Госник

Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 расшифровывается следующим образом: У—установка; ЭДН5-12.5-800— типоразмер электронасоса; Э—привод от погружного электродвигателя; Д—диафрагменный; Н—насос; 5 — номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5— подача, м3/сут; 800—напор, развиваемый электронасосом, м; ВП 00—вариант поставки; 1,6—верхний предел измерения манометра электроконтактного, МПа.

Установки погружных диафрагменных электронасосов предназначены для перекачивания пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Содержание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2 %; максимальное объемное содержание нефтяного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель пластовой воды рН 6,0—8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,01 г/л. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °С.

Достоинства 1 незначительная зависимость подачи от давления

2 равномерная подача

3 малая металлоемкость

4 простота обслуживания Недостатки

1 низкий межремонтный период

2 малая подача

3 малая надежность отд. узлов редуктор, клапанная система, диафрагма

Схема насоса:

1-предохранительный клапан;2-нагнетательный клапан;3-всас клапан;4-диафрагма; 5- пружина; 6-конический редуктор; 7-подшипники качения.

Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, включающего четырехпо-люсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично

изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части).

В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой. Головка соединяется резьбой с корпусом. Насосная часть присоединяется к электродвигателю при помощи цилиндрического стакана, который монтируется после завершения сборки электронасоса. В головке установлены три токоввода, соединяемые дополнительным штеккерным разъемом с выводными концами обмотки статора электродвигателя. Сетка предохраняет газосепаратор и всасывающий клапан от попадания крупных частиц. Патрубок и муфта служат для монтажа электронасоса на устье скважины и соединения его с HKТ. Трубка защищает нагнетательный клапан от осаждения песка.

39. Основные гидравлические схемы установок гидропоршневых насосов (ГПН). Рабочая жидкость для привода ГПН. Достоинства и недостатки.

Установки гидропоршневых насосов Назначение и комплектность оборудования установки Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) предназначены для добычи нефти из 2—8 кустовых наклонно-направленных скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн 117,7—155,3 мм. Установки можно применять для добычи нефти плотностью 870 кг/м3, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, при температуре пласта до 120 °С. Установки изготовляют в климатическом исполнении У, ХЛ. Пример условного обозначения установки при заказе: установка гидропоршневых насосов УГН25-150-25, где УГН—установка гидропоршневых насосов; 25— подача одного гидропоршневого агрегата, м3/сут; 150—подача установки суммарная, м3/сут; 25—давление нагнетания гидропоршневого агрегата при заданном давлении нагнетания рабочей жидкости, МПа.

Установка УГН состоит из скважинного и наземного оборудования. Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно-поступательного действия, пре образующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса. Скважинное оборудование включает в себя гидропоршневой насосный агрегат, размещенный в нижней (призабойной) части обсадной колонны, систему каналов, по которым подводится рабочая жидкость, отводится добытая и отработанная жидкость; устьевую арматуру и вспомогательные устройства: ловильную камеру, мачту с подъемным устройством и переключателем потока рабочей жидкости. В состав наземного оборудования входят устройства для подготовки рабочей жидкости, насосы высокого давления, распределительная гребенка, которая служит для направления рабочей жидкости под заданным давлением с требуемым расходом к гидропоршневым насосным агрегатам, силовое и контрольно-регулирующее электрооборудование.

Достоинства: Использование гидропривода позволяет при небольшом давлении силового насоса применить погружной насос с высоким рабочим давлением или при небольшом расходе рабочей жидкости—с высокой подачей. Это достигается возможностью изменения в определенном диапазоне отношения эффективных площадей насоса и гидродвигателя (n) установкой поршней разного диаметра как в насосе, так и в гидродвигателе. При n> 1 насос имеет повышенную подачу, при n<1—повышенное давление.

Установка гидропоршневых насосов: 1 – замерное устройство; 2 – технологический блок; 3 – блок управления; 4 – оборудование устья скважины; 5 – НКТ; 6 – гидропоршневой насосный агрегат; 7 – пакер Наличие прямого и обратного потоков рабочей жидкости обеспечивает спуск и подъем гидропоршневого насоса потоком жидкости вниз и вверх по скважине, т.е. автоматизировать подземный ремонт скважины и осуществить его без бригады подземного ремонта. Скважинное оборудование установки Гидропоршневой агрегат (ГН) разделяется на три части: собственно ГН, седло, сбрасываемый обратный клапан. Седло укрепляется на конце насосно-компрессорных труб (НКТ) и служит для посадки клапана и ГН при сбрасывании в НКТ. После установки устьевого переключателя в положение «подъем» поток рабочей жидкости направляется в колонну, по которой при положении «работа» поднимается смесь добытой и отработанной жидкостей. Поток увлекает ГН вверх и

доставляет в ловильную камеру устья. После перекрытия центральной задвижки, отсекающей камеру от внутрискважинного пространства, снимают ловильную камеру и извлекают ГН, а на его место вставляют новый насос; возвращают камеру в исходное положение, открывают центральную задвижку, ставят переключатель в положение «работа». Насос под действием собственного веса и потока рабочей жидкости двигается вниз, доходит до посадочного седла и начинает работать.

Регулятор расхода, установленный на распределительной гребенке, поддерживает подачу насоса на заданном уровне.

Подачу жидкости из скважин определяют следующим образом: измеряют промысловыми средствами расход смеси рабочей и добытой жидкостей, затем—расход рабочей жидкости средствами, входящими в комплект наземного оборудования установки, и вычитают значение второй величины из значения первой.

Рисунок - Схема гидропоршневого агрегата: 1 — колонна НКТ; 2 — гидропоршневой насос; 3 — золотник; 4 — седло насоса; 5 — поршень двигателя; 6 — узел рас-

пределения; 7 — поршень насоса; 8 — сбрасываемый клапан; 9 —пакер.

Установки УГН выполняются по схеме с открытой циркуляцией рабочей жидкости (ОРЖ), имеющей простейшее конструктивное исполнение и один ряд НКТ — пакерное устройство, позволяющее использовать в качестве канала кольцевое пространство между колонной НКТ и обсадной колонной. Смесь добытой и отработанной жидкостей поступает в систему емкостей, где происходит отделение газа, воды, механических примесей, а оставшаяся часть смеси—на прием силового насоса и в коллектор продукции. При герметизированной однотрубной системе нефтепромыслового сбора нефти и газа отсепарированный газ направляется в тот же коллектор.

Для улучшения смазывающих свойств рабочей жидкости, борьбы с коррозией, ускорения дегазирования и деэмульсации, в поток жидкости с помощью специального дозировочного насоса, входящего в состав наземного оборудования, добавляют присадки, химические реагенты, ингибиторы.В качестве силовых насосов используют трехили пятиплунжерные насосы высокого давления.

Рабочая жидкость, выходящая из газосепаратора, перед поступлением на прием силовых насосов проходит через гидроциклонный аппарат, где происходит отделение механических примесей в поле центробежных сил.

Очищенная от газа, воды, механических примесей рабочая жидкость под высоким давлением направляется на гребенку для распределения по напорным наземным трубопроводам, а затем—в оборудование устья скважин, откуда при положении устьевого переключателя «работа»—в НКТ и далее в ГН, приводя его в действие.

Гидропоршневой насосный агрегат представляет собой прямодействующий гидравлический насос, управление гидродвигателем которого осуществляется золотниковым устройством. Этот агрегат состоит из собственно гидропоршневого свободно сбрасываемого насоса, посадочного седла и сбрасываемого об-

ратного клапана. Конструкцией ГН определяются основные параметры установки: подача, давление, расход рабочей жидкости, рабочее давление, к. п. д., глубина спуска в скважину, размер и конструкция лифта, надежность.ГН включает поршень насоса, жестко соединенный силовым штоком с поршнем двигателя, управляющее золотниковое устройство и клапаны — всасывающий и нагнетательный. Рабочая жидкость поступает в одну из полостей двигателя, создавая усилие, увлекающее поршень двигателя и соответственно поршень насоса вверх или вниз. При подходе поршня двигателя к крайнему положению золотник под механическим или гидравлическим воздействием поршня двигателя перемещается в противоположное положение, меняя направление движения рабочей и отработанной жидкостей в гидродвигателе. Это приводит к изменению направления поршневой группы. Насос, совершая возвратно-поступательное движение, откачивает жидкость из пласта через всасывающий и нагнетательный клапаны.

40. Технические характеристики самоходных подъемных агрегатов для текущего и капитального ремонта скважин. Расчет потребной мощности и степени использования.

Для безвышечного проведения ПРС используются следующие самоходные агрегаты: А-50У; Азинмаш-37А; Азинмаш-43А; Бакинец-3М. А-50У используется при КРС.

Техническая характеристика

Кинематическая схема должна обеспечивать проведение следующих операций:

СПО труб и штанг, Спуск и подъем инструмента при очистке скважины, Подъем и спуск инструмента при разбуривании песчаных и цементных пробок, Приведение в действие ротора при бурении, Спуск и подъем желонки (труб), Проведение ловильных работ, Перемещение тяжести на поверхности и проведение вспомогательных операций при помощи дополнительных катушек на лебедке.

Конструктивные требования, предъявляемые к агрегатам:

Конструкция лебедок и мачт должна обеспечивать возможность их размещения на транспортной базе. Скорости подъема груза должны регулироваться в широком диапазоне. Основные узлы должны быть монтажеспособными и ремонтоспособными. Лебедки должны иметь надежную тормозную систему механического и гидравлического действия. Барабаны лебедок должны быть оборудованы храповым механизмом. Лебедки от привода должны включаться при помощи фрикционных муфт. Емкость и конструкция барабана лебедки должна обеспечивать наматывание каната до 2000 м различного диаметра. Все точки трения должны легко и быстро смазываться. Лебедка должна иметь шпилевую катушку. Управление подъемников должно осуществляться с общего пульта. Коробка скоростей должна иметь устройство против самовключения. Вышка или мачта должна надвигаться и подниматься автоматически. Расположение центра подъемника должно обеспечивать его устойчивость при перемещении по дороге с углом наклона не более 200. Детали и узлы подъемника должны быть максимально унифицированы. Транспортируемое оборудование и инструмент необходимо компактно разместить на транспортной базе.

Вышка или мачта не должны ухудшать проходимость и маневренность подъемника. Конструкция агрегата должна обеспечивать его быстрый монтаж и демонтаж на скважине.

Мощность двигателя подъемника, необходимая для подъема груза (колонна труб + вес подвижных частей талевой системы):

где N — мощность двигателя подъемника в Вт; р — вес поднимаемого груза и подвижных частей талевой системы в Н; т — масса груза в кг; g — ускорение свободного падения, в расчетах можно принимать g=10 м/с2); v — скорость подъема крюка в м/с, D — диаметр барабана лебедки с навитым канатом в м.; n — частота вращения барабана лебедки в об/мин; а — число струи оснастки) ; — к. п. д. установки, равный произведению К. п. д. отдельных узлов и кинематических пар подъемника и талевой системы к. п. д. одной пары шестерен 0,97; (цепной передачи — 0,96; одного вращающегося шкива талевой системы +0,96—

0,97).

Величина поднимаемого груза при подъеме труб уменьшается с каждой поднимаемой трубой. Чтобы сохранить условие N=const, необходимо с каждой отвинчиваемой трубой (коленом) увеличивать соответственно и скорость подъема v, т. е. теоретически иметь коробку скоростей с соответствующими передачами. Число передач равно числу поднимаемых из скважины труб.

На практике правильное использование мощности и скоростей подъемника достигается такой оснасткой талевой системы, при которой при наибольшей нагрузке на крюк данную полную колонну труб можно было бы поднимать на первой скорости подъемника. Переход на следующую высшую скорость осуществляется тогда, когда двигатель подъемника будет способен преодолеть оставшуюся нагрузку на этой высшей скорости.

При такой системе работы в процессе подъема используются все скорости подъемника и продолжительность подъема труб будет минимальной.

41. Основное оборудование, применяемое при гидроразрыве пласта (ГРП) и требования, предъявляемые к оборудованию. Расчет основных параметров гидравлического разрыва пластов.

Насосные агрегаты и комплектность. Достоинства и недостатки. Техническая характеристика.

Установка насосная УНБ1-400 400.

Предназначена для нагнетания различных неагрессивных жидкостей при цементировании, гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок и других промывочно-продавочных работах в нефтяных и газовых скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Установка представляет собой технологическое оборудование, смонтированное на шасси автомобиля, и состоит из плунжерного насоса высокого давления с одноступенчатым редуктором с приводом от двигателя В2-500АВ-СЗ через коробку передач типа 4КПМ, водоподающего насоса с приводом от тягового двигателя автомобиля КрАЗ-250 через коробку отбора мощности, мерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода (рис.). Управление установкой—ручное с пульта оператора на раме установки.

Техническая характеристика установки приведена ниже.

Наибольшее число двойных ходов плунжера в минуту . . .250

Основные требования к оборудованию:

необходимость получения больших давлений и расходов

подача в скважину абразивно-действующих агентов

подача в скважину вязких жидкостей до 1000 сСт

получение раствора песка различной концентрации

транспортирование и подача жидкости на прием в насосные агрегаты

контроль за проведением процесса

Определение давления разрыва (давление, при котором происходит расщепление пласта)

Основными узлами блока центратора для 48-, 60-, 73- и 89-мм труб являются пьедестал, фиксатор и втулки. Центратор способствует быстрому переходу к работе с трубами другого диаметра. Для насосно-компрессорных труб диаметрами 48, 60, 73 и 89 мм втулки центратора изготовляют с гладкими концами; для труб диаметром 73 мм — высаженными концами. Втулку закладывают сверху на борт пьедестала и при подъеме труб с муфтами удерживают фиксатором. Для 114-мм труб применяют специальный центратор, вкладыш которого имеет форму колодки. Центраторы автоматически центрируют колонну труб относительно автомата в процессе их спуска или подъема.

Блок балансира представляет собой балансир с надетым на него грузом. Для перемещения клиновой подвески вверх — вниз балансир на время работы соединяют с блоком автомата.

Блок электропривода ПЭИ-ВБ с переключателем имеет врыво-безопасное исполнение. Инерционное устройство, которым комплектуют автомат АПР-

2ВБ, представляет собой отключаемый маховик, установленный на валу электродвигателя и позволяющий резко увеличивать крутящий момент на водиле автомата при от-винчивании и завинчивании труб большого диаметра.

На заднем щите электропривода смонтирован пускатель ПРВ-Зс в корпусе которого установлен быстродействующий реверсивный выключатель барабанного типа. Реверсирование электропривода автомата осуществляется поворотом рукоятки. Автомат можно перевозить в собранном виде или отдельными блоками.

При работе с автоматом АПР-2ВБ используют элеваторы ЭГ, трубные ключи КТГ, стопорные ключи КСМ и подкладные вилки. Ключ трубный КТГ предназначен для передачи крутящего момента с водила автомата на трубу и состоит из рукоятки и створки, шарнирно соединенных с челюстью при помощи пальцев. При надевании ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца И под действием пружины плотно прижимается сухарем к трубе.

1- сухарь; 2 – створка; 3 – рукоятка; 4 – челюсть.

Ключ стопорный КСМ предназначен для удержания колонны труб от проворачивания при отвинчивании или завинчивании трубы. Ключ состоит из челюстей, соединенных шарнирно при помощи пальца,двух защелок и сухаря. Под воздействием пружины одна защелка замыкает ключ при его насаживании на трубу, вто-

рая — предотвращает самооткрывание ключа.

Эксцентричная расточка внутренней поверхности челюсти обеспечивает заклинивание сухаря между трубой и челюстью, чем обеспечивает захват.

При ручном свинчивании и развинчивании насоснокомпрессорных труб применяют цепные и шарнирные ключи. Шарнирные ключи имеют ряд преимуществ перед цепными: они легче, удобно надеваются и снимаются с трубы, не повреждают ее.

43. Скважинные уплотнители (пакеры). Классификация пакеров. Конструктивные схемы механических и гидравлических пакеров и их характеристика.

Предназначены для уплотнения кольцевого пространства и разобщения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин. Они работают в условиях воздействия высоких перепадов давлений, больших механических нагрузок и в различных термических и коррозионных средах. Поэтому конструкции пакеров должны обеспечивать эффективную и надежную работу в условиях эксплуатации.

Классификация В основу классификации положено два вида признаков. Первый из них раскрывает конструктивные особенности, принцип действия пакеров, показывает их потенциальные возможности, второй признак характеризует внешние особенности, общие для многих пакеров (табл. 1).

По конструктивным схемам и принципу действия пакеры разделены на следующие типы:

СВ - пакеры, в которых сжатие уплотнительных элементов происходит под действием внешних сил; СУ - пакеры сжатия, работающие под действием упругих сил; НД - надувные пакеры.

К пакерам типа СВ отнесены пакеры, герметизация кольцевого зазора которых осуществляется вследствие осевого сжатия уплотнительного элемента, представляющего собой набор втулок.

Отличительной особенностью пакеров СУ является то, что диаметр их уплотнительного элемента в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Прижатие к трубам происходит после смещения предохранительного кожуха (при закрытом варианте спуска ). К надувным пакерам НД отнесены те, герметизирующий элемент которых представляет собой оболочку, закрепленную на корпусе или выполненную заодно с ним и прижимаемую к стенкам скважины за счет действия избыточного давления закачиваемой или находящейся в скважине жидкости, а также давления газов, образующихся при взрыве заряда взрывчатых веществ. В зависимости от материала, из которого изготовлен уплотнительный элемент, каждый тип пакера разделен на классы: Р - резиновые; М - металлические; Ф - фторопластовые.

При классификации учтены следующие факторы: - способ спуска в скважину: Т - на трубах, К - на кабеле (тросе); - способ снятия с места установки: И - извлекаемые, С - съемные; Р - разбуриваемые; - способ создания нагрузки на уплотнительный элемент По способу создания нагрузки на уплотнительные элементы пакеры подразделяются на следующие типы:

М - механические, у которых деформация уплотнительного элемента осуществляется за счет механической нагрузки; ГМ - гидромеханические, у которых шлипсовый узел, обеспечивающий опору пакера на стенку скважины, приводится в рабочее

положение путем повышения давления жидкости в колонне труб, а деформация уплотнительного элемента происходит под действием механической нагрузки, например, веса труб; МГ - механико-гидравлические, у которых шлипсовый узел занимает рабочее положение под действием механической

нагрузки, а деформация уплотнительного элемента осуществляется под действием гидравлических сил в трубах; Г - гидравлические, характерной особенностью которых является то, что давление жидкости

используется для прижатия уплотнительного элемента к стенкам скважины, а иногда и для приведения в рабочее положение упора на стенку скважины; Х – химические, у которых прижатие уплотнительного элемента к стенкам скважины

осуществляется за счет энергии, выделяющейся в результате химической реакции; П – пневматические, у которых уплотнительный элемент к стенкам скважины прижимается в результате использования энергии сжатого воздуха.

По типу упора пакеры подразделяются на: 1 - пакеры с опорой на забой через хвостовик; 2 - пакеры с опорой на стенку скважины посредством шлипсового узла; 3 - пакеры без опоры на забой и стенку скважины.

Таким образом, приведенная классификация позволяет судить о принципе действия пакера, его конструктивных и технологических особенностях.

Наибольшее применение в промышленности нашли механические пакеры. Они просты в конструкции и имеют высокую надежность в работе.

Конструктивна схема гидравлического пакера типа ПИГК.

Характерной особенностью гидравлических пакеров является то, что давление жидкости используется для прижатия уплотнительного элемента к обсадной колонне. Главным преимуществом гидравлических пакеров по отношению к механическим является способность воспринимать большие перепады давлений. Это связано с тем, что чем больше давление, тем сильнее прижимается уплотнительный элемент к обсадной колонне.

Пакер извлекаемый гидравлический с клапаном ПИГК 146 - 500, разработанный СКБ по бесштанговым насосам, предназначен для гидравлического разрыва пласта при перепаде давлений до 50 МПа. По технической характеристике пакер ПИГК 146 - 500 отличается от пакера ПИМШ 146 - 500 только лишь способом управления работой пакера: вместо механического - гидравлический.

Длина пакера - 980 мм, масса - 38 кг.

Пакер типа ПИГК (рис.2) состоит из головки 1, опорного кольца 2, верхней манжеты 3, ограничительной втулки 4, штока 5,уплотнительной манжеты 6, толкателя 7, седла гидравлической манжеты 8, центратора 9, узла клапана, состоящего из хвостовика 10, пружины 11, клетки 12, упора 13 и

клапана 14.

Электропрогрев забоя скважины осуществляется спуском в скважину на заданную глубину электрического нагревателя с помощью специализированной установки СУ ЭПС-1200 (специализированная установка электропрогрева скважин), которая включает в себя: коротажный подъемник СК ППМ-3000 (специализированный коротажный подъемник передвижной, механизированный), смонтированный на автомобиле ЗИЛ-157.

Pис. 5.10. Скважинный электронагреватель: 1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Основные узлы подъемника: а) лебедка с приводом от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности

и двухскоростной редуктор б) кабель-трос шестижильный

в) электрический нагреватель типа ТЭН – трехфазная печь сопротивления, состоящая из V-образных или прямых трубчатых нагревательных элементов г) одноосный прицеп с наземным электрическим оборудованием (трансформатор и

станция управления)

д) вспомогательное оборудование (устройство для спуска нагревателя в скважину, показатели глубины спуска)

В процессе обработки электрический нагреватель висит на кабель-тросе в течении суток и более. Техническая характеристика:

лебедка:

емкость барабана 1200 м допустимая кратковременная перегрузка 4 т. тяговое усилие 15 кН скорость спуска 4150 м/ч

скорость подъема 150 …2400 м/ч Кабель-трос:

Наружный диаметр 17,8 мм Разрывное усилие 10 т

Масса 1000 кг (1200 м)

Нагреватель:

Наружный диаметр 127 мм Длина 3,5 м (3500 мм) Мощность 21 кВт Масса 100 кг

Воздействие на пласт движущимся очагом горения предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной колонне скважины. За счет этого снижается вязкость. Увеличивается потребность нефти и её способность к извлечению.

1 – компрессор низкого давления;

2 – компрессор высокого давления;

3 – нагнетательная скважина. Рисунок 47Схема размещения оборудования при создании движущегося очага горения.

В комплект входят:

Компрессоры низкого давления

ц.б. Компрессоры высокого давления Вспомогательное оборудование Используются компрессоры четырехрядные одноступенчатые поршневые с приводом от синхронного электродвигателя. Охлаждение компрессоров воздушное. ОВГ- 1 (1- модификация)

Инициирование (зажигание) производится электронагревателями типа ТЭН мощностью 45 кВт, спускаемыми на кабель-тросе и другим оборудованием, входящем в комплект СУЭПС.

В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение восьми скважин При использовании «влажного» и «сверхвлажного» горения в нагнетательной скважине одновременно с воздухом

подается вода от КНС.

Техническая характеристика ОВГ-4: Производительность 3,5 м3/ч