Учебно-методическое пособие для практических и самостоятельных работ по дисциплине «Методы контроля за эксплуатацией месторождения» для бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех форм обучения
Составители:
Синцов Иван Алексеевич,
Кандидат технических наук, доцент
Забоева Марина Ивановна
Кандидат технических наук, доцент
Остапчук Дмитрий Анатольевич
Тюмень
ТюмГНГУ
УДК 622.279 (075.8)
ББК 33.25я73
Авторский знак
Синцов И.А. Методы контроля за эксплуатацией месторождения: учебно-методическое пособие для практических и самостоятельных работ для бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех форм обучения / И.А. Синцов, М.И. Забоева, Д.А. Остапчук. –1-е изд.– Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ, 2016.– 48 с.
Учебно-методическое пособие для выполнения практических и самостоятельных работ по дисциплине «Методы контроля за эксплуатацией месторождения» предназначено для бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. Данная дисциплина изучается в течение одного семестра.
Учебно-методическое пособие по выполнению практических и самостоятельных работ окажет помощь преподавателям в организации практических и самостоятельных работ, а также может пригодиться обучающимся при повторении изученного материала и подготовке к экзамену.
Содержание
Введение…………………………………………………………………….
Практическая работа №1. Уточнение извлекаемых запасов газа методом материального баланса …………………………………………
Практическая работа №2. Интерпретация индикаторной диаграммы газоконденсатной скважины………………………………………………
Практическая работа №3. Интерпретация кривой восстановления давления газовой скважины………………………………………………
Самостоятельная работа №4. Исследования газовой скважины на газоконденсатность………………………………………………………..
Самостоятельная работа №5. Определение причины обводнения газовой скважины………………………………………………………..…
Список литературы………………………………………………………..
Введение
Для увеличения добычи газа требуется не только ввод новых месторождений, но и повышение надежности всех звеньев системы газоснабжения. Одно из основных условий выполнения этих требований – обоснование эффективных систем контроля за разработкой месторождений с учетом конкретных особенностей геологического строения залежей и окружающих их водонапорных бассейнов, а также реализация этих систем в процессе эксплуатации.
Контроль за разработкой месторождения должен обеспечивать решение таких важных вопросов, как уточнение режима разработки залежи, начальных и текущих запасов газа и компонентов, входящих в его состав, оценка добывных возможностей скважин и выбор наиболее рациональных технологических режимов их эксплуатации, анализ интенсивности дренирования отдельных залежей многопластовых месторождений, анализ механизма продвижения вод в разрабатываемые залежи, получение информации для прогнозирования обводнения и т.д.
Эффективное решение перечисленных задач возможно только но основе применения комплекса методов и средств контроля. Так, геофизические методы позволяют установить положение газоводяного контакта, выделить отдельные обводненные пропластки, выявить газоотдающие интервалы и оценить их дебиты. Высокоточные термометрические исследования дают возможность выделить газоотдающие интервалы в скважинах, в которых дренируемая зона перекрыта насосно-компрессорными трубами, обнаружить приток воды, затрубную циркуляцию воды и газа. Радиометрические методы (ГК, ИННК) используются для определения насыщения коллектора флюидами. Гидрохимический контроль зарекомендовал себя как оперативный и надежный способ фиксации начала обводнения скважин, выявления типа и динамики обводнения.
Применение комплекса методов контроля вызвано усложнением условий эксплуатации, освоением месторождений нового типа, более углубленным пониманием сложных физико-химических процессов, происходящих в пластах при разработке месторождений.
Ввод в разработку неоднородных по площади и разрезу многопластовых месторождений, наряду с определением интегральных характеристик продуктивной толщи, повлек за собой необходимость определения поинтервальных характеристик и способствовал разработке таких методов, как термометрия, дебитометрия, шумометрия.
Значительные размеры, большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы, неоднородность коллекторских свойств, многокомпонентный состав газа – эти особенности крупных месторождений осложняют регулирование разработки и соответственно требуют совершенствования методов контроля. Такая же потребность обуславливается и переходом многих месторождений на завершающую стадию разработки.
Большинство месторождений приурочено к активным водонапорным системам, и одной из важнейших задач контроля остается прослеживание и прогнозирование перемещения газоводяного контура и водопроявлений в скважинах. Задача затрудняется тем, что причины проявления воды в скважинах многообразны. Это вызывает необходимость применения комплекса исследовательских методов, дополняемых промысловыми наблюдениями за динамикой пластового давления, тщательного учета добычи газообразных и жидких продуктов из скважин и отдельных пластов.
В рамках данного курса основное внимание уделено контролю за динамикой пластовых давлений, режимами разработки залежей, обводнением скважин и продуктивных горизонтов, формированием газо- и конденсатоотдачи пластов.
Критерии оценивания
Каждая практическая и самостоятельная работа вместе с защитой оценивается в 8 баллов. Защита представляет из себя ответы на вопросы преподавателя по теме работы. Для подготовки к защите следует использовать материал, изложенный в данном пособии.
Практическая работа №1
Таблица №1
Промысловые данные по годам
Вариант 1
Вариант 2
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
378.2
264.8
0.85
41.5
351.9
0.92
188.0
233.6
0.83
76.1
291.9
0.87
188.0
204.9
0.83
67.5
248.3
0.84
323.0
159.5
0.83
59.3
214.4
0.83
324.3
116.1
0.84
51.4
187.3
0.83
205.0
88.7
0.87
44.1
165.0
0.83
133.1
70.5
0.88
37.6
146.6
0.83
90.1
57.9
0.90
31.9
131.2
0.84
63.6
48.8
0.91
27.0
118.1
0.84
46.7
42.0
0.92
22.9
107.1
0.85
24.6
38.4
0.93
19.5
97.6
0.86
20.7
35.3
0.93
16.7
89.5
0.87
17.7
32.6
0.94
14.4
82.4
0.87
7.9
31.4
0.94
12.4
76.3
0.88
10.8
70.9
0.88
Продолжение таблицы №1
Вариант 3
Вариант 4
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
9.4
434.9
1.06
770.6
242.3
0.86
18.4
416.7
1.03
704.0
157.2
0.84
17.9
400.5
1.01
547.6
98.3
0.86
17.4
386.0
0.99
277.6
68.3
0.89
17.0
372.9
0.98
153.6
51.2
0.91
16.6
360.8
0.96
93.3
40.4
0.93
16.2
349.7
0.95
61.3
33.2
0.94
15.9
339.3
0.94
42.8
28.1
0.95
15.5
329.7
0.93
15.2
320.7
0.92
14.9
312.2
0.91
14.6
304.2
0.90
14.3
296.6
0.90
14.0
289.4
0.89
13.7
282.5
0.89
Вариант 5
Вариант 6
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
131.2
254.5
0.87
7.4
454.9
1.09
218.3
200.2
0.84
14.3
430.2
1.05
168.7
163.1
0.84
13.8
409.3
1.02
129.6
136.1
0.84
13.3
391.0
1.00
99.6
115.8
0.85
12.9
374.8
0.98
77.2
100.1
0.86
12.6
360.2
0.96
60.6
87.7
0.87
12.2
347.0
0.95
48.3
77.8
0.88
11.9
334.9
0.93
39.0
69.6
0.89
11.6
323.7
0.92
31.9
62.9
0.90
11.3
313.4
0.91
26.5
57.3
0.90
11.0
303.7
0.90
10.8
294.7
0.90
10.5
286.2
0.89
10.3
278.2
0.88
10.0
270.6
0.88
Продолжение таблицы №1
Вариант 7
Вариант 8
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
14.7
377.3
0.96
378.2
264.8
0.85
28.7
361.1
0.95
200.0
231.7
0.83
28.0
346.4
0.93
200.0
201.4
0.83
27.3
332.9
0.92
250.0
166.2
0.83
26.6
320.5
0.91
250.0
132.5
0.84
25.9
308.9
0.90
250.0
99.2
0.86
25.3
298.2
0.89
159.9
77.6
0.88
24.7
288.1
0.88
106.2
62.9
0.89
24.0
278.6
0.87
73.7
52.5
0.91
23.4
269.6
0.87
53.2
44.8
0.92
22.8
261.2
0.86
39.8
38.9
0.93
22.2
253.2
0.86
21.3
35.7
0.93
21.6
245.6
0.85
18.1
33.0
0.94
21.0
238.4
0.85
8.1
31.8
0.94
20.4
231.5
0.85
Вариант 9
Вариант 10
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
33.6
282.5
0.89
329.6
293.2
0.95
64.2
263.7
0.87
492.4
283.5
0.94
60.5
247.2
0.86
505.3
273.8
0.94
56.9
232.4
0.85
518.4
264.3
0.93
53.6
219.2
0.85
531.8
254.8
0.92
50.3
207.2
0.84
545.4
245.4
0.91
47.3
196.3
0.84
559.1
236.1
0.91
44.4
186.4
0.84
573.0
226.8
0.90
41.6
177.2
0.84
557.8
218.1
0.90
39.0
168.8
0.84
541.6
209.8
0.89
36.6
161.0
0.84
525.3
201.9
0.89
34.3
153.8
0.84
508.8
194.4
0.89
32.1
147.1
0.84
492.3
187.3
0.89
30.1
140.9
0.84
475.7
180.6
0.88
28.2
135.1
0.84
459.2
174.1
0.88
Продолжение таблицы №1
Вариант 11
Вариант 12
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
258.9
315.5
0.98
162.8
400.0
1.10
513.5
306.9
0.97
323.1
394.6
1.09
507.5
298.7
0.96
319.7
384.3
1.07
501.3
290.8
0.96
316.2
374.6
1.06
495.1
283.3
0.95
312.7
365.4
1.05
488.7
276.0
0.94
309.1
356.6
1.04
482.1
269.1
0.94
305.5
348.2
1.03
475.5
262.4
0.93
301.9
340.2
1.02
468.7
256.0
0.93
298.3
332.6
1.02
461.8
249.8
0.92
294.6
325.2
1.01
454.8
243.8
0.92
290.9
318.2
1.00
447.8
238.0
0.92
287.1
311.4
1.00
440.6
232.5
0.91
283.4
304.9
0.99
433.4
227.1
0.91
279.6
298.7
0.98
426.1
221.8
0.91
275.8
292.6
0.98
Вариант 13
Вариант 14
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
106.8
467.8
0.82
575.0
270.5
0.99
211.1
445.5
0.84
462.0
207.8
0.88
207.6
425.6
0.86
381.0
163.5
0.84
204.0
407.5
0.88
398.0
120.3
0.84
200.5
391.0
0.89
376.9
80.0
0.85
196.9
375.8
0.91
199.5
58.0
0.88
193.2
361.8
0.92
116.2
44.8
0.90
189.6
348.8
0.94
73.8
36.2
0.92
185.9
336.6
0.95
182.2
325.2
0.96
178.5
314.5
0.97
174.7
304.5
0.98
171.0
294.9
0.99
167.2
285.9
1.00
163.5
277.4
1.00
Окончание таблицы №1
Вариант 15
Год
Добыча газа сепарации, млн.м3
Пластовое давление на конец года, атм
Коэффициент сверхсжи-маемости
67.0
472.3
1.23
198.5
450.9
1.20
258.8
425.7
1.16
252.1
403.5
1.13
245.4
383.8
1.11
238.8
366.0
1.09
232.1
349.9
1.07
225.5
335.2
1.05
218.9
321.6
1.04
212.3
309.1
1.03
205.7
297.5
1.01
199.2
286.7
1.00
192.7
276.6
1.00
186.3
267.2
0.99
180.0
258.3
0.98
Практическая работа №2
Газоконденсатной скважины
Теоретические сведения
Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Уравнение, обуславливающее данную связь, называется уравнением притока газа:
Рпл2-Рз2=aQ+bQ2+c, (2)
где Рпл – пластовое давление; Па
Рз – забойное давление; Па
Q – дебит скважины; м3/с
a, b – коэффициенты фильтрационного
сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;
с – дополнительный фильтрационный коэффициент, обусловленный наличием фазовых переходов при движении продукции газоконденсатной скважины.
В процессе испытания скважины на стационарных режимах измеряются дебиты газа, температура и давление на головке фонтанных труб и в затрубном пространстве. При этом давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на каждом режиме работы. Величины их используются для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной диаграммы.
Целью интерпретации индикаторной диаграммы является определение фильтрационных коэффициентов, которые свидетельствуют о продуктивных возможностях скважины.
По результатам испытания скважины, имея замеренные значения забойного давления и дебита, строят график зависимости Рпл2-Рз2 от Q (рисунок 2, график 1). Значения на графике аппроксимируют с помощью квадратичной функции, которая на оси y отсечет отрезок, равный коэффициенту c.
Рис. 2. Стадии построения индикаторной диаграммы
Следующим шагом является построение графика зависимости Рпл2-Рз2-с от Q (Рисунок 2, график 2). Этот график также аппроксимируется квадратичной функцией, которая, однако, выходит из точки начала координат.
Впоследствии данный график линеаризуется путем деления на Q. Таким образом, итоговая индикаторная диаграмма строится в координатах (Рпл2-Рз2-с)/Q от Q (Рисунок 2, график 3). Аппроксимирующей линией в данном случае будет являться прямая, которая на оси y отсекает отрезок, равный коэффициенту a, и которая имеет тангенс угла наклона, равный коэффициенту b.
По результатам определения фильтрационных коэффициентов рассчитывается абсолютно свободный дебит газа – теоретический дебит, полученный на реальной скважине при снижении забойного давления до 1 атм. Абсолютно свободный дебит газа также является стандартным параметром, по которому оценивают продуктивные возможности каждой скважины.
В случае с газоконденсатной скважиной уравнение, по которому рассчитывают абсолютно свободный дебит газа, имеет вид:
(3)
Задание для практической работы
На основании исходных данных (таблица 2):
1. Построить график зависимости Рпл2-Рз2 от Q;
2. Определить коэффициент С;
3. Построить графики зависимости (Рпл2-Рз2-C) от Q, (Рпл2-Рз2-C)/Q от Q;
4. Определить коэффициенты А и В;
5. Рассчитать абсолютно свободный дебит газа.
6.
Таблица №2
Практическая работа №3
Таблица№3
Продолжение таблицы №3
Окончание таблицы №3
Самостоятельная работа №4
Таблица №4
Самостоятельные исследования на газоконденсатность для каждого пласта
Вариант 1
Пласт 1
Рпл, МПа
41.0
35.0
29.0
23.0
17.0
6.7
3.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
33.1
30.0
25.0
20.0
15.0
6.0
3.3
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
34.7
30.0
25.0
20.0
15.0
6.0
3.0
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 2
Пласт 1
Рпл, МПа
42.8
36.0
30.0
24.0
18.0
7.7
4.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
34.9
31.0
26.0
21.0
16.0
7.0
4.3
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
36.5
31.0
26.0
21.0
16.0
7.0
4.0
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 3
Пласт 1
Рпл, МПа
43.4
37.4
31.4
25.4
19.4
9.1
5.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
35.5
32.4
27.4
22.4
17.4
8.4
5.7
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
37.1
32.4
27.4
22.4
17.4
8.4
5.4
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 4
Пласт 1
Рпл, МПа
44.3
38.2
32.2
26.2
20.2
9.9
6.7
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
36.4
33.2
28.2
23.2
18.2
9.2
6.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
37.9
33.2
28.2
23.2
18.2
9.2
6.2
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 5
Пласт 1
Рпл, МПа
45.4
39.3
33.3
27.3
21.3
11.0
7.8
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
37.5
34.3
29.3
24.3
19.3
10.3
7.6
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
39.0
34.3
29.3
24.3
19.3
10.3
7.3
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Продолжение таблицы №4
Вариант 6
Пласт 1
Рпл, МПа
46.8
40.8
34.8
28.8
22.8
12.5
9.3
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
38.9
35.8
30.8
25.8
20.8
11.8
9.1
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
40.4
35.8
30.8
25.8
20.8
11.8
8.8
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 7
Пласт 1
Рпл, МПа
48.8
42.8
36.8
30.8
24.8
14.4
11.2
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
40.9
37.8
32.8
27.8
22.8
13.8
11.0
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
42.4
37.8
32.8
27.8
22.8
13.8
10.8
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 8
Пласт 1
Рпл, МПа
51.4
45.4
39.4
33.4
27.4
17.1
13.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
43.5
40.4
35.4
30.4
25.4
16.4
13.7
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
45.1
40.4
35.4
30.4
25.4
16.4
13.4
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 9
Пласт 1
Рпл, МПа
55.0
48.9
42.9
36.9
30.9
20.6
17.4
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
47.1
43.9
38.9
33.9
28.9
19.9
17.2
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
48.6
43.9
38.9
33.9
28.9
19.9
16.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 10
Пласт 1
Рпл, МПа
59.7
53.7
47.7
41.7
35.7
25.4
22.1
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
51.8
48.7
43.7
38.7
33.7
24.7
21.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
53.3
48.7
43.7
38.7
33.7
24.7
21.7
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 11
Пласт 1
Рпл, МПа
66.0
60.0
54.0
48.0
42.0
31.7
28.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
58.1
55.0
50.0
45.0
40.0
31.0
28.3
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
59.7
55.0
50.0
45.0
40.0
31.0
28.0
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Окончание таблицы №4
Вариант 12
Пласт 1
Рпл, МПа
74.5
68.5
62.5
56.5
50.5
40.2
37.0
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
66.6
63.5
58.5
53.5
48.5
39.5
36.8
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
68.2
63.5
58.5
53.5
48.5
39.5
36.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 13
Пласт 1
Рпл, МПа
85.9
79.9
73.9
67.9
61.9
51.6
48.4
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
78.0
74.9
69.9
64.9
59.9
50.9
48.2
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
79.6
74.9
69.9
64.9
59.9
50.9
47.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 14
Пласт 1
Рпл, МПа
101.2
95.2
89.2
83.2
77.2
66.9
63.7
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
93.3
90.2
85.2
80.2
75.2
66.2
63.5
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
94.8
90.2
85.2
80.2
75.2
66.2
63.2
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Вариант 15
Пласт 1
Рпл, МПа
121.7
115.6
109.6
103.6
97.6
87.3
84.1
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 2
Рпл, МПа
113.8
110.6
105.6
100.6
95.6
86.6
83.9
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Пласт 3
Рпл, МПа
115.3
110.6
105.6
100.6
95.6
86.6
83.6
НГЗ газа, млрд.м3
ПС, г/м3
Самостоятельная работа №5
Вариант 1
Скважина №12П окончена бурением в ноябре 1985 года. Фактическая глубина 3370,0 м, интервалы перфорации 3096,0-3126,0 м, 3264,0-3288,0 м, 3293,0-3296,0 м. Введена 17.11.2003 г. в работу на пласты БТ6, БТ7-8 и БТ10 с целью изучения возможности совместной эксплуатации залежей.
На протяжении всего периода эксплуатации также отмечалось поступление воды в скважину, всего было отобрано 2,5 тыс.т.
РИГИС по скважине приведены в таблице 5. Данные из карточки скважины – в таблице 6.
(3)
