Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ
ИЗ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СКВАЖИН
На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений, как правило, возникает ряд осложнений, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают добывные возможности. Одним из таких осложнений является процесс накопления на забое и в стволе скважины жидкости, которая не выносится на поверхность из-за недостаточных скоростей восходящего потока газа.
На истощенных месторождениях основными методами удаления жидкости признаются те, которые дают возможность удалять жидкость и не создавать давление, уменьшающее возможность использования пластовой энергии для подъема углеводородов. Проблема чрезвычайно важная и актуальная.
Несмотря на широкое применение метода удаления жидкости из скважин с использованием ПАВ, известные в литературе физико-математические модели этого процесса не в полной мере отображают эффекты, сопровождающие движение пенных систем в трубах. Это связано с тем, что все известные модели базируются на уравнениях, где вторая фаза учитывается через аддитивное изменение плотности смеси. При этом не рассматриваются истинные концентрации фаз, отображающие гравитационные потери. Влияние же концентраций ПАВ оценивается интегрально через общие эффекты ценообразования.
П.П.Макаренко предпринята попытка описания пенного процесса удаления жидкости на основе дифференциальных уравнений движения газожидкостных систем:
уравнение неразрывности
104
уравнение движения
2 (г>2 2 Л -—= ^см-^Г —Pl+—P2 +----(Ф1Р1+Ф2Р2)Ч
ах 2D ф! Ф2 «х
\ /
где (3,, (32 — объемные расходные концентрации фаз:
р,, р2— плотности жидкости и газа соответственно;
сосм = со1 + й)2 — приведенные скорости смеси, жидкости и газа соответственно;
D— диаметр труб;
Лсм— коэффициент гидравлического сопротивления пенной системы;
ф„ ф2— истинные концентрации жидкости и газа; ф[ = 1-ф2;
GCM— расход смеси.
В этих уравнениях параметром, определяющим гравитационные потери в лифте скважины, является величина ф! — истинное содержание жидкости. При эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений эти потери являются определяющими. Закономерности изменения ф! для газожидкостных смесей без ПАВ достаточно полно изучены в широком диапазоне изменения рабочих параметров и физических свойств смеси.
3.1. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
На истощенных месторождениях основным способом удаления жидкости из скважины утвердился способ вспенивания ее жидкими растворами ПАВ для обеспечения выноса потоком газа на поверхность. В промысловой практике водные растворы пенообразующих ПАВ вводятся в затрубное пространство работающих скважин В зависимости от количества накапливающейся на забое и в лифтовой колонне скважин жидкости обработки их производятся от 1—2 раз в неделю до 1—3 раз в день.
Для ввода растворов ПАВ в скважины наиболее широкое распространение нашли ингибиторные установки УИ-1. Этими установками обычно оборудуются те скважины, которые требуют обработки не реже одного раза в день. В случаях не-
105
обходимости обработки скважин один раз в сутки и более применяются автоматические устройства «Лотос-1», позволяющие автоматически вводить раствор ПАВ в затрубное пространство скважин в зависимости от изменения перепада давления буферного и затрубного пространства или через определенные промежутки времени. Для автоматического ввода растворов ПАВ в скважины широкое применение нашло упрощенное устройство, принцип действия которого основан на использовании часового механизма прибора ДЛ-430 или других самопишущих приборов. Через заданные промежутки времени (1—4 раза в сутки) часовой механизм с помощью пневматического реле выдает сигнал на открытие клапана для ввода раствора в скважину.
В случаях, когда обработка скважин производится не ежедневно, широко используются передвижные насосные установки (например, агрегаты ЦА-100).
На эффективность проводимых работ оказывают влияние:
минерализация и состав пластовых вод:
количественное соотношение воды и конденсата в удаляемой жидкости;
тип используемого ПАВ;
концентрация рабочих растворов ПАВ;
частота ввода раствора ПАВ в скважину и ряд других факторов.
Экспериментально установлено, что из всех компонентов пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ наибольшее негативное влияние оказывают соли кальция и магния. Обычно максимальному значению содержания в пластовой воде солей кальция и магния соответствует и максимальное значение общей минерализации. Пенообразующие свойства ПАВ значительно ухудшаются при повышении содержания ионов кальция в воде. Аналогичное влияние на пенообразующие свойства ПАВ и соответственно на эффективность удаления жидкости из скважин оказывает содержание в ней газового конденсата.
Итак, вода, скапливающаяся в стволах и на забое газовых и газоконденсатных скважин, различается как по общей минерализации, так и по составу солей. На процесс пенообразова-ния заметное влияние оказывают в основном соли кальция и магния. Исходя из этого, пластовые воды, приуроченные к газовым и газоконденсатным месторождениям, по содержанию солей кальция и магния разделены на три типа. К водам первого типа относятся воды, в которых соли кальция и магния или отсутствуют, или их содержание в воде настолько мало, что
106
они не оказывают существенного влияния на пенообразую-щие способности ПАВ. Суммарное содержание солей кальция и магния менее 0,1 г/л. Воды второго типа наиболее часто встречаются в пластовых условиях месторождений. Суммарное содержание солей кальция и магния составляет от 0,1 до 1 г/л. К водам третьего типа относятся воды, в которых содержание указанных солей превышает 1 г/л.
В зависимости от типа вод для удаления жидкости из скважин подбирается определенный тип пенообразователя и его концентрация. Наиболее благоприятные условия для пенооб-разования имеют место в скважинах, где содержатся воды первого типа. В этом случае для удаления жидкости в качестве пенообразователей могут быть использованы большинство ПАВ как ионогенные, так и неионогенные.
Для удаления вод второго типа, в связи с ухудшением пено-образующей способности ПАВ из-за повышения минерализации, требуется повышение концентрации рабочих растворов ПАВ. Для удаления вод третьего типа применение анионоак-тивных ПАВ становится неэффективным. Объясняется это взаимодействием ПАВ с ионами Са2 + и Мд2 +, в результате чего образуются нерастворимые соединения, и пенообразую-щая способность ПАВ ухудшается. С учетом изложенного для удаления жидкости из газовых скважин подобраны пенообразователи и разработаны оптимальные концентрации их растворов для вод различной минерализации (табл. 3.1).
Наличие в удаляемой жидкости из газоконденсатных скважин углеводородной фазы намного осложняет процесс пено-образования, так как конденсат является активным гасителем пен. В зависимости от содержания углеводородной фазы жидкости, удаляемые из скважин, разделены на три группы с содержанием конденсата 10, 25 и 50%.
В табл. 3.2 приведены рекомендуемые пенообразователи и концентрации их растворов для удаления жидкости из газоконденсатных скважин в зависимости от содержания углеводородной фазы в удаляемой жидкости и ее минерализации.
Работы по удалению жидкости из скважин значительно осложняются в зимний период из-за замерзания растворов в емкостях и трубопроводах. Для предупреждения этого используются антифризы, в качестве которых рекомендуется метанол, диэтиленгликоль (ДЭГ), хлористый кальций и др. Метанол и ДЭГ можно вводить в растворы при использовании пенообразователей как неионогенного, так ионогенного типа. Хлористый кальций используется с пенообразователями неиноген-
107
ТаблицаЗ!
Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин
Пенообразователи Суммарное содержание Са2+ и Мд2+ в удаляемой воде, г/л
<0,1 0,1 — 1 >1
рекомендуемые концентрации , г/л
1 2 3 4
Анионоактивные:
Сульфонол НП-3 2—3 3—5 -
Сульфонол АДВ- 20 о 3—5 -
ДС-РАС (натриевый) 2—4 - -
Сульфанат 2—3 3—5 -
Прогресс 2—4 5—7 -
Авироль 2—3 5—7 -
Лаурилсульфат 2—3 3—5 -
ДНС-А 2—3 3—5 -
АДСП 2—3 3—5 -
Алкилсульфат 2—3 3—5 -
Синтетические моющие порошки:
«Новость» 2—3 5—7 -
«Кристалл» 2—3 5—7 -
«Технический» 2—4 5—7 -
Катионоактивные:
Лаурилпридинийсульфат 2—3 3—5 3—6
Вырывниватель А 2—3 3—5 3—5
Катапин А 2—4 5—7 5—7
Неионогенные:
ОП-7 2—3 2—3 3—4
ОП-10 2—3 2—3 3—4
Синтанол ДС-10 2—3 2—3 3—4
Превоцелл W-OF-100 2—3 2—3 3—5
Превоцелл W-ON-100 2—3 2—3 3—4
108
Таблица 32
Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин
ПАВ Концентрация ПАВ, г/л
при 10%-ном содержании конденсата в смеси при 25%-ном содержании конденсата в смеси при 50%-ном содержании конденсата в смеси
при содержании Са2+ и Мд2+, г/л
<0,1 0,1 — 1 >1 <0 1 0,1—1 >] <0,1 0,1 — 1 >1
ОП-10 2—3 2—3 3—4 3—4 4—5 4—5 5—7 5—7 6—8
ОП-7 2—3 2—3- 3—4 3—4 4—5 5—6 5—7 5—8 7—8
ДИС-А 2—3 2—3 3—4 3—4 4—5 5—6 5—6 6—8 -
Превоцелл W-OF-100 2—3 2—3 3—4 5—7 5—7 С ___ -7 6—7 6—7 7—8
Превоцелл W-ON-100 2—3 2—3 3—4 3—5 6—7 6—7 6—8 6—8 7—8
Прогресс 2—3 3—5 5—7 5—7 5—7 6—7 5—7 7—8 -
Лаурилсульфат 2—3 2—3 3—4 4—5 4—5 5—7 5—7 6—8 8—10
Сульфонол НП-3 3—4 4—5 - 5—7 6—8 - 7—10 - -
ДС-РАС 3—5 3—5 - 5—7 8—10 - - - -
Сульфонол АДВ 75 3—4 4—5 - 5—6 6—8 - 6—8 8—10 -
Синтанол ДС-10 2—3 2—3 2—3 3—5 3—5 5—7 5—7 6—8 8—10
Оксид аминов 2—3 2—3 2—3 3—5 3—5 5—7 5—7 6—8 8—10
Неонол 2—3 2—3 2—3 3—5 3—5 5—7 5—7 6—8 8—10
Сульфонол + ОВ-7 в соотношении 3 1 2—3 2—3 2—3 3—4 3—5 4—5 5—6 5—7 7—8
ОП-1 + ОП-7 в соотношении 1 1 2—3 2—3 3—4 3—5 3—5 4—5 4—6 5—7 6—8
Лаурилсульфат + Превоцелл 2—3 2—3 3—4 3—4 5—6 6—7 6—7 6—8 8—10
Алкилсульфат 2—3 3—5 5—7 5—7 7—8 - 5—7 - -
АДСП 2—3 2—3 3—4 3—5 4—6 5—7 4—6 6—8 -
ного типа Для приготовления рабочих растворов, используемых для закачивания в скважину, вначале готовится водный раствор антифриза, а затем в нем растворяется пенообразователь.
Расчетным путем (табл. 3.3) установлены количества антифризов, которые необходимо добавить в раствор ПАВ, для того чтобы снизить температуру его замерзания На пенообразую-щие свойства ПАВ рекомендуемые антифризы практически не оказывает влияния и потому количество вводимого в скважину ПАВ зависит только от состава и количества удаляемой из скважины жидкости.
Таблица 33 Антифризы и их концентрация в водных растворах ПАВ
Антифриз Температура замерзания раствора, °С
-5 | -10 -15 | -20 -25 -30
количество антифризов, % по массе
Метанол 8 14,7 20,6 25,5 30,0 34,0
ДЭГ 20 30 35 45 50 55
Хлористый кальций 9,4 14,7 18,9 21,9 23,8 25,7
Для определения оптимального количества вводимого в скважину пенообразователя предлагается следующая методика расчета. Объем и соотношение количества скапливающихся в скважине воды и конденсата можно определить прямым замером их на замерном узле после продувки скважины через сепаратор в низконапорный коллектор или атмосферу. В случае отсутствия замерного узла определение объемов жидкости проводят на специальном передвижном сепараторе, устанавливаемом непосредственно на устье скважины.
Однако в промысловой практике получила широкое распространение приближенная оценка объема скопившейся жидкости:
V =
У
где V — объем скопившейся жидкости, м3; F — площадь сечения лифтовых труб, м2; Рзатр — затрубное давление, МПа; Рбуф — буферное давление, МПа; уж — плотность жидкости, кг/м3
UO
Количество ПАВ, необходимое для удаления этой жидкости, рассчитывается по формуле
CV
х = — ;
а
где X — количество ПАВ, кг;
С — концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, г/л;
а — активная масса ПАВ, доли единицы.
Количество растворителя для получения рабочего раствора ПАВ заданной концентрации определяется по формуле:
где Vp — количество растворителя, л; Vp — плотность растворителя, кг/м3; п — объемная доля рабочего раствора, %; а — активная масса ПАВ, %. При вводе ПАВ в зимних условиях количество антифриза
у =у C(X'Yp
где Са — массовая доля антифриза, %;
уа — плотность антифриза, кг/м3
В результате промысловых испытаний (для месторождений Краснодарского края) определены виды рекомендуемых к применению пенообразующих ПАВ, их концентрации в рабочих растворах в зависимости от минерализации удаляемой жидкости и количества конденсата в ней, а также объемы растворов на одну скважинообработку. Результаты этих работ приведены в табл. 3.4.
Для повышения эффективности применения ПАВ необходима разработка новых видов пенообразователей.
На основании теоретических и лабораторных исследований, а также промысловых испытаний разработаны следующие основные требования, которым должны удовлетворять специально создаваемые новые виды пенообразователей для Удаления жидкости из газоконденсатных скважин:
— эффективно вспенивать водоконденсатные смеси;
in
Таблица 34 Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых ПАВ
Месторождение Вид применяемого ПАВ Концентрация рабочих растворов ПАВ, % по весу Объем растворов на одну скважино-обработку, л
Майкопское Сульфонол 3—6 150
Прогресс Г з—б 150
ОП-10 3—6 100—200
Алкилсульфат 3 120
ОП-7 3 120
Березанское Сульфонол 5—10 50—100
Прогресс 1 5—10 50—100
Алкилсульфат 5 50
Ленинградское Превоцелл 3 150—300
Прогресс 5—10 100
Триалон 2 80—100
ОП 10 3 80—100
Староминское Прогресс 3—4 70—120
Синявское Прогресс 40 10
Каневское Сульфам 5 20
Прогресс 5 150—300
Сульфонол 3 50—300
Челбасское Сульфонол Г 5 50—110
Прогресс 5 50—150
Сульфам 5 100—300
Некрасовское Сульфонол 3—4 150—200
Сердюковское Алкилсульфат 5—10 50
Прогресс 5—10 50
Сульфонол 5 50
Азовское Прогресс 40 30
Кущевское Прогресс 10 100
Триалон 2 100
— эмульсии, получаемые при вспенивании водоконденсат-ных смесей, не должны быть стойкими,
— пенообразующие свойства не должны ухудшатся при вспенивании высокоминерализованных вод
Согласно этим требованиям институтом ВНИИПАВ разработаны, а совместно с СевКавНИИгазом, Кубаньнефтегазом и Кубаньгазпромом усовершенствованы составы пенообразователей, в результате которых созданы ПАВ двух новых видов «Пенолифт» и «Пенолифт-2» (табл. 3.5).
Таблица 35 Состав новых пенообразователей
Реагенты Содержание, °/ 'а по массе
«Пенолифт»
оксиэтилированные алкилфенолы «Неонол АФ-25» 40 + -2
натрийсульфоэтоксилаты фракции С10-С,3 15 + - 1
изоприловый спирт 15 + - 2
вода 30 + - 5
«Пенолифт 2»
олефинсульфонаты фракции С12-С,4 20 + - 2
натрийсульфоэтоксилаты фракции С10-Сга 5 + - 1
этиленгликоль 15 + - 2
вода 60 + - 5
Лабораторные исследования новых пенообразователей на минерализованной воде до 50 г/л показали, что они обладают хорошими пенообразующими свойствами, а минерализация не более чем на 10% снижает количество выносимой жидкости (рис 3 1)
Для сравнения эффективности нового пенообразователя приведены испытания 4%-ного раствора превоцелла W-OF-100, результаты которых нанесены на график. На графике также нанесены данные аналогичных экспериментов для чистой воды и воздуха, проведенные во ВНИИГазе. Скорость газа, при которой достигается полный вынос жидкости смеси, получила название «скорости реверса».
Оптимальная концентрация ПАВ «Пенолифт-2» составляет 2,5—3% от объема раствора
В практике эксплуатации скважин режим реверса пленки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопление жидкости в стволе скважины.
8 Заказ 129
ИЗ
О 1
56 7 8 9 10 Скорость движения газа, м/с
12 13 14 15 16
Рис. 3.1. Зависимость истинного содержания жидкости от скорости движения газа, типа и концентрации ПАВ:
1 — для воды,
2 — для 4%-го раствора превоцела W-OF-100,
3 — для 1%-го раствора «Пенолифт-2»,
4 — для 3%-го раствора «Пенолифт-2»
Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения а показывает, что уменьшение о приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшается.
Обобщение опытных данных позволило получить эмпирическую зависимость для определения скорости реверса жидкой пленки в пенных системах:
В этом выражении W, характеризует скорость реверса для систем без ПАВ и определяется по известной формуле:
\0,25

р°>5.
(3.2)
где р,, р2 — плотность соответственно жидкости и газа;
114
p = p,/p2 — приведенная плотность; а— поверхностное натяжение, Ч*— массовое содержание ПАВ, %.
По результатам измерений построен график зависимости потерь давления на гравитацию от наличия жидкости в НКТ от скорости газа при использовании растворов «Пенолифт-2». На рис. 3.2 приведена зависимость -~ = f(co2), отображающая потери давления на единицу длины НКТ от скорости газа при 1 - и 3%-ном растворах пенолифта.
Применение 3%-го раствора «Пенолифт-2» не только обеспечивает полный вынос жидкости из НКТ, но и несколько расширяет диапазон скоростей газа с максимальным эффектом выноса. Приведенный график удобен для практических расчетов, поскольку показыва- o,005j-ет не только диапазон скоростей газа, при которых будет достигнут максимальный эффект, но и абсолютные потери давления при этом.
О
Рис. 3.2. Зависимость потерь давления на гравитацию, от скорости газа 0)2:
1 — 1%-ный раствор «Пенолифт-2»,
2 — 3%-ный раствор «Пенолифт-2»
3.2. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ИЗ СКВАЖИН ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ЖИДКОСТИ С БОЛЬШИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Недостатком применяемых в настоящее время ПАВ всех видов для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин является полная или подавляющая потеря их пенооб-разующей способности при минерализации воды более 50 г/л и содержании в смеси более 50% газового конденсата. Для таких условий приемлимым оказался сульфам (продукт переработки кислого гудрона от сернокислотной очистки трансфор-
115
матерного масла водным раствором аммиака). Пенообразую-щие свойства сульфаму придают сульфанаты аммония, получающиеся в результате переработки высших органических суль-фокислот, содержащихся в кислом гудроне, водным раствором аммиака. При взаимодействии водорастворимых сульфанатов аммония с катионами Са2+ и Мд2+, содержащимися в удаляемой жидкости, образуются сульфанаты Са и Мд, растворимые в конденсате и обладающие вспенивающей способностью по отношению к конденсату и жесткой воде.
Исследование пенообразующих свойств сульфама в водах различной жесткости в сравнении с сульфонолом приведено в табл. 3.6.
Таблица 3.6
Пенообразующие свойства сульфама
Жесткость воды, мг-экв/л Кратность пены
сульфонол сульфам
1 2,5 2,5
3,90 3,3 3,5
8,89 3,4 3,8
53,90 3,1 3,6
175,00 нет 3,2
190,00 нет 3,0
Как видно из результатов исследований, сульфам успешно вспенивает пластовые воды повышенной минерализации, в то время как сульфонол при жесткости воды 175 мг-экв/л и выше полностью выпадает в осадок, не образуя пены.
Рациональная концентрация сульфама в удаляемой жидкости в зависимости от содержания конденсата в ней приведена в табл. 3.7. Внедрение этого способа позволило решить проблему удаления жидкости из скважин практически любой минерализации и с содержанием в ней до 80% газового конденсата.
Потребная концентрация сульфама
Таблица 37
Содержание конденсата в удаляемой жидкости, % Потребляемая массовая доля сульфама в удаляемой жидкости, %
49,4 76,0 78,2 0,40 0,70 0,72
116
3.3. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ДИСПЕРГИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Новая конструкция диспергатора
Резкое изменение дебитов скважин или их полная остановка приводит к разделению фаз двигавшегося дисперсного потока и стеканию выделившейся жидкости на забой. Повторный пуск скважин после восстановления прежних параметров в газопроводах обычно связан с большими технологическими трудностями и эксплуатационными затратами, так как для удаления скопившейся на забое скважины жидкости необходимо применение передвижных компрессоров и другой техники.
Для преодоления этих трудностей предложен (П. П. Макаренко, Ю. М. Басарыгин и др.) новый способ удаления жидкости из ствола скважин, заключающийся в том, что по длине колонны лифтовых труб устанавливаются специальные устройства, совмещающие реверсный насадок и обратный клапан.
Схема установки клапана-диспергатора приведена на рис. 3.3. В колонне лифтовых труб 6 и муфты НКТ 4, расположенных в эксплуатационной обсадной колонне 1, устанавливается насадок 3 с посадочным седлом под шар 5. Над шаром устанавливается крестовина 2, которая является ограничителем хода g шара. Первый клапан устанавливается в башмаке лифтовых труб, расположенных в зоне фильтра, а остальные по длине 5 • лифтовой колонны.
Принцип работы клапана-диспергатора заключается в 4. следующем. Газ и жидкость проходят через суженное отверстие в клапане-диспергато-ре, получают первичную дис-пергацию. Скоростной напор поднимает шар на определенную высоту, обеспечивающую заданную скорость потока в Щели между шаром и его поса-
АОЧНЫМ седлом в диспергаторе. Рис 3 3 Установка клапана. с Указанной Щели ПРОИСХОДИТ диспергатора в скважине
117
основное диспергирование потока Проходя через крестовину, поток дополнительно диспергируется и направляется к следующему клапану-диспергатору Одновременно за щелью происходит диспергирование жидкости, стекающей по стенкам лифтовых труб При уменьшении дебитов газа и жидкости шар опускается, уменьшая высоту щели и обеспечивая тем самым необходимую скорость потока в ней
После остановки скважины каждый клапан закроется практически мгновенно Выделившаяся из дисперсного потока жидкость не опустится на забой, а останется над клапаном При последующем пуске скважин в работу происходит ступенчатое разгазирование столбов жидкости, начиная с расположенного над самым верхним клапаном, что обеспечивает запуск скважины в работу без проведения дополнительных операций по удалению жидкости из скважины с помощью компрессоров.
На главную страницу