Ибряевского месторождения
.pdf1
Ибряевского месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до пунктов подготовки нефти, газа и воды.
Каждое месторождение имеет свои особенности, связанными с природно-климатическими условиями, размещением скважин, способами, объемами добычи и физико-химическими свойствами нефти, газа и воды. Поэтому на каждом месторождении применяют такую систему сбора продукции скважин, которая наиболее приемлема для данного месторождения.
Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать возможность осуществления следующих операций:
•Измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);
•Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;
•Сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты её подготовки или потребителям;
•Отделение от продукции скважин от свободной воды;
•Раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающиеся по обводненности, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смещение разносортной продукции нецелесообразно по технико-
экономическим соображениям;
•Подогрев продукции скважин при невозможности её сбора и транспортирования при обычных температурах
(например, при добыче высокопарафинистой нефти).
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
2
Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.
Технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода H2S и двуокиси углерода СО2) нефтяного газа, а также очистка пластовой воды от капелек нефти, механических примесей, железа сероводорода, углекислого газа и кислорода.
Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для:
•Уменьшения транспортных расходов;
•Предотвращения образования стойких эмульсий;
•Снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.
•Осушку и очистку нефтяного газа проводят для:
•Предотвращения гидратообразования в газопроводах;
•Снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).
Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для:
•Сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин;
Предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных
колоннах нагнетательных скважин.
Консорциум « Н е д р а »
3
Глава 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
Ибряевское месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области. Ближайший к месторождению населенный пункт, село Ибряево, расположен в 2 км к юго-востоку от границы месторождения. В 80 км от месторождения проходит железная дорога Бугуруслан-Абдулино. Транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу Покровка-Графское, проходящему в 18км от месторождения. В пределах площади месторождения расположены населенные пункты поселкового типа: Аксютино, Воздвиженка, Красногорский, Чкаловский, Александровка, Кристалка, Ивановка и др.,
сообщение между которыми осуществляется по проселочным и асфальтированным дорогам. Район преимущественно сельскохозяйственный.
Схема транспорта продукции скважин представлена на рисунке 1.1. Схема сбора продукции скважин представлена на рисунке 1.2.
Список трубопроводов системы сбора представлен в таблице 1.1. Технологический режим работы скважин приведен в таблице 1.2.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,854 г/см3, газосодержание - 8,8 м3/т,
объемный коэффициент - 1,021, динамическая вязкость разгазированой нефти - 15,74 мПа×с.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,09%), смолистая (12,04%),
высокопарафинистая (5,79%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 46% (табл.1.2).
Консорциум « Н е д р а »
4
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - 0,43%, азота - 26,85%, метана - 32,10%, этана - 23,58%, пропана - 10,80%, высших углеводородов (пропан+высшие) - 16,62%, гелия - 0,038%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,990.
В настоящее время эксплуатацию Ибряевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 8 (цех добычи нефти и газа) ОАО «Оренбургнефть».
Ибряевское месторождение включает в себя Западный, Центральный и Восточный купола. Нефтеносными являются пласты Б2 бобриковкого горизонта и Т1 турнейского яруса.
По состоянию на 01.01.2015 г. действующий фонд добывающих скважин Ибряевского месторождения составляет 80 единиц. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа.
Продукция скважины под давлением, развиваемым центробежными электронасосами по выкидным трубопроводам в количестве 2705,2 тыс. т/год, обводненностью 94,5 % поступает на 11 автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ 1, 2, 2А, 3, 4, 5, 6, 10, 11, 12, 15), где производится замер дебита скважин. После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам поступает на Ибряевскую УПСВ и ДНС на УПСВ-3 Ибряевского месторождения.
Ибряевская УПСВ предназначена для разгазирования продукции скважин Ибряевского, Агаравского, Барсуковского, Ивановского месторождений, а также продукции ДНС на УПСВ-3 и транспортировки разгазированной нефти через Графскую УПСВ и Тарханскую УПСВ на Заглядинскую УПН для дальнейшей подготовки, где осуществляется подготовка нефти до товарной кондиции по ГОСТ Р 51858-2002 г [2].
Консорциум « Н е д р а »
5
Попутный нефтяной газ, выделившийся при разгазировании на ДНС на УПСВ-3, поступает по газопроводу на Ибряевскую УПСВ, где совместно с газом, выделившимся на данной установке, частично используется на технологические нужды.
Фактический уровень использования газа Ибряевскского месторождения составляет 25 %.
Таблица 1.1
Сведения о состоянии внутрипромысловых трубопроводов Ибряевского месторождения ЦДНГ №8, ОАО «Оренбургнефть»
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|||
Наименование простого участка |
|
|
Толщи |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
трубопровода |
Тип трубопровода |
|
на |
|
|||
D, мм |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
||||
(от точки до точки) |
|
стенки, |
|||||
|
|
|
ию |
|
|||
|
|
|
мм |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
скв.1530 - т.1 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
0,250 |
1988 |
бездействующий |
|
т.1 - т.2 |
Выкидная линия |
114 |
9 |
0,700 |
2008 |
бездействующий |
|
т.2 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,750 |
2007 |
бездействующий |
|
скв.1537 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,960 |
2004 |
действующий |
|
скв.1533 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
114 |
6 |
1,335 |
2006 |
действующий |
|
скв.1657 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
1,400 |
1991 |
действующий |
|
скв.1527 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
0,890 |
1987 |
бездействующий |
|
скв.807 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
0,105 |
1981 |
бездействующий |
|
скв.805 - т.3 |
Выкидная линия |
89 |
5 |
0,030 |
2009 |
действующий |
|
т.3 - т.4 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,271 |
2010 |
действующий |
|
т.4 - АГЗУ-1 |
Выкидная линия |
89 |
5 |
0,192 |
2009 |
действующий |
|
скв.1542 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
5 |
0,269 |
1999 |
бездействующий |
|
скв.813 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,397 |
2004 |
бездействующий |
|
скв.1543 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,180 |
2010 |
действующий |
|
скв.1540 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,760 |
2006 |
действующий |
|
скв.1536 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,900 |
2007 |
действующий |
|
скв.101 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,090 |
2009 |
бездействующий |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
6 |
|
скв.814 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
1,200 |
1979 |
бездействующий |
|
скв.809 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,530 |
2007 |
действующий |
|
скв.816 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
5 |
1,900 |
2000 |
бездействующий |
|
скв.1660 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
114 |
5 |
1,600 |
1990 |
действующий |
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 1.1 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
||
Наименование простого участка |
|
|
Толщи |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
трубопровода |
Тип трубопровода |
|
на |
|
|
||
D, мм |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
|||
(от точки до точки) |
|
стенки, |
|
||||
|
|
|
ию |
|
|
||
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1517 - т.5 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,030 |
2005 |
действующий |
|
т.5 - т.6 |
Выкидная линия |
100 |
12,5 |
0,400 |
2005 |
действующий |
|
т.6 - АГЗУ-2 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,030 |
2005 |
действующий |
|
скв.812 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
5 |
0,063 |
2001 |
действующий |
|
скв.1547 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,985 |
2007 |
действующий |
|
скв.1578 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,695 |
2006 |
действующий |
|
скв.1551 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,350 |
2006 |
действующий |
|
скв.1541 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
114 |
9 |
0,597 |
2002 |
действующий |
|
скв.1540 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,780 |
2004 |
бездействующий |
|
скв.1568 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
7 |
1,466 |
1997 |
действующий |
|
скв.1550 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
1,640 |
2004 |
действующий |
|
скв.811 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
8 |
0,870 |
2008 |
действующий |
|
скв.1569 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
1,275 |
2012 |
действующий |
|
скв.1569 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
114 |
5 |
1,500 |
1990 |
бездействующий |
|
скв.1569 - м/вр в в/л скв.1547 - |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,375 |
2008 |
бездействующий |
|
АГЗУ-2а |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1552 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
114 |
5 |
1,900 |
1985 |
бездействующий |
|
скв.1546 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
1,295 |
2004 |
действующий |
|
скв.1557 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
0,965 |
2010 |
действующий |
|
скв.1563 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
6 |
1,251 |
2007 |
действующий |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
|
скв.1512 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
2,600 |
1988 |
действующий |
|
|
скв.1661 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,490 |
1990 |
бездействующий |
|
|
скв.1534 - т.7 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,030 |
2005 |
действующий |
|
|
т.7 - т.8 |
Выкидная линия |
100 |
|
12,5 |
1,310 |
2005 |
действующий |
|
|
т.8 - АГЗУ-2а |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,120 |
2011 |
действующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 1.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Наименование простого участка |
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
|||
|
|
|
Толщина |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
||
трубопровода |
|
Тип трубопровода |
|
|
|
||||
|
D, мм |
стенки, |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
|||
(от точки до точки) |
|
|
|
||||||
|
|
|
мм |
|
ию |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
скв.1544 - АГЗУ-2а |
|
Выкидная линия |
100 |
12,5 |
0,700 |
2006 |
действующий |
|
|
скв.103 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,200 |
1976 |
бездействующий |
|
скв.824 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,373 |
1981 |
бездействующий |
|
скв.825 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,825 |
2007 |
действующий |
|
скв.1573 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
1,105 |
2007 |
действующий |
|
скв.1572 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
168 |
6 |
|
1,260 |
1984 |
бездействующий |
|
скв.1574 - АГЗУ-3 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,290 |
1982 |
бездействующий |
|
скв.1594 - т.9 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,682 |
2004 |
действующий |
|
т.9 - т.10 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,399 |
2014 |
действующий |
|
т.10 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,013 |
2014 |
действующий |
|
скв.820 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,377 |
2007 |
действующий |
|
скв.108 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,330 |
2007 |
действующий |
|
скв.828 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,583 |
1981 |
бездействующий |
|
скв.830 - м/вр в в/л скв.1594 - АГЗУ-4 |
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,025 |
2009 |
бездействующий |
|
|
скв.831 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,450 |
1982 |
бездействующий |
|
скв.831 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
89 |
6 |
|
0,285 |
2012 |
действующий |
|
скв.1592 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,300 |
1984 |
бездействующий |
|
скв.1593 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,652 |
1984 |
бездействующий |
|
скв.1586 - АГЗУ-4 |
|
Выкидная линия |
114 |
5 |
|
0,970 |
1983 |
действующий |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
скв.1618 - АГЗУ-4 |
Выкидная линия |
114 |
|
4,5 |
1,010 |
1983 |
бездействующий |
|
||
скв.1601 - АГЗУ-4 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
|
1,740 |
1983 |
бездействующий |
|
|
скв.1602 - АГЗУ-4 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
|
1,740 |
1983 |
бездействующий |
|
|
скв.107 - АГЗУ-5 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
|
0,147 |
1980 |
действующий |
|
|
скв.1505 - АГЗУ-5 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
|
0,335 |
2007 |
действующий |
|
|
скв.1510 - АГЗУ-5 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
|
0,762 |
2007 |
действующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 1.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
|
|||
Наименование простого участка |
|
|
|
|
|
Толщи |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
трубопровода |
|
Тип трубопровода |
|
|
на |
|
|
|||
|
D, мм |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
|
|||||
(от точки до точки) |
|
|
|
стенки, |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
ию |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скв.1509 - АГЗУ-5 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,810 |
2007 |
действующий |
|
скв.1502 - АГЗУ-5 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
|
5 |
0,300 |
1988 |
бездействующий |
|
скв.1506 - АГЗУ-5 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,251 |
2006 |
действующий |
|
скв.1504 - АГЗУ-5 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,350 |
2008 |
бездействующий |
|
скв.1511 - АГЗУ-5 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,905 |
2005 |
действующий |
|
скв.801 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
8 |
0,245 |
2007 |
действующий |
|
скв.1641 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,560 |
2006 |
действующий |
|
скв.1521 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,333 |
2007 |
действующий |
|
скв.1519 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
|
6 |
0,249 |
2003 |
действующий |
|
скв.802 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,616 |
2013 |
действующий |
|
скв.1529 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,458 |
2012 |
действующий |
|
скв.1553 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
|
5 |
0,455 |
1988 |
действующий |
|
скв.1654 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,440 |
2010 |
действующий |
|
скв.1507 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,630 |
2012 |
действующий |
|
скв.1507 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
|
5 |
1,150 |
1988 |
бездействующий |
|
скв.1522 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
|
6 |
0,285 |
2007 |
действующий |
|
скв.1508 - АГЗУ-6 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
|
5 |
1,500 |
1988 |
бездействующий |
|
Консорциум « Н е д р а »
9
скв.1575 - АГЗУ-9 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
5 |
0,060 |
1983 |
бездействующий |
|
скв.1571 - АГЗУ-9 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
5 |
0,060 |
2000 |
бездействующий |
|
скв.1590 - АГЗУ-10 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
6 |
0,260 |
2006 |
действующий |
|
скв.1583 - АГЗУ-10 |
|
Выкидная линия |
|
89 |
6 |
0,220 |
2006 |
бездействующий |
|
скв.1584 - АГЗУ-10 |
|
Выкидная линия |
|
114 |
5 |
0,119 |
1984 |
действующий |
|
скв.833 - м/вр в в/л скв.1556 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
|
114 |
6 |
0,040 |
2003 |
бездействующий |
||
скв.1554 - м/вр в в/л скв.1555 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
|
114 |
5 |
0,005 |
1987 |
действующий |
||
Продолжение таблицы 2.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры трубопровода |
|
|
||||
Наименование простого участка |
|
|
|
|
Толщи |
|
Год ввода в |
Состояние |
|
трубопровода |
Тип трубопровода |
|
|
на |
|
||||
D, мм |
Длина, км |
эксплуатац |
эксплуатации |
||||||
(от точки до точки) |
|
|
стенки, |
||||||
|
|
|
|
|
ию |
|
|||
|
|
|
|
|
мм |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
скв.1555 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,480 |
2006 |
действующий |
||
скв.1556 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
114 |
|
6 |
1,420 |
2003 |
бездействующий |
||
скв.1561 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,141 |
2012 |
действующий |
||
скв.1558 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,010 |
2013 |
действующий |
||
скв.1559 - т.11 |
Выкидная линия |
114 |
|
6 |
0,250 |
2007 |
действующий |
||
т.11 - т.12 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
0,843 |
1988 |
действующий |
||
т.12 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
114 |
|
6 |
0,050 |
2007 |
действующий |
||
скв.114 - м/вр в в/л скв.1556 - |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,149 |
2013 |
действующий |
||
АГЗУ-10 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
скв.114 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
1,400 |
1987 |
бездействующий |
||
скв.1591 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
0,250 |
1983 |
бездействующий |
||
скв.1585 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
89 |
|
5 |
0,250 |
2001 |
бездействующий |
||
скв.1599 - АГЗУ-10 |
Выкидная линия |
114 |
|
5 |
1,500 |
1984 |
действующий |
||
скв.1598 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,855 |
2006 |
действующий |
||
скв.1589 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,472 |
2006 |
действующий |
||
скв.1596 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
89 |
|
6 |
0,356 |
2006 |
действующий |
||
скв.1615 - АГЗУ-11 |
Выкидная линия |
114 |
|
6 |
1,058 |
2002 |
действующий |
||
Консорциум « Н е д р а »