Исследования скважин на приток


Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующим их значений забойного давления рз при нескольких обеспеченных режимах работы. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Время выхода скважины на стабильный режим зависит от фильтрационной характеристики пласта и составляет от нескольких часов до пяти суток. О достижении установившегося режима судят по постоянству дебита и забойного давления. По завершении исследований скважину останавливают для исследования в неустановившемся режиме и измерения пластового давления рпл.

По результатам исследования в установившемся режиме строят график зависимости дебита скважины от депрессии

рпл-рз) , который называют индикаторной диаграммой. На рис. 13 приведены некоторые формы индикаторных диаграмм.

При фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, уравнение радиального установившегося притока описывается зависимостью Дюпюи:

, (15)

где м3/с; м2; -мощность пласта, м; и -пластовое и забойное давления, Па; -вязкость флюида, Па*с; -радиус контура питания скважины, который принимают равным половине расстояния между двумя соседними скважинами, для одиночных скважин принимают Rк=250-400м; -радиус скважины, м.

Согласно (15) зависимость дебита от депрессии является линейной (линия 1) и может быть представлена в следующем виде:

Рис. 13.

Q = К , (16)

Искривление индикаторной линии в сторону оси давления (линия2) означает увеличение фильтрационного сопротивления по отношению к линейному закону Дарси. Это обстоятельство может быть вызвано следующими явлениями, происходящими в пласте:

-изменение проницаемости за счет изменения раскрытия трещин в пласте при изменении пластового давления;

-увеличение скорости фильтрации в призабойной зоне до сверхкритических значений, при которых нарушается закон Дарси;

-образование в прискважинной зоне двухфазной фильтрации при забойном давлении ниже давления насыщения (рз рнас).

Для залежей с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 3), а отсекает на оси давлений некоторый отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает высокопластичными свойствами.

Полученная индикаторная диаграмма позволяет по тангенсу углаопределить коэффициент продуктивности К , после чего можно определит коэффициент гидропроводности.

(17)

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии мощност пласта h , а по лабораторным данным динамическую вязкость нефти , из (17) можно определить проницаемость в зоне действия исследуемой скважины.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Исследование нефтяной скважины на приток

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Введение
  • 1. Краткая геологическая характеристика зоны дренируемой скважины
  • 2. Гидродинамические исследования
    • 2.1 Общие сведения
    • 2.2 Исследование скважин на стационарных режимах работы
    • 2.3 Техника и технология исследований
    • 2.4 Интерпретация результатов исследования
  • 3. Расчетная часть
  • Заключение
  • Список использованной литературы
  • Введение
  • Исследование скважин - один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки.
  • Исследование на приток проводилось при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
  • В данном курсовом проекте по результатам исследования нефтяной скважины на приток необходимо рассчитать коэффициенты А и В в уравнении притока жидкости в скважину. Данное уравнение используется для установления режима работы скважины: для расчета забойного давления при заданном дебите и, наоборот, для расчета дебита для заданного забойного давления.
  • Для расчета выбрана скважина №3 на Царичанском месторождении нефти в Оренбургской области. Эксплуатация ведется механизированным способом с помощью установки УЭЦН.
  • 1. Краткая геологическая характеристика зоны дренируемой скважины
  • Скважина №3 находится в эксплуатации на пласт Дкт колганской толщи верхнефранского подъяруса верхнего девона. Пласт представлен песчаниками. Песчаники буровато-серые, темно-коричневые до черных, нефтенасыщенные, средней и слабой крепости, пористые (8-13 %), неравномерно известковистые, массивной и пятнисто-полосчатой текстуры из-за неравномерного нефтенасыщения, с прослоями песчаников светло-серых, серых, крепких, плотных и слабо пористых (4-9 %), тонкоплитчатых. Текстура серых песчаников определяется наличием частых нитевидных примазок глинисто-органического материала и тонких прослоев (до 5 мм) аргиллита.
  • Песчаники мономинеральные кварцевые с редкими зернами полевого шпата и чешуйками слюды. Из акцессорных минералов присутствуют в единичных зернах циркон, турмалин, лейкоксен, рутил. Наблюдаются углефицированные растительные остатки, частично пиритизированные.
  • Структура песчаников алевропсаммитовая, псаммитовая (мелкозернистая, средне-мелкозернистая, прослоями среднезернистая). Зерна кварца полуокатанные, реже окатанные и угловатые, участками корродированные, размером 0,03-0,35 мм, преобладает 0,1-0,2 мм. Форма зерен изометричная, чаще неправильная.
  • Цемент по составу глинисто-карбонатный, карбонатный, порового, контактово-порового, участками пленочного типа.
  • Поры межзерновые, размером 0,02-0,4 мм, преобладают 0,03-0,25 мм.
  • Тип коллектора поровый.
  • Известняк коричневато-серый, мелкокристаллический, слабо доломитизированный, крепкий, плотный, с включением ангидрита, с редкими стилолитовыми швами, выполненными глинисто-битуминозным материалом, массивный.
  • Покрышка пласта Дкт представлена аргиллитами с прослоями алевролитов. Аргиллиты черные, плотные, трещиноватые, неравномерно известковистые, с включениями пирита, тонкослоистые, участками линзовидно-тонкослоистые. Трещины разнонаправленные, от горизонтальных до субвертикальных, без наполнителя. Алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, крепкие, плотные, неравномерно глинистые, с включениями пирита, неяснослоистые, слоистые.
  • Коэффициент песчанистости - 0,14. Коэффициент расчлененности - 7,86. Общая толщина пласта составляет 50, 29 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,43 м. Условно подсчетный уровень принят на абсолютной отметке минус 3264 м.
  • Коллектор характеризуется пористостью 11 % (по данным ГИС), проницаемостью 0,013 мкм2, начальной нефтенасыщенностью 76 %.
  • По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 766,5 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 8,29 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 114,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,25 мПас.
  • После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м3, газовый фактор 97,9 м3/т, объёмный коэффициент 1,220, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 8,12 мПас.
  • По товарной харфактеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,28 %), смолистая (8,36 %), парафинистая (3,41 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.
  • Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 8,93 %, метана 56,36 %, этана 15,45 %, пропана 11,42 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 19,00 %, гелия 0,041 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,900.
  • 2. Гидродинамические исследования
  • 2.1 Общие сведения
  • Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.
  • Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.
  • К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.
  • Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометрических исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:
  • 1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.
  • 2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:
  • -- проницаемость системы;
  • -- послойная и зональная неоднородность;
  • -- глинистость, песчанистость и др.;
  • -- насыщенность.
  • 3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:
  • -- физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);
  • -- химический состав флюидов (нефти, газа и воды);
  • -- давление и температуру;
  • -- давление насыщения;
  • -- газонасыщенность и др.
  • 4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор--флюид»:
  • -- коэффициент проводимости (гидропроводности) khм;
  • -- коэффициент подвижности kм;
  • -- коэффициент упругоемкости в*;
  • (1)
  • -- коэффициент пьезопроводности
  • ?=(k/м)в*. (2)
  • 5. Получение сведений о режиме дренирования:
  • -- однофазная или многофазная фильтрация;
  • -- наличие газовой шапки;
  • -- расположение ВНК и ГНК.
  • 6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).
  • 7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля--Томсона при течении продукции из пласта в скважину.
  • 8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.
  • 9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).
  • 10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.
  • 11. Определение основных характеристик скважин:
  • -- коэффициент продуктивности (приемистости);
  • -- приведенный радиус скважины;
  • -- максимально возможный и рациональный дебиты скважины;
  • -- коэффициенты обобщенного уравнения притока.
  • 12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.
  • 13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении во времени.
  • Различают два метода гидродинамических исследований скважин:
  • 1. Исследование на стационарных режимах работы.
  • 2. Исследование на нестационарном режиме.
  • Эти методы пригодны для исследования любых скважин, независимо от их назначения и способа эксплуатации; изменяется только техника и технология проведения исследований.
  • Основным методом исследования пластов является метод гидропрослушивания, сущность которого заключается в прослеживании влияния изменения режима работы одной из скважин (возмущающей) на характер изменения давления в других скважинах (реагирующих). Изменение режима работы возмущающей скважины может быть достигнуто одним из следующих способов: остановка ее или пуск в работу с постоянным дебитом (если скважина простаивала); изменение забойного давления (дебита) скважины.
  • Метод гидропрослушивания базируется на изучении особенностей распространения возмущения в пласте от возмущающей скважины до реагирующих, зависящих не только от самого возмущения, но и от параметров пласта. Точность определения параметров пласта зависит от того, происходят ли какие-либо изменения режима работы скважин, соседних с реагирующими скважинами в процессе исследования, а также от используемой измерительной аппаратуры.

2.2 Исследование скважин на стационарных режимах работы

Этот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Ру давлений и дебита скважины Q.

Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Рзаб, Ру; дебит нефти Qн, дебит воды Qв, дебит газа Qг, количество механических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента -- давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Время перехода одного стационарного режима работы скважины на другой называется временем переходного процесса t , оценка которого может быть произведена следующим образом:

где R -- размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м;

-- коэффициент пьезопроводности, м2/с.

Следовательно, процессы, обусловленные сменой режима работы скважины, связаны с гидродинамическим перераспределением давления, протекающим со скоростью, определяемой временем переходного процесса . Переходный процесс с одного режима на другой может быть связан и с выделением в призабойной зоне скважины свободного газа (при Рзаб 1.

При n =1 выражение (5) запишем в виде:

(6)

где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут·МПа).

Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи (3) через Кт.пр:

(7)

и назовем этот параметр теоретическим коэффициентом продуктивности скважины, который имеет размерность м3/(с Па). Тогда уравнение Дюпюи перепишется в виде:

(8)

Таким образом, из сравнения (6) и (8) вытекает, что коэффициент продуктивности данной скважины К может изменяться во времени при изменении k, h, м и Rк.

Если исследование проводится с измерением уровня жидкости в затрубном пространстве, то выражение (3.7) можно записать так:

(9)

где К'пр -- коэффициент продуктивности скважины, измеряемый на 1 м снижения уровня, м3/(сут·м);

Ндин -- динамический уровень, м;

Нст -- статический уровень, м.

Сравнение фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин проводят с использованием так называемого удельного коэффициента продуктивности Куд, вычисляемого как коэффициент продуктивности Kпр (Kт.пр), отнесенный к толщине пласта h

(10)

при этом размерность К следующая: м3/(сут МПа м).

Таким образом, коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания.

3. Расчетная часть

Задание

Используя результаты исследования фонтанной безводной нефтяной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты А и В и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения =8,29 МПа.

Таблица 1 - Исходные данные

Режим работы скважины

5

1

2

3

4

Дебит нефти, т/сут

0

31

68

92

135

Забойное давление, МПа

20

18,5

15,8

13,7

8,5

Пластовое давление, МПа

20

20

20

20

20

Депрессия, МПа

0

1,5

4,2

6,3

11,5

Др/Q

-

0,0484

0,0618

0,0685

0,0852

Решение

Уравнение притока жидкости в скважину имеет вид

(11)

где А - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут·МПа)/т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа·сут2)/т2.

По результатам исследования строим индикаторную линию скважины (рисунок 3).

Рисунок 3 - Нелинейная индикаторная линия скважины

Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается:

-- в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси;

-- в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом).

Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения делаем вывод, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).

Обрабатываем результаты исследования, используя закон фильтрации.

?p/Q (12)

Рассчитываем величины ?p/Q:

; (13)

; (14)

; (15)

. (16)

Строим зависимость ?p/Q =f(Q) (рисунок 4).

Рисунок 4 - Индикаторная линия в координатах ?pQ-Q

Экстраполируя полученную прямую до пересечения с осью ?p/Q, находим коэффициент A:

(17)

Коэффициент B характеризует угол наклона прямой к оси Q:

(18)

Выбираем на прямой две любые точки 1 и 4, находим для них и ; и

Коэффициент В

(19)

Таким образом, уравнение притока нефти для данной скважины имеет вид

(20)

скважина индикаторный жидкость

В результате расчета были построены индикаторные линии скважины, проанализирован характер их выпуклости и дано объяснение такому результату. Графоаналитическим методом были определены коэффициенты А и В и затем выведено уравнение притока нефти в скважину.

Список использованной литературы

1. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.- 816 с.

2. Мищенко И.Т. «Расчеты при добыче нефти и газа» М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008.-296 с.

3. Шаломеенко А.В. «Оперативный подсчет запасов по пластам Дкт колганской толщи и Т1 турнейского яруса Царичанского месторождения нефти по состоянию на 01.11.2007 г.». ЗАО «Центр наукоемких технологий», г. Оренбург, 2007 г.

Размещено на Allbest.ru

knowledge.allbest.ru

Исследование скважин на приток при установившихся режимах фильтрации

Технология исследования.

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин (3 и соответствующих им значений забойного давления Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений (2) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита. По

Рис. 6.1. Характерные типы индикаторных диаграмм.

завершению исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

Графические методы изображения результатов исследования.

По результатам исследования строят график зависимости дебита скважины от депрессии, называемый индикаторной диаграммой. При построении индикаторных диаграмм принято значения забойных давлений откладывать по оси ординат, а дебит - по оси абсцисс. При этом индикаторные диаграммы добывающих скважин располагаются ниже оси абсцисс. На рис. 6.1 показаны возможные формы индикаторных диаграмм.

Если в пласте отсутствует свободный газ, то скважины имеют прямолинейные диаграммы (линия 1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости, подчиняющейся закону Дарси, при этом уравнение притока описывается формулой:

Q = К * ∆Р (6.1)

где К - коэффициент продуктивности, в этом случае равен тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси депрессий. Из формулы уравнения притока коэффициент продуктивности будет равен:

Искривление индикаторной линии в сторону оси давления означает увеличение фильтрационного сопротивления по сравнению с линейным законом Дарси. Это объясняется тремя причинами:

1. Образованием вокруг скважины области с двухфазной фильтрацией при забойном давлении ниже давления насыщения.

2. Изменением проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления.

3. Превышением скоростей движения жидкости в призабойной зоне критических значений, при которых линейный закон Дарси нарушается.

Если процесс фильтрации жидкости в пласте не подчиняется закону Дарси или когда при переходе от одних режимов цикла к другим изменяется физическая проницаемость коллектора, индикаторная диаграмма (или часть ее) оказывается криволинейной.

Диаграмма (линия 2) характерна для фильтрации в пласте газированной жидкости. Она прямолинейна в диапазоне забойных давлений выше давления насыщения (Рз > Pнас) и криволинейна при уменьшении забойного давления ниже давления насыщения (Ри6< Рнас). Физическая проницаемость коллектора может изменяться также при наличии в пласте трещин, которые способны расширяться с увеличением забойного давления и сжиматься со снижением забойного давления. В подобных случаях индикаторная диаграмма имеет форму линии 3. При скоростях фильтрации жидкости, превышающих верхний предел, когда сохраняется линейный закон, индикаторные диаграммы имеют форму линии 4.

В этом случае уравнение притока описывается формулой:

Q = К * ∆Р ⁿ (6.2)

Где n - показатель фильтрации, составляющий 0,5 - 1.

Для скважин с высоковязкой нефтью индикаторная линия не проходит через начало координат (линия 5), а отсекает на оси ∆Р отрезок. Это указывает на то, что нефть исследуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами. По отрезку, отсекаемому на оси ∆Р, находят начало сдвига пластовой нефти.

Обработка результатов исследования.

При прямой индикаторной линии коэффициент продуктивности К может быть найден по любым двум фактическим точкам взятым на этой прямой.

(6.3) Зная коэффициент продуктивности можно определить коэффициент гидропроводности:

(6.4)

Зная по геофизическим данным или по результатам глубинной дебитометрии параметры пласта, а по лабораторным данным вязкость µ, можно определить проницаемость k в районе данной скважины. Значение радиуса контура питания Кк принимают половину среднего расстояния до соседней скважины. Для одиночных скважин Кк принимают равным 250-400 м, исходя из физических представлений о процессах фильтрации. Определяется коэффициент подвижности нефти:

х = к * е (6.5)

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Исследование скважин на приток

► well inflow (influx) survey Проводится с целью получения индикаторной кривой, осуществляется методом установившихся отборов путем изменения режима работы. Количество получаемой из скважины продукции каждый раз замеряется в трапе (газ) и в мернике (нефть, вода и эмульсия) с одновременным замером динамического уровня. Пластовое давление определяется по статическому уровню при остановке скважины, а в некоторых случаях при хорошо выдержанной индикаторной кривой путем экстраполяции этой кривой до нулевого дебита. Второй - метод прослеживания уровней (или давлений), т. е. при неустановившемся движении. Применяется на практике с целью определения проницаемости пласта и гидродинамического несовершенства скважин.

Исследование разработки послания и оценочное исследование Когда планировщики, менеджеры по работе с клиентом и члены творческой группы начинают разработку рекламы, они участвуют в различных формальных и неформальных исследованиях. Они изучают всю релевантную

Как увеличить приток молока Наш трехнедельный ребенок не так хорошо прибавляет в весе, как должен бы, и я не чувствую, что у меня достаточно молока. Как я могу усилить выработку молока?В большинстве случаев проблемы с выработкой молока являются результатом одного или

Ручное ударно-вращательное бурение скважин Ручное бурение скважин на воду как промышленный способ применялось еще сравнительно недавно. Да и теперь оно возможно в тех местах, куда трудно доставить буровую технику. Ручным ударно-вращательным бурением, используя только

1.11.2. О вариантах скважин Скважину рекомендую сделать профессионально (об этом далее), ибо если у вас просто пробурено отверстие в земле, оно часто забивается песком за счет грунтовых вод, поэтому в скважину вставляют трубу, она создает ограниченное пространство, где и

Сверхглубокое бурение скважин Земля как объект исследования геологии доступна для прямого наблюдения только с поверхности. О ее составе и строении можно судить лишь по косвенным данным. Оттого и стремятся геологи проникнуть как можно дальше в глубь Земли с помощью

Бурение водопонизительных скважин и последующая установка в них фильтров Данный вид работ производится с соблюдением ряда специальных требований.Во-первых, низ обсадной трубы при бурении скважин ударно-канатным способом должен опережать уровень разрабатываемого

Ж. Поджог нефтяных скважин Наверно, одним из самых спорных решений иракского командования был поджёг в 1991 году нефтяных скважин в Кувейте. Однако, если оставить в стороне политические и экологические соображения, положительный тактический эффект такой поджёг имел. По

ОЧАРОВАНИЕ СКВАЖИН, ИЛИ ТРАДИЦИЯ ДЛЯ НЕПОСВЯЩЕННЫХ Время бурного обсуждения только что вышедших книг, кажется, безвозвратно кануло в Лету. Тем не менее иногда это всё же случается. Вот, например, не далее как на прошлой неделе у нас на кухне произошёл

Вода из артезианских скважин и источников. Стоит ли бурить скважину? Вся ли вода из недр земли обладает целебными свойствами? Далеко не вся. Вода, добытая в недрах Подмосковья, например, значительно отличается в худшую сторону от воды из минеральных источников Северного

slovar.wikireading.ru


Смотрите также