Гно в бурении что это
Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании
30 Апреля 2016 А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, к.х.н., Н.З. Гильмутдинова, С.В. Есипов, А.А. Карачев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
На стадии концептуального проектирования систем разработки и обустройства нефтегазового месторождения, когда инженерные решения максимально влияют на экономические результаты всего проекта, ключевыми задачами являются определение наиболее эффективного варианта кустования, рейтинга ввода скважин в экплуатацию и формирование профиля добычи на месторождении.
Данные задачи должны решаться в комплексе с выбором оптимальной системы разработки, определением технологии добычи, разработкой схемы поверхностного обустройства месторождения, так как технические решения, принимаемые по каждому из перечисленных блоков, влияют на всю систему в целом.
Постановка задачи
В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект по разработке информационной системы интегрированного концептуального проектирования [1] по новым месторождениям компании. Информационная система объединяет функционалы по выбору системы разработки, расчету профиля добычи, определению параметров объектов поверхностного обустройства, оценке капитальных вложений и экономических показателей проекта.
Одной из задач, которую планируется решать с помощью данной системы, является выбор оптимальной системы кустования скважин, определение рекомендуемого типа и числа буровых станков, расчет темпов бурения. С этой целью рассматривались варианты интеграции системы с различными коммерческими программными продуктами, но ни один из них не смог удовлетворить функциональным требованиям в полном объеме. С учетом накопленного опыта выполнения концептуальных проектов кустования скважин [2] и имеющейся в ООО «Газпромнефть-НТЦ» методической базы было принято решение о создании собственного алгоритма в рамках разрабатываемой информационной системы.
На первом этапе выполнения работ задача кустования скважин была решена методом кластеризации с использованием алгоритма k-средних (k-means), точнее его современной версии k-means++, которая направлена на оптимальный выбор начальных значений центров кластеров. Алгоритм предложен в 2007 г. Д. Артуром и С. Вассильвитским. Пример автоматического кустования наклонно направленных скважин по алгоритму k-means++ показан на рис. 1.
Рис. 1. Пример кустования наклонно направленных скважин с использованием алгоритма k-means++ (КП — кустовая площадка)
Однако были выявлены серьезные ограничения применения данного метода. Алгоритм k-means++ может быть использован для решения задачи кустования наклонно направленных скважин, тогда как все больше месторождений разрабатывается скважинами с горизонтальными окончаниями. При бурении таких скважин имеются более существенные технические ограничения, которые не могут быть учтены при использовании алгоритма k-means++.
В связи с этим потребовалась разработка собственной методики реализации алгоритма. Задачу определения оптимальной системы кустования скважин можно разделить на два блока:
— расчет профилей скважин (или их геометрии) исходя из ограничений по бурению;
— выбор числа и координат размещения кустовых площадок на основе допустимых профилей скважин.
Построение профилей скважин
Построение профилей скважин выполняется с целью определения возможных положений устья скважины относительно заданного забоя. При этом необходимо решить так называемую обратную задачу проектирования профиля скважины с началом расчета от ее забоя [3]. Профиль скважины был рассчитан методом минимальной кривизны [4] на основе следующих исходных данных:
— глубина залегания пласта — расстояние по вертикали до точки установки эксплуатационной колонны, которая может совпадать с кровлей целевого интервала (точка Т1), м;
— максимальная протяженность скважины до точки Т1 по стволу скважины, м;
— минимальная глубина вертикального участка от устья скважины до точки начала набора параметров кривизны, м;
— максимально допустимый зенитный угол на участке (интервале) установки глубиннонасосного оборудования (ГНО), градуc;
— расстояние от точки Т1 до интервала установки ГНО по вертикали, м;
— длина участка для установки ГНО, м;
— интенсивность набора параметров кривизны, градус/10 м;
— максимальный зенитный угол на участке стабилизации, градус;
— для наклонно направленных скважин:
• максимальный зенитный угол на кровлю продуктивного пласта, градус;
• зона успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), м;
— для горизонтальных скважин:
• длина горизонтального участка скважины, м;
• угол наклона горизонтального участка, градус.
Расчет выполняется как для наклонно направленных, так и для горизонтальных скважин. Для разработанного алгоритма построения профиля скважин выполнена проверка на соответствие получаемых результатов расчетам в ПО Landmark (Compass), получена полная сходимость.
Изменение параметров кривизны в допустимых пределах позволяет рассчитать область допустимых значений параметров размещения устья относительно забоя для каждой скважины. Данная область затем используется для выбора варианта кустования скважин.
Изменение максимальной протяженности скважины по стволу до точки Т1 дает возможность рассчитать различные варианты областей возможного размещения устья скважин относительно забоя и, следовательно, провести вариантную проработку по определению рекомендуемого типа буровой установки.
Кустование скважин
На основе заданных целей проектной системы размещения забоев скважин и рассчитанных областей возможного размещения устьев скважин относительно их забоя формируется интегральная карта возможного размещения кустовых площадок на поверхности (рис. 2).
Рис. 2. Карта возможного размещения кустовых площадок
При формировании данной карты реализована возможность задания зон запрета на размещение кустовых площадок для учета поверхностных ограничений, таких как существующие или запроектированные объекты обустройства, гидрография, природоохранные зоны и др.
Исходя из пересечения зон возможного размещения устьев скважин определяется число кустовых площадок и распределяются скважины между ними. Реализованная методика позволяет выполнять расчет по следующим алгоритмам:
— расчет минимального числа кустовых площадок при условии минимизации суммарной проходки при бурении с целью сокращения капитальных вложений;
— кустование скважин с учетом их геологического рейтинга и максимизацией темпов добычи на начальном этапе разработки месторождения за счет ввода в эксплуатацию в первую очередь наиболее перспективных скважин.
В обоих вариантах расчета сначала выполняется первое приближение по размещению кустовых площадок с последующей оптимизацией с учетом соответствующего критерия оптимальности.
Для алгоритма с минимизацией суммарной проходки в качестве основного критерия для получения первого приближения принято условие, что каждая скважина должна быть привязана к кустовой площадке. Оптимизация проводится двумя циклами:
— последовательным перебором всех скважин с поиском варианта строительства скважины с меньшей проходкой относительно текущего профиля;
— последовательным перебором всех кустовых площадок с поиском варианта размещения кустовой площадки с меньшей суммарной проходкой по всем относящимся к ней скважинам относительно текущего положения (процедура реализована по алгоритму Нелдера — Мида, хорошо зарекомендовавшему себя для решения задачи оптимизации негладких функций с большим числом переменных).
После выполнения оптимизации размещения кустовых площадок и распределения скважин между ними рассчитывается рейтинг бурения скважин и определяется последовательность строительства кустовых оснований. Пример кустования скважин по алгоритму с минимизацией суммарной проходки представлен на рис. 3.
Рис. 3. Пример кустования скважин по алгоритму минимизации суммарной проходки при бурении
При сравнении результатов расчетов по данному алгоритму и расчетов, выполненных в специализированном ПО Landmark для определения схем кустования DSD WellPlanning, получены сопоставимые координаты размещения кустовых площадок и расчетная проходка.
Кустование скважин с учетом их геологического рейтинга подразумевает, что в первую очередь на кустовую площадку добавляются скважины с большим рейтингом, который рассчитывается исходя из значений проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и начальной нефтенасыщенности по каждой добывающей скважине. Рейтинг для нагнетательных скважин рассчитывается через коэффициент влияния, определяемый как отношение числа нагнетательных скважин к общему числу скважин. Таким образом, при кустовании скважин по данному алгоритму одновременно формируются рейтинг бурения скважин и последовательность строительства кустовых площадок.
Оптимизация кустования по второму варианту рассчитывается, так же как и по первому, с учетом дополнительного ограничения изменения срока ввода скважин в эксплуатацию: при оптимизации строительство скважины с более высоким рейтингом не может быть отнесено на более поздний период, чем строительства скважин с меньшим рейтингом.
К преимуществам данного подхода следует отнести то, что уже на стадии кустования скважин учитываются наиболее перспективные зоны на месторождении, и в кусты на начальном этапе объединяются те скважины, которые позволяют максимизировать темпы добычи, к недостаткам — то, что в результате расчета суммарная проходка и число кустовых площадок могут увеличиться относительно расчета по первому варианту кустования (с минимизацией суммарной проходки).
На результаты расчета по принципу максимизации темпов добычи существенно влияют следующие исходные параметры:
— число буровых установок;
— общее число скважин;
— динамика ввода скважин;
— динамика добычи скважин;
— сценарные условия (ставка дисконтирования, цена нефти).
Пример кустования скважин с использованием алгоритма, учитывающего рейтинг скважин, представлен на рис. 4.
Рис. 4. Пример кустования скважин с учетом их геологического рейтинга
Рекомендуемый вариант кустования выбирается на основе вариантной проработки и сравнения технических и экономических параметров по вариантам. Варианты формируются исходя из двух алгоритмов расчета и на основе следующих параметров:
— тип бурового станка (варианты, учитывающие максимальную протяженность скважин);
— ограничение максимального числа скважин на кустовой площадке.
Выводы
1. Объединение представленной методики кустования скважин с системой выбора оптимального варианта разработки месторождения и системой расчета схем поверхностного обустройства позволит выполнять разработку интегрированных концептуальных моделей месторождений.
2. С помощью данных моделей и при использовании модуля кустования скважин можно решить следующие задачи:
— определение оптимального числа кустовых площадок на месторождении;
— выбор рекомендуемого типа бурового станка и числа буровых станков, расчет оптимального темпа бурения;
— формирование профиля добычи на месторождении.
При этом будет анализироваться влияние числа кустовых площадок на экономику проекта, когда с уменьшением их числа снижаются затраты на обустройство, но кратно повышаются затраты на бурение и, наоборот, при увеличении числа кустовых площадок снижаются затраты на бурение, но повышаются затраты на обустройство (рис. 5).
Рис. 5. Влияние числа кустовых площадок на структуру капитальных вложений по проекту
3. При кустовании скважин будут учитываться неоднородность территории, глубины залегания пластов, изменение стоимости кустовой площадки в зависимости от изменения числа скважин на ней.
4. Объединение разработанной методики с инструментами стоимостного инжиниринга 5, 6 повышает точность выполняемых расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что обеспечивает принятие наиболее эффективных решений с точки зрения экономики проекта.
Список литературы
1. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — № 12. — 2014. — С.
2. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений/В.А. Карсаков, С.В. Третьяков, С.С. Девятьяров, А.Г. Пасынков//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — C.
3. Харламов К.Н., Шешукова Г.Н., Кушманов П.В. Особенности профилирования стволов горизонтальных и многоствольных скважин при автоматизированном проектировании схем кустования их устоев//Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 4. — С.
4. Amorin R., Broni-Bediako E. Application of minimum curvature method to wellpath calculations//Res. J. Appl. Sci. Eng. and Technol. — 2010. — № 2(7). — Р.
5. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С.
6. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.
Применение глубинных исследовательских комплексов длительного мониторинга давления и температуры на скважинах с компоновками гно для изоляции негерметичности эксплуатационных колонн
Применение пакерных установок для изоляции интервалов негерметичности эксплуатационных колонн предполагает необходимость контроля параметров отсеченных пластов. Для этой цели может применяться глубинный исследовательский комплекс длительного мониторинга давления и температуры СОЮЗ-ФОТОН.
Состав глубинного исследовательского комплекса длительного мониторинга давления и температуры
Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ- ФОТОН
КОМПОНОВКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН
Комплекс СОЮЗ-ФОТОН применяется в трех компоновках.
Первая – типовая компоновка ГНО скважины УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны (см. «Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). Компоновка содержит глубинный прибор с датчиками давления, температуры и удельного сопротивления жидкости. Он располагается под пакером на кровле нижнего объекта разработки. Кабельный хвостовик спускается во внутреннюю полость НКТ ниже пакера, соединяя глубинный прибор с устройством герметичного перевода кабеля (УГПК-02) и позволяя располагать глубинный прибор на любом расстоянии от пакера. УГПК-02 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) находится выше пакера и служит для герметичного перевода кабеля хвостовика и замера давления и температуры напротив интервала негерметичности. О герметичности пакера в данной компоновке можно судить по динамике давления: при срыве пакера в стабильном режиме работы скважины на диаграмме отображается скачок давления.
Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН
Вторая компоновка по конструкции во многом повторяет первую, но содержит два пакера (см. «Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае мы предлагаем использовать нижний глубинный прибор с датчиками, а верхнее устройство герметичного перевода кабеля – без датчиков. Это позволяет удешевить весь комплекс.
Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ-1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН
Третья компоновка предназначена для скважин, эксплуатируемых посредством УЭЦН (см. «Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае УГПК-02-3 с глубинными датчиками давления и температуры устанавливается на приеме и выкиде насоса. По имеющимся напорным характеристикам УЭЦН на основании показаний давления на приеме и выкиде насоса возможно определение деби-
та скважины. В составе компоновки используется пакер 1ПРОК-ИВЭ-1. Эта конструкция обеспечивает герметичное прохождение как геофизического, так и силового кабеля КРБП – были проведены соответствующие испытания на герметичность. УГПК-02-2 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) расположенное снаружи НКТ выше пакера, производит замер давления и температуры для контроля герметичности пакера.
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН
Технические характеристики комплекса СОЮЗФОТОН (см. «Технические характеристики комплекса СОЮЗ-ФОТОН») определяют следующие его возможности и преимущества:
Сокращения наименований в нефтяной промышленности
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.