптимальным диаметром штуцера будет 6 мм. При этом диаметре дебит нефти составляет 50 т/сут,. Рис. 11.27. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 — пластовое давление рП1]; 2 — забойное давление psa6; 3 — дебит скважины Q; 4 — газовый фактор; 5 — содержание песка в продукции скважины, %; 6 — депрессия Др газовый фактор не более 60 м3/т при депрессии 30-Ю5 Па, что дает Рзаб — 135-10вПа (выше давления насыщения), содержание песка в струе жидкости составляет <[0,3%. Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливается геологической службой НГДУ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца. Билет № 24. Исследование компрессорных скважин. Исследование компрессорных скважин в большинстве случаев проводится методом пробных откачек. При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем увеличения или уменьшения расхода рабочего агента. В процессе исследования определяют также зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую для построения индикаторной кривой, F зависимость дебита от расхода рабочего агента, которая необходима для установления оптимального режима работы скважин. Исследование компрессорной скважины путем изменения расхода нагнетаемого рабочего агента (газа, воздуха) производят следующим образом. Сначала устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, при котором еще происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют рабочее давление дебит нефти, воды и газа, определяют расход рабочего агента. Затем увеличивают расход рабочего агента и при новом режиме повторяют те же замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее его увеличение влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом два-три / Маки, дебит {Макс. к. п. д. Расход газа в eff Времени Рис. 11.28. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q — /режима дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента. По результатам исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента. На рис. 11.28 приведена обобщенная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа — кривая Q — / (F0)- Эта кривая имеет четыре характерные точки: начало выброса 1, наименьшего удельного расхода 2 (максимального к. п. д.), максимального дебита (точка перегиба 5) и прекращения подачи 4 (пролета). Точка максимального к. п. д., представляющая собой точку пересечения касательной, проведенной из начала координат, с кривой Q = / (F0)> находится на левой ветви. Точка начала выброса располагается на некотором удалении от начала координат (не при всяком расходе рабочего агента компрессорная скважина может работать). Из кривой Q — / (F0) видно, что с увеличением расхода рабочего агента (газа, воздуха) дебит жидкости сначала возрастает, а г^тем, достигнув максимального значения, снижается до полного прекращения подачи. Это явление объясняется тем, что уровень жидкости в скважине по мере увеличения расхода газа оттесняется от башмака подъемных труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количество жидкости. Обычно по результатам исследования компрессорной скважины строят кривую Q = / (F0) и на этом же графике строят кривую удельного расхода рабочего агента (рис. 11.29), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 т жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента можно получить делением расхода на соответствующий ему дебит. На рис. 11.29 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите скважины, а при несколько меньшем отборе. По кривым 1 ж 2 определяют количество нагнетаемого рабочего агента, необходимое для эксплуатации данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения им всех скважин на РИТСе и дебит скважин можно не ограничивать, то работают на режимах максимального дебита, который характеризуется наивысшей точкой на кривой 1. Если сжатого газа на РИТС не хватает или по технологическим или геологическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин пересматривают один раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки месторождения. Билет №77. Раздельная эксплуатация в одно скважине двух или более пластов. Большинство нефтяных и газовых месторождений являются многопластовыми, т. е. состоят из ряда залежей, расположенных поэтажно один над другим. Если залежи (пласты, горизонты) имеют различную характеристику, то разработка каждой из них производится отдельными сетками скважин или же (при единой сетке) нефть отбирается из верхних горизонтов скважинами, пробуренными на нижний, так называемый опорный, горизонт после его истощения (путем возврата скважин на вышележащие горизонты). В первом случае для одновременной разработки всех пластов необходимо бурение значительного числа скважин на каждый продуктивный горизонт, что связано с большими капиталовложениями на бурение и обустройство промысловых площадей. Во втором случае разработка месторождения затягивается на десятилетия, добыча в процессе разработки оказывается незначительной, так как в каждой скважине одновременно в эксплуатации находится лишь один горизонт. Ускорения разработки многопластового месторождения и уменьшения капиталовложений можно достичь применением раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Сущность этого метода заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения (или основные из них) разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечивающее одновременное извлечение нефти из каждого пласта на поверхность по отдельным каналам. Наибольшее распространение получил метод раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. В этом случае каналами для извлечения нефти на поверхность могут быть спускаемые в скважину: а) два параллельных ряда подъемных труб; б) два концентрических ряда труб. В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине, раздельного нагнетания рабочего агента (воды, газа) в два пласта через одну скважину, 98 а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирают продукцию, а в другой пласт через эту же скважину закачивают воду. Раздельная эксплуатация одной скважиной двух пластов может осуществляться в зависимости от условий притока жидкости и газа в скважину в следующих вариантах: 1) эксплуатация обоих пластов фонтанным способом; 2) эксплуатация одного пласта фонтанным, другого механизированным способом (компрессорным, штанговой насосной установкой или бесштанговым центробежным электронасосом); 3) эксплуатация обоих пластов насосным способом (штанговыми или бесштанговыми насосными установками). Каждый из перечисленных вариантов может быть осуществлен в нескольких разновидностях, различающихся между собой конструкциями подземного и наземного оборудования. Рассмотрим некоторые схемы оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка типа УФЭ предназначена для раздельной добычи нефти фонтанным способом из двух пластов одной скважиной с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм по двум параллельным рядам чруб. В установке предусмотрена транспортировка продукции каждого пласта на дневную поверхность по самостоятельным каналам параллельных насосно-компрессорных труб и фонтанной арматуры. Наличие самостоятельных для каждого пласта каналов и прямоточных задвижек в наземном оборудовании позволяет в каждом из них применять существующие методы (в том числе механические) борьбы с отложениями парафина, исследовать пласты с помощью глубинных приборов, раздельно регулировать режимы работы эксплуатируемых объектов и воздействовать на призабойную зону. Установки этого типа, выпускаемые под шифром 2УФЭ-168-200, могут быть использованы при фонтанировании обоих пластов и при фонтанировании нижнего пласта и газлифтной эксплуатации верхнего. Наземное оборудование представляет собой сдвоенную фонтанную арматуру штампосварного исполнения, двухструнную, которая в случае необходимости легко компонуется в однострунную. Запорные органы арматуры — боковые и сдвоенные, стволовые, прямоточные шиберные задвижки. Подвеска параллельных^рядов насосно-компрессорных труб осуществляется для первого ряда резьбовым соединением в сдвоенной катушке, для второго ряда — в трубодержателе. Для обеспечения надежности уплотнения двух прокладок в одной плоскости в месте соединения сдвоенной задвижки с трубной подвеской служит компенсирующее устройство с регулировочными винтами. Режим работы скважин регулируется с помощью штуцеров с минералокерамическими насадками, устанавливаемых на выкидных линиях арматуры. При необходимости могут быть использованы регулируемые штуцеры различных типов. 7* 99 Подземное оборудование подвешивается на первом ряду насосно-компрессорных труб в следующем (сверху вниз) порядке: коническая глухая подвеска, перепускной клапан 2КПО-73, якорь, пакер 2ППР механического действия и башмачный клапан на конце под-пакеряых насосно-компрессорных труб. В конической глухой подвеске подвешивается концентрично первому ряду внутренний ряд насосно-компрессорных труб, обеспечивающий возможность замещения рабочего агента, начиная от фильтровой зоны нижнего пласта. Над каждой муфтой насосно-компрессорных труб первого и второго рядов устанавливают конические разрезные кольца, позволяющие производить беспрепятственный спуск и подъем второго ряда труб. Разобщение раздельно эксплуатируемых пластов осуществляется с помощью пакера механического действия типа ППР. При необходимости можно применять пакеры гидромеханического и гидравлического действий. После посадки пакера надежность разобщения пластов обеспечивается осевой нагрузкой, создаваемой весом насосно-компрессорных труб, воспринимаемой резиновыми уплотнителями. Перепускной клапан одностороннего действия позволяет производить освоение, глушение скважины и прямую прокачку рабочего агента из колонны труб в затрубное пространство. Башмачный клапан, состоящий из седла с шариком, служит для предотвращения поглощения рабочего агента нижним пластом при прокачке. Шарик забрасывается в первый ряд насосно-компрессорных труб в скважине перед началом освоения и выносится на поверхность при фонтанировании струей продукции нижнего пласта. Значительные перепады давления между пластами, вызываемые избыточным давлением нижнего пласта, могут привести к продольным перемещениям и деформации колонны насосно-компрессорных труб первого ряда. Для предотвращения этого явления пользуются специальным гидравлическим якорем, рассчитанным на максимальное рабочее давление 200 кгс/см2 и максимальное осевое усилие 7 тс, который устанавливается непосредственно над пакером или несколько выше его для фиксирования крепления насосно-компрессорных труб на заданной глубине. Монтаж и демонтаж наземного и подземного оборудования установки 2УФЭ-168-200 производится обычным инструментом и оборудованием, применяемым на РИТСах. Установка типа УЗФ (рис. 11.31) предназначена для раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационной колонной диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — фонтан. Наземное оборудование состоит из деталей серийно выпускаемой фонтанной арматуры 1. Подземное оборудование, представляющее собой двухрядную концентрическую подвеску колонны насосно-компрессорных труб 2 100 и 5, состоит из пакера механического действия 7 типа ППР, муфты 6 перекрестного потока, глухой конической подвески 4 и разобщителя 3. Ниже пакера на насосно-компрессорной трубе 8 диаметром 48 мм /о Рис. 11.31. Установка типа УЗФ: J — арматура; 2 и 5 — колонна насосно-компрессорных труб соответственно наружного (первого) и внутреннего (второго) рядов; s — разобщитель; 4 — глухая коническая подвеска; в — муфта перекрестного потока, 7 — пакер механического действия; « — колонна насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм, подвешенных на глухой конической подвеске; 9 — перепускной клапан внутреннего действия типа 2КПО-73, |Ю — заглушка •"•:-.'.i Рис. 11.32. Установки типа УЗН: 1 — арматура; 2 — колонна насосных штанг; з — колонна лифтовых насосно-компрессорных труб; 4 — глубинный штанговый насос; 5 — пакер гидромеханического действия; в — обратный клапан; 7 — пакер механического (гидравлического) действия; * — внутренний концентрический ряд насосно-компрес-^сорных труб подвешен перепускной клапан 9 внутреннего действия типа 2КПО-73, к нижнему концу которого присоединена заглушка 10. Для освоения скважин во внутреннюю полость насосно-компрес-сорных труб 5 закачивают более легкий рабочий агент (воду, нефть, газ или воздух), который под действием избыточного давления открывает перепускной клапан 9, вытесняет имеющуюся в скважине 101 жидкость по внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб и далее по кольцевому пространству между двумя рядами труб поднимает на дневную поверхность. Закачку воды в нижний пласт производят по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб 2 и 5. Установка типа УЗН (рис. 11.32) применяется при раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — насос. Наземное оборудование 1 установки состоит из крестовика, задвижек, планшайбы и узла сальника для уплотнения полированного штока подвески глубинного насоса. Подземное оборудование состоит из пакера 7 механического действия типа ППР, к верхнему концу которого присоединяют промывочный клапан 6 и насосно-компрессорную трубу, расположенную концентрично внутренней полости пакера; пакер 5 гидромеханического действия; муфты перекрестного потока; колонны насосно-компрессорных труб 3 и глубинного вставного насоса 4, спускаемого в колонну насосно-компрессорных труб 3 на колонне штанг 2. До спуска в скважину глубинного насоса находящийся в скважине глинистый раствор заменяют водой или нефтью, для чего рабочий агент нагнетают в центральный канал насосно-компрессорных труб и вытесняют имеющуюся в скважине жидкость из труб в затрубное пространство через промывочный клапан 6, центральный канал и муфту перекрестного потока. Этим же способом при необходимости можно произвести промывку фильтровой зоны нижнего пласта с целью ее очистки от песчаной пробки и т. п. Затем на насосных штангах 2 спускают глубинный насос и производят окончательную сборку наземного оборудования и освоение верхнего пласта. Закачиваемая по затрубному пространству вода, проходя через муфту перекрестного потока в центральный канал, поступает в нижний пласт. При этом промывочный клапан 6 вследствие разности давлений предотвращает возможность сообщения закачиваемой воды с продукцией верхнего пласта. Отбираемая из верхнего пласта глубинным насосом жидкость, проходя через муфту перекрестного потока по центральному каналу, транспортируется на дневную поверхность. |
Похожие:
 |
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на промывку, разбуривание портов в горизонтальных участках, освоение скважин ... |
|
Техническое задание на выполнение работ по капитальному ремонту и... Капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов, согласно производственной... |
|
Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых... Тестовые задания для проверки знаний рабочих по профессии: «Оператор по добыче нефти и газа» |
|
Дополнительные главы геофизических исследований скважин Сопоставление разрезов скважин; первичная обработка диаграмм гис, опорные пласты и требования к ним |
|
I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром... |
|
Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000 Инструкция предназначена для проектных и буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин |
|
Ооо «Альвента инвест» Мобильная станция контроля цементирования скважин... Руководство по эксплуатации предназначено для ознакомления с устройством и работой мобильной станции контроля цементирования скважин... |
|
Сибнефтегаз Имплозивное устройство предназначено для интенсификации притока нефти и импульсной депрессионной очистки стенок скважин, призабойной... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения Статистическую информацию по строительству скважин на нефть и газ по форме №1-тэк (бур) представляют организации, ведущие бурение... |
|
Техническое задание на реконструкцию зданий артезианских скважин... Здания артезианских скважин №№4,10а,13 с прилегающими территориями, технологическим, электротехническим и измерительным оборудованием... |
|
Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... Ю. К. Гиричев (Госгортехнадзор России); В. А. Глебов, А. С. Оганов (Ассоциация буровых подрядчиков). В инструкции учтены предложения... |