Вход

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА Тема: «Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади»

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Дипломная работа*
Код 217731
Дата создания 01 марта 2017
Страниц 67
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
3 700руб.
КУПИТЬ

Описание


1. Введение
2. Исходные данные
2.1 Орогидрография
2.2 Тектоника
2.3 Стратиграфия
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2.6 Режим залежи
2.7 Конструкция скважин
3.Технико-технологический раздел
3.1 Характеристика эксплуатационного фонда скважин
3.2 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН
3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине
3.4 Состав АСПО
3.5 Методы используемые по предотвращению отложений АСПО
3.5.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении
3.5.2 Физические методы борьбы с АСПО
3.53 Химические методы борьбы с АСПО
3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки НГДУ «ЛН» эффективности применяемых методов
3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяют ...

Содержание

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Орогидрография

В географическом отношении Зай-Каратайская площадь расположена на пересеченной оврагами и балками местности. Климат резко континентальный – суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от –13 до –14 градусов. Средняя температура июля +19 градусов.
Наибольшее количество осадков выпадает в июле – до 44мм, минимальное в феврале – до 12мм.
По растительному покрову данная температура относится к лесостепи.

2.2 Тектоника

Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий, почти выположенный юго-западный склон Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.
На фоне полого склона выделяются сравнительно крупные по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами сабсолютными отметками –1460м и 1465м.
Кроме того, склон осложнён многочисленными мелкими локальными поднятиями разной формы и ориентации, разделенными локальными прогибами. Наиболее резко выражены локальные поднятия с амплитудой 30-40мм, размещаются в основном в западной части, из них территории в субмеридиональном направлении.

Введение

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях Татарстана осложнена многими факторами. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтенасосных парод, в колоннах скважин и в подъемных трубахмазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин – АСПО (асфальтно-смоло-парафинные отложения). Понятие процесса образования и технологии борьбы с АСПО при добыче нефти, по сей день является актуальной научно-технической и практической задачей, поскольку этот фактор напрямую влияет на работоспособность и конечную продуктивность скважин.
Формирование парафиноотложений снижает добычу нефти и газа, сокращает межремонтный период скважин, увеличивает трудовые и материальные затраты и повышает себестоимость добываемой продукции.
В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

Фрагмент работы для ознакомления

В зависимости от типа размеров труб и штанг скребки предлагаются нескольких типов размеров (таблица 6). На одну насосную штангу устанавливают 5-6 скребков, т.е. интервал между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 1,4 до 1,6м.Таблица 6. Зависимость размера скребка от размера трубы и штанги.ТрубаШтангаСкребокУсл. диаметрНаруж диаметрВнутр диаметрТолщина стенки.ДиаметрНаруж ДиаметрМаркировкамм ,мм ,мм ,мм ,мм ,мм ,7373737359597,07,0192256563/4// х2,5// 7/8//x2,5//В НГДУ «Лениногорскнефть» применяют 6 скребков на одной штанге. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками -центраторами, колеблется до 1000 м, в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.Срок службы скребка по паспорту 5-7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение МРП.Штанги с наплавленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия, выпускаемого ООО Татнефть -РБО по ТУ02-200-003-98.Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой станка- качалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6-9 мм с рамой станка-качалки.В процессе эксплуатации храповик, червячную пару и упорный подшипник необходимо периодически смазать (раз в 10 дней) рекомендуемой смазкой (в зимний период - жидкой, а в летний - густой).Наряду с ШВЛ-10 применяют ШВ-2 производства Октябрьского опытно-экспериментального завода геофизической аппаратуры «Альтернатива». Угол поворота колонны штанг за одно качание составляет от 10 до 30 С в зависимости от регулирования. Достоинством конструкции ШВ-2 является то, что все трущиеся узлы расположены внутри заполненного маслом корпуса. Тем самым они защищены от внешних атмосферных воздействий и работают в благоприятных условиях масляной ванны.При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев запас усталостной прочности может оказаться недостаточным, что приведет к увеличению количества обрывов штанг. Возникновение ощутимого поршневого эффекта обусловлено формированием водонефтяных эмульсий при движении обводненной продукции. Поэтому использование скребков в обводненных скважинах может приводить к росту обрывности штанг. При выборе материала штанг для использования со скребками необходимо ориентироваться на штанги из легированной стали. Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов, остеклованных НКТ по технологии "ТатНИПИнефть" и НГДУ "ЛН", и полуавтоматической установки ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками. Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.Установка ПАДУ-3 работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты СПО скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.3.5.2 Физические методы борьбы с АСПОК физическим методам относятся в первую очередь - тепловые методы борьбы. Тепловые методы борьбы с АСПО - это периодическая обработка скважин:1.Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.2.Прогрев продукции скважины проходными стационарными электронагревателями3.Периодический или постоянный прогрев НКТ, пропуском по телу труб электрического тока.Главным недостатком 1 и 2 методов является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает эти методы не эффективными как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождения. Таковой и является Западно-Лениногорская площадь. В тоже время эти методы имеют ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами.Метод прогрева НКТ при прохождении электрического тока, также не применяется из-за дороговизны, сложности применения скважинах с высокой обводненностью продукции и других причин. Для уменьшения интенсивности отложения парафина следует перепад давления между забоем и устьем свести до минимума. При этом увеличивается осаждения парафина на устье скважины на нефтеотводной трубе и в устьевой арматуре.В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы из-за высокой энергоемкости. К группе физичеких, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами- магнитными активаторами.В 1994 году проводились испытания депарафинизаторов типа МОЖ на постоянных магнитах. Действие МОЖ направлено на активизацию микропримесей и теоретически обеспечивает работоспособность устройств при обводненности продукции от 0 до 95%. Опыт использования МОЖ дает возможность отказаться от промывок и очистных операций. Установка депарафинизаторов как правило сопровождается увеличением на (10- 20%) дебита скважин, снижением некоторых видов коррозии. Увеличивается межочистной период, предупреждается АСПО выкидных линий нефтедобывающих скважин, увеличивается приемистость нагнетательных скважин на 50 - 150 %, ускоряется водогазонефтяная сепарация.Устройство отличают простота монтажа, в большинстве случаев не требующая подъёма НКТ. Для случая монтажа в наземных линиях устройство монтируется в обвязке устья скважины. Вес большинства устройств лежит в диапазоне 3 - 5 кг ( вес универсальных МОЖ -12-18 кг), работоспособность сохраняется при 100- 120° С и давлениях до 400 атм не менее 3-х лет. Установка МОЖ осуществляется: а) путём спуска устройства на проволоке (совместно со скребком или без него) для способов добычи - фонтанного и электропогружными насосами; б) путём включения устройства в колонну штанг или НКТ, для механизированных способов добычи нефти. Применение магнитных активаторов в наших условиях не показало должного эффекта, поэтому в настоящее время магнитные активаторы не применяются.3.5.3 Химические методы борьбы с АСПОВ скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом, тогда возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе химических.Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.Обработка скважины углеводородным растворителем осуществляется по различным технологиям:Первый вид:1.Останавливают скважину, затем в межтрубное пространство закачивают растворитель, в объеме равном объему скважины, на глубину спущенных НКТ с одновременным выдавливанием нефти через НКТ в коллектор.2.После заполнения растворителем кольцевого пространства иНКТ, скважину останавливают на реагирование от 4-16 часов.3. По окончании процесса растворения, методом обратной промывки производится вытеснение дистиллята нефтью.Второй вид:1.Соляро-дистиллятная смесь закачивается в затрубное пространство скважины с последующим включением на циркуляцию.2.Объем закачки определяется объемом нефтевоза 1,2 или 3 нефтевоза.3.В зависимости от динамического уровня жидкости в скважине закачка дистиллята осуществляется двумя способами: самотеком из нефтевоза при низком динамическом уровне; закачкой насосным агрегатом при высоком динамическом уровне.4.Заливка соляро-дистиллята осуществляется при работающем насос.5.После закачки дистиллята, скважину запускают на циркуляцию переключением соответствующих задвижек.6.По истечении времени работы скважины на циркуляционном режиме переключают соответствующие задвижки и направляют поток жидкости в нефтевод.Продолжительность проведения обработок скважин соляро-дистиллятом для скважин, имеющих отложения на глубине менее 600 метров, должна быть не менее 24 часов. Для скважин имеющих глубину формирования АСПО более 600 метров, необходимо увеличить продолжительность обработок.На 01.11.2003. фонд, который поддерживается в работоспособном состоянии, за счет промывок НДС составляет 101 скважину и при выходе этих скважин в ПРС, промывка будет сокращаться за счет других методов защиты от АСПО. Сведения о промывках скважин за 2000- 2003 год представлены в таблице 7. Из таблицы 5 следует, что наметилась тенденция к сокращению промывок. При промывке скважины, процесс растворения АСПО зависит от многих факторов. Выяснено, что при повышении давления, растворимость парафина увеличивается. Для растворения АСПО в динамике была изготовлена лабораторная промывочная установка и опробованы различные промысловые растворители. Выяснено, что чистый дистиллят моет лучше, чем нефте-дистиллятная смесь. В результате такой промывки чистым дистиллятом общее содержания асфальтенов, смол, парафинов возрастает. В результате промывки была вымыта практически вся вода и нефть, отсюда и понятие " дистиллят сушит". Поэтому при промывке дистиллятом необходимо добиться полного смыва АСПО, иначе АСПО уплотнится, и мы получим плотную корочку, которая в дальнейшем приведет к заклиниванию штанг.Таблица 7. Сведения о промывках скважин по НГДУ «ЛН» за 2002-2005г.Наименование2002г 2003г2004г 2005гк-вок-вок-вок-воГорячая промывка ----НДС 4927Дистиллят 4120--МЛ-80 1721Всего: 142190Промывка НДС " сушит " в меньшей степени, однако она дает более худший результат. Содержание нефти в растворе НДС составляет от 20- 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромысла с учетом скважинных условий. Объем разовый дистиллятной обработки составляет в среднем 12 м 3. Объем разовой обработки с помощью АЦП- 16 м3. Для удаления АСПО используют и растворитель РСК-2. Необходимая обвязка устья скважины должна обеспечивать создание циркуляции растворителя по схеме " НКТ- затрубное пространство — НКТ " Закачку растворителя производят при давлении 110-120 атм, Растворитель РСК-2 не вызывает коррозию и осложнения при добыче, эффективен при температуре +40 до 45° С на устье скважин.Закачку растворителя АСПО в глубинное оборудование закачивают по системе прямой и обратной циркуляции агрегатом ЦА-320 на 4-ой скорости. Промывка скважин дистиллятом или НДС осуществляется с помощью цементосмесительного агрегата ЦА-320 с применением автоцистерн АЦ-10. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257. Наибольшая подача -13,5л/с объем мерной емкости -6,4 м3, вспомогательный трубопровод длиной - 22 м. К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение Ингибиторов. Ингибиторы, используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. Выбор ингибитора производят на основании лабораторных исследований и промысловых испытаний. Кроме того, для каждого ингибитора определяют величину его дозировки на 1 тонну добываемой нефти. Величина дозировки зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважины. Большинство ингибиторов дозируются в пределах 50-250 г/т. нефти. Ингибитор может подаваться в скважину постоянно при помощи забойных (ДСИ-107, ДРС илиДРП-1) или устьевых дозаторов (УДЭ или УДС), а также периодической закачкой в затрубное пространство при помощи агрегатов ЦА-320 М иАКПП~500.Забойные инжекторные дозаторы ДСИ-107, разработаны ТатНИПИнефтью. Дозатор ДСИ-107 предназначен для подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор может применяться на скважинах с обводненностью продукции не менее 10 %, при температуре рабочей среды от 283-373º К ( 10-100 ºС ). Дозатор обеспечивает непрерывную подачу хим.реагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. Во время подготовительных работ по методике ТатНИПИнефтъ определяется необходимый объем хим.реагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы, затем производят заливку хим.реагента в колонну НКТ. Присоединение дозатора к колонне НКТ, и насоса к дозатору. Спуск насоса с дозатором производят в обычном порядке. Длину колонны НКТ для заливки ингибитора подбирают таким образом, чтобы ингибитора хватило до следующего текущего ремонта. Электронасосная дозировочная установка УДЭ в зависимости от дозировочного насоса имеет четыре типоразмера УДЭ 0,4/6,3; УДЭ 1/6,3; УДЭ 1,6/6,3;УДЭ 1,6/6,3. Они обеспечивают максимальные подачи хим.реагента 0,4; 1; 1,6; 1,9. Потребляемая мощность насоса 0,5 кВт. Принцип работы УДЭ заключается в следующем: Реагент из бака через фильтр по всасывающему трубопроводу поступает в плунжерный насос-дозатор и по нагнетательному трубопроводу подается в затрубное пространство скважины. Подача регулируется изменением длины хода плунжераПри постоянной дозировке хим. реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, припятствующая формированию на ней отложений. Ингибитор оказывает и диспергирующее действие на твердую фазу АСПО, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости.Для предупреждения АСПО на поверхности НКТ применяют реагенты-депресаторы, предотвращающие рост кристаллов и образования структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям могут также реагенты- модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода.В 1979-1988 г.г.разработан ассортимент отечественных ингибиторов парафиновых отложений типа СНПХ-7000. Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов связана с соотношением содержания в нефти парафина, смол и асфальтенов. (Таблица 8).Таблица 8. Применяемые ингибиторы парафиновых отложенийГруппыИнгибиторыСодержание в нефти парафина, смол и асфальтенов1231СНПХ-7202, 7212, 7212М 1: (0,6... 1,75): (0,05. ..0,5) 24, 72 14М.721 4Р, 72 1 4РМ, 72 1 4П-Б 1:(3...10):(0,3...1,5) 3СНПХ-7205, 7215, 7215М, 7215ПТ 1: (10... 18) : (0,6. ..1,6) 4СНПХ-7401,7401М 1: (0,3. ..0,7):( 0,03. ..0,6) 5СНПХ-7410 1: (5. ..8): (1,6. .3,2) Наилучшими условиями применения ингибиторов являются непрерывная дозировка реагентов в нефть (50-100 г. на 1 тонну нефти). Возможна и периодическая дозировка через 2-3 суток и более при дозировке 100-250 г/т. Рациональная периодичность подачи ингибиторов связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.Химические реагенты дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. 3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методовС 2000 г. по 2004 г., парафинящийся фонд увеличился с631 скв., до 682 скв., в том числе по ШГН-651скв (на 1.01.2003г.) .На сегодняшний день этот показатель еще более увеличился, т.к. Ромашкинское месторождение находится на завершающей стадии разработки, (в разработку включаются малопродуктивные неоднородные пласты верхних горизонтов , обширно используется система поддержания пластового давления), при которой происходит снижение температуры пласта, а значит и температура пластовой жидкости, продукция скважины становится более обводненной , оборудование более устаревает и как следствие возникает проблема отложения парафина на глубинно-насосном оборудовании. Каждый из применяемых методов борьбы с АСПО имеет свои плюсы и минусы.Рассмотрим какие методы применяются в НГДУ «Лениногорскнефть» с 1998г. и по сегодняшний день. (таблица 9).1.Центраторы-депарафинизаторыДо декабря 1999 г. широко применялись центраторы— депарафинизаторы. За два года (1998 и 1999 г.) центраторы - депарафинизаторы были внедрены на 90 скважинах. В декабре 1999г было принято решение о замене центраторов- депарафинизаторов на скребки- центраторы.Таблица 9. Основные показатели в области АСПО по НГДУ «ЛН» №ПоказателиЕд.изм200020012002200312345671Внедрение штанг:- с центр.-депарафинизаторамискв504030- со скребками-центраторами пр-ва НГДУ «ЛН»скв08120143- плавающие скребки скв1152-- со скребками-центраторами пр-ва НГДУ «ИН»скв-201572Применение НКТ с защитным покрытием, всего:скв99909553- производства БМЗ (ШГН)скв57159 (ЭЦН)скв31812- остеклованные НКТскв918272323Обработки скважин всегообр1057799558202В т.ч: - дистилятныеобр32527120861- дистиллят+нефтьобр584430285110- горячей нефтьюобр148986514- водным раствором МЛ-80обр---174Внедр.магн-х депараф-ровскв310--5Микробиологические обработкискв2518--6Пропарка манифольда и н/прскв25314356Начиная с декабря 1999г. на трубной базе ЦП и КРС поменяли форму скребка. В связи с этим начиная с 2000г. центраторы-депарафинизаторы не внедрялись, а на скважинах где они были внедрены их стали заменять на скребки - центраторы производства НГДУ «Иркеннефть» и НГДУ «Лениногорскнефть». К концу 2001г, скребки- центраторы были уже внедрены на 171 скважине. Плавающие скребки завода «Радиоприбор» применялись до 2001 г, с2001г. эти скребки не применяются. С внедрением скребков-центраторов в 1999г. наряду со скребками собственного производства, применяли и скребки производства «Иркеннефтъ», К началу 2002г., их внедрили на 42 скважинах.2.Применение защитных покрытий НКТ.В качестве защитных покрытий НКТ применяют: полимерное покрытие DPS производства Бугульминского механического завода. Это покрытие применяется на скважинах с ШСНУ и на скважинах с УЭЦН; гранулированное стекло.Эпоксидированные НКТ, эмалированные НКТ и НКТ, футерованные колбовым стеклом - в настоящее время не применяются.К 2003 г. (за исследуемый период с 2000 по 2003гг), по НГДУ «Лениногорскнефть» НКТ с полимерным покрытием применялось на 36 скважинах. По ЦДНиГ-1 этот показатель за два года, составил 2 скважины DPS БМЗ .3. Обработки скважин профилактическими промывками.В 1999г. профилактические промывки скважин производились следующими растворами (дистиллятом смесью дистиллята с нефтью (НДС), горячей нефтью, водным раствором МЛ-80) в колличестве 1057 обработок за год. К 2002 г, этот показатель уменьшился и составил 142 промывки, а к 2003г –90 промывок.Такое сокращение промывок связано с малой эффективностью применяемого метода и с внедрением более эффективных методов (скребков, НКТ с защитным покрытием и т.д.) Тенденция сокращения промывок имеет место и на сегодняшний день.4 Пропарка манифолъда и нефтепровода.С применением скребков - центраторов, колонна НКТ лучше защищена от отложений АСПО, в связи с этим отложение парафина все более смещается к устью скважины, а это ведет к запарафиниванию устьевой арматуры.

Список литературы

1. Акульшин А.И, Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В. – Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, -М.: Недра, 1989г.
2. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М. Недра 1979г.
3. Гиматудинов Ш.К.- Справочная книга по добыче нефти. – М.: Недра, 1974.
4. Каплин Л.С. Ранетдинов У.З – Введение в технологию и технику нефтедобычи, -Уфа ПКФ Конкорд- Инвест, 1995г.
5. Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. – Добыча нефти штанговыми насосами. – М.: Недра 1993г.
6. Муравьев В.М. – Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М. Недра, 1978.
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.0054
© Рефератбанк, 2002 - 2024