Методические указания для практических занятий по дисциплине" Основы нефтегазового дела"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ Индустриальный университет» Филиал ТИУ в г. Сургуте

Отделение СПО

основы нефтегазового дела

Методические указания для практических занятий

по дисциплине «Основы нефтегазового дела»

для студентов, обучающихся по специальностям

21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Составитель С. П. Криворучко

Сургут, 2016

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Методические указания предназначены оказывать индивидуальную помощь обучающимся в изучении основных понятий, идей, теорий и положений дисциплины, способствуют развитию их умений, навыков.

Методические указания разработаны на основании рабочей программы по учебной дисциплине МДК 01.01.* «Основы нефтегазового дела», рассмотренной на заседании ПЦК, протокол № 2 от 4 сентября 2016г.

В результате изучения дисциплины МДК 01.01.* «Основы нефтегазового дела» обучающийся должен иметь практический опыт:

• контроля за основными показателями разработки месторождений;

• контроля и поддержания оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин;

• предотвращения и ликвидации последствий аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях;

• проведения диагностики, текущего и капитального ремонта скважин;

• защиты окружающей среды и недр от техногенных воздействий производства;

уметь:

• определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и грунтов, осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;

• обрабатывать геологическую информацию о месторождении;

• обосновывать выбранные способы разработки нефтяных и газовых месторождений;

• проводить анализ процесса разработки месторождений;

• использовать средства автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа;

• проводить исследования нефтяных и газовых скважин и пластов;

• использовать результаты исследования скважин и пластов;

• разрабатывать геолого-технические мероприятия по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин;

• готовить скважину к эксплуатации;

• устанавливать технологический режим работы скважины и вести за ним контроль;

• использовать экобиозащитную технику;

знать:

• строение и свойства материалов, их маркировку, методы исследования;

• классификацию материалов, металлов и сплавов;

• основы технологических методов обработки материалов;

• геофизические методы контроля технического состояния скважины;

• требования рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений;

• технологию сбора и подготовки скважинной продукции;

• нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов;

• методы воздействия на пласт и призабойную зону;

• способы добычи нефти;

• проблемы в скважине:

• ценообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозию;

• особенности обеспечения безопасных условий труда в сфере профессиональной деятельности;

Техник-технолог должен обладать общими компетенциями, включающими в себя способность:

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

ОК 2. Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество.

ОК 3. Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за них ответственность.

ОК 4. Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития.

ОК 5. Использовать информационно-коммуникационные технологии в профессиональной деятельности.

ОК 6. Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями.

ОК 7. Брать на себя ответственность за работу членов команды, за результат выполнения заданий.

ОК 8. Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение квалификации.

ОК 9. Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной деятельности.

Техник-технолог должен обладать профессиональными компетенциями, соответствующими видам деятельности:

ПК 1.1. Контролировать и соблюдать основные показатели разработки месторождений.

ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин.

ПК 1.3. Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях.

ПК 1.4. Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин.

ПК 1.5. Принимать меры по охране окружающей среды и недр.

Количество часов, запланированное на практические занятия – 10 часов.

2. СОДЕРЖАНИЕ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

Таблица №1

Наименование разделов и тем

Кол-во

часов

Кол-во баллов по рейтингу

Уровень усвоения

Практическое работа №1

Расчет пластового давления по значениям уровней в скважине

2

0-15

3

Практическое занятие №2

Расчет коэффициента общей пористости осадочных пород. Расчет коэффициента абсолютной проницаемости породы

2

0-15

3

Практическое занятие №3

Расчет плотности и вязкости пластовой воды

2

0-15

3

Практическое занятие №4

Расчет молекулярной массы и плотности газа

2

0-10

3

Практическое занятие №5

Расчет плотности, объемного коэффициента и усадки нефти

2

0-10

3

Для характеристики уровня освоения учебного материала используются следующие обозначения:

1. – ознакомительный (узнавание ранее изученных объектов, свойств);

2. – репродуктивный (выполнение деятельности по образцу, инструкции или под руководством)

3. – продуктивный (планирование и самостоятельное выполнение деятельности, решение проблемных задач)

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 1

РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ЗНАЧЕНИЯМ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

Для измерения динамических и статических уровней в скважинах применяют звукометрические методы. С помощью эхолота с источником звукового сигнала определяют время прохождения импульса. Расстояние от устья скважины до уровня жидкости рассчитывают по формуле:

h = v t / 2, (1.1)

где v - скорость распространения звуковой волны, м/с; t - время ее распространения от устья до уровня жидкости и обратно, с.

В остановленной на определенное время скважине устанавливается статический уровень; во время работы - динамический уровень жидкости (рис. 1).

Определив динамический уровень можно приблизительно определить забойное давление: Рзаб = _Жg(Нскв - h_ДИН), (1.2)

где Нскв - глубина скважины, м; h_ДИН - динамический уровень, м; _Ж - плотность жидкости, кг/ м³.

Плотность жидкости в скважине рассчитывается по формуле:

_Ж = _В +_Н(1-), (1.3)

где _В , _Н - плотности воды и нефти соответственно, кг/ м³; -обводненность, доли ед.

Рис.1. Схема уровней жидкости в скважине: hст - статический уровень; hдин - динамический уровень; Нст - статический столб; Ндин - динамический столб; Нскв - глубина скважины.

Давление на забое остановленной на определенный период скважины приближается к пластовому. Для безводной скважины пластовое давление приблизительно определяется по формуле: P_ПЛ = _НgН_H , (1.4)

где Н_H - высота столба нефти в скважине, м; _Н - средняя плотность нефти в остановленной скважине, кг/ м³;

Н_H = Н _СКВ - h_СТ, (1.5)

_Н = (_{Н ПЛ} +_{Н ДЕГ})/2, (1.6)

где _{Н ПЛ} , _{Н ДЕГ} - плотность пластовой и дегазированной нефти соответственно, кг/м³.

Если скважина заполнена жидкостью до устья (h_ст=0), то пластовое давление можно определить по формуле:

P_ПЛ = _НgH_СКВ+ Р_У, (1.7)

где Ру - давление на устье скважины.

При насосной эксплуатации в затрубном пространстве может создаваться избыточное давление. В этом случае давление на забое скважины будет определяться суммой давления столба жидкости и избыточного давления газа в затрубном пространстве:

Рзаб = Рж_ДИН + Рзатр, (1.8)

в остановленной скважине пластовое давление можно определить по формуле:

Рпл = Рж_СТ + Рзатр (1.9)

где Рзатр - затрубное давление газа; Рж_ДИН, Рж_СТ - давления, оказываемые соответственно динамическим и статическим столбами жидкости; рассчитываются по формулам:

Рж_ДИН = _ЖgН_ДИН =_Жg (H_СКВ - h_ДИН), (1.10)

Рж_СТ = _ЖgН_СТ =_Жg (H_СКВ - h_СТ), (1.11)

где _Ж - плотность жидкости, определяемая по формулам (8.3) для обводненной продукции или (8.6) для безводной скважины.

Задача 1. По исходным данным (таблица 1.) рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине.

Исходные данные для расчета пластового давления

Таблица 1

Вари-

ант

Глубина скважины, м

Статический уровень жидкости, м

Плотность дегазированной нефти, кг/м³

Плотность пластовой нефти, кг/м³

Затрубное давление (на устье), МПа

1

1780

50

891

831

1,5

2

1820

65

883

820

2,1

3

2050

82

860

799

2,5

4

1910

48

854

789

1,6

5

1990

35

842

780

2,0

6

2010

56

859

797

0,9

7

2200

78

900

835

2,5

8

2250

70

891

822

2,7

9

2050

90

900

840

2,9

10

1500

86

862

802

0,8

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №2

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ОБЩЕЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости т_п называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр

(2.1)

Измеряется коэффициент пористости в долях или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным —поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин, (например, вследствие доломитизации) и т. д.

3адача 1. Определить коэффициент общей пористости образца породы, если объем зерен в образце V_з . Образец имеет форму цилиндра с диаметром D_обр и длиной L_обр. данные для расчетов приведены в таблице 1.

Определяем коэффициент пористости по соотношению

m=(V_o- V_з)/V_o

где V_o, V_з—объемы соответственно образца породы и зерен в образце, см³.

Варианты

Таблица 2

Параметр

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

D_обр, мм

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

L_обр, мм

30

35

40

45

30

35

40

45

30

35

V_з, см³

16

20

25

22

18

19

20

22

13

16

Проницаемость— фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрации в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе.

Абсолютная проницаемость—свойство породы, и она не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Задание 2. По данным задания 1 и таблицы 2 определить коэффициент абсолютной проницаемости породы, пропуская воздух через образец длиной L_обр. и диаметром D_обр. Давление перед и за образцом соответственно Р₁ и Р₂. Вязкость воздуха при 20 °С (в условиях опыта) =0,018 мПа-с. За t через образец переместилось V_B воздуха при атмосферном давлении.

Коэффициент абсолютной проницаемости k определяют по формуле

(2.2.)

где l—длина образца, м; F—площадь поперечного сечения образца, м²; —вязкость воздуха, мПа/с; Vв—объем воздуха, переместившегося через образец, м³; Р₁, Р₂—давление соответственно перед и за образцом, Па; t— время продувки, с. Подставив в формулу числовые значения величин, получим:

Варианты

Таблица 3

Параметр

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Р₁х10⁵, Па

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

Р₂х10⁵, Па

1,0

1,2

1,1

1,3

1,4

1,4

1,6

1,7

1,5

1,8

Vв, м³

0,0036

0,0038

0,004

0,0042

0,0035

0,0039

0,0041

0,0045

0,0044

0,0035

t, с

180

190

185

200

175

195

200

210

205

179

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 3

РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Условные обозначения в расчетах:

• _ВП - плотность дистиллированной воды при 20 С, кг/м³;

• S - концентрация солей в воде, кг/м³;

• _ВП(t), _ВП - плотность минерализованной воды при температуре t и 20 С соответственно, кг/м³;

• _ВП - вязкость пластовой воды при температуре t, мПас;

• _В(t) - вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПас;

• - разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20С.

Плотность пластовой воды в зависимости от содержания солей приближенно может быть рассчитана по формуле:

_ВП = _В + 0,7647 S. (7.1)

Влияние температуры в диапазоне 0...45 С приближенно учитывается по формуле:

_ВП (t) = _ВП - 0,0714 (t -20). (7.2)

Вязкость минерализованной воды приближенно может быть рассчитана следующим образом (при ^*):

_ВП = _В(t) 10^{0,8831 0,001}

_В(t) = 1353 (t+50)^-1,6928. (7.3)

Разность между плотностью минерализованной и дистиллированной водами при 20С определяется по формуле:

= _ВП - 998,3. (7.4)

Параметр ^* рассчитывается по формуле:

^*= 0,793(146,8- t), (7.5)

при >^*

_ВП = _В(t) 10 ^0,001А(), (7.6)

где А() - функция, значения которой зависят от температуры и плотности:

при 0 t 20 С

А() = 2,096( - 0,5787^*), (7.7)

при 20 < t 30 С

А() = 2,096( - 0,5787^*) - 0,032(t-20) ( - ^*), (7.8)

при t > 30 С

А() = 1,776( - 0,503^*). (7.9)

Задача 7. Рассчитать плотность и вязкость пластовой воды по исходным данным, представленным в таблице 7.

Исходные данные для расчета плотности и вязкости пластовой воды

Таблица 7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

t,С

3

7

10

12

15

20

23

26

29

32

35

38

40

43

45

S,г/л

50

122

87

146

101

110

155

76

127

179

95

150

115

168

134

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 4

РАСЧЕТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ И ПЛОТНОСТИ ГАЗА

Под плотностью нефтяного газа понимают его массу, заключенную в 1 м³ при 0 С и

атмосферном давлении Р = 0,1 МПа; измеряется в кг/м³.

Относительная плотность газа – это отношение плотности газа к плотности воздуха при стандартных условиях. Под нормальными условиями понимают условия, при которых давление Р = 0,1 МПа, а температура Т = 273 К (0С); под стандартными – Р = 0,1 МПа, Т = 293 К (20С).

Молекулярная масса газа определяется путем суммирования масс атомов, входящих в молекулу; измеряется в молях или киломолях. Для всех газов объем киломоля постоянен и равен при стандартных условиях 24,05 м³, при нормальных - 22,41 м³.

Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле:

n

М_Г = y_i M_i, (4.1)

i=1

где y_i - мольная доля i- го компонента в газовой фазе; M_i - молекулярная масса i- го компонента; n - число компонентов в смеси газов.

Плотность газа при нормальных условиях вычисляется по формуле:

_Г0 = М_Г/22,41, (4.2)

при стандартных условиях - по формуле:

_Гст = М_Г/24,05. (4.3)

Относительная плотность газа по воздуху рассчитывается по формуле:

_

_Г = М_Г/28,98. (4.4)

где 28,98 - молекулярная масса воздуха

Или по формуле:

(4.5)

Задача 4. В таблице 8. приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Рассчитать молекулярную массу каждого компонента, молекулярную массу газа, его плотность при стандартных условиях и относительную плотность по воздуху.

Компонентный состав газа

Таблица 8

Вариант

Месторождение

Компонентный состав газа, % объемные

СН₄

С₂Н₆

С₃Н₈

С₄Н₁₀

С₅Н₁₂

СО₂

N₂

H₂S

1

Самотлорское

53,4

7,2

15,1

8,3

6,3

0,1

9,6

-

2

Уренгойское

98,84

0,1

0,03

0,02

0,01

0,3

1,7

-

3

Оренбургское

84,0

5,0

1,6

0,70

1,80

1,1

4,2

1,6

4

Шатлыкское

95,6

2,0

0,34

0,10

0,05

1,15

0,76

-

5

Астраханское

58,86

1,88

0,6

0,23

0,12

11,0

1,38

26,5

6

Ромашкинское¹

37,3

20,7

18,9

9,5

4,8

-

8,8

-

7

Туймазинское ²

39,47

16,83

6,58

2,8

1,1

-

31,62

1,6

Атомные массы компонентов

Таблица 9

Компонент

Водород

Углерод

Кислород

Сера

Азот

Атомная масса

1,008

12,011

15,999

32,064

14,007

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 5

РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ, ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА И УСАДКИ НЕФТИ

Важной характеристикой нефти является плотность. Обычно она составляет 750...940 кг/м³, но бывают нефти с плотностью более 1000 кг/м³ и менее 750 кг/м³. Вместе с нефтью на поверхность извлекается газ, называемый попутным.

Количество газа в м³, приведенное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т или 1 м³ извлеченной нефти, называется газовым фактором.

Газ выделяется из нефти на всем пути движения от пласта до установок подготовки; окончательное отделение газа происходит на установках подготовки нефти в концевых сепараторах. Объем дегазированной нефти отличается от объема пластовой нефти. Изменение объема нефти характеризует объемный коэффициент, определяемый отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти. По величине объемного коэффициента можно определить усадку нефти, показывающую уменьшение объема нефти после дегазации.

Условные обозначения в расчетах:

p - давление, МПа;

t - температура, С;

Г₀ - газонасыщенность, м³/м³;

_НГ - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом;

_Н, _Г - плотность соответственно нефти и газа при 20 ⁰С и 0,1 МПа, кг/м³;

_Н - коэффициент термического расширения нефти.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

b = 1 + _НГГ₀ + _Н (t-20) - 6,5 10^-4 p. (5.1)

Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент приближенно можно рассчитать по формуле:

b = 1 + 310^-3 Г₀ . (5.2)

Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом _НГ рассчитывается по формуле:

_НГ = 10^-3[ 4,3 + 0,858_Г + 5,2( 1- 1,5 Г₀10^-3) Г₀10^-3 - 3,54_Н10^-3]. (5.3)

Коэффициент термического расширения нефти _Н рассчитывают в зависимости от плотности нефти по следующим формулам:

_Н = 10^-3 2,638(1,169 - _Н10^-3) при 780<_Н< 860 кг/м³,

_Н = 10^-3 1,975(1,272 - _Н10^-3) при 860<_Н< 960 кг/м³ . (5.4)

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

_НГ = b^-1 (_Н + _Г Г₀) . (5.5)

Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

u = (b -1) / b. (5.6)

Задача . Рассчитать плотность, объемный коэффициент и усадку нефти по исходным данным, представленным в таблице 10.

Исходные данные для расчетов

Таблица 10

Вариант

Газовый фактор, м³/м³

Плотность дегазированной нефти, кг/м³

Плотность

газа,

кг/м³

Пластовое давление,

МПа

Пластовая температура, С

1

17,0

891

1,52

17,0

40

2

19,9

883

1,34

16,7

53

3

15,6

860

1,46

15,4

37

4

15,0

854

0,88

18,3

29

5

16,7

842

0,95

20,5

24

6

20,8

859

1,12

15,7

42

7

18,0

900

1,43

17,8

25

8

14,4

891

0,98

18,0

47

9

14,5

900

1,01

19,2

50

10

15,4

862

0,94

16,9

41

Список Литературы

1. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа. ГУП «Башкортостан».2001. 543 с.

2. Бахарев М.С. Грачев С.И. Сорокин П.М. и др.«Справочное руководство для мастеров буровых бригад» Справочное издание.-Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья» .2002.

3. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А., Основы нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1988. -200с.

4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М. Недра. 1990.

5. Муравьев М.В. Основы нефтяного и газового дела. М. Недра. 1967.

6. Насосы и компрессоры./С.А. Абдурашитов, А.А. Тупиченков, И.М. Вершинин, С.М. Тененгольц- М.: Недра, 1974.-296с.

7. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1988. -360 с.

8. Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Е.И. Бухаленко - 2-е издание, перераб. и доп. - М.: Недра» 1990.

9. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. Справочное издание.-Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз»; 2001.-380с. ил.

Подписано к печати 2.09.2016 Бум. писч. № 1

Заказ № Уч.изд.л. 13,0

Формат 60 х 90 1/16 Усл.печ.л. 1,6

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 50 экз.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский индустриальный университет»

филиал в г. Сургуте

628400, г. Сургут, Тюменская обл., ул. Энтузиастов, 38

1 Состав газовой фазы после однократного разгазирования

2 После первой ступени сепарации угленосной нефти