Текущий ремонт скважин реферат

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ

Главная > Реферат >Геология

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ 3 стр.

Виды капитального ремонта скважин и общий характер работ 4 стр.

Оборудование и инструменты, применяемые при ремонте 5 стр.

Текущий и капитальный ремонт скважин.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий — устра­нение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных от­ложений и продуктов коррозии, восстановление и повыше­ние добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактичес­ких мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланирован­ном технологическом режиме и межремонтного периода ра­боты скважин.

Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта.

Капитальный ремонт скважин — это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны, про­мывка ее растворителями, растворами ПАВ, укрепление слабосцементированных разрушающихся пород, это работы по интенсификации добычи газа путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и химической обработки, дополнительного вскрытия пласта для приобщения к разра­ботке газонасыщенных горизонтов.

Большую группу вопросов в капитальном ремонте вызыва­ют сложные по исполнению ремонтно-изоляционные работы — одно из основных средств реализации проектов разработ­ки месторождения по обеспечению оптимальных условий ра­боты продуктивного пласта, достижения максимальной выра­ботки (извлечения) запасов углеводородного сырья, решения задач по охране недр и окружающей среды. К ним относят­ся: изоляция пластовых и посторонних вод, отключение пла­стов и отдельных обводненных интервалов пласта, исправ­ление негерметичности цементного кольца и исправление дефектов эксплуатационной колонны (восстановление ее целостности).

К капитальному ремонту также относятся зарезка и буре­ние второго ствола, ликвидация аварий с подземным обору­дованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособле­ний. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.

Планово-предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.

Восстановительный — текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам. Межремонтным периодом работы скважины ( МРП ) называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего

Виды текущего ремонта скважин:

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами, в т.ч. смена насоса, устранение
обрыва и отвинчивания штанг.

Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса.

Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратов, солей и песчаных
пробок.

Консервация и расконсервация скважин.

Ремонт газлифтных скважин.

Ремонт фонтанных скважин.

Ремонт газовых скважин.

Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ.

Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, насосов, ЭЦН и т.д.

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Виды капитального ремонта скважин и общий характер работ.

Капитальный ремонт скважин — комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов.

Основные виды капитального ремонта:

Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта,
отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание
цементного кольца за колонной.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.

Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны.

Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин.

Переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Перевод скважин из категории в категорию.

Зарезка и бурение второго ствола.

Ремонт нагнетательных скважин.

Уточнение геологического разреза в скважинах, оценка насыщенности и выработки продуктивных
пластов.

Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок
скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации,
виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ (поверхностно-активными
веществами) призабойной зоны пласта.

Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.

Оборудование и инструменты, применяемые при ремонте

Для спускоподъемных операций применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.

Грузоподъемное сооружение – вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

Элеваторы предназначаются для захвата и удержания их на весу при СПО.

Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.

Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб.

Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта.

Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты.

Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами.

Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано – жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

1 — передняя опора; 2 – промежуточная опора; 3 – компрессор; 4 – трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 – гидроцилиндр подъема вышки; 7 – ограничитель подъема крюкоблока; 8 – талевая система; 9 – лебедка; 10 – вышка; 11 – пульт управления; 12 – опорные домкраты; 13 – ротор.

Рисунок 1 — Агрегат А – 50 У

Агрегат А – 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ – 250 с подогревателем ПЖД – 44 – П.

В качестве привода насосного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате шасси КРАЗ – 250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности, находящейся на раздаточной коробке автомобиля.

В рабочем положении мачта одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат – на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное – рабочее и обратно проводят посредством домкратов, цилиндры у которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок оснащены талевым канатом. На мачте размещены подвеска ключей и подвеска бурового рукава, который соединяется с насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек, и на среднюю опору, на которой установлена вспомогательная электролебедка. Гидросистема обеспечивает питание гидрораскрепителя и гидромотора.

В состав установки входит также электрообуродование, узел управления и освещения шасси, установка запасного колеса и площадки оператора.

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положение проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМТ 3 для работы при температуре окружающей среды от -50 0 С до +65 0 С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155 – 2В 5.

Источник

Реферат: Текущий и капитальный ремонт скважин

ы. Состав и организация работ при КРС. Ликвидация скважин

Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 — ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 — ремонтно-исправительные работы — наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 — воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 — ловильные работы; 5 — ликвидация скважин.

Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонтазапас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.

Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно — компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА , а для НКТ с высаженными концами наружу — типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН — 6 — 25) обозначает минимальный условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания и развинчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб — 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ — 60 — 50 В), без этой буквы — для гладких НКТ (ЭГ — 60 — 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пъедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка — качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка — качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10).

При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры «заряжают» электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

Освоение скважин после подземного ремонта

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно — насосные пуском в работу насоса. В последнее время в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.

Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:

сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).

Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;

б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;

в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;

г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.

Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:

а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.

б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.

в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.

г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.

Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).

Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин

При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus — текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это — сток — добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это — источник — нагнетательная скважина.

По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.

Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.

Для стока (добывающая скважина) скорость движения жидкости в одной и той же точки одного и того же потока можно выразить так:

Где U — скорость жидкости, м/с

Q — дебит скважины, м 3 /с

К — проницаемость пласта, мкм 2

М — динамическая вязкость жидкости, Па/с.

dP — перепад давления на пути фильтрации жидкости, Па.

dr — длина пути, на котором фильтруется жидкость, м.

Левые части этих уравнений равны, приравниваем и правые части:

Откуда Рпл — Р заб = QxМ inRk, Гс решая относитель, но Qполучают

Q= 2ПxKxh (Pпл — Рзаб) MLn= Rk /rc

где Р пл — давление пластовое, Па

Рзаб — давление забойное, Па

Rk — радиус контура питания (давления) пл.

гс — радиус скважины, м.

Это выражение называется уравнением притока или законом Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.

Уравнение для притока в скважину имеет вид:

Q= ПхКxh (P 2 _м — Р _заб ) / МхВinRk /гс

где В — коэффициент, зависящий от природы газа (В=Р/р₂ );

Q — массовый расход газа (причём Q= Vxp2), м 3 /с;

V — переменный, объёмный расход газа при переменном давлении Рм 3 ;

Р_{2 —} плотность газа в тех же условиях, кг/м 3 .

Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамически «совершённых» скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, внекоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являю тся несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всчю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока иразного возрастания скорости их течения у префорационных отверстий. Уравнение притока жидкости в несовершенную скважину

где С — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С₁ и С_2.

Коэффициенты С₁ и С₂ определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С₁ =2+20; С₂ =10+30, тогда С=С₁ +С₂ =25+30.

Отношение дебита Qнесовершенной скважины к дебиту Qсовершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:

Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).

Если в выражении для притока нефти величину

обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:

Где К — коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),

К = Q/dP 3 /сут. xатм.

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:

депрессии — в добывающей, эксплуатационной;

репрессии — в нагнетательной.

Депрессионная воронка — это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.

После освоения скважины, законченной бурением, производят гидродинамическое исследование скважины (ГИС) и пластов.

В процессе исследований измеряется дебит Qи забойное давление P_заб . Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследования скважины выполняются при Р_заб >P_пл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:

где К — коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:

Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.

Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины — суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ — в кубических метрах (м 3 )

Источник

Название: Текущий и капитальный ремонт скважин Раздел: Рефераты по геологии Тип: реферат Добавлен 18:28:05 02 февраля 2011 Похожие работы Просмотров: 10203 Комментариев: 14 Оценило: 3 человек Средний балл: 3.7 Оценка: неизвестно Скачать