6 Фонтанна експлуатація свердловин

Задача 151. Визначити діаметр фонтанного піднімача за кінцевими і початковими умовами фонтанування, якщо коефіцієнт продуктивності свердловини 50 м³/МПа∙доб, початковий пластовий тиск 15,2 МПа, кінцевий – 13,7 МПа, а вибійний тиск у свердловині 11 МПа. Тиск на гирлі підтримується рівним 0,5 МПа. Піднімач опущено на глибину 1000 м. Середня густина рідини у свердловині 840 кг/м³.

Задача 152. Розрахувати максимальну і оптимальну продуктивність фонтанного піднімача з внутрішнім діаметром 62 мм за тиску біля башмака ліфтових труб 9,8 МПа і гирлового тиску 1,5 МПа. Піднімач опущено на глибину 1500 м; по ньому піднімається рідина середньої густини 850 кг/м³.

Задача 153. Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування для таких умов: дебіт свердловини по рідині 100 м³/доб; піднімальні труби опущено до вибою на глибину 870 м; середня густина рідини 850 кг/м³, а її динамічний коефіцієнт в’язкості 3 мПа∙с. Внутрішній діаметр ліфтових труб 59 мм. Тиск насичення рівний гирловому тиску і становить 0,8 МПа.

Задача 154. Розрахувати тиск біля башмака піднімальних труб у фонтанній свердловині, якщо він рівний тиску насичення нафти газом (свердловина другого типу). Відомо: глибина свердловини 2400 м, глибина опускання труб 1000 м; глибина динамічного рівня 800 м; густина нафти 870 кг/м³.

Задача 155. Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини. Відомо: глибина свердловини 2500 м, внутрішній діаметр експлуатаційної колони 150 мм; піднімальні труби діаметром 73 мм (товщина стінки 5,5 мм) опущено на глибину 1000 м; дебіт свердловини 120 т/доб, гирловий тиск 1,4 МПа; густина нафти 860 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти за умов у свердловині 1,5 мПа·с, тиск насичення нафти газом 1,37 МПа.

Задача 156. Визначити мінімальний вибійний тиск під час артезіанського фонтанування свердловини. Відомо: глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 158 мм; довжина і умовний діаметр піднімальних труб 1300 м і 73 мм (за товщини стінки 7 мм); коефіцієнт продуктивності свердловини 12 т/(доб·МПа); пластовий тиск 24 МПа; густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 850 кг/м³ і 1,8 мПа·с; тиск насичення нафти газом 0,9 МПа.

Задача 157. Розрахувати зміну тиску газу в затрубному просторі фонтанної нафтової свердловини третього типу, коли ліфтові труби опущено до глибини 3000 м, де тиск становить 28 МПа. Пластова температура становить 343 К. Густина газу за стандартних умов складає 0,815 кг/м³ Взяти характеристику умов Ново-Григорівського родовища. Яку величину складає зміна тиску на кожні 1000 м глибини? Чи можна скористатися лінійним рівнянням розподілу тиску газу? Яка похибка при цьому буде допущена?

Задача 158. У фонтанній свердловині 1-го типу має місце рух однорідної нафти. Тиск на гирлі свердловини 1 МПа, труби з умовним діаметром 60 мм опущено на глибину 2000 м, дебіт свердловини 150 т/доб. Визначити величину тиску на кінці (біля башмака) НКТ. Розрахувати залежність зміни втрат тиску на гідравлічне тертя і на інерційний опір за зміни дебіту свердловини від 10 до 500 т/доб. Взяти умови Прилуцького родовища.

Задача 159. Обчислити мінімальний вибійний тиск під час фонтанування свердловини і коефіцієнт її продуктивності. Вхідні дані: внутрішній діаметр експлуатаційної колони 148 мм за глибини свердловини 2140 м; у свердловину опущено піднімальні труби з умовним діаметром 73 мм за товщини стінки 7 мм на глибину 2140 м; дебіт свердловини 56 т/доб; тиск насичення нафти газом 0,85 МПа; густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти відповідно 860 кг/м³ та 1,8 мПа∙с; коефіцієнт аномалії пластового тиску 1,3; гирловий тиск під час роботи 1,2 МПа.

Задача 160. Знайти мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини. Відомо: довжина свердловини 3000 м; умовний діаметр обсадної колони труб 146 мм; товщина стінки труби 8,5 мм; середній зенітний кут нахилу свердловини 20⁰; коефіцієнт аномалії пластового тиску 1,2; густина пластової нафти 890 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,5 мПа∙с; тиск насичення нафти газом 1,1 МПа; коефіцієнт продуктивності свердловини 27∙10^-6 м³/(с∙Па); обводненість продукції 15%; у свердловину опущено безмуфтові НКТ з умовним діаметром 73 мм, товщиною стінки 7 мм і довжиною 1600 м; необхідний тиск на викиді свердловини 1,4 МПа.

Задача 161. Визначити найбільший дебіт свердловини за артезіанського фонтанування. Відомо: глибина вертикальної свердловини 2500 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 20 м³/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 870 кг/м³ і 2 мПас; тиск насичення нафти газом 1,5 МПа; на глибині 900 – 1000 м починається відкладення парафіну у свердловині; пластовий тиск 28 МПа.

Задача 162. Визначити найбільший дебіт свердловини під час артезіанського фонтанування, коли НКТ опущено до вибою і без них. На скільки зміниться дебіт при опущених НКТ? Відомо: глибина свердловини 2000 м; зенітний кут її нахилу 15; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 15 т/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 880 кг/м³ і 1,3 мПас та води 1050 кг/м³ і 1 мПас; обводненість продукції 18%; тиск насичення нафти газом 1,5 МПа; пластовий тиск 23 МПа;

Задача 163. Розрахувати залежність зміни дебіту артезіанської свердловини від довжини опущених у свердловину НКТ. Відомо: глибина свердловини 3000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 18 т/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 880 кг/м³ і 1,3 мПас; тиск насичення нафти газом 2 МПа; на глибині 1000 м починається відкладання парафіну у свердловині; пластовий тиск 36 МПа.

Задача 164. Розрахувати залежність зміни дебіту артезіанської свердловини від довжини опущених у свердловину НКТ. Відомо: глибина свердловини 3000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 20 т/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 870 кг/м³ і 1,5 мПас; тиск насичення нафти газом 1,5 МПа; пластовий тиск 24 МПа.

Задача 165. Розрахувати ККД свердловини за артезіанського фонтанування в залежності від довжини НКТ. Відомо: глибина свердловини 3000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 18 т/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 880 кг/м³ і 1,3 мПас; тиск насичення нафти газом 2 МПа; пластовий тиск 36 МПа.

Задача 166. Розрахувати чи припинить свердловина артезіанське фонтанування в міру збільшення обводненості продукції до 100%. Відомо: глибина свердловини 2500 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 10,6 мм; коефіцієнт продуктивності 14 м³/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 890 кг/м³ і 1,5 мПас та води 1060 кг/м³ і 1 мПас; тиск насичення нафти газом 2 МПа; пластовий тиск 29 МПа; піднімальні труби опущено на глибину 1000 м.

Задача 167. Артезіанська свердловина пущена в роботу з дебітом 100 т/доб за тиску на гирлі 2 МПа. У покладі має місце падіння пластового тиску. За якого пластового тиску свердловина припинить фонтанування? Відомо: глибина свердловини 2000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 8,9 мм; коефіцієнт продуктивності 25 м³/(добМПа); густина і в’язкість нафти 860 кг/м³ і 1,2 мПас; тиск насичення нафти газом 2 МПа; НКТ опущено на глибину 1000 м.

Задача 168. Підібрати обладнання (наземне, свердловинне, захисні пристрої і засоби автоматизації) фонтанної свердловини. Відомо: глибина свердловини 3500 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 178 мм з товщиною стінки 10,4 мм; коефіцієнт продуктивності 20 м³/(добМПа); густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 850 кг/м³ і 1,5 мПас; пластовий тиск 42 МПа; у продукції є пісок, з глибини 1000 м починає випадати парафін; у нафті міститься 4% СО₂; тиск на вході у викидну лінію свердловини із умови нафтогазозбору повинен бути рівним 0,8 МПа.

Задача 169. Розрахувати вибійний тиск артезіанського фонтанування. Відомо: свердловина похило спрямована, вертикальна ділянка стовбуру має довжину 1000 м, а похила під кутом 18 – 2300 м; умовний діаметр експлуатаційної колони обсадних труб 168 мм з товщиною стінки 8,9 мм; пластовий тиск 35 МПа; коефіцієнти фільтраційного опору в рівнянні припливу становлять 5,510^-3 (МПадоб)/т і 2,710^-4 (МПадоб²)/т²; густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 890 кг/м³ і 1,8 мПас; тиск насичення нафти газом 1 МПа; тиск на вході у викидну лінію 1,2 МПа; діаметр штуцера 10 мм; у свердловину опущено НКТ довжиною 900 м і умовним діаметром 89 мм за товщини стінки 8 мм.

Задача 170. Розрахувати тиск на вибої свердловини, яка працює з дебітом 100 т/доб. Відомо: свердловина має довжину 2300 м; кут її нахилу 10; обсадна колона труб має діаметр 146 мм за товщини 9,5 мм; НКТ мають довжину 1500 м; тиск на викиді і на затрубному просторі 2 МПа і 3,5 МПа; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 2 мПас; її густина 875 кг/м³; тиск насичення нафти газом 1,6 МПа.

Задача 171. Артезіанська фонтанна свердловина працює по НКТ діаметром 50,3 мм, які опущено на глибину 1000 м. Для експериментального визначення коефіцієнта гідравлічного опору виміряли тиск на гирлі і в затрубному просторі, які становили 2 МПа і 2,8 МПа. Дебіт становив 500 т/доб безводної нафти. Густина нафти 880 кг/м³, динамічний коефіцієнт в’язкості 1,4 мПас. Обчислити експериментальну і розрахункову значини гідравлічного опору, на скільки вони різняться між собою. Якій шорсткості труб відповідає експериментальна значина коефіцієнта гідравлічного опору.

Задача 172. Знайти мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини. Відомо: глибина вертикальної свердловини 2400 м; діаметр обсадної колони 124,3 мм; пластовий тиск 27 МПа; приплив рідини у свердловину описується залежністю Q = 12,3·∆р^0,7, де Q – дебіт в м³/добу, ∆р – депресія тиску в МПа; густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 870 кг/м³ і 2 мПа·с; НКТ діаметром 60,3 мм опущено на глибину 1000 м; тиск насичення нафти газом 1,5 МПа.

Задача 173. Розрахувати ефективний газовий фактор. У скільки разів зміниться ефективний газовий фактор у фонтанній свердловині, якщо гирловий тиск у 0,5 МПа, зменшиться у 2 рази. Вхідні дані: експлуатаційний газовий фактор 80 м³/т; тиск насичення нафти газом 20 МПа; тиск біля башмака піднімальних труб 20 МПа.

Задача 174. Розрахувати ефективний газовий фактор у піднімальних трубах свердловини. Відомо: тиск насичення нафти газом 22 МПа; тиск біля башмака і на викиді піднімальних труб 13 і 6 МПа; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3·10^‑6 м³/(м³·МПа); обводненість продукції свердловини 60%.

Задача 175. Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини. Відомо: глибина свердловини 3000 м; діаметр піднімальних труб 50,3 мм; густина нафти 870 кг/м³; тиск насичення нафти газом 22 МПа; пластовий газовий фактор 80 м³/т; обводненість продукції 65%; густина води 1100 кг/м³; тиск на викиді 1,2 МПа.

Задача 176. Обчислити мінімальний вибійний тиск під час фонтанування свердловини і коефіцієнт її продуктивності, коли індикаторна лінія пряма. Вхідні дані: внутрішній діаметр експлуатаційної колони 148 мм; глибина свердловини 2200 м; у свердловину опущено піднімальні труби з умовним діаметром 73 мм за товщини стінки 7 мм на глибину 2200 м; дебіт свердловини 65 т/добу; тиск насичення нафти газом 0,9 МПа; густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 850 кг/м³ і 1,6 мПа∙с; коефіцієнт аномалії пластового тиску 1,25; гирловий тиск за роботи свердловини 1,0 МПа.

Задача 177. Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини. Відомо: довжина свердловини 2400 м; діаметр піднімальних труб 50,3 мм; густина нафти 880 кг/м³; тиск насичення нафти газом 23,5 МПа; газовміст пластової нафти 67 м³/м³; газовий фактор 120 м³/т; обводненість продукції 70%; густина води 1070 кг/м³; тиск на викиді 1,4 МПа.

Задача 178. Визначити найбільший можливий дебіт фонтанної свердловини. Відомо: глибина вертикальної свердловини 2600 м; діаметр піднімальних труб 62 мм; густина нафти і води 880 і 1060 кг/м³; тиск насичення нафти газом 20 МПа; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3,2 м³/(м³·МПа); обводненість продукції 40%; тиск на викиді 1,1 МПа; коефіцієнт продуктивності свердловини 24 т/(доб·МПа); пластовий тиск 24 МПа.

Задача 179. Визначити найбільший можливий дебіт фонтанної свердловини. Відомо: глибина вертикальної свердловини 2900 м; діаметр піднімальних труб 59 мм; густина нафти 860 кг/м³; тиск насичення нафти газом 28 МПа; пластовий тиск 28 МПа; приплив рідини описується прямолінійною індикаторною діаграмою; коефіцієнт продуктивності 21 м³/(доб·МПа); коефіцієнт розчинності газу в нафті 4,1 м³/(доб·МПа); динамічний коефіцієнт в’язкості газу 1,9·10^-2 мПа·с.

Задача 180. За даними дослідження фонтанної свердловини встановлено, що індикаторна лінія описується рівнянням:

∆р = 7,2·10^-3Q + 2,8·10^-4Q²,

де ∆р – депресія тиску в МПа, Q – дебіт в т/доб. За дебіту 180 т/доб починається винесення піску із пласта. Цей дебіт прийняли за гранично допустимий. Визначити, за якої обводненості продукції свердловина припинить фонтанування. Відомо: газовий фактор 130 м³/м³; тиск на вибої свердловини дорівнює тиску насичення; тиск на гирлі 0,8 МПа; пластовий тиск 24 МПа; коефіцієнт аномалії пластового тиску 0,8; НКТ діаметром 50,3 мм; густина нафти 860 кг/м³ та води 1070 кг/м³.

Задача 181. Розрахувати і побудувати залежність зміни довжини піднімальних труб від тиску насичення нафти газом під час газліфтного фонтанування з виділенням газу у стовбурі. Відомо: тиск на гирлі 1 МПа; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3 м³/(м³·МПа); густина нафти 860 кг/м³; діаметр НКТ 50,3 мм; продукція безводна.

Задача 182. Розрахувати і побудувати залежність зміни довжини піднімальних труб від величини коефіцієнта розчинності газу в нафті під час газліфтного фонтанування з виділенням газу у стовбурі. Відомо: тиск на гирлі 1 МПа; тиск насичення нафти газом 15 МПа; густина нафти 870 кг/м³; діаметр НКТ 62 мм; продукція безводна.

Задача 183. Розрахувати і побудувати залежність зміни мінімального вибійного тиску газліфтного фонтанування від величини обводненості продукції. Відомо: тиск насичення нафти газом 20 МПа; густина нафти і води 860 і 1100 кг/м³; діаметр НКТ 50,3 мм; коефіцієнт розчинності газу 3,5 м³/(м³·МПа); тиск на гирлі 1 МПа.

Задача 184. Розрахувати і побудувати графік зміни мінімального вибійного тиску газліфтного фонтанування від величини гирлового тиску. Відомо: тиск насичення нафти 20 МПа; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3,6 м³/(м³·МПа); густина нафти 870 кг/м³; діаметр НКТ 50,3 мм; продукція безводна; глибина свердловини 2500 м.

Задача 185. За результатами дослідження фонтанної свердловини її дебіт не повинен перевищувати 50 т/доб. Розрахувати діаметр штуцера для регулювання режиму її роботи. Відомо: глибина вертикальної свердловини 2700 м; умовний діаметр обсадної колони труб 146 мм; товщина стінки 8,5 мм; пластовий тиск 31 МПа; коефіцієнт продуктивності свердловини 25 м³/(доб·МПа); густина нафти 800 кг/м³, а об’ємний коефіцієнт 1,1; густина пластової води 1000 кг/м³; обводненість продукції 25%; тиск насичення нафти газом 0,9 МПа; для подавання продукції свердловини на пункт збору необхідний тиск на вході у викидну лінію 1,2 МПа; обмеження дебіту свердловини зумовлене початком винесення піску із пласта.

Задача 186. За даними технологічного розрахунку у фонтанну свердловину за кінцевих умов фонтанування треба опустити НКТ з розрахун­ковим діаметром 54 мм на глибину 3700 м. Підібрати необхідні труби згідно зі стандартом.

Задача 187. За даними технологічного розрахунку у фонтанну свердловину треба опустити ліфтові труби з розрахунковим діаметром 74,2 мм на глибину 2800 м до вибою. Відомо: пластовий тиск 27 МПа; вибійний тиск 25,8 МПа; гирловий тиск 1,5 МПа; тиск насичення нафти газом 26,5 МПа; продукція містить пісок; величина тиску у викидній лінії свердловини 0,8 МПа; дебіт свердловини 120 м³/доб; відносна густина газу 0,8. Підібрати свердловинне і поверхневе обладнання, штуцер, захисні пристрої та засоби автоматизації.

Задача 188. За даними технологічного розрахунку за початкових умов фонтанування у фонтанну свердловину треба опустити труби з розрахунковим діаметром 45,8 мм. Глибина опускання труб 4700 м. Чи можна опустити у свердловину гладкі труби? Якщо ні, то підберіть необхідні труби згідно із стандартом.

Задача 189. За даними технологічного розрахунку у фонтанну свердловину треба опустити НКТ з розрахунковим діаметром 43,5 мм на глибину 3400 м. Необхідно підібрати труби згідно зі стандартом для ступінчастої колони, які практично можна опустити на задану глибину.

Задача 190. Визначити, чи можна опустити у фонтанну свердловину на глибину 3000 м гладкі та з потовщеними кінцями насосно- компресорні труби (за ГОСТ 633-80) з умовним діаметром 60 мм, які виготовлені зі сталі групи міцності Д, виконання типу А. Довідникові дані: для заданих труб внутрішній діаметр 50,3 мм; товщина стінки 5 мм; маса 1 м труби 6,8 кг; збільшення маси труб за рахунок потовщення кінців 0,7 кг; маса муфти для гладкої труби 1,3 кг і для труби з потовщеними кінцями 1,5 кг; довжина труби 10 м (виконання типу А); навантаження, за якого напруження в тілі труби сягає границі текучості, становить 324 кН; зрушуюче навантаження різьової з’єднини 204 кН.

Задача 191. Запроектувати фонтанну експлуатацію свердловини. Необхідно: розрахувати режимні параметри експлуатації; розрахувати піднімальні труби на міцність і вибрати обладнання; розрахувати штуцер. Вхідні дані приведено в таблиці 6.1.

Задача 192. Розрахувати ефективний газовий фактор. У скільки разів збільшиться ефективний газовий фактор у фонтанній свердловині, якщо гирловий тиск зменшиться у 2 рази? Вхідні дані приведено в таблиці 6.2.

Задача 193. Визначити мінімальний (граничний) вибійний тиск під час артезіанського фонтанування свердловини. Вхідні дані приведено в таблиці 6.3.

Задача 194. Розрахувати втрати тиску на тертя, а також визначити в скільки разів збільшаться втрати тиску на тертя під час руху газорідинної суміші в порівняння з рухом рідини, якщо об’ємний витратний газовміст потоку становить задану величину. Використати рекомендації А.Арманда. Об’ємний витратний газовміст (в %) взяти рівним двом останнім цифрам шифру залікової книжки, якщо вони не перевищують 85 і не менші 10. В інших випадках взяти: а) 100 мінус дві цифри шифру і плюс 25 (коли вони більші 85); б) дві цифри плюс 25 (коли вони менші 10). Вхідні дані приведено в таблиці 6.4.

Задача 195. Визначити мінімальний (граничний) вибійний тиск під час газліфтного фонтанування свердловини. Вхідні дані приведено в таблиці 6.5. Діаметр піднімальних труб 62 мм. Густину води взяти 1100 кг/м³.

Задача 196. Розрахувати технологічний режим і підібрати обладнання для експлуатації фонтанної свердловини, тобто: 1. Розрахувати дебіт свердловини (або вибійний тиск, або коефіцієнт продуктивності). 2. Визначити глибину опускання піднімальних труб у свердловину. 3. Визначити тиск на буфері або діаметр піднімальних труб. 4. Підібрати гирлову арматуру. Вхідні дані наведено в табл. 6.6.

Таблиця 6.1 - Вхідні дані до задачі 191 з проектування фонтанної експлуатації свердловини

Таблиця 6.2 – Вхідні дані до задачі 192 з визначення ефективного газового фактора

Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Газовий фактор, м3/т	А – Ж	60	70	80	90	100	60	100	90	80	70
	З – Л	70	80	90	100	60	70	60	100	90	80
	М – О	80	90	100	60	70	80	70	60	100	90
	П – Я	90	100	60	70	80	90	80	70	60	100
Тиск насичення, МПа		20	21	22	23	22	21	20	18	19	17
Тиск біля башмака піднімальних труб, МПа		20	21	22	23	22	21	20	18	19	17
Обводненість продукції, %	А – Ж	5	7	9	11	13	15	17	19	21	23
	З – Л	10	13	15	16	18	20	22	24	26	28
	М – О	15	19	23	27	31	35	39	43	47	50
	П – Я	20	11	13	19	23	27	28	29	32	44
Гирловий тиск, МПа	А – Ж	0,4	0,6	0,5	0,4	0,6	0,45	0,65	0,4	0,6	0,3
	З – Л	0,45	0,65	0,55	0,45	0,65	0,5	0,7	0,45	0,65	0,4
	М – О	0,5	0,4	0,6	0,5	0,7	0,55	0,75	0,5	0,7	0,5
	П – Я	0,55	0,45	0,65	0,55	0,75	0,6	0,8	0,55	0,75	0,6

Таблиця 6.3 – Вхідні дані до задачі 193 з визначення мінімального вибійного тиску артезіанського фонтанування

53

Таблиця 6.4 – Вхідні дані до задачі 194 з визначення втрат тиску на тертя газорідинної суміші

Таблиця 6.5 – Вхідні дані до задачі 195 з визначення мінімального тиску газліфтного фонтанування свердловини

Таблиця 6.6 – Вхідні дані до задачі з розрахунку технологічного режиму фонтанної свердловини