Вода при добыче газа

Последствия выкачивания нефти из недр Земли

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений. Нефтеобразование — стадийный, длительный процесс образования нефти из органического вещества осадочных пород, согласно доминирующей биогенной (органической) теории происхождения нефти. Данный процесс занимает десятки и сотни миллионов лет. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом балансе, однако последствия выкачивания нефти из недр Земли остаются малоизученными и непредсказуемыми.

Впервые это случилось на нефтяном месторождении Уилмингтон (Калифорния, США). Площадь нефтегазоносности 54 км2. Месторождение было открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. стало центром нефтедобычи Калифорнии. К 1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн. т нефти и 24 млрд. м3 газа, всего же надеются получить здесь более 400 млн. т нефти. В 1939 г. жители городов Лос-Анджелес и Лонг-Бич почувствовали довольно ощутимые сотрясения поверхности земли — началось проседание грунта. В сороковых годах интенсивность этого процесса усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши, дно которой приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровень отбора не единицу площади был максимален. В 60-х гг. амплитуда оседания достигла уже 8, 7 м. Площади, приуроченные к краям чаши оседания, испытывали растяжение. На поверхности появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см, направленные к центру района. Перемещение грунта сопровождалось землетрясениями. В период с 1949 г. по 1961 г. было зафиксировано пять довольно сильных землетрясений. Земля в буквальном смысле слова уходила из-под ног. Разрушались пристани, трубопроводы, городские строения, шоссейные дороги, мосты и нефтяные скважины. На восстановительные работы потрачено 150 млн. дол. В 1951 г. скорость проседания достигла максимума — 81 см/год. Возникла угроза затопления суши.

К 1954 г. было доказано, что наиболее эффективным средством борьбы с проседанием является закачка в пласт воды (фрекинг). Это сулило также увеличение коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы по заводнению был начат в 1958 г., когда на южном крыле структуры стали закачивать в продуктивный пласт без малого 60 тыс. м3 воды в сутки. Через десять лет интенсивность закачки уже возросла до 122 тыс. м/сут. Проседание практически прекратилось. В настоящее время в центре чаши оно не превышает 5 см/год, а по некоторым районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см. Месторождение вновь вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тонну отобранной нефти нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давления дает в настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычи нефти. Всего на месторождении добывают 13 700 т/сут нефти.

Проседание грунта и землетрясения происходят и в старых нефтедобывающих районах России. Особенно это сильно чувствуется на Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, как результат интенсивного отбора нефти из недр, ощущались здесь в 1971 г., когда произошло землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который был расположен в 16 км от г. Грозного. В результате пострадали жилые и административные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но и самого города. На старых месторождениях Азербайджана — Балаханы, Сабунчи, Романы (в пригородах г. Баку) происходит оседание поверхности, что ведет к горизонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия и поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.

Гринпис — международная независимая неправительственная экологическая организация, созданная в 1971 году в Канаде, выступает категорически против добычи сланцевого газа и сланцевой нефти, которые требуют масштабного применения опасной и малоизученной технологии гидравлического разрыва пласта, или фрекинга. Технология фрекинга (от английского «fracking») позволила США вывести добычу сланцевого газа на новый уровень и стать одним из мировых лидеров в производстве газа. Но у фрекинга есть и обратная сторона. Социальные и экологические последствия широкого применения гидроразрыва пласта столь серьезны, что впору ставить вопрос: нужна ли нам революция такой ценой?

После многочисленных протестов фрекинг был запрещен в Германии, Франции, Болгарии, отдельных штатах США.

В России сланцевая нефть пока добывается в минимальных объемах, но западные корпорации с огромным интересом смотрят на богатые запасы этого сырья в нашей стране. Британская BP недавно подписала соглашение с «Роснефтью» о совместной разведке сланцевой нефти в центральной России. Британско-голландская Shell не раз говорила о намерении добывать сланцевую нефть в Западной Сибири, договор был успешно подписан и внедрение идёт полным ходом.

Но чем же опасен фрекинг? Вот лишь некоторые последствия его применения для здоровья людей и окружающей среды.

Загрязнение воды: Добыча сланцевых углеводородов методом гидравлического разрыва пласта приводит к загрязнению грунтовых вод, в том числе источников питьевой воды, токсичными химическими веществами, обладающими хронической и острой водной токсичностью, а также общей токсичностью.

При добыче газа в недра закачиваются миллионы тонн специального химического раствора, который разрушает пласты горючего сланца и высвобождает большое количество метана. Основная проблема в том, что сланцевый газ вместе с закачанными химикатами, который не удается выкачать, начинает выходить на поверхность из недр, просачиваясь через почву, загрязняя грунтовые воды и плодородный слой.

В гидроразрывных жидкостях содержится множество опасных веществ. Cписок химических добавок включает до 700 наименований: это летучие органические соединения (толуол, кумол и др.), канцерогены (бензол, окись этилена, формальдегид и т.д.), мутагены (акриламид, сополимер этиленгликоля с окисью этилена, растворитель нафта и пр.), вещества, разрушающие эндокринную систему, стойкие и биологически накапливающиеся загрязнители. В ходе добычи вода загрязняется метаном и радиоактивными веществами, которые вымываются из вмешающих пород.

Многие жители в районах бурения теряют здоровье из-за постоянного загрязнения питьевой воды метаном.

Потребление воды: фрекинг требует использования огромного количества воды, что особенно опасно для засушливых регионов, и без того страдающих от ее недостатка.
В процессе добычи миллионы литров воды смешиваются с химикатами, и затем закачиваются под давлением в породу. При однократном гидроразрыве потребление свежей воды на стандартном месторождении составляет 27 — 86 миллионов кубических метров, на этот объем воды расходуются 0,5 — 1,7 миллионов кубометров химикатов. На каждой из тысяч скважин может проводиться до 12 гидроразрывов.

Загрязнение воздуха: в результате добычи сланцевого газа воздух загрязняется метаном и другими газами. Загрязнение может быть настолько сильным, что местные жители вынуждены носить респираторы, чтобы не потерять сознание.

Загрязнение почвы: Всегда есть риск утечки токсичных жидкостей из прудов-отстойников, а также неконтролируемых фонтанных выбросов.

Землепользование: Добыча сланцевого газа приводит к разрушению ландшафта.

Площадь стандартного месторождения составляет порядка 140 — 400 квадратных километров, при этом территория, отведенная под собственно буровые площадки, занимает 2 — 5 % этой площади. На таком участке пробурят около 3000 скважин.

Сейсмическая активность: Загрязненные сточные воды утилизируют путем закачки под землю. Есть данные, что это может повысить риск землетрясений. Подобные случаи были зарегистрированы в штатах Арканзас, Оклахома и Огайо в США. В Арканзасе, который сам по себе отличается повышенной сейсмичностью, после начала освоения сланцев число подземных толчков увеличилось в несколько раз. Землетрясения, в свою очередь, повышают вероятность утечек из газовых скважин.

Изменение климата: Выбросы парниковых газов при добыче и использовании сланцевого газа и нефти значительно выше, чем при добыче обычных газа и нефти. По данным ряда исследований, вред сланцевого сырья для климата сравним с вредом от использования угля. По данным правительства США, утечка метана при добыче сланцевого газа как минимум на треть выше, чем при добыче природного газа.

Энергетика: Огромные средства, которые компании вкладывают в разработку месторождений сланцевого газа, могли бы быть направлены на развитие возобновляемых источников энергии и энергосберегающих технологий.

Последствия фрекинга для здоровья людей и окружающей среды малоизучены.

Информация о точном составе используемых при фрекинге химических веществ закрыта.

Источник

Гидратная революция: чем грозит «Газпрому» новая технология добычи газа

Призрак «сланцевой революции» бродит по миру. В начале марта японская компания JOGMEC сообщила, что ей удалось добыть газ из гидрата метана, залегающего на океанском дне. Новость вызвала бурю обсуждений, вопросов и далеко идущих выводов, которые прямо касаются России. Что вполне предсказуемо — слишком очевидны аналогии с североамериканской «сланцевой революцией», ликвидировавшей зависимость США от импорта природного газа и кардинально изменившей ситуацию на международном энергетическом рынке.

Не появится ли в ближайшее время еще один нетрадиционный источник природного газа, способный избавить страны-импортеры от нужды в международных закупках энергоносителей?

Пока говорить о такой перспективе рано. Гидрат метана — молекулярное соединение воды и метана (из которого, в свою очередь, в основном и состоит природный газ) — чрезвычайно распространен в мире. Эта субстанция, внешне напоминающая лед или снег, встречается под океанским дном или вечной мерзлотой. Ее запасы оцениваются в умопомрачительные цифры — десятки и даже сотни тысяч триллионов кубометров. Точных цифр нет из-за малого объема реально выполненных геологоразведочных работ, все данные являются оценками. Для сравнения: все доказанные запасы традиционного природного газа в Северной Америке сегодня составляют чуть более 10 трлн кубометров.

Гидрат метана, превратись он в полноценный энергетический ресурс, конечно, изменил бы энергетическую картину мира. Его запасами располагает большинство крупных стран-импортеров энергоресурсов, имеющих доступ к океану (см. карту). США, Япония, Индия, Китай — только эти четыре страны импортируют примерно четверть от всего объема международной торговли природным газом. Старушка Европа значительно беднее потенциальными ресурсами гидрата метана, но и здесь встречаются исключения — например, крупные запасы имеются в Черном море, ими богаты прибрежные территории Украины и Грузии.

Однако разработать эти ресурсы не так просто. В отличие от традиционных технологий добычи нефти и газа — когда вы просто бурите скважину и выкачиваете углеводороды из резервуара — при добыче газа из гидрата метана необходимо организовать процесс разделения (диссоциации) молекул метана и воды. Гидрат метана чрезвычайно привязан к своей температурной среде и при повышении температуры быстро распадается на воду и газ. К тому же в случае морских и океанских запасов гидрата метана возникает проблема глубоководной добычи (а залежи, как правило, расположены не только на значительной глубине, но и под океанским дном).

Ровно поэтому главное препятствие для разработки несметных энергетических богатств — их высокая стоимость. Проведенный японцами эксперимент по добыче газа из гидрата метана (равно как и аналогичные попытки американцев разработать ресурсы, расположенные под вечной мерзлотой на Аляске) пока не дает понимания возможной цены таких ресурсов. Корпорация JOGMEC принадлежит государству, и возможная коммерческая неудача японского проекта может быть легко списана на убытки, покрываемые за счет средств налогоплательщиков. Расчеты, которые делались в последние десятилетия теми же японцами, показывают, что стоимость добытого таким образом газа может колебаться от $400 до $1500 за тысячу кубометров.

На фоне средней спотовой цены природного газа в США ($120) выглядит дороговато, согласитесь.

Существуют более оптимистические оценки — $30–50 за тысячу кубометров для наиболее «легких» запасов гидрата метана. Однако до тех пор пока не начнется промышленная добыча, все эти оценки не более чем спекуляции. Японцы обещают начать разработку в Нанкайской впадине, где в марте была осуществлена первая добыча газа из гидрата метана (считается, что здесь сосредоточено запасов на триллион кубометров газа), только в 2018 году.

Так что беспокоиться по поводу перспектив быстрого наполнения мирового рынка газом, добытым из гидратных кладовых, пока рано — это перспектива не пяти и даже не десяти лет. Однако «сланцевая революция» должна преподать России определенные уроки: быстрая технологическая экспансия в этой сфере позволила вывести добычу сланцевого газа на качественно новые уровни, не предсказанные никем из экспертов еще десятилетие назад. А энергетическая сфера является на сегодня средоточием уникальных технологий и больших денег, так что прорывы здесь куда более вероятны, чем в покорении космоса.

Поэтому зевать ни в коем случае нельзя — «сланцевую революцию», например, «Газпром» проспал безоговорочно и бесповоротно. Чем в перспективе грозит «гидратная революция»? Тем, что у большинства стран, импортирующих сегодня природный газ, могут появиться собственные его источники, превращающие природный газ из «голубого золота», ключевой глобальной энергетической валюты, во всего лишь маржинальный ресурс в мировой торговле. По аналогии с углем, который до сих пор доминирует в мировом энергобалансе, но добывается большинством стран самостоятельно, в результате чего объемы международной торговли углем составляют всего лишь менее 15% от его глобального потребления, а цены на уголь более стабильны, чем цены на нефть и газ. Если в ближайшее десятилетие начнется мировая промышленная добыча газа из гидрата метана, это может сильно уронить стоимость главного российского энергоресурса. А также будет много других неприятных последствий.

Источник

О способе доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа

Авторы статьи рассматривают альтернативный истощению способ добычи низконапорного газа. Он основан на создании экрана давления для управления динамикой поступления воды в зону добывающих скважин. Теоретические предпосылки подтверждены расчетами на синтетической 3D гидродинамической модели.

Значительный вклад в добычу природного газа в России вносят массивные водоплавающие залежи ряда уникальных месторождений Западной Сибири, приуроченные к высокопродуктивным сеноманским отложениям. Так, например, Сеноманская газовая залежь является основным объектом разработки Медвежьего газового месторождения и эксплуатируется с 1972 г. Большинство таких залежей сегодня находятся в стадии падающей добычи при низких пластовых давлениях.

Из-за добычи газа при низких дебитах (в силу пониженных депрессий), а также дополнительных затрат на сбор, подготовку и компримирование добываемого газа для его подачи в МГП, возникает проблема поддержания функционирования ряда месторождений в режиме рентабельной разработки.

При этом суммарные запасы низконапорного газа в России по некоторым оценкам составляют почти 6 трлн. м 3 , что соответствует добыче газа в стране в течение более 10 лет. Необходимость принятия эффективных решений по извлечению низконапорного газа касается всех месторождений, приуроченных к сеноманским залежам, за исключением сравнительно недавно введенного в разработку Заполярного месторождения. Так, эта задача актуальна для Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Вынгапуровского и других месторождений.

Начальные эксплуатационные дебиты газовых скважин сеноманской залежи Медвежьего месторождения составляли 1-1,5 млн. м 3 /сут. В настоящее время, вследствие снижения пластового давления, фактический средний дебит скважин по газу составляет около 90 тыс. м 3 /сут (рис. 1, [1]). Среди текущих проблем эксплуатации можно отметить низкие устьевые давления, водо- и пескопроявления, а также низкие скорости газа в стволе скважины, что заставляет производить замену насосно-компрессорных труб на трубы меньшего диаметра [2]. Можно выделить две типичные проблемы. Во-первых, учет и преодоление природных и техногенных осложнений при текущей добыче газа. Во-вторых, повышение уровня добычи формирующихся объемов низконапорного газа, то есть общего коэффициента извлечения газа (КИГ).

Можно провести параллели между второй проблемой повышения КИГ и организацией отбора газа из подземного хранилища газа (ПХГ), созданного в истощённом газовом месторождении или в водоносном пласте.

Например, в работе [3] предложено создание экрана с пониженными фильтрационными свойствами для блокирования нежелательного продвижения воды. Экран создается за счет закачки в скважины специального реагента, тем самым его расположение и эффективность сильно связаны с фондом скважин и свойствами материала будущего экрана проникать в пористую среду. Реализация данной идеи может потребовать значительных объемов дополнительного бурения. В качестве реагентов в различных работах рассматриваются: цементные растворы, гидрофобные эмульсии и суспензии, поверхностно-активные вещества (ПАВ), пенные системы [4].

В данной статье ниже рассматривается альтернативный способ добычи низконапорного газа. В предлагаемом нами способе вместо создания экрана со сниженными проницаемостями, сопряжённого с рядом трудностей, предлагается управление динамикой поступления воды с зону добывающих скважин. Можно говорить о формировании экрана давления в районе добывающих скважин.

Рис. 1. Гистограмма распределения дебитов скважин по газу на сеноманской залежи по состоянию на 1.01.2016 г. [1]

Нами предложена технология доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа для реализации на месторождении, которое уже разбурено вертикальными добывающими скважинами [5]. Применение вертикальных добывающих скважин и их эксплуатация без поддержания пластового давления являются типичными схемами разработки сеноманских залежей. В предлагаемом способе существующий фонд скважин, в пределах сформированных установок комплексной подготовки газа (УКПГ), дополняют одной или несколькими горизонтальными скважинами для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газо-водяного контакта (ГВК), но выше его изначального уровня. Соответствующие скважины выполняют роль разгрузочных, перехватывающих воду на подступе к эксплуатационным скважинам залежи. А в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, в соответствии с предлагаемым способом осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК (водонагнетательные). Кроме того, для поддержания добычи газа на целевом уровне, за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к его кровле. В случае, если продолжается продвижение подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин, в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5–10 метров за счет цементирования их нижней части.

Бурение разгрузочных горизонтальных скважин для добычи пластовой воды в зоне проблемных УКПГ (УКПГ с обводняющимися скважинами) ниже отметки текущего уровня ГВК, но выше уровня начального ГВК решает задачу предотвращения дальнейшего продвижения ГВК в зоне УКПГ. Соответственно, и проблему дальнейшего обводнения продукции скважин, а также пескопроявлений. В ряде случаев вместо бурения горизонтальной скважины возможно бурение бокового горизонтального ствола из одной из вертикальных скважин, выбывающей из эксплуатации по различным причинам.

Добыча воды из зоны выше начального ГВК частично решает проблему извлечения защемленного газа. Поскольку часть запасов защемленного газа при добыче воды приобретает подвижность в силу снижения давления и будет извлечена на поверхность.

Как уже говорилось, на периферии от рассматриваемого УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды. С одной стороны, эти скважины способствуют утилизации добываемой пластовой воды. С другой стороны, закачиваемая вода вытесняет периферийный низконапорный газ к забоям добывающих вертикальных скважин.

При этом отбираемая из месторождения вода может быть использована в целях контроля продвижения ГВК и оценки активных объемов месторождения, например, на основе способа, изложенного в патенте [6]. Наиболее ценным источником информации должен быть компонентный состав воды, добываемой из разгрузочных скважин, так как он наиболее близок к составу фактической пластовой воды в районе ГВК.

На рис.ю 2 приведен схематический профильный разрез пласта через зону УКПГ в направлении длинной оси структуры залежи. В значительной степени, данный рисунок поясняет идею предлагаемого способа доразработки. Цифрами отмечены: 1 – горизонтальная нагнетательная скважина для закачки воды; 2 – горизонтальная разгрузочная скважина для добычи воды; 3 – горизонтальная добывающая скважина для добычи газа; 5 – начальный ГВК; 8 – вертикальные добывающие скважины УКПГ; 9 – кровля продуктивного пласта; 11 – газонасыщенная область пласта; 12 – разгрузочный боковой горизонтальный ствол из вертикальной добывающей скважины;13– текущее положение ГВК.

При этом только скважины, отмеченные на рис. 2 цифрой 8, являются существующими на УКПГ на момент начала реализации предлагаемого способа. Скважины под номерами 1, 2, 3 добуриваются в процессе модернизации системы разработки месторождения. Их количество, положение и другие параметры (диаметр, длина горизонтального ствола) определяются по результатам математического моделирования на модели конкретной залежи или секторной модели УКПГ.

Рис. 2. Схема расположения скважин на продольном профильном разрезе сеноманской залежи

С целью подтверждения технологической привлекательности предлагаемого способа нами выполнены расчеты на условной 3D модели пласта. Степень условности связана с точностью воспроизведения степени неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта. Рассматриваемая 3D модель характеризуется параметрами, типичными для сеноманских отложений, но отличается большой степенью однородности ФЕС. 3D модель соответствует условной зоне одного УКПГ, включает разностные сетки на газонасыщенную и водонасыщенную области.

Начальные запасы газа в 3D модели составили 270 млрд. ст.м 3 . Под первоначальным ГВК использована расширенная сеточная зона для численного моделирования влияния обширного водонапорного бассейна. При создании 3D модели авторы ориентировались на типовые параметры месторождения Медвежье.

Ширина моделируемого участка (размер в направлении, перпендикулярном разрезу на рисунке 2) составляет 14 км. Четыре скважины в купольной части моделируют условные кусты добывающих скважин в пределах одного УКПГ.

На секторной модели в общих чертах воспроизведен процесс добычи газа при сложившейся системе разработки с 1974 по 2010 г. Включающий падение давления и подъем ГВК. На основе садаптированной модели затем выполнялись прогнозные расчеты на 30 лет, в которых сопоставлялись различные подходы к изменению системы разработки.

На рис. 3 представлен профильный разрез с распределением водонасыщенности на конец адаптации истории разработки. Явно прослеживаются конусы воды, подтянувшиеся от первоначального ГВК к кустам добывающих скважин УКПГ.

Рис. 3. Распределение водонасыщенности на конец моделирования истории

Всего в 3D модели использовалось несколько групп скважин с различными технологическими задачами. Их характеристики представлены в табл. 1.

Важным и влияющим на результаты моделирования параметром является режим работы добывающих скважин, система ограничений на добычные возможности. В табл. 2 сопоставляются 2 варианта доразработки. После 2010 г. во всех вариантах скважины работают на заданном забойном давлении. Только в первом варианте добыча газа ничем не ограничена. А во втором варианте используется контроль по максимальному отношению добычи воды к добыче газа, т.е. используется ограничение на водо-газовый фактор (ВГФ). Если не ограничивать объемы добычи воды (вариант 1, табл. 2), то за 2010 – 2040 гг. из пласта удается извлечь около 26 млрд. м 3 газа. Однако, указанная добыча сопровождается высоким уровнем отбора воды. За 2010-2040 гг. газодобывающими скважинами отбирается 2643 тыс. м 3 воды.

Введение контроля над водогазовым фактором скважины резко снижает объемы добываемой воды, правда, ценой потери добычи газа. Так, потеря добычи 7 млрд. м 3 газа (27%) происходит на фоне снижения добычи воды с 2640 до 604 тыс. м 3 , или на 77% (вариант 2, табл. 2). Поэтому все представленные в дальнейшем варианты (таблицы 3 и 4) рассчитаны с режимом контроля за ВГФ в газодобывающих скважинах. В вариантах использовалось контрольное значение ВГФ, равное 0,0006. При достижении которого дебит скважины по газу снижался до 80% от текущего. Теоретически это не гарантировало отсутствия взрывного роста ВГФ, но указанного снижения оказалась достаточно для удержания объёмов добычи воды на приемлемом уровне. В качестве примера динамика ВГФ показана на рис. 6. Из всего многообразия прогнозных вариантов для дальнейшего обсуждения в рамках статьи было выбрано только 5. Их краткое описание дается в табл. 3. Величина депрессионной воронки разнится от варианта к варианту, но в целом она измеряется единицами атмосфер.

На рис. 4-6 для газодобывающих скважин (группа 1, табл. 1) представлены дебиты газа (рис. 4), дебиты воды (рис. 5) и ВГФ (рис.6) для вариантов I и II. Параметры на рис. 4-6 построены для всей группы газодобывающих скважин.

Как видно, при использовании разгрузочных скважин (вариант II) ВГФ со временем падает. Поэтому ограничение на него в нашей технологии не столь существенно, как при традиционном подходе. При этом и сам ВГФ, и стартовый дебит по воде в течение прогнозного периода для варианта II ниже, чем в варианте I.

Рис. 4. Дебит газа газодобывающих скважин по вариантам I и II

Рис. 5. Дебит воды газодобывающих скважин по вариантам I и II

Рис. 6. ВГФ газодобывающих скважин по вариантам I и II

Таблица 1. Группировка фонда скважин

Источник