ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 393
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3/сут. За 2011 год введено под закачку 11 скважин, действующий фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1262 скважины, среднегодовая приемистость одной скважины составила 304,95 м3/сут. Компенсация отбора жидкости с учётом добычи прорывного газа закачкой за год по объекту АС9-11 составила 100,3%, с начала разработки 103,2%. По пласту АС9 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 193,4 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление снизилось на 4,1 атм. Пластовое давление по районам ДНС-3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12, 13, 14, 17, 18, 20 удерживается на уровне 191,7-199,5атм., а по ДНС- 2, 10, 11, 16, 19 от 200,9 до 206,5 атм. Давление в газовой шапке снижено до 166,5 атм., что на 43,5 атм. ниже первоначального. Компенсация по пласту АС9 за год составила 111,7%, с начала разработки – 97,7%. По пласту АС10 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 201,1 атм., по сравнению с 01.01.2011 года давление выросло на 0,3 атм. Компенсация за год по пласту АС10 составила 94,2% и 106,5% с начала разработки. Пластовое давление на 01.01.2012 года по районам ДНС составило более 200 атм., кроме ДНС-3 – 196,5 атм., ДНС-7 – 199 атм., ДНС-10 – 199,5 атм., ДНС-14 198,4 атм., ДНС-19 – 198,3 атм. Давление распределяется от 196,5 атм. (ДНС-3) до 207,5 атм. (ДНС-16). По пласту АС11 пластовое давление на 01.01.2012 года составляет 204,5 атм., по сравнению с 01.01.2011 года снизилось на 0,2 атм., минимальное пластовое давление 197 атм. наблюдается в районе ДНС-3, максимальное 209,1 атм. по району ДНС-8. Компенсация за год по пласту АС11 составила 74,1%, с начала разработки 113,8%. В 2011 году для поддержания пластового давления по пласту БС8/2 закачано 383,192 тыс.м3 воды, среднесуточная закачка воды по пласту составила 1049,8 м3/сут. За 2011 год под закачку введена 1 скважина, действующий фонд состоит из 2 нагнетательных скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 411,15 м3/сут. Пластовое давление по пласту БС8/2 (ДНС-18) на 01.01.2012 года составило 222 атм., по сравнению с 01.01.2011 годом снизилось на 1 атм. Компенсация за текущий год составила 43,4% и 24,2% с начала разработки.Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по месторождению на конец года составил 1330, действующий – 1264 скважин.На Тайбинской и Таньяунской структурах Лянторского месторождения изменена система воздействия на пласт на трёхрядную систему в сочетании с очаговым и приконтурным заводнением. На данный момент сформировано 10 разрезающих рядов, состоящих из 71 нагнетательной скважины. По мере обводнения скважин, находящихся в отработке, будет продолжено формирование рядов.В 2011 году с целью поддержания плановой компенсации отбора жидкости организована внутрикустовая закачка на кустах №302, 303, 306, 310, 375, 526. В связи с организацией внутрикустовой закачки на к.302, 303, 306, 310 в юго-восточной части Лянторской структуры из бездействия прошлых лет запущено 10 нагнетательных скважин, 10 скважин переведено в водозаборный фонд.
За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1915054,895 тыс.м3. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4, 6, 13, 20 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-8,7%, по ДНС-4-11,7%, по ДНС-6-17,3%, по ДНС-13-10,7%, по ДНС-20-9,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-787 м3/т, ДНС-4-1311 м3/т, ДНС-6-785 м3/т, ДНС-12-863 м3/т, ДНС-13-559 м3/т, ДНС-20-629 м3/т при среднем по месторождению 387 м3/т. По состоянию на 01.01.2012 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 169 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работала 271 скважина.На месторождении ликвидированы 482 скважины, что составляет 8,1% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяных, в пьезометрическом - 509 нефтяных, 22 нагнетательных, 6 газовых и 20 водозаборных скважин. Законсервированы 53 нефтяные и 3 нагнетательные скважины.Исследования на месторождениях выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году, и «Проекта разработки Лянторского месторождения». Объёмы основных видов гидродинамических исследований за 2011 год представлены в таблице 3.14. Запланированные объёмы исследований выполнены. При плане 4568 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4652 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 32 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 50 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2011 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 23,6%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2011 году проведены ИК в 58 добывающих скважинах, что составляет 1,7 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 332 добывающие и 151 нагнетательная скважины. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 6 глубинных проб из 2 скважин и на образцах 27 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 738 скважинам.
Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2011 год проведено 1232 при плане 920. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 15% и 28,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 59 добывающих скважинах, в 42 - нагнетательных и в 47 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2011 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 48 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 232 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 178 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2454 при КРС выполнено 2057. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.15.Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено этой установкой 2541 замер в 914 скважинах.Таблица 3.1Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
Таблица 3.14Промыслово-гидродинамические исследования
Продолжение таблицы 3.14
За отчётный год по месторождению отбор попутного газа составил 1915054,895 тыс.м3. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. Добыча нефти по ДНС-2, 4, 6, 13, 20 сопровождается большими объёмами добычи газа, что составляет по ДНС-2-8,7%, по ДНС-4-11,7%, по ДНС-6-17,3%, по ДНС-13-10,7%, по ДНС-20-9,8% от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС-2-787 м3/т, ДНС-4-1311 м3/т, ДНС-6-785 м3/т, ДНС-12-863 м3/т, ДНС-13-559 м3/т, ДНС-20-629 м3/т при среднем по месторождению 387 м3/т. По состоянию на 01.01.2012 года работающий фонд скважин с повышенным газовым фактором составляет 169 скважин. Всего в течение года с повышенным газовым фактором работала 271 скважина.На месторождении ликвидированы 482 скважины, что составляет 8,1% от пробуренного фонда. В наблюдательном фонде находятся 49 нефтяных, в пьезометрическом - 509 нефтяных, 22 нагнетательных, 6 газовых и 20 водозаборных скважин. Законсервированы 53 нефтяные и 3 нагнетательные скважины.Исследования на месторождениях выполняются на основании руководящего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», разработанного в 2002 году, и «Проекта разработки Лянторского месторождения». Объёмы основных видов гидродинамических исследований за 2011 год представлены в таблице 3.14. Запланированные объёмы исследований выполнены. При плане 4568 добывающих и нагнетательных скважин фактически исследовано 4652 скважин. Охват действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Контроль энергетического состояния включает замеры пластового и забойного давлений. За отчётный год на месторождении проведены гидродинамические исследования на 32 скважинах, оснащённых ТМС. Контроль изменения пластового давления в газовой шапке ведется в 50 скважинах. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2011 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 23,6%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2011 году проведены ИК в 58 добывающих скважинах, что составляет 1,7 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 332 добывающие и 151 нагнетательная скважины. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 6 глубинных проб из 2 скважин и на образцах 27 поверхностных проб. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 738 скважинам.
Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2011 год проведено 1232 при плане 920. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчётный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 15% и 28,6% по нагнетательным скважинам. Ведётся контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 59 добывающих скважинах, в 42 - нагнетательных и в 47 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2011 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 48 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 232 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 178 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2454 при КРС выполнено 2057. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.15.Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчётного года по месторождению проведено этой установкой 2541 замер в 914 скважинах.Таблица 3.1Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению
| N п/п | Показатели | Ед. изм. | Пласт АС9 | Пласт АС10 | Пласт АС11 | Объект АС | Объект БС18 | Объект БС8/2 | ИТОГО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Добыча нефти | ||||||||
| | за год | тыс.т | 2222,611 | 2463,357 | 185,107 | 4871,075 | 0,004 | 78,503 | 4949,582 |
| | в т.ч. фонтан | тыс.т | 29,301 | 9,593 | 0 | 39,384 | 0 | 0 | 39,384 |
| | ЭЦН | тыс.т | 2124,555 | 2440,362 | 185,107 | 4750,024 | 0,004 | 78,503 | 4828,531 |
| | ШГН | тыс.т | 68,665 | 13,002 | 0 | 81,667 | 0 | 0 | 81,667 |
| 2 | Количество действующих скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 1765 | 1830 | 122 | 3261 | 1 | 30 | 3292 |
| | в конце года | скв. | 1746 | 1821 | 124 | 3238 | 0 | 29 | 3267 |
| 3 | Среднесуточная добыча нефти | ||||||||
| | за год | т/сут | 6089,3 | 6748,9 | 507,1 | 13345,4 | 0 | 215,1 | 13560,5 |
| | в начале года | т/сут | 6379,3 | 7173,8 | 611,5 | 14164,5 | 0,8 | 240 | 14405,3 |
| | в конце года | т/сут | 5635,6 | 6607,2 | 447,1 | 12689,9 | 0 | 194,1 | 12884 |
| 4 | Средний дебит по нефти на 1 скважину | ||||||||
| | на конец года | т/сут | 3,25 | 3,66 | 3,61 | 3,95 | - | 6,69 | 3,97 |
| | в т.ч. фонтан | т/сут | 3,36 | 2,01 | - | 3,53 | - | - | 3,53 |
| | ЭЦН | т/сут | 3,29 | 3,69 | 3,61 | 3,99 | - | 6,69 | 4,02 |
| | ШГН | т/сут | 2,22 | 1,6 | - | 2,35 | - | - | 2,35 |
| 5 | Добыча нефти с начала разработки | ||||||||
| | | тыс.т | 87071,589 | 125920,116 | 12329,936 | 225321,641 | 3,978 | 1283,326 | 226608,945 |
| 6 | Темп отбора от НИЗ | ||||||||
| | | % | 2,46 | 1,9 | 1,3 | 2,1 | 0 | 4,8 | 2,09 |
| 7 | Добыча нефти от НИЗ | ||||||||
| | | % | 96,5 | 96,7 | 86,6 | 95,9 | 2,2 | 78,9 | 95,7 |
| 8 | Обводненность | ||||||||
| | за год | % | 95,54 | 96,76 | 96,14 | 96,27 | 96,72 | 91,01 | 96,24 |
| | в начале года | % | 95,35 | 96,6 | 95,25 | 96,08 | 96,92 | 89,75 | 96,04 |
| | в конце года | % | 95,82 | 96,79 | 96,6 | 96,41 | - | 91,82 | 96,38 |
| 9 | Количество обводненных скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 1765 | 1830 | 122 | 3261 | 1 | 30 | 3292 |
| | в конце года | скв. | 1746 | 1821 | 124 | 3238 | 0 | 29 | 3267 |
| 10 | Закачка воды за год | тыс.м3 | 60233,230 | 74942,440 | 3678,226 | 138853,896 | 0 | 383,192 | 139237,088 |
| 11 | Среднесуточная закачка воды | ||||||||
| | за год | м3/сут | 165022,5 | 205321,8 | 10077,3 | 380421,6 | 0 | 1049,8 | 381471,5 |
| 12 | Приемистость на 1 скважину за год | ||||||||
| | | м3/сут | 234,97 | 306,02 | 259,67 | 304,95 | - | 411,15 | 305,17 |
| 13 | Количество действующих нагнетательных скважин | ||||||||
| | в начале года | скв. | 715 | 677 | 41 | 1265 | 0 | 2 | 1267 |
| | в конце года | скв. | 711 | 685 | 38 | 1262 | 0 | 2 | 1264 |
Таблица 3.14Промыслово-гидродинамические исследования
| N | Вид исследования | Ед. | Лянторское | Маслиховское | Назаргалеевское | |||||||||||||||||
| п/п | | изм. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | План | факт | %охв. | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |||||||||||
| | Добывающие | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 1 | Рпл. + Нстат. | скв | 1763 | 1862 | 100 | 36 | 43 | 100 | 60 | 63 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 7041 | 7118 | | 144 | 157 | | 240 | 243 | | |||||||||||
| 2 | Рзаб. + Ндин | скв | 3275 | 3320 | 100 | 73 | 82 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 39300 | 39407 | | 874 | 905 | | 1416 | 1416 | | |||||||||||
| 3 | КВД + КВУ | скв | 334 | 332 | 9,9 | 9 | 12 | 13,8 | 16 | 12 | 10,1 | |||||||||||
| | | опер | 334 | 350 | | 9 | 12 | | 16 | 17 | | |||||||||||
| 4 | ИК | скв | 55 | 58 | 1,7 | 2 | 2 | 2,3 | 3 | 3 | 2,5 | |||||||||||
| | | опер | 55 | 58 | | 2 | 2 | | 3 | 3 | | |||||||||||
| | Нагнетательные | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 5 | Рустье | скв | 1278 | 1302 | 100 | 42 | 44 | 100 | 46 | 46 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 65082 | 65757 | | 2016 | 2016 | | 2208 | 2208 | | |||||||||||
| 6 | КПД | скв | 151 | 151 | 11,6 | 4 | 5 | 11,4 | 6 | 8 | 17,4 | |||||||||||
| | | опер | 151 | 151 | | 4 | 5 | | 6 | 8 | | |||||||||||
| 7 | ИК | скв | 55 | 55 | 4,2 | 4 | 4 | 9,1 | 6 | 6 | 13,0 | |||||||||||
| | | опер | 55 | 55 | | 4 | 4 | | 6 | 6 | | |||||||||||
| | Другие виды | | | | | | | | | | | |||||||||||
| 8 | Отбор глубинных | скв | 4 | 2 | 0,06 | 2 | 3 | 3,4 | 0 | 0 | 0,0 | |||||||||||
| | проб | опер | 12 | 6 | | 6 | 9 | | 0 | 0 | | |||||||||||
| 9 | Пробы на % Н2О | скв | 3290 | 3350 | 100 | 76 | 87 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 110508 | 110540 | | 3640 | 3764 | | 5664 | 5713 | | |||||||||||
| 10 | Хим. анализ нефти | скв | 27 | 27 | 0,8 | 12 | 12 | 13,8 | 12 | 12 | 10,1 | |||||||||||
| | | опер | 27 | 27 | | 12 | 12 | | 12 | 12 | | |||||||||||
| 11 | Хим. анализ воды | скв | 706 | 738 | 22,0 | 51 | 51 | 58,6 | 113 | 118 | 99,2 | |||||||||||
| | | опер | 706 | 738 | | 51 | 51 | | 113 | 118 | | |||||||||||
| 12 | Замер дебита скв. | скв | 3290 | 3350 | 100 | 76 | 87 | 100 | 118 | 119 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 169391 | 170030 | | 3640 | 3828 | | 5664 | 5713 | | |||||||||||
| 13 | Замер газового | скв | 3290 | 1187 | 35,4 | 76 | 75 | 86,2 | 118 | 0 | 0,0 | |||||||||||
| | фактора | опер | 3290 | 13213 | | 76 | 916 | | 118 | 0 | | |||||||||||
| 14 | Замер приемистости | скв | 1278 | 1302 | 100 | 42 | 44 | 100 | 46 | 46 | 100 | |||||||||||
| | | опер | 65082 | 65757 | | 2016 | 2016 | | 2208 | 2208 | | |||||||||||
| 15 | Замер дебита | скв | 0 | 12 | 100 | 2 | 2 | 100 | 2 | 3 | 100 | |||||||||||
| | водозаборных скв. | опер | 0 | 174 | | 96 | 80 | | 96 | 92 | | |||||||||||
| 16 | Хим. анализ воды | скв | 0 | 4 | 0,1 | 2 | 2 | 100 | 2 | 3 | 100 | |||||||||||
| | ВЗ скв. | опер | 0 | 4 | | 8 | 7 | | 8 | 10 | | |||||||||||
Продолжение таблицы 3.14
| N | Вид исследования | Ед. | Санинское | Западно-Камынское | Северо-Селияровское | |||||||
| п/п | | изм. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | план | факт | %охв. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| | Добывающие | | | | | | | | | | | |
| 1 | Рпл. + Нстат. | скв | 51 | 66 | 100 | 162 | 204 | 100 | 31 | 31 | 100 | |
| | | опер | 203 | 234 | | 635 | 709 | | 124 | 124 | | |
| 2 | Рзаб. + Ндин | скв | 101 | 121 | 108 | 320 | 379 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 1200 | 1296 | | 3765 | 3884 | | 744 | 744 | | |
| 3 | КВД + КВУ | скв | 51 | 66 | 100 | 162 | 204 | 100 | 31 | 31 | 100 | |
| | | опер | 203 | 234 | | 635 | 709 | | 124 | 124 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| 4 | ИК | скв | 101 | 121 | 108 | 320 | 379 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 1200 | 1296 | | 3765 | 3884 | | 744 | 744 | | |
| | Нагнетательные | | | | | | | | | | | |
| 5 | Рустье | скв | 39 | 46 | 100 | 116 | 142 | 100 | 23 | 23 | 100 | |
| | | опер | 1872 | 2096 | | 5452 | 6264 | | 1080 | 2084 | | |
| 6 | КПД | скв | 2 | 2 | 4,3 | 8 | 19 | 13,4 | 4 | 4 | 17,4 | |
| | | опер | 2 | 2 | | 8 | 19 | | 4 | 4 | | |
| 7 | ИК | скв | 2 | 2 | 4,3 | 9 | 9 | 6,3 | 1 | 1 | 4,3 | |
| | | опер | 2 | 2 | | 9 | 9 | | 1 | 1 | | |
| | Другие виды | | | | | | | | | | | |
| 8 | Отбор глубинных | скв | 3 | 6 | 4,92 | 8 | 11 | 2,8 | 1 | 0 | 0,0 | |
| | проб | опер | 9 | 18 | | 24 | 33 | | 3 | 0 | | |
| 9 | Пробы на % Н2О | скв | 101 | 122 | 103 | 322 | 391 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 4800 | 4939 | | 15156 | 16746 | | 2976 | 2984 | | |
| 10 | Хим. анализ нефти | скв | 7 | 21 | 17,2 | 30 | 30 | 7,7 | 3 | 3 | 4,9 | |
| | | опер | 7 | 21 | | 30 | 30 | | 3 | 3 | | |
| 11 | Хим. анализ воды | скв | 86 | 85 | 69,7 | 227 | 228 | 58,3 | 31 | 31 | 50,8 | |
| | | опер | 86 | 87 | | 227 | 229 | | 31 | 31 | | |
| 12 | Замер дебита скв. | скв | 101 | 122 | 100 | 322 | 391 | 100 | 62 | 61 | 100 | |
| | | опер | 4800 | 5177 | | 15156 | 16765 | | 2976 | 2984 | | |
| 13 | Замер газового | скв | 101 | 75 | 61,5 | 322 | 305 | 78,0 | 62 | 48 | 78,7 | |
| | фактора | опер | 101 | 1027 | | 322 | 3668 | | 62 | 570 | | |
| 14 | Замер приемистости | скв | 39 | 46 | 100 | 116 | 142 | 100 | 23 | 23 | 100 | |
| | | опер | 1872 | 2096 | | 5452 | 6264 | | 1080 | 2084 | | |
| 15 | Замер дебита | скв | 1 | 2 | 158,3 | 15 | 18 | 100 | 3 | 3 | 100 | |
| | водозаборных скв. | опер | 48 | 76 | | 720 | 795 | | 144 | 144 | | |
| 16 | Хим. анализ воды | скв | 1 | 2 | 100 | 15 | 17 | 100 | 3 | 3 | 100 | |
| | ВЗ скв. | опер | 4 | 4 | | 60 | 61 | | 12 | 11 | | |
1 2 3 4 5 6 7 8 9