Бурение эксплуатационной скважины на Западно - Тэбукском месторождении
Министерство образования Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
кафедра технологии и техники бурения скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине ______________________________
______________________________
(наименование учебной
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема:
______________________________
______________________________
Автор: студент гр. ________ ____________________ /_______________/
(подпись) (Ф.И.О.)
ОЦЕНКА: _____________
Дата: ___________________
ПРОВЕРИЛ
Руководитель проекта __________ ________________ /________________/
(должность)
(подпись)
Санкт-Петербург
2002
Министерство образования Российской Федерации | ||
|
Санкт-Петербургский государственный горный институт им Г.В. Плеханова (технический университет) | ||
|
|
УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой
___________ /________/
"___"__________2002 г. | |
______________________________
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине ______________________________
______________________________
(наименование учебной
ЗАДАНИЕ
Студенту группы ____________ ______________________
(шифр группы)
1. Тема проекта ______________________________
______________________________
2. Исходные данные к проекту ______________________________
______________________________
______________________________
______________________________
3. Тема специальной части ______________________________
______________________________
______________________________
4. Перечень графического
______________________________
5. Срок сдачи законченного
Руководитель проекта _________ ________________ /____________
(должность)
Дата выдачи задания: ____________________
Аннотация
В данном курсовом проекте осуществляется бурение эксплуатационной скважины на Западно - Тэбукском месторождении, которое расположено в республике Коми.
Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1940 м.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, обосновывается выбор рациональной
Конструкции бурильных колонн для заданных условий бурения, определяется расход промывочной жидкости, и рассчитываются потери давления, приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.
Объем пояснительной записки включает 35 страниц, 10 таблиц и 3 рисункa.
The summary
In the given course project drilling an operational chink on West - Tebuk deposit which is located in the Komi department.
Drilling a vertical chink by depth of 1940 m is projected.
In the given project the brief geological characteristic of a deposit, a techniko-technological part is resulted, the choice of a design of a chink is made, chisels for various intervals of drilling get out, cementation of an operational column pays off, the choice rational is proved.
Designs of boring columns for the given conditions of drilling, the charge dakormel liquids is defined, and losses of pressure pay off, actions for maintenance of safe operating conditions on chisel and protection of bowels are resulted during drilling.
The course paper consists of 35 pages of work, 10 tables and 3 figure.
Оглавление
Введение
Цель курсовой работы – закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса “Технология и техника бурения нефтяных и газовых скважин” с учетом требований ГОСТ, развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении инженерных задач геологоразведочного производства.
Скважины закладываются с целью разработки месторождений нефти . Проектная глубина скважины 1940 м, вертикальная, район работ республика Коми, проектный горизонт - девон.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, обосновывается выбор рациональной.
Конструкции бурильных колонн для заданных условий бурения, определяется расход промывочной жидкости, и рассчитываются потери давления, приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.
Геологическая часть
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включающая территорию Республики Коми, Ненецкого АО, небольшой части Пермской области, а также прилегающей акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс.км2 (в том числе акватории 123 тыс.км2), много десятилетий вызывает интерес как крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.
Планомерные нефтегазопоисковые работы в провинции ведутся с 1929 г., но основное развитие они получили в последние 40 лет, когда открытия ряда крупных высокодебитных нефтяных (Западно-Тэбукского, Пашнинского, Усинского, Возейского, Харьягинского и др.) и газоконденсатного Вуктыльского месторождений привлекли внимание к этому региону, что позволило быстро увеличить объемы геолого-разведочных работ, нарастить разведанные запасы нефти, газа и конденсата и организовать их добычу в значительных количествах.
К настоящему времени в Тимано-Печорской НГП открыто свыше 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд т, свободного газа (включая газовые шапки) – 643,5 млрд м3. Накопленная добыча на месторождениях провинции составила 404,8 млн т нефти, 395,4 млрд м3 свободного газа, 46,9 млн т конденсата. Несмотря на эти показатели, Тимано-Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи УВ-сырья в течение длительного периода XXI в.
Территория Тимано-Печорской НГП относится к категории средней геолого-геофизической изученности. Степень разбуренности меняется от высокой (более 100 м/км2 в Омра-Сойвинском, Вуктыльском, Шапкина-Юрьяхинском, Мичаю-Пашнинском, Харьяга-Усинском и Сорокинском нефтегазоносных районах (НГР) до низкой (менее 10 м/км2) в Тобышско-Нерицком, Коротаихинском и ряде других НГР. Значительна дифференциация территории и прилегающего шельфа и по изученности геофизическими работами.
К началу 2000 г. общий накопленный объем опорного, параметрического и поисково-разведочного бурения в провинции составил 8304 тыс.м, т.е. средняя изученность бурением составила 25,7 м/км2. На площадь 90 км2 приходится одна глубокая скважина, что несколько выше среднероссийских показателей изученности бурением нефтегазоносных территорий.
Комплексная обработка большого массива данных бурения и геофизических материалов позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории провинции. В большинстве выделенных нефтегазоносных областей (НГО) и НГР глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла вплоть до метаморфических сланцев и гранитов рифей-вендского фундамента. Наиболее глубокие скважины, пробуренные в восточной, наиболее прогнутой (до 10-12 км), части провинции, вскрыли осадочный чехол на 6,5-7,0 км.
В результате этих работ промышленная нефтегазоносность
осадочных комплексов Тимано-Печорской
НГП установлена в широком стратиграфическом
диапазоне – от верхнеордовикских и нижнесилурийских
до триасовых включительно, а территориально
– практически в пределах всех основных
тектонических элементов провинции, кроме
не изученных бурением Коротаихинской
впадины Предпайхойско-
В целом Тимано-Печорская НГП характеризуется весьма сложным геологическим строением, а выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы первого и второго порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение. По существу, в пределах каждого крупного тектонического элемента, НГО или крупного НГР приходится выявлять закономерности изменения каждого из выделяющихся в разрезе осадочных образований НГК и каждого из приуроченных к ним продуктивных горизонтов.
В провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки. Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, структурно-стратиграфических, структурно-литологических, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.).
Сочетание различных типов коллекторов, покрышек, структурных и сложных неструктурных ловушек обусловливает огромное разнообразие типов залежей и многопластовых месторождений, уже выявленных и разведанных в провинции, причем при достигнутой к настоящему времени изученности территории отчетливо выделяются зоны и области только нефтенакопления (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, центральная часть Ижма-Печорской впадины, южная часть Колвинского мегавала), зоны смешанного нефте- и газонакопления (районы юго-восточного склона Тимана, Омра-Сойвинское поднятие на юге Ижма-Печорской впадины, структуры Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского, Лайско-Лодминского и северной части Колвинского валов и Малоземельско-Колгуевской моноклинали) и зоны преимущественного газонакопления (впадины Предуральского и Предпайхойского прогибов, Среднепечорское поднятие).
В силу исторического развития геолого-разведочных работ и становления промышленных центров добычи нефти и газа современная картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО и НГК Тимано-Печорской НГП весьма пестрая. Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44 %), Хорейверской (20 %) и Ижма-Печорской (11 %) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25 % начальных разведанных запасов нефти. Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60 %) и Ижма-Печорской (31 %) НГО. Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33 %), визей-нижнепермский (22 %) и верхнеордовик-нижнедевонский (15 %). Показательно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1 %.
Разведанные запасы газа сосредоточены в пяти НГО, при этом максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49 %) и Северо-Предуральскую (47 %). Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92 % запасов газа. Максимальная добыча газа (92 %) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.
Современные представления о величине НСР УВ рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач геолого-разведочных работ. Если в начале 60-х гг. НСР нефти материковой части провинции оценивались в 1,6 млрд т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд т. Более сложно развивались представления о потенциале газоносности провинции. За 60-е гг. оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м3, чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем при последующих геолого-разведочных работах прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м3.
К настоящему времени ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК. Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32 %), Хорейверскую (21 %) и Варандей-Адзьвинскую (19 %) НГО, а среди НГК – на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский. Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий С3+Д) оценена в 2,1 млрд т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО. Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39 %, выработанность – 30 %.
Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км – 63 %, от 3 до 5 км – 33 %, от 5 до 7 км – ~ 4 %. Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений. Преобладающая часть ресурсов (78,6 %) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5-6,0 %, ресурсы сернистых нефтей составляют 62 %, в том числе высокосернистых – 19 %. Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см3 составляют 22,5 % ресурсов, высоковязкие нефти – 6 %.
Ресурсы конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО. В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78 % НСР конденсата и 83 % прогнозной части этих ресурсов.
В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс.т/км2, изменяясь от 219 тыс.т/км2 в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс.т/км2 в Ижма-Печорской. Северная часть провинции (Ненецкий АО) имеет почти двойное превышение средней плотности ресурсов УВ над южной (Республика Коми) – соответственно 79,6 и 41,7 тыс.т/км2.
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме УВ в 4,9 млрд т (извлекаемые). Средняя плотность начальных ресурсов УВ на шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части провинции.
Начальный потенциал этих ресурсов реализован соответственно на 39 и 43 %, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы. Так, в старом нефтедобывающем районе провинции – Тиманской НГО – свыше 80 % ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано. Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.
Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов УВ по отдельным НГК. Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30-57 %, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти. Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти. Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20-29 %).
Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные. Основной газоносный комплекс – визей-нижнепермский – разведан на 61 %, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа. В особенности привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.
Таким образом, в XXI в. Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части России. Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.
Таблица1
Литологическая характеристика разреза
система |
Глубина, м |
Литологическая характеристика порол |
Крепость пород |
Температуры пласта |
Давление пластовое, МПа |
Горная порода | |||||||||||
название |
% содержание |
m | |||||||||||||||
Q |
20 |
~~0~~0~~0~~0~~ |
Средние + мягкие |
T=26C |
0,95 |
Песок |
70 |
0,29 | |||||||||
~~0~~0~~0~~0~~ |
гравий |
30 | |||||||||||||||
I |
100 |
...... X ...... X ...... |
песчаники |
100 |
0,35 | ||||||||||||
...... X ...... X ...... |
|||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
P |
Р2 |
550 |
...... / ...... / ...... |
Мергели |
30 |
0,31 | |||||||||||
...... X ...... X ...... |
Песчаники |
30 | |||||||||||||||
| | | | | |
Известняки |
30 | |||||||||||||||
| | | | |
Доломиты |
10 | |||||||||||||||
...... / ...... / ...... |
5,2 |
0,32 | |||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
Р1 |
910 |
...... / ...... / ...... |
9,1 | ||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
| | | | | |||||||||||||||||
...... / ...... / ...... | |||||||||||||||||
|| || || | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
C |
1230 |
| | | | |
Твердые + средние |
T=32C |
12,3 |
Доломиты |
40 |
0,31 | |||||||||
|| || || |
Известняки |
60 | |||||||||||||||
|| || || |
|||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
| | | | | |||||||||||||||||
|| || || | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
D |
1940 |
| | | | |
T=70C |
Pпл=гидростатическому (19,4) |
Известняки |
60 |
0,3 | ||||||||||
| | | | | |
Мергели |
10 | |||||||||||||||
| | | | |
Песчаники |
20 | |||||||||||||||
| | | | | |
глины |
10 | |||||||||||||||
| | | | |
0,33 | ||||||||||||||||
...... / ...... / ...... | |||||||||||||||||
| | | | | | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
...... X ...... X ...... | |||||||||||||||||
::::::::::::::::::::::::::: | |||||||||||||||||
~~0~~0~~0~~0~~ |
Пески с гравием |
....X.....X... |
Песчаник |
.. / .... /... |
Мергель |
|| || || |
Доломит |
:::::::::::::: |
Глина |
| | | | |
известняк |
Таблица 2
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
интервал |
Горная порода |
Категория по буримости |
Категория по абразивности |
Рш, МПа |
sт, МПа |
Коэффициент Пуассона, m |
Пористость, % |
0 - 20 |
Пески с гравием |
II |
4 |
200 |
40 - 110 |
0,29 |
40 |
20 - 100 |
устойчивые разнозернистые песчаники, отсутствие набухающих и диспергирующих пород |
0,35 |
17 | ||||
100 - 550 |
Трещиноватые песчаники с послоями мергелей, зона поглощений. Прослои устойчивых малопроницаемых известняков |
IV |
4 |
1000 |
350 - 750 |
0,31 |
30 |
550 -910 |
Мергели, песчаники известковые, известняки слабо доломитизированные, доломиты |
IV |
4 |
1000 |
0,32 |
23 | |
910 - 1230 |
Известняки и доломиты мелко- и тонко зернистые окремнелые Устойчивый интервал, сложенный малопроницаемыми породами |
V |
5 |
1500 |
850 – 1200 |
0,31 |
14 |
1230 - 1940 |
Известняки с прослоями мергелей, песчаники глинистые, нефть, глина |
IV |
6 |
1000 |
450 - 850 |
0,33 |
21 |
Интервалы возможных осложнений: в интервалах 100-200 м, 350-550 м возможно поглощение жидкости.
2. Технико-технологическая часть
2.1. Анализ современного состояния техники и технологии бурения скважин на объекте работ
2.1.1 Геологические условия бурения
Материалы бурения скважин на ближайших к проектируемому району работ месторождениях позволяют оценить геологические условия бурения на структуре с прогнозом возможных осложнений.
Таблица 3
Сводные технико-экономические данные
Наименование данных |
Значение |
Месторождение (площадь) Цель бурения Назначение скважины Способ бурения Вид скважины Проектный горизонт Проектная глубина, м Тип буровой установки Вид привода Тип вышки Оснастка талевой системы Лебедка Буровой насос |
Западно - Тэбукское Эксплуатация Добыча нефти Роторный (Р–460) Вертикальная Девон 1940 БУ – 80 БрЭ Электрический переменного тока А – образная мачтовая 4 ´ 5 ЛБ – 20 Бр У8 – 6МА2 |
2.2. Выбор и обоснование профиля скважин
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.
Данная скважина бурится в первой в будущем кусте скважин, поэтому принято решение на вертикальное бурение скважины. Далее в этом кусте будут буриться наклонно-направленные скважины.
2.3 Выбор конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
- Обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
- Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу;
- Изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
- Защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высоко пластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строиться совмещенный график градиентов давлений (рис.1), на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления Ka, коэффициента давления поглощения Kп и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора.
1. Находим коэффициент
при рпл = 5,2 МПа и глубине = 550м Kа=
при рпл = 9,1 МПа и глубине = 910м Kа=
при рпл = 19, 4 МПа и глубине = 1940м Kа=
2. Находим коэффициент поглощения:
3. Находим минимальную плотность бурового раствора:
Kр=1,1 интервал бурения < 1200,
Kр=1,05 интервал бурения > 1200.
rmin = 0,95 × 1,1 = 1,045 г/см3 на глубине 550 м,
rmin = 1 × 1,1 = 1,1 г/см3 на глубине 1200 м,
rmin = 1 × 1,05 = 1,05 г/см3 на глубине 1940 м.
4. Находим максимальную
rрепр = 1,1 МПа на глубине 550 м,
rрепр = 1,5 МПа на глубине 1200 м,
rрепр = 2,5 МПа на глубине 1940 м.
г/см3 на глубине 550 м,
г/см3 на глубине 1200 м,
г/см3 на глубине 1940 м.
5. Выбираем оптимальную
rоптим = 1060 г/см3 на глубинах до 550 м.
rоптим = 1110 г/см3 на глубинах от 550 м до 1940 м.
Рис.1. Совмещенный график градиентов давлений
- Бурению скважин ТПИ
- Буржуазиляық революция
- Буржуазная политическая и правовая идеология в Западной Европе первой половины XIX в
- Буржуазная революция Японии 1867-1868 гг
- Буржуазні революції в Англії та США
- Буржуазно-демократическая революция в Испании 1931-1936 гг
- Буржуазно-демократичні революції та їхня роль в економічному розвитку країн Європи
- Бурение скважин
- Бурение скважин, буровые долота
- Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края
- Бурение скважин на нефть и газ
- Бурение скважины
- Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади
- Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади
