Конспект лекций. Бакалавриат. Нефтегазовое дело. Основы нефтегаз. Образовательная программа 6В07203 Нефтегазовое дело Горный факультет Кафедра Разработка месторождений полезных ископаемых
 Скачать 3.79 Mb.
|
Тема: Виды пластовой энергии. Силы, действующие в планете. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей.Пластовая энергия -- энергия пласта-коллектора и заключённого в нём флюида (нефть, вода, газ), находящихся в напряжённом состоянии под действием горного и пластового давления. Основные виды пластовой энергии: энергия напора пластовых вод, свободного и выделяющегося при понижении давления растворённого в нефти газа, упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, обусловленная силой тяжести нефти. Чем больше в нефти растворено газов, тем выше запас пластовой энергии. При отборе жидкости (газа) из пласта, запасы пластовой энергии расходуются на перемещение флюидов и на преодоление сил, противодействующих этому движению (сил внутреннего трения жидкостей и газов и трения их о породу, а также капиллярных сил). Движение нефти и газа в пласте чаще всего обусловлено проявлением различных видов пластовой энергии одновременно (всегда проявляется энергия упругости пород и жидкостей и энергия, обусловленная силой тяжести нефти). Запасы пластовой энергии, расходуемые при эксплуатации месторождения, могут восполняться в результате естественного притока в продуктивные пласты вод из поверхностных источников, имеющихся в местах выходов пластов-коллекторов на поверхность, из законтурной (водяной) области (особенно при практически неограниченном контуре питания и хорошей гидродинамической связи её с нефтенасыщенными пластами) или путём искусственного нагнетания в пласты воды, газа или другого вытесняющего пластовый флюид агента. Баланс пластовой энергии (соотношение расходуемой на добычу и вносимой извне в пласт энергии) -- один из важнейших показателей разработки нефтяного месторождения. Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти. Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения. Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный. При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8. При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится. При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин. Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов. При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти. Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным. Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы. Лекция 5 Тема: Этапы и виды геологоразведочных работ. Общая геологическая съемка, детальная структурная геологическая съемка, геофизические и геохимические методы разведки. Согласно Положению о порядке проведения геологоразведочных работ (ГРР) по этапам и стадиям (МПР РК от 05.07.99 г.) в зависимости от цели процесс геологического изучения недр подразделяется на 3 этапа и 5 стадий. Этап 1. Работы общегеологического и минерагенического назначения. Стадия 1. Региональное геологическое изучение недр и прогнозирование полезных ископаемых. Этап 2. Поиски и оценка месторождений. Стадия 2. Поисковые работы. Стадия 3. Оценочные работы. Этап III. Разведка и освоение месторождений. Стадия 4. Разведка месторождений. Стадия 5.Эксплуатационная разведка. Виды, последовательность и комплексность проводимых на каждой стадии исследований определяются ее целями, природными условиями производства работ, степенью изученности объекта предыдущими исследованиями, видом полезного ископаемого и другими особенностями с учетом потребностей экономического и социального развития отдельных территорий и страны в целом. Региональное геологическое изучение недр призвано обеспечивать определение закономерностей формирования и размещения полезных ископаемых. Важнейшим результатом является научное моделирование и ранжирование по экономической значимости перспективных структурно-вещественных и минерагенических комплексов, локальный прогноз и начальная геолого-экономическая оценка потенциальных объектов минерального сырья. Основными видами работ являются площадные съемки (геологические, геофизические и др). Карты рудоносности (угленосности, нефтегазоносности) могут составляться по шкале 4 масштабов: сводные и обзорные - 1: 1 500 000 и мельче; мелкомасштабные - 1:1 000 000 (500 000); среднемасштабные - 1:200 000 (100 000); крупномасштабные - 1:50 000 (25 000). Конечным результатом крупномасштабного изучения недр является комплект обязательных карт и специальных геологических карт, комплексная оценка перспектив изученной территории с уточнением прогнозных ресурсов по категории Р3, выделение рудных полей, площадей и оценкой по ним прогнозных ресурсов категории Р2. Поисковые работы, в зависимости от сложности геологического строения, формационного типа прогнозируемого оруденения и глубинности исследований могут проводиться в масштабах 1:200 000 - 1:10 000. Основным результатом поисковых работ является геологисески обоснованная оценка перспектив исследованных площадей. На выявленных проявлениях полезных ископаемых оцениваются прогнозные ресурсы категорий Р2 и Р1. По материалам поисковых работ составляются геологические карты опоискованных участков в соответствующем масштабе и разрезы к ним, карты результатов геофизических и геохимических исследований, отражающих геологическое строение и закономерности размещения продуктивных структурно-вещественных комплексов. Выявленные и положительно оцененные рудопроявления включаются в фонд объектов, подготовленных для постановки оценочных работи выдачи соответствующих лицензий. Оценочные работы проводятся на выявленных и положительно оцененных проявлениях полезных ископаемых. Геологическая съемка (масштаб зависит от сложности и размеров объекта) сопровождается детальными минералого-петрографическими, геофизическими и геохимическими исследованиями. Степень геологической изученности месторождения, качества, вещественного состава и технологических свойств полезных ископаемых, а также горно-геологических условий эксплуатации, должна обеспечить оценку промышленного значения месторождения с подсчетом всех или большей части запасов по категории С2. По менее изученной части месторождения оцениваются прогнозные ресурсы категории Р1. На участках детализации производится подсчет запасов категории С1. Геолого-экономическая оценка является обязательной частью комплекса работ. По результатам оценочных работ производится подготовка пакета геологической информации для предоставления лицензии на разведку и добычу полезных ископаемых. Разведка месторождений проводится до горизонтов, разработка которых экономически целесообразна. Инструментальная геологическая съемка проводится в масштабе 1:10 000 - 1:1 000. Последовательность и объемы разведочных работ, соотношение горных и бурвых выработок, форма и плотность разведочной сети, методы и способы отбора рядовых, групповых и технологических проб определяются исходя из геологических особенностей разведуемого месторождения с учетом возможностей горных, буровых и геофизических средств разведки. По результатам разведочных работ разрабатывается технико-экономическое обоснование (ТЭО), производится подсчет запасов основных и попутных полезных ископаемых и компонентов по категориям в соответствии с группировкой месторождений по сложности строения. ТЭО, материалы подсчета запасов и результаты геолого-экономической оценки, включая обоснование кондиций, подлежат государственной геологической, экономической и экологической экспертизе. Лекция 6 Тема: Бурение нефтяных и газовых скважин. Понятие о скважине. Понятия о конструкции скважины и буровой установки. Способы бурения нефтяных и газовых скважин. Буровые долота. В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатационной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов)‚ для составления стратиграфического разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в порах пород. Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы. В зависимости от свойств породы, в которой осуществляется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, алмазные и твердосплавные бурильные головки. Шарошки в бурильной головке смонтированы таким образом, чтобы порода в центре забое скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия дляобразования керна 2. Существуют четырех-, шести- и даже восьмишарошечные бурильные головки, предназначенные длябурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных головках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины. Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового набора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты ее от механических повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназначена для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, пропускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жидкость при заполнении ее керном. По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые долота со съемной и несъемной грунтоноской. Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной колонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и бурение с отбором керна продолжается.  Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 — бурильная головка; 2 — керн; 3— грунтоноска; 4 — корпус колонкового набора; 5 — шаровой клапан тных компонентов полезного ископаемого. Лекция 7 Тема: Разработка нефтяных и газовых месторождений. Понятия о системе разработки. Объект, система, технология и показатели разработки. Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях. Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших показателей. Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как: 1)Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку. (Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами) (К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты) Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки базисного горизонта, они залегают выше основного, поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт. После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно, но тогда на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин и потребуются дополнительные капитальные вложения. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономических исследований с рассмотрением нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный. 2)выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади. Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. 2 Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.). Коэф нефтеизвлечения – конечной целью всей разработки является наивысший коэффициент нефтеизвлечения. (отношение извлекаемого количества Н из залежи к геологическим запасам) Лекция 8 Тема: Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Упруговодонапорные, жестководонапорные, газонапорные, газовые и гравитационные режимы. Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии. Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов (энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения. ) и искусственных факторов. Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки) а так же режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения, которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. Жестководонапорный режим: 1) движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2)среднее пластовое давление > давления насыщения. 3)свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. 4)устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5)разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6)количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости. Упруговодонапорый режим: 1)движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней. 2)в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и соответственно дебитов нефти по скважинам. 3)контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. Газонапорный режим: 1)основная движущая сила - энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2)процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3)газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3)Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4)Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5)С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа, закачивают газ.(Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое). Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом. Лекция 9 Тема: Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. Анализ системы заводнения. Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа и конденсата в пласте к забоям добывающих скважин при помощи определенной системы разработки. Системой разработки газовой залежи называют комплекс технических мероприятий по управлению движения газа, конденсата и воды в пласте. Основное требование к системе разработки - обеспечение минимума затрат на добычу максимального объема газа и конденсата при заданной степени надежности и соблюдении природоохранных мероприятий. Рациональная разработка - это комплексная система, при которой обеспечивается заданный уровень добычи газа и конденсата с наибольшей эффективностью при соблюдении охраны недр и окружающей среды. Специфика разработки газовых месторождений заключается в том, что газ добывается фонтанным способом. Сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое. В начальный период разработки устьевые давления скважин достаточно высоки и газ под собственным давлением поступает в магистральный газопровод. Проект разработки является основным проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения. Исходные данные для составления проекта разработки: геологическая характеристика месторождения (литология, стратиграфия, тектоника) характеристика продуктивных горизонтов (параметры пласта, мощность, протяженность, запасы); положение ГВК; физико - химическая характеристика газа, конденсата и пластовой воды. На стадии разведки невозможно получить полную информацию. В связи с этим, а также, учитывая высокую стоимость разведки газовых месторождений разработку начинают до получения всей информации и составления проекта разработки. ОПЭ -опытно-промышленная эксплуатация - в этот период ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темпы добычи, уточняют запасы, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи, получают данные для составления проекта промышленной разработки. Размещение скважин по площади газоносности При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин в однородных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньшая интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.  Рисунок 1 - Равномерное размещения скважин а- квадратная сетка; б- треугольная сетка.  Рисунок 2- размещение скважин в виде кустов  Рисунок 4 Батарейное размещение скважин  Осевое расположение скважин применяют в удлиненных структурах (волосообразных залежах)  Рисунок 5 Расположение скважин в виде цепочки  Рисунок 6-Размещение скважин в сводовой части залежей При неравномерном размещении темпы изменения средневзвешенного по пласту давления Р различны и возможно образование депрессионных воронок давления в различных частях залежи. Преимущества неравномерного размещения - уменьшение капвложений в строительство скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов, линий электропередач.  Вода Размещение скважин по структуре газоносности Рисунок 7 - Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности. Батареи скважин: а — линейные; б — кольцевые; 1 — нагнетательные; 2 — добывающие; 3 — наблюдательные. Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800—1200 м, а между добывающими - 400- 800 м. Разработку газоконденсатнык месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин. Классификация газоконденсатных месторождений и системы их разработки осуществляются в зависимости от начального пластового давления и пластовой температуры по отношению к фазовой диаграмме газоконденсатной смеси. Типы газоконденсатных залежей Г - Однофазная насыщенная перегретая залежь может эксплуатироваться как обычная газовая залежь, т.е. без возврата сухого газа в пласт. ГК - Однофазная ненасыщенная залежь. Первое время газ в залежь не возвращают, так, как давление в ней выше давления насыщения Н - Однофазная насыщенная залежь. В этом случае необходимо поддерживать первона чальное давление с начала разработки, чтобы не допустить выпадения конденсата в пласте. ГН или НГ - Двухфазная залежь. Это может быть газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой или нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Такие месторождения называют нефтегазоконденсатными месторождениями (НГКМ). Такую залежь целесообразно разрабатывать совместно нефтяными и газовыми скважинами. Лекция 10. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Виды скважин. Оборудование скважин. В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов. Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа). |