Строение эксплуатационного объекта

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………….…….3

1. Сведения о месторождении(площади)……………………………................4

2. Строение эксплуатационного объекта………………….…… ………………6

3. Литолого-физическая характеристика коллекторов……………………… 9

4. Физико-химические свойства жидкостей и газов……………………………11

5. Эксплуатация скважин насосными установкам…………..………...……...15

6. Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин….17

7. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин…………………………………………............................................20

8. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта..............................24

9. Характеристика исследований на фонде механизированных скважин………………………......................................................................30

10. Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах…………….................................................................................34

11. Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт………………………………………….39

12. Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин …………………………. ……………………………………….......42

Список литературы………………………………………………………..........44

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Джалильнефть», «Елховнефть», учебном полигоне

Основные задачи практики являлись:

1. Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

5. Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.

В ходе учебной практики мы посетили ознакомились с обустройством ГЗУ, ДНС, а также с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были ГЗНУ, ДНС, КНС НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку. Не менее интересно была ознакомительная практика на учебном полигоне.

 

 

 

1. Сведения о месторождении(площади)

Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связан­ных общим участком земной поверхности.

Под залежью нефти и горючих газов понимается естест­венное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуро­ченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается комплекс мероприятий, которые связаны с извлечением нефти и газа из отдельных залежей, складывающих данное месторождение, а также управление движением нефти и газа к скважинам и регулирование баланса пластовой энергии.

 

Рис. 1 Типы режимов нефтяного пласта

а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворённого газа; г) гравитационный

В Татарстане открыто 127 месторождений нефти, объединяющих более 3000 залежей нефти. Здесь расположено одно из крупнейших в России месторождений — Ромашкинское на юго-востоке республики у города Альметьевск, и крупное Новоелховское нефтяное месторождение Лениногорском районе. Также крупными месторождениями являются Бавлинское, Первомайское, Бондюжское, Елабужское, Собачинское. Вместе с нефтью добывается попутный газ — около 40 м³ на 1 тонну нефти. Известны несколько незначительных месторождений природного газа и газового конденсата. Также в республике открыты Лангуевское, Ново-Чегодайское

 

месторождения сверхвязких нефтей, Нурлатское, Искринское, Вишнево-Полянское, Черемшанское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ново-Суксинское, Бахчисарайское, Бардинское, Нижне-Нурлатское, Шиповское, Шиповское, Лазурное, Купавное, Западно-Урустамакское, Западно-Хрусталинское, Коногоровское, Бухарское, Западно-Галицкое, Соколкинское, Аксаринское, Упино-Малевское, Кутушское, Ерсубайкинское, Ново-Суксинское, Пионерское, Чегодайское и другие нефтяные месторождения.

 

 

Строение эксплуатационного объекта

Основным элементом разработки каждого эксплуатационного объекта (залежи или пласта) является схема размещения эксплуатационных скважин на площади и расстояние между скважинами.

Может осуществляться также совместно-раздельная эксплуатация нескольких объектов одной сеткой скважин. При такой системе эксплуатации все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважины. Большинство нефтяных и газовых месторождений мира представляют собой совокупность нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно один над другим. В таких многопластовых месторождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется, исходя из технико-экономических соображений.

Площадь залежи может разбуриваться либо по однородной геометрической сетке (треугольной или квадратной), либо рядами скважин, располагаемыми параллельно контуру водо- или газоносности.

Динамику указанных показателей разработки целесообразно анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 2)

1 стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть

 

резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. выполняют

комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки;

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки;

Рис 2. Стадии разработки эксплуатационного объекта

IV стадия—-завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки.

Границы между стадиями разработки устанавливают следующим образом:

Ко II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%. Предшествующие II стадии годы относят к 1 стадии разработки. Границу между II и III стадиями проводят между последним годом II стадии и первым после него годом с добычей. отличающейся от максимальной более чем на 10%.

Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%.

Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко 1 и 11 стадии объединяют в ранний, a III н IV—в поздний периоды разработки.

 

3. Литолого-физическая характеристика коллекторов

Нефтепроявления в пределах рассматриваемого района отмечены во многих горизонтах, терригенных (отложения среднего девона – пласты D111 и D, пашийский горизонт – пласт D1, бобриковский горизонт нижнего карбона), так и в карбонатных коллекторах – известняки данкого-лебедянских и заволжских отложений турнейского яруса, алексинский горизонт. В настоящее время основными эксплуатационными объектами, из перечисленных выше, являются пашийский и бобриковский горизонты. В разрезе алексинсокого горизонта Татарии выделяются четыре пласта коллектора: Ал–1, Ал–2, Ал–3, Ал–4, которые перекрываются плотными породами реперных пачек. Пласт Ал–2 сложен доломитами различной зернистости, преимущественно мелкозернистыми и известняками. Тип коллектора преимущественно поровый. Отмечается наличие микрокаверн, макро и микротрещин. Это указывает на более сложный тип коллектора, возможно порово-каверно-трещиноватый. Пачка непроницаемых пород тульского горизонта, представленных темно-серыми, глинистыми окремнелыми известняками, с редкими прослоями аргиллитов толщиной от 30 до 60см. является покрышкой алеврито – песчаных пород бобриковско-радаевского продуктивного горизонта. В разрезе бобриковского горизонта выделяется сверху вниз четыре пласта: бр-2, бр-1, бр. Пласты разделены пачками глинистых алевритов и глин толщиной от 1 до 8 м.

Породы, слагающие продуктивные пласты, относятся к многоминеральным кварцевым песчаникам и алевролитам. Песчаники мелкозернистые алевролитовые – 57 - 60%, алевролиты крупнозернистые песчаные – 25 - 27%. Кварц составляет 95 - 99%. В целом залежь бобриковского горизонта пластовая сводовая, участками литологическая сложная. Покрышка для залежи нефти в турнейском ярусе служат глинистые породы елховско-радаевского возраста и плотные известняки турнейского яруса. Коллектор

 

 

яруса незначительно прерывист. Доля неколлектора составляет 22% от общей площади залежи. Зоны замещения плотными породами размещены по площади небольшими участками.

Заволжский и данково-лебедянский горизонты сложены примерно на 86% известняками и на 14% доломитами. Среди известняков преобладают тонкозернистые разности, далее по количеству известняки пелитоморфные, еще в меньшем количестве известняки разнозернистые (от тонко- до крупнозернистых) и исключительно редко встречаются известняки органогенно-блочные. Породы большей частью плотные и крепкие, но даже и в случае трещиноватых разностей породы также имеют плотное монолитное сложение, так как обычно крупные трещинки обычно заполнены агрегатом зернистого кальцита или глинисто битуминозными материалами. Поры имеют неправильную форму размером от 0,01 - 0,1 мм. Тип коллектора смешанный порово-каверно-трещинный. Литолого-петрографическая характеристика продуктивных отложений пашийского горизонта в основном однозначна. Породы слагаются песчаниками и алевролитами и их переходными разностями. Наличие глинистых разделов в основном незначительной толщины и в пределах площадей, не приуроченных к определенным интервалам разреза, что позволяет все эти залежи рассматривать в виде единой гидродинамической системы. В нижней части этой системы доля коллекторов составляет 80 - 85% от объема горизонта, причем, с явным преобладанием песчаника. Доля алевролитов составляет 2 - 5 %. В верхней части горизонта доля коллекторов постепенно уменьшается, а алевролитов увеличивается. В целом по местонахождению все залежи относятся к пластовым сводовым.

4.Физико-химические свойства жидкостей и газов

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа∙с, плотности – 0,806 т/м3, давление насыщения – 7,5 МПа..

Исследования девонских нефтей показали, что нефти пласта DII несколько тяжелее, более газонасыщенны и имеют повышенное давление насыщения. Распределение давления насыщения нефти газом по данным Желонкина А.И. показало, что давление насыщения пласта DI на Туймазинской площади уменьшается от центра залежи к периферии (от 9,4 до 8,2 МПа), за счёт чего и отмечается некоторое увеличение плотности и вязкости нефти. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность и вязкость.

Плотность разгазированной нефти пласта DII по новым данным составила 851 кг/м3, вязкость при 20 оС - 9,8 мПа∙с, содержание серы - 1,6 %. Пластовые воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу. Общая их минерализация составляет 266 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Соли, находящиеся в растворе, представлены практически только хлоридами, среди которых преобладает хлорид натрия. В растворе находится около 200 мг/л закисного железа, бария до 100 мг/л и стронция от 100 до 500 мг/л. Химическая характеристика вод приведена в таблице 1.2. Воды пластов DI и DII имеют близкий солевой состав и по отдельным анализам различить их затруднительно.

Средняя плотность разгазированной нефти пласта DI по двум определениям составила 863 кг/м3, вязкость при 20оС - 20,0 мПа∙с при диапазоне изменения 7,0 - 33,0 мПа∙с; содержание серы - 1,5 %, смол силикагелевых - 12,7 %, асфальтенов и парафинов по одной пробе соответственно 2,97 и 3,12 %.

Характеристика поверхностных нефтей девонских пластов показывает, что нефти пластов DI, DII, DIII, DIV лёгкие (847 – 856 кг/м3), маловязкие (8,7 - 10,9

 

мПа∙с), сернистые (1,1 - 1,5 %), смолистые (8,95 - 14,1 %), парафинистые (4,8 –

5,5 %).

Данные исследований показывают, что нефти девонских пластов DI, DII и DIV схожи между собой и характеризуются следующими свойствами: плотность - 847 - 856 кг/м3, вязкость при начальном пластовом давлении в пласте DI - 1,95 - 3,22 мПа·с, в пласте DII - 2,46 - 3,18 мПа·с, в пласте DIV - 2,9 - 3,22 мПа·с. Средние значения давления насыщения составляют: в пласте DI - 9,12 МПа, в DII - 9,57 МПа и в DIV - 8,62 МПа. Средние значения газосодержания нефтей равны: для пласта DI - 62 м3/т, DII - 64 м3/т, DIV - 55 м3/т.

Свойства нефтей фаменского яруса определялись по поверхностным пробам, отобранным из трёх скважин. Нефть тяжёлая - 910 кг/м3, высоковязкая - 89,8 мПа∙с, высокосернистая - 4,45 %. По своим параметрам она близка к нефтям терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса. Параметры пластовой нефти оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Вязкость пластовой нефти составила 37,8 мПа∙с, плотность – 0,899 т/м3, давление насыщения – 4,3 МПа.

Свойства пластовой нефти турнейского яруса (C1t) изучены по двум пробам, отобранным из скважины 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м3, вязкость - 17,4 мПа∙с, газосодержание - 10,4 м3/т.

В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород. В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые - 893 кг/м3, вязкие - 32,3 мПа∙с, смолистые - 13 %, сернистые - 2,8 %, парафинистые - 3,7 %. Пластовая нефть терригенной толщи нижнего карбона характеризуется следующими свойствами: плотность - 864 кг/м3, вязкость - 12,4 мПа∙с, давление насыщения - 6,3 МПа, газосодержание - 22,0 м3/т. В газах преобладают метан, этан, пропан. Сероводород присутствует в количестве 0,8 - 1,4 %, в пластовой нефти- 0,15 %.

Газ пласта DIV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана. Состав газа пластов DI и DII практически одинаков. Характерным для девонских попутных газов является: отсутствие сероводорода, относительная плотность выше 1, наличие азота, гелий и аргон. Газы Туймазинского месторождения относятся к жирным.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальцевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г/л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание бром. Среди анионов преобладает содержание ионов хлора 4,49 млн. молей/м3, из катионов значительно содержание натрия - 3,3 млн. молей/м3. Воды горизонтов карбона характеризуются хлоркальциевым, хлорнатриевым типами. Встречается сероводород. Воды пермских отложений сульфатнонатриевого типа.

Компонентный состав газа приведен в таблице 1.

Наименование компонентов и показателей	Значение (% от объема)
N2	15,41
CH4	19,25
C2H6	15,65
C3H8	17,96
iС4Н10 iC4H10	3,02
NC4H10	4,26
iC5H12	1,51
C6+высш.	1,46
СО2	0,66

 

таблица 1.

На месторождениях республики Башкортостан добываются девонские и высокосернистые нефти. До недавнего времени сбор, транспорт и подготовка девонских нефтей осуществлялись с использованием негерметичных резервуаров большого объема, работающих при атмосферных давлениях.

Технологические схемы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетом объемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствии с этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделения и утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество и конструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, то резервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными являясь основным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения через неплотности, имеющиеся по проектным рещениям.

5. Эксплуатация скважин насосными установкам

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация не эффективна по причине малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы применяются в скважинах, где необходимо высокие и форсированные отборы жидкости.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из подземного и наземного оборудования.

В подземное оборудование входят погружной многоступенчатый вертикальный центробежный насос, электродвигатель, протектор (устройство защиты элктродвигателя от попадания в него скважинной жидкости), специальный кабель для подачи электроэнергии, обратный клапан предотвращающий слив жидкости обратно в скважину при остановке агрегата,и устройство для слива жидкости из НКТ во время их подъема.

К наземному оборудованию относятся кабельный барабан, направляющий ролик устьевая арматура, автоматическая станция управления.

Для привода погружных центробежных насосов применяют специальные асинхронные электродвигатели трехфазного тока, в герметичном исполнении мощностью от 10 до100 квт. Длина двигателя в зависимости от мощности колеблется от 5 до 10 м. Диаметр двигателей – 103; 119; 123; 135 мм.

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления установкой и защиты электродвигателя от перегрузок при коротких

 

 

замыканиях, а также отключения двигателя при прекращении подачи жидкости и последующего включения по заданной программе.

В настоящее время выпускается насосы с подачей: 40; 80; 130; 200 м³/сут

для обсадной колонны не менее 122 мм; 100;160; 250; 350; 500; 700 м³/сут для обсадной колонны не менее 144 мм. Секционные многоступенчатые погружные электронасосы содержат от 130 до 400 и более ступеней

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристики насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней и созданием на устье противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера.

Глубина погружения насоса под динамический уровень зависит от содержания в газожидкостной смеси свободного газа и может колебаться в широком диапазоне от100 до 400 м, а в некоторых случаях значительно ниже.

Типичными осложнениями при добыче ЭЦН являются:

вредное влияние газа (в качестве мероприятий против этого, увеличивают глубину погружения, устанавливают на приеме насоса газовый сепаратор), вредное влияние песка (для предотвращения попадания песка в узлы насоса на приеме устанавливают фильтр), а также выход из строя электродвигателя в результате короткого замыкания, разрушение рабочего колеса насоса и др.

 

 

6. Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин

Нефтяные и газовые скважины, как и любые инженерные сооружения, в процессе их эксплуатации нуждаются в проведении текущих, планово-предупредительных и капитальных ремонтов.

Ремонт наземного оборудования (станки-качалки, устьевые арматуры, трубопроводы, трапы и т. п.) производят слесарно-ремонтные бригады или бригады по добыче нефти. Ремонт подземного оборудования производят специализированные бригады по подземному ремонту скважин. Эти бригады обычно выполняют следующие виды работ:

1) смена подземного оборудования — насосов, труб, штанг;

2) перевод скважины с одного на другой способ эксплуатации;

3) изменение подвески подземного оборудования;

4) ликвидация песчаных пробок;

5) ловля оборвавшихся или отвернувшихся штанг;

6) тартание и свабирование скважин при их освоении.

Все работы по подземному текущему сопровождаются спуском в скважину и подъемом из него труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливают какие-либо подъемные сооружения для проведения спускоподъемных работ.

Такими сооружениями являются вышки или мачты. Кроме этого, у скважины необходимо иметь подъемную установку. В качестве такой установки применяются тракторные или автомобильные подъемники, которые представляют собой механизированные лебедки, смонтированные непосредственно на тракторе или автомобиле.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается, поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полиспаста, собранные в один узел, называемый кронблоком,устанавливаются на верхней

 

 

площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колонны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки пропускается через оттяжной ролик, укрепленный у основания вышки.

При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента) над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор. Эксплуатационные вышки обычно изготовляются из отработанных бурильных и насосно-компрессорных труб. Стандартная высота заводских четырехногих вышек равна 24 и 28 м, их грузоподъемность 50 и 75 т. Нижнее основание имеет размеры 8 X 8 м, верхняя площадка 2 X 2 м.

Вышки устанавливаются на бутобетонных или деревянных фундаментах, а для устойчивости укрепляются оттяжками из стального каната, которые соединяются с якорями, вделанными в грунт.

Для обслуживания кронблока (монтаж, демонтаж, оснастка талевой системы, смазка) вышки снабжаются маршевыми лестницами.

При эксплуатации неглубоких скважин установка громоздких вышек нецелесообразна, поэтому над такими скважинами устанавливаются легкие, обычно двуногие мачты.

Мачты заводского изготовления имеют высоту 15 и 22 м с соответствующей грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона и укрепляется оттяжками.

 

 

Рис 13 Агрегат для подземного ремонта скважин:

1 — оттяжки вышки; 2 — установочные оттяжки;3 — клиновые упоры;4 — винтовой домкрат; 5 — поворотный кран; 6 — крюкоблок; 7 — коробка перемены передач; 8 — лебёдка; 9 — пост управления подъёма вышки; 10 — гидравлический домкрат,;11 — инструментальный ящик; 12 — задняя опора вышки

7. Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты. Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:

- ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);

- устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

- устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

- переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).