Вход

ПОДБОР УЭЦН ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПЛАСТА БС10 МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код 231327
Дата создания 25 июня 2016
Страниц 42
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
1 240руб.
КУПИТЬ

Описание

ПОДБОР УЭЦН ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПЛАСТА БС10 МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ...

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 4
1.1 Характеристика района работ 4
1.2 История освоения района 5
1.3. Геологическая характеристика месторождения 6
1.4. Продуктивные пласты 8
1.5 Свойства пластовых жидкостей и газов 12
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 13
2.1 Основные проектные решения по разработке месторождения 13
2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин 14
2.3 Конструкция скважин Мамонтовского месторождения. Устьевое оборудование 22
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 25
3.1 Конструкция и характеристики УЭЦН 25
3.2 Программный продукт для подбора УЭЦН 27
3.3 Расчёт по подбору УЭЦН по экспресс-методике 28
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 40
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ИНФОРМАЦИИ 41

Введение

Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из основных средств механизированной эксплуатации нефтяных скважин. На их долю приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из скважин жидкости.
Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН — это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина — УЭЦН при наименьших затратах.
Подбор УЭЦН к скважине на современ ном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.
В настоящем курсовом проекте применяется упрощенный вариант методики подбора УЭЦН к скважине, рассчитанный на возможность осуществления его с помощью калькулятора.
В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.

Фрагмент работы для ознакомления

 Нефть у всех пластов сернистая и парафинистая. Нефть из пластов  АС4, АС5-6,  БС8, БС10 смолистая,  нефть из пластов БС11, БС6 малосмолистая.1.5 Свойства пластовых жидкостей и газовВ таблице 1.2 приведены физико-химические свойства нефтей Мамонтовского месторождения пластов АС4, АС5-6, БС8, и БС11. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины снижаются пластовое давление и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в пределах от 6.9 (пласт АС5-6) до 9.7 МПа (пласт БС10). Газовый фактор БС10 (44 м3/т) и БС11 (37 м3/т) выше, чем у пластов группы АС и БС8 (от 31 до 34 м3/т). Давление насыщения изменяется в пределах от 6,9 до 9,7 МПа. Плотности пластовых нефтей указанных горизонтов изменяются от 870 до 885 кг/м3. Более высокая вязкость нефти в пластовых условиях у пластов АС и БС8 (от 4,06 – 4,33). Плотности пластовых нефтей данных горизонтов изменяются от 871 до 885 кг/м3. Процентное содержание серы в нефти, всех указанных горизонтах практически одинаковое. Таблица 1.2 - Физико-химические свойства нефтей Мамонтовского месторожденияПоказателиОбъект разработкиАС4AС5-6БС10БС8БС11Плотность при 20°С, кг/м3874873873885871Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с4,064,822,944,332,98Газовый фактор, м3/т3132443437Давление насыщения, МПа7,36,99,78,17,9Содержание в нефти, %серысмоласфальтеновпарафинов1,28,62,23,81,58,32,63,31,59,32,33,81,58,43,13,61,57,62,72,92 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ2.1 Основные проектные решения по разработке месторожденияМамонтовское месторождение введено в разработку в 1970 г. на основании технологической схемы, составленной ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:1. Выделение для разбуривания одного (базисного) горизонта БС10. Все остальные пласты отнесены к возвратным;2. Применение редкой сетки скважин 750*750 м (56 га/скв); 3. Система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего 900 м, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м;4. На одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти - более 0,5 млн. т/скв.По технологической схеме ВНИИ предполагалось пробурить 775 скважин и обеспечить уровень добычи нефти 1З,8 млн. т. Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической службы НГДУ «Мамонтовнефть», объединения «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее адаптированной к геологическим условиям системы разработки. Этот подход выгодно отличается от применённого позже неоправданного  стремления разбурить другие месторождения сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.В процессе эксплуатации месторождения неоднократно пересматривались как запасы нефти, так и проектные решения по разработке эксплуатационных объектов.Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР 26 августа 1967 года (протокол № 5213). Следующий подсчёт запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведён в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР  26 октября 1980 года (протокол № 8609).В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается в соответствии с технологической схемой, составленной СибНИИНП и утверждённой ЦКР СССР в 1983 году (протокол № 1024 от 18 мая) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БСТСП10, утверждённой ЦКР Главтюменьнефтегаза (протокол № 8 от 20.02.87 г.). В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза рассмотрела разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении (протокол №161 от 13.04.90 г.), и рекомендовала выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.2.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважинНа Мамонтовском месторождении промышленная нефтеносность установлена в отложениях юрской и меловой систем: пластах ЮС2, БС11, БС10, БС8, БС6, АС5+6 и АС4. На месторождении выделены шесть эксплуатационных объектов: АС4, АС5+6, БС6, БС8, БС10 (в пределах горизонта БС10 выделены два эксплуатационных объекта - монолитная часть БС10мон и тонкослоистый пласт БС10тсп), БС11, ЮС2,Основные запасы нефти сосредоточены в залежи пласта БС10мон, этот же пласт характеризуется лучшими емкостно-фильтрационными свойствами и высокой продуктивностью по сравнению с другими залежами. Далее по этим показателям следуют залежи пласта АС4, затем - залежи пластов БС11 и т.д,. Залежи пластов на большей площади нефтеносности пересекаются в плане (рисунок 3.1). В целом по месторождению вовлечено в разработку 91,8 % геологических запасов месторождения категории ВС1 (таблица 2.1).Таблица 3.1 - Распределение геологических запасов по степени разбуренностиАС 4АС 5-6ЮС 2-1ЮС 2-3Рисунок 2.1- Схема совмещенных контуров пластов Мамонтовского месторожденияОсновная залежь объекта АС4 разбурена по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м при обращенной семиточечной системе площадного заводнения. Плотность сетки скважин - 36 га/скв. Остальные залежи объекта разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.По объекту АС5-6 система разработки аналогична системе разработки объекта АС4: обращенная семиточечная по треугольной сетке, ПСС - 36 га/скв; остальные залежи объекта также разрабатываются на естественном режиме, возвратными скважинами.Объект БС6 разрабатывается на естественном режиме, возвратным фондом скважин, сетка неравномерная.На основной залежи объекта БС8 реализована обращенная девятиточечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке (расстояние между скважинами - 500 м); ПСС - 25 га/скв. Остальные залежи - возвратные объекты, разрабатываются на естественном водонапорном режиме, сетка неравномерная.Основой объект разработки - БС10мон разрабатывается по блочно-квадратной системе; ПСС 20 га/скв. На пласте БС10тсп сформирована проектная комбинированная система разработки (блочно-квадратная и 9-точечная); ПСС - 16 га/скв. Основная залежь объекта БС11 - северная, разбурена по квадратной сетке 450х450 м, система размещения скважин - рядная с линейно-блочным заводнением, ПСС - 20,25 га/скв. Южная залежь разбурена по квадратной сетке 500х500 м, система размещения скважин - рядная с приконтурным заводнением, ПСС - 25 га/скв. Восточная залежь разбурена по треугольной сетке 450х450 м, с избирательным заводнением, ПСС - 20,25 га/скв.На объекте ЮС2 формируется обращенная 9-ти точечная система, плотность сетки - 25 га/скв с последующим уплотнением до 16 га/скв. По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 5240 скважин всех категорий, в том числе 3784 добывающих скважины, 1308 нагнетательных, 91 водозаборная, 58 поглощающих скважин. Из этого числа 657 скважин ликвидировано и 362 ожидают ликвидации. Пробуренный фонд в основном приходится на объект БС1 - 188 скважин (69 % фонда), на объект АС8 - 34 скважин (13 % фонда), на объект ЮС2 - 31 скважина (11 % фонда), на объект БС8 - 5 скважин, на объект БС10 - 6 скважин. Разбуренность проектного фонда (кроме скважин, предусмотренных для разработки запасов категории С2) составляет 110 %.В эксплуатационном добывающем фонде находится 1598 скважины, из них 1282 скважин дающие нефть, 308 находятся в бездействии, 8 скважин в освоении. Основная часть действующего добывающего фонда скважин механизированные (85 %). В фонде нефтяных скважин в консервации 918 единиц, 343 пьезометрических скважин, 37 наблюдательных, в ожидании ликвидации 282 скважины и ликвидировано 462 скважины (из них 53 после бурения и 409 после эксплуатации). Основной причиной ликвидации скважин являются технические причины. Всего выведено из эксплуатационного добывающего фонда 55 % скважин (1952 единиц).В эксплуатационном нагнетательном фонде числится 935 скважин, из них под закачкой 705, в бездействии 177 скважин, в освоении - 53 скважины, 111 скважин нагнетательного фонда временно находятся в находятся в добывающем нефтяном фонде. 181 нагнетательная скважина находится в консервации, 97 пьезометрических скважин, в ожидании ликвидации - 80 скважин, 158 скважин ликвидировано (после эксплуатации - 147 скважин, после бурения - 11 скважин). Всего выведено из эксплуатационного нагнетательного фонда 35 % скважин (505 единиц). Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения приведена на рисунке 2.2.Рисунок 2.2- Структура фонда скважин Мамонтовского месторожденияВсего в эксплуатации на нефть по месторождению перебывало 4822 скважины, в том числе 1297 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть (таблица 2.2) Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 117,5 тыс.т. Таблица 2.2 - Характеристика перебывавших в эксплуатации скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2013 г.нефть,т/сутжид-кость, т/сутобвод-неность.,% вес.Действующий фонд 1282224901175,410,619791,9Бездействующий фонд30841995136,39,394,489,4Во временной консервации918101973111,13,39392,5Пьезометрические33341644125,12,7118,194,5В ожидании ликвидации27340799149,4571,988,6В ликвидации41146169112,36,461,885,8Переведенные в нагнетательные после отработки на нефть12976903253,231,371,645,6По месторождению в целом4822566513117,59,8101,184Состояние скважинКоли-чество скважинНакопл. добыча нефти,тыс.тНакопл. добыча нефти на 1 скв.,тыс.т Состояние на 01.01.2013 г., Всего под закачкой перебывало 1480 скважин, суммарная закачка на одну скважину в среднем составила 1770 тыс.м3, По скважинам, выведенным из закачки (в бездействующий фонд, временную консервацию, пъезометрический фонд, в другие категории - всего 37 % от перебывавших под закачкой скважин), суммарный объем закачки составил в среднем 1636 тыс.м3 на скважину(таблица 2.3).Таблица 2.3 - Характеристика перебывавших под закачкой скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2013 г.По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составляет 566513 тыс.т, накопленная добыча жидкости - 2118672 тыс.т. Основная добыча нефти приходится на объект БС10мон, из которого отобрано 81 % от накопленной добычи по месторождению, при доле геологических запасов категории АВС1 71,5 %. Текущий КИН по месторождению составляет 0,348 при утвержденном 0,410. Обводненность продукции - 94%. Накопленный водо-нефтяной фактор - 3,0. Закачано в залежи пластов 2619210 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отборов закачкой - 114,4 %. Основные показатели разработки месторождения приведены в таблице 2.4, динамика фактических показателей с начала разработки – на рисунке 2.3.Рисунок 2.3 - Динамика фактических показателей с начала разработки Таблица 2.4- Основные показатели разработки месторождения на 01.01.2013 г.Показатель АС4АС5-6БС6БС8БС10БС10тспБС11ЮС21Месторож-дение Годовая добыча нефти, тыс.т582477764453385756295111 Годовая добыча жидкости, тыс.т78458403158665225836912328951184863 Накопленная добыча нефти, тыс.т466822183053912671459985548819204114566513 Накопленная добыча жидкости, тыс.т190861146313771082917158944127903733311962118672 Годовая закачка воды, тыс.м39402593503929733327981324294722 Накопленная закачка воды, тыс.м323464712385505787320717832910310194092619210Дебит нефти, т/сут9,311,011,712,910,76,63,58,510,8Дебит жидкости, т/сут124,9193,9243,4189,0185,2108,250,59,7179,5Приемистость, м3/сут241,6406,10,0389,2378,8198,8169,74,0362,1Текущий ВНФ, т/т12172014161513016Накопленный ВНФ, т/т3613624313* - по месторождению в целом, включая запасы нефти объекта ЮС2, не введенного в эксплуатацию.В целом по месторождению максимальная добыча нефти достигнута в 1986 г. – 35165,6 тыс.т, с темпом отбора 5,2 %. К этому моменту было отобрано 40,3 % от начальных извлекаемых запасов, а обводненность добываемой продукции составила 50,9 %. В последующие годы на месторождении наблюдается падение уровней добычи нефти, несмотря на продолжавшееся разбуривание пластов и ввод новых скважин в эксплуатацию. Причиной является интенсивное обводнение основных объектов разработки, снижение дебитов нефти и жидкости по переходящим скважинам, а также недостаточно высокие дебиты нефти новых скважин.Период 1991-1994 г.г. характеризуется значительными темпами падения добычи нефти (ежегодно на 20-24 %), обусловленными снижением дебитов нефти, ростом обводнённости, а в 1992 - 1994 годы - снижением коэффициентов использования и эксплуатации скважин. В последующие годы темпы падения добычи нефти снижаются, в 2000-2007 г.г. наблюдается некоторый рост отборов нефти, вызванный, в первую очередь, стабилизацией добычи по основному объекту - БС10мон, за счет увеличения фонда действующих скважин и дебита по нефти. В 2012 г. по месторождению отобрано 5111 тыс.т нефти, что составляет 14,5 % от максимального годового отбора; годовая добыча жидкости - 84863 тыс.т, средний дебит по нефти - 10,8 т/сут; жидкости - 179,5 т/сут; закачка воды - 94722 тыс.м3, текущая компенсация отбора закачкой - 110,5 %.2.3 Конструкция скважин Мамонтовского месторождения. Устьевое оборудованиеКонструкция добывающих скважин принимается на основании анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по разрезу скважины, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию, способа эксплуатации и требований по охране окружающей среды. Конструкция скважины на Мамонтовском месторождении в целом соответствует требованиям технологических проектов и состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны (рисунок 2.4).Конструкция нагнетательных скважин.Направление (диаметр 324 мм ). Cпускается на глубину от 30 до 60 м; тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.Кондуктор ( диаметр 245 мм). Кондуктор спускается на глубину 750 м с учетом перекрытия неустойчивых глинистых отложений и изоляции верхних водоносных горизонтов месторождения. Также в скважинах используется удлиненный кондуктор длиной до 800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Подъём тампонажного раствора производится до устья. Эксплуатационная колонна (диаметр 146 мм). Спускается на глубину залегания продуктивного пласта, подлежащего вскрытию, предусмотренную проектом на строительство скважин. При выборе толщины стенок и группы прочности обсадных труб (в том числе для интервала залегания люлинворских глин) руководствуются инструкцией. Тампонажный раствор за колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора. Запрещается повышать уровень тампонажного камня за эксплуатационной колонной путем закачки тампонажного раствора в заколонное пространство с устья. Межколонное пространство должно иметь сообщение с атмосферой. Конструкция добывающих скважин.Конструкция добывающих скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин. Для защиты эксплуатационной колонны от воздействия горного массива спуск промежуточной колонны не предусматривается. Глубина спуска кондуктора определяется глубиной залегания кровли Чеганской свиты на месторождении и составляет от 450 до 580 м. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. При вероятности перевода добывающей скважины под нагнетание её проектируют и строят как нагнетательную с удлиненным кондуктором (750 м) и подъемом тампонажного раствора до устья. Рисунок 2.4 – Конструкция скважин Мамонтовского месторождения: 1 – обсадные трубы; 2 – цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорационные отверстия в обсадной колонне; I – направление; II – кондуктор; III–эксплуатационная колонна.Оборудование любой добывающей скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинное). К наземному оборудованию относят: фонтанную арматуру, манифольд, станцию управления и трансформатор.К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), погружной электродвигатель (ПЭД) с гидрозащитой, центробежный многоступенчатый насос ЭЦН, кабельная линия с муфтой, присоединяемая к токовводу ПЭД. 3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ3.1 Конструкция и характеристики УЭЦНЭксплуатация нефтяных скважин и добыча нефти при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) наиболее распространенная технология на российском рынке нефтедобычи. Основные преимущества УЭЦН заключаются в наилучшей приспособленности к российским условиям добычи нефти, в возможности подбора установок и выборе эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик.На рисунке 3.1 видно, что УЭЦН опускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается на головке эксплуатационной колонны с помощью устьевого оборудования. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ хомутами, подается на электродвигатель (ПЭД), который приводит во вращение центробежный насос (ЭЦН), который подает жидкость по НКТ на поверхность.Рисунок 3.1 – Установка центробежного насосаПо заказу УЭЦН дополнительно комплектуется газосепаратором для отделения свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и вибрации в зоне подвески установки. Для скважин, оборудованных УЭЦН, рекомендуется также применять устьевую арматуру АФК 1Э-65-140 (ГОСТ-13846-84) и насосно-компрессорные трубы диаметром 60 и 73 мм (ГОСТ 633-80).Можно привести пример условного обозначения насоса (обычного исполнения) ЭЦНМ5-125-1200, где:Э - привод от погружного двигателя;Ц - центробежный;Н - насос;М - модульный;5 - группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах);125 - подача, м3/сут;1200 - напор, м.Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей напора H, КПД и потребляемой мощности от подачи: H(Q), η(Q) и N(Q) (рис. 3.2). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений.Рисунок 3.2 – Типичная характеристика погружного центробежного насосаПодача и напор, соответствующие максимальному КПД, определяют оптимальный режим работы насоса. Допустима работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимально и соответствующих снижению КПД на 3 … 5 %. Это обуславливает рекомендуемую область возможных режимов работы, которая выделена на рисунке 3.2.Отечественная промышленность в настоящее время выпускает около 100 типоразмеров УЭЦН, рассчитанных на номинальные расходы 400 … 500 м3/сут и напоры 450 … 1500 м. Кроме того, существуют насосы специального назначения, имеющие подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м (для закачки воды в пласт и др.).3.2 Программный продукт для подбора УЭЦН При подборе скважинного оборудования в ООО «РН-Юганскнефтегаз» применяется корпоративный программный продукт для расчёта и анализа работы УЭЦН и УСШН - RosPump. Данная программа работает в следующих режимах:Подбор ЭЦН:Расчет напора с условием растворения или сжатия газа в насосе;Расчет конусных/тандемных установок;Расчет насоса при спуске ниже дыр перфорации (с хвостовиком и без);Оценка деградации напора ЭЦН вследствие влияния газа (корреляция Duran);Расчет продуктивности по замеру Рзаб, Ндин и Рпр; Расчет напора ЭЦН с учетом скольжения двигателя;Расчет коэффициента сепарации газосепаратора по результатам тестов РГУ Нефти и газа.Анализ ЭЦН (реализованы функциональные возможности «Анализ ЭЦН»):Визуальное графическое сравнение фактического и ожидаемого режима;Вычисление фактического коэффициента деградации напора;Возможность привидение в соответствие фактического и ожидаемого режима; Прогноз режима работы при изменении одного или нескольких параметров.

Список литературы

1. Проект пробной эксплуатации Мамонтовского месторождения/ СибНИИНП. – Тюмень, 1986.
2. Уточнённый проект пробной эксплуатации Мамонтовского месторождения/ СибНИИНП. – Тюмень, 1988.
3. Мамонтовская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект [Текст]/ Ю.Н. Карогодин, С.В. Ершов, В.С. Сафонов [и др.]. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. – 252 с.
4. Технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения (Северная лицензионная территория, Южная лицензионная территория, Верхне- и Средне-Шапшинские месторождения) / ООО «РН-УфаНИПИнефть». – Уфа, 2011. – 200 с.
5. Технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения, протокол 5334 от 29.12.2011г / ООО «РН-УфаНИПИнефть». – Уфа, 2011.
6. Анализ текущего состояния разработки Мамонтовского месторождения/ ООО «РН-УфаНИПИнефть». – Уфа, 2013. – 110 с.
7. Щуров В.И., Технология и техника добычи нефти [Текст] : учебник для вузов/В.И. Щуров. – 2-е изд. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.
8. Косков В.Н. Геофизические исследования скважин [Текст]: учебное пособие / В.Н. Косков В.Н. – Пермь: Перм. гос. техн. ун-т., 2004. – 122 с.
9. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела [Текст]: Учебник для вузов. – 3-е изд., испр. и доп. - Коршак А.А., Шаммазов А.М. - Уфа: ООО«ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с.
10. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений [Текст]: учебник для вузов/ Ю.П. Желтов. – 2-е изд. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 365 с.
11. Торопынин В.В., Совершенствование технических средств для проведения ГРП в боковых стволах скважин [Текст]/Торопынин В.В., Ванифатьев В.И., Терентьев С.В.// Бурение & Нефть. – 2010. - №1. – С.35-39.
12. Увеличение нефтеотдачи, заканчивание скважин, механизированная добыча [Текст]: технологический справочник / ООО «РН-УфаНИПИнефть». – Уфа, 2014. – 253 с.
13. Мищенко И.Т. Расчёты при добыче нефти и газа [Текст]: – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. - 296 с., ил.
14. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов. – М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. – 2003. – 816 с.
15. Кабиров М.М., Гафаров Ш.А. Скважинная добыча нефти [Текст]: - Санкт-Петербург: ООО «Недра». – 2010. – 416 с.
16. Лутфуллин А.А. Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России [Текст]/ Лутфуллин А.А.// Бурение & Нефть. – 2009. - №1. – С.30-34.
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: 0.00543
© Рефератбанк, 2002 - 2024