Анализ Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" - Производство и технологии отчет по практике

Главная

Производство и технологии
Анализ Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

Анализ геологических запасов, орогидрологическая и экономическая характеристика Северо-Лабатьюганского района. История проектирования и состояние разработки месторождения. Внедрение перевернутых насосов на нагнетательные скважины с низкой приемистостью.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

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


Министерства образования и науки Р оссийской Ф едерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра р азработк и и эксплуатаци и нефтяных и газовых месторождений
по научно-исследовательской практике на базе Северо- Л абат ь юганского месторождения ОАО «СНГ»
Анализ эффективности работы погружных насосов
В процессе написания первой главы мной был проведен анализ Северо-Лабат ь юганско го месторождения «ОАО Сургутнефтегаз», был произведен анализ геологических запасов, орогидрологическая и экономическая характеристика района. Была произведена оценка состояния разработки месторождения и история проектирования . Дальнейшие планы - это анализ эффективности работы УЭЦН и вопрос внедрения перевернутых насосов на нагнетательные скважины с низкой приемистостью .
1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района
2.1 Характеристика геологического строения Северо-Лабатьюганского месторождения
2.2 История проектирования разработки месторождения
2.3 Состояние разработки Северо-Лабатьюганского месторождения
2.4 Физико-химические свойства нефти и газа
1.1 Орогидрографическая и экономическая характеристика района
В административном отношении Северо-Лабатьюганское нефтяное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 273 км к северо-западу от г. Сургута.
Месторождение расположено в пределах трех лицензионных участков (ЛУ): (Северо-Лабатьюганский -- лицензия XMH 11293 НЭ от 05.09.2002, срок окончания действия лицензии 01.06.2047, Овлихлорский -- лицензия XMH 12325 НЭ от 23.04.2004, срок окончания действия лицензии 01.03.2024 и Южно-Чанатойский -- лицензия XMH 14906 HP от 27.04.2010, срок окончания действия лицензии 20.04.2035, недропользователем которых является OAO «Сургутнефтегаз» (628415, Российская Федерации, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Сургут, ул. Григория Кукуевицкого, 1, корпус 1).
Месторождение является объектом производствепной деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую инфраструктуру: пункты подготовки нефти, систему сбора и предварительного обезвоживания продукции, систему напорных и мелжпромысловых нефтепроводов, газопроводов, газотурбинные электростанции, высокоразвитую транспортную сеть, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.
Среднегодовая минимальная температура воздуха -47С максимальная - +30С, суточные колебания за год составляют 8°С; 18 дней в году наблюдаются с температурой ниже 30°C и скоростью ветра от 10 до 30 м/с. За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков, из них 400 мм - в теплый период. Средняя высота снежного покрова - 71 см. Первые заморозки на почве - 1 октября, последние - 5 июня, начало промерзания грунтов - 25 сентября, максимальное промерзание до глубины 1.7 м - 20 апреля, на глубине 1.2 м минимальная температура мерзлого грунта - от 0 до -2°C. На междуречьях торфянистые грунты избыточно увлажненные и слаборазложившиеся (до 30%).
Рис. 1.1 Обзорная карта района работ
2.1 Характеристика геологического строения Северо-Лабатьюганского месторождения
Месторождение расположено на границе Сургутского свода и Фроловской мегавпадины, в пределах Ай-Пимского вала, в его крайней северной части, который на западе граничит с Северо-Камынской седловиной, а на востоке с Нижнесортымским валом.
Нефтеносными являются пласты черкашинской свиты готерив-барремского возраста - AC10(1), AC11 и юрские отложения баженовской (пласт ЮС0 и тюменской (пласты ЮС1, ЮС2(1)) свит.
Месторождение изучено по данным сйсморазведочных работ 2D и 3D (плотность сейсмических профилей 1.8 пог. Км/км2) по результатам поисково-разведочного бурения (71 скважина) и эксплуатационного бурения (620 скважин).
В пласте AC10(1) выделена одна залежь нефти в районе скважины №4P. По типу залежь -- структурно-литологическая, размеры - 0.3х0.5 км. При испытании скважины №4p дебит нефти составил 15.6 м3/сут. при динамическом уровне 1620 м.
С отбором керна пробурено восемь скважин. Всего по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости -113, проницаемости -- 62.
Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости приняты по аналогии с горизонтом AC11
Геофизические исследования выполнены в восьми скважинах, гидродинамические - в одной.
Параметр нефти приняты по аналогии с горизонтом AC11. Дегазированные нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.
В горизонте АС11 выделены 24 залежи нефти. Основная залежь №1 расположена в верхней части горизонта (пласт AC 11 (01-02)) Залежь вскрыта 31 разведоиной и 503 эксплуатационпыми скважинами. Потипу залеж литологически ограниченпая, размерами 8х62 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 33.3 м.
Рис. 2.1 - Геологический профиль Северо-Лабатьюганского месторождения
После утверждения запасов нефти ГКЗ Роснедра (2008 год), произошло объединение основных залежей горизонта AC11 Северо-Лабатьюганского и Логачевского месторожденпй в единую залежь Северо-Лабатьюганского месторождения. Площадь нефтеносности залежи №.1 увеличилась на 12% (с 195563 до 221075 тыс. м 2)
Остальные залежи месторождення средних и мелких размеров - от 0.5 х 0.5 до 27 х 4 км.
По площади продуктивные отложения горизонта развиты неравномерно, представлеиы отдельными песчано-алевролитовыми телами (IIAT), состоящими из отдельных линз коллектора. С большой долей условности ПAT объединены в три пласта - AC11(01-02), AC11(03) AC11( 04)
Коллектора горизонта AC «райне неоднородны по проницаемости. Хорошо и средне проницаемые (более 10 мД) интервалы хаотично распространены по всему разрезу горизонта AC и содержат всего 19% геологических запасов нефти. Проницаемоств остальных продуктивных пропластков менее 10 мД.
С отбором керна пробурено 39 скважин. Bceгo по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости -- 2228, проницаемости -- 944.
Для расчета коэффициента вытеснения па керне выполнено 48 определений, для pacueтa относительных фазовых проницаемостей -- семь лабораторных опьттов. Геофизические исследования выпоянены в 667 сквыжинах, гидродинамические - в 90 скважинах.
Параметры нефти изучены на образцах 69 глубинных проб из 31 скватины и 29 поверхностных проб из девяти скважин. Дегазированные нефти по технологической классификации характериэуются как легкие и сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.
В пласте ЮС0 промышленная нефтеносность установлена в двух скважинах: №6п, расположенной на юге месторождепия и №300 расположенной на севере.
На современной стадии изученности баженовской свиты не установлены закономерности развития коллекторов в разрезе, зонт нефтеносности в пласте ЮС0 закартированы вокруг скважин с максимальными дебитами.
Рис. 2.2 - Карта нефтенасыщенных толщин и геологический профиль пласта ЮС0
Рис. 2.3 - История эксплуатации Скважины №300
Залежи пласта ЮС0 ограничены радиусом 1 км вокруг скважины №6п, где в процессе бурения с помощью пластоиспытателя КИИ-146 получен приток нефти дебитом 6м3/сут. и вокруг скважины №300, где получен приток нефти с дебитом 7,7 м3/сут. при депрессии на пласт 11Мпа.
С отбором керна пробурено пять скважин. Bceгo по пласту проведено 20 анализов по определению открытой пористости.
Коэффициенты вытеснения и относительные фазовые проницаемости для баженовских отложений не определяются из-за гидрофобного состояния пород и отсутствия проницаемости по воде (высокие капиллярпые силы - более 50 MПa).
Геофизические исследования выполнены в 32 скважинах, гидродинамические - в 22 скважинах.
Параметры нефти изучены на образцах 5 поверхностных проб из четырех скважин. Параметры дегазированной нефти приняты по аналогии с Ай-Пимским месторождением: нефть сравнительно легкая, маловязкая и вязкая, малосмолистая, парафинистая, сернистая.
В пласте ЮС1 выделена одна залежь нефти. Залежь включена в состав Северо-Лабатьюганского месторождения по решению Роснедр в 2010 году (ранее относилась к Логачевскому месторождению). По типу залежь пластово-сводовая, вскрыта одной скважиной №224. Размеры залежи 2.5х8 км, высота - около 10 м. Керн из пласта не отбирался.
Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости приняты по аналогии с юрскими пластами месторождений Сургутского свода.
Геофизические исследования выполнены в одной скважине, гидродинамические - не проводились.
Параметры нефти приняты по аналогии с пластом ЮС21 Дeгaзиpoвaнныe нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.
В пласте ЮС2-1 выделены пять залежей нефти. Залежи вскрыты 13 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. После утверждения Роснедр запасов нефти (2010 год) к пласту ЮВ2-1 Северо-Лабатьюганского месторождения отнесена залежь ЮС2 Логачевского месторождения.
По типу все залежи - структурно-литологические и пластово-сводовые, размеры залежей - от 5 х 6 км до 7 х 12.5 км, высота от 14.4 до 77.6 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.8 м.
С отбором керна пробурено 10 скважин. Всего по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости -- 156, проницаемости -- 68.
Лабораторные опыты по определению коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей на собственных образцах керна не проводились. Для характеристики пласта использованы результаты исследований юрских пластов месторождений Сургутского свода.
Геофизические исследования выполнены в 23 скважинах, гидродинамические параметры нефти изучены на образцах 5 поверхностных проб из четырех скважин. Дегазированные нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.
Все проведенные на Северо-Лабатьюганском месторождении исследования показывают, что пласт AC10-1 и горизонт AC11 характеризуются нетипично низкими (для данного района) значениями ФЕС. Ухудшение коллекторских свойств в северо-западной части Сургутского свода обусловлено отличными от центральной части условиями форматирования пластов. Крайне низкие ФЕС юрских пластов типичны для данного района. Для проектирования параметры пластов приняты по ГИС.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Северо-Лабатьюганское месторождение
средняя глубина залегания (абс. отм), м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина. м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
коэффициент песчанистости, доли ед.
Начальная пластовая температура, оС
вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхностных условиях, мПа*с
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
геологический экономический лабатьюганский скважина
2.2 История проектирования разработки месторождения
На разработку Северо-Лабатьюганского месторождения составлено три проектных технологических документа.
В 2003 году составлен первый проектный документ - «Технологическая схема OПP Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР по XMAO от 08.04.2003 №395).
В 2005 году выполнен «Анализ разработки Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР по XMAO от 29.08.2005 №695), в котором программа опытно-промышленных работ и проектные показатели были уточнены в связи с включением в Северо-Лабатьюганское месторождение ранее самостоятельных Западно-Ай-Пимского и Северо-Ай-Пимского месторождений.
В 2006, 2007 гг. выполнены «Авторские надзоры за разработкой Северо-Лабатьюганского месторождения» (протоколы ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 24. 10.2006 г. №829 и от 27.09.2007 г. №947).
В 2008 году ТО «СургутНИПИlнефть» составлена «Технологическая схема разработки Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 25.11.2008 г. №1098). Основные положения:
По пласту AC10(1)-- разработка залежи одной скважиной №4p.
По горизонту AC11 - разбуривание единой сеткой скважин, расположенных по девятиточечной системе с плотностью сетки - 16 га/скв. с проведением индивидуальных гидроразрывов пластов AC11(01-02), 0 AC11(03) и AC11(04) на стадии строительства скважин, постепенный (по мере изучения геологического строения) переход от девятиточечной к очагово-избирательной системе.
По пласту ЮС0 -- опытно-промышленная разработка залежи пятью горизонтальными добывающими скважинами на естественном режиме. Плотность сетки -- 50 га/скв.
По пласту ЮС2(1) -- опытно-промышленная разработка с размещением скважин по пятиточечной системе с плотностью сетки -- 16 га/скв.
Проведение ГРП на стадии строительства скважин.
Проектные уровни (запасы категорий BC1):
Отбора растворенного -- (попутного) газа, м3/гoд. -- 292
Фонд скважин всего -- 1770, в том числе: добывающих -- 946, нагнетательных 792, наблюдательных -- 9, водозаборных -- 23. Скважин с боковыми стволами-91.
Фонд скважин для бурения всего -- 1538, в том числе: добывающих -- 797, нагнетательных -- 738, наблюдательных -- 3. Фонд скважин для зарезки боковых стволов при KPC -- 89.
2.3 Состояние разработки Северо-Лабатьюганского месторождения
Северо-Лабатьюганское месторождение открыто в 2000 году, введено в опытно-промышленную разработку в 2004 году. Промышленная разработка месторождения ведется с 2009 года. В разработке находятся два эксплуатационных объекта: АС10(1) и АС11
По состоянию на 01.01.2013 на месторождении отобрано 6519.7 тыс. т нефти, в том числе: из горизонта AC 6519.4 тыс. т, из пласта AC10(1) - 0.3 тыс. т. Текущий КИН составил 0.026 (от запасов разрабатываемых пластов по категориям ВС1 -- 248246 тыс. т) при обводненности продукции -- 30.1%. Накопленная добыча жидкости -- 8534.3 тыс. т, накопленная закачка воды 10830.7 тыс. м', накопленная компенсация -- 95.6%, текущая компенсация -- 100%. В 2005-2012 годах добыча нефти на месторождении соответствовала проектной величине. При этом темпы освоения месторождения выше проектных. В 2012 году объем бурения достиг 537 тыс. м/г при проектном - 476 тыс. м/г. В эксплуатацию введено 166 добывающих скважин (проект - 135).
Рис. 2.5 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки (Добыча нефти всего, тыс. т)
Рис. 2.6 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки (Добыча жидкости всего, тыс. т)
По состоянию на 01.01.2013 на месторождении пробурено 605 скважин, в том числе: добывающих -- 425, нагнетательных -- 148, водозаборных -- 23, наблюдательных -- 9. Коэффициенты использования фонда скважин: добывающих -- 0.93, нагнетательных -- 0.93. Коэффициенты эксплуатации действующего фонда скважин: добывающих -- 0.98, нагнетательных -- 0.98.
Утвержденный проектный фонд (1770 скважин) реализован на 34%.
Объект AC10 разрабатывается одной скважиной №4P совместно с горизонтом AC11 Из пласта отобрано 0.26 тыc. т нефти. В 2012 году скважиной отобрано 0.018 тыс. т., дебит скв: кины по нефти - 0.1 т/сут, по жидкости 3.6 т/сут., обводненность - 98.6%. В 2010 году планируется выполнить ремонтные работы по изоляции горизонта АС11
На объекте АС11 реализуется утвержденная девятиточечная система разработки. Накопленная добыча нефти составляет 6519.4 тыс., отборов НИЗ 8.9%, при текущей обводнённости 30.1 %, текущий КИН - 0.027.
В 2012 году добыча нефти по объекту поставила 3119.1 тыс. т, добыча жидкости -- 4459.2 тыc. т, закачка воды -- 5793.4 тыс. мЗ. На объекте пробурено 576 скважин, в том числе: добывающих -- 420, нагнетательных -- 147, наблюдательных -- 9. Добывающие скважины эксплуатировались со средним дебитом нефти 27 т/сут, жидкости -- 38.6 т/сут. Забойные давления в скважинах в среднем равны 14.1 MПa.
Во всех добывающих скважинах проводится ГРП, что позволяет увеличить производительность скважин в среднем в два раза.
Запроектированная площадная девятиточечная система разработки до конца не сформирована для поддержания пластового давления в пласт закачано 0830.7-тыс.м' воды, в том числе в 2012 году -- 5793.4 тыс. м накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 95.6%, текущая -- 100%.
При начальном пластовом давлении 24.8 MПa текущее пластовое давление составляет - 24.3 MПa. Максимальное снижение давление до 19.3 MПa отмечается на участках с пока несформированной системой ППД. Максимальное пластовое давление, зафиксированное в нагнетательных скважинах - 33 MПa. Нагнетательные скважнн работают со средней приемистостью -- 208.2 м'/сут.
Проводимые па месторождении опытные работы по оценке влияния закачки воды на продукгивность объекта показали, что в процессе формирования системы дебит нефти увеличивается в 1.5 раза. Увеличение закачиваемых объемов воды привело к увеличению дебитов нефти в 79% скважин, к уменьшению дебитов нефти за счет роста обводненности в 21% скважин. Вероятность получения отрицательного эффекта от увеличения приемистости нагнетательных скважин выше на более неоднородных участках.
Разобщение горизонта на более мелкие объекты на начальной стадии разработки признано преждевременным в связи с существенными потерями в текущей добыче нефти и снижением эффективности ГРП на нижних пластах при заводненных верхних.
Проведем анализ эффективности бурения БГС. На объекте выполнены опытные работы по зарезке трех горизонтальных боковых стволов (два - в 2012 г., один -- в 2013 г.), на основании которых сделан вывод о том, что данное мероприятие эффективно для выработки запасов из пропластков повышенной проницаемости, для выработки запасов из низкопроницаемых пропластков следует применять в боковых стволах ГРП.
Исследования по контролю за выработкой запасов нефти объекта AC11 промыслово-геофизическими методами проведено в 74 добывающих, 94 нагнетательпых и девяти наблюдательных скважинах.
Перфорацией вскрыто 95% эффективной нефтенасыщенной толщины, вовлечено в разработку - 67%. Не вовлеченными остаются наименее проницаемые интервалы.
Обводненность продукции скважин связана с выносом технической воды, поступившей в пласт при гидроразрыве пласта и прохождением фронта закачиваемой воды (отмечается в 25 исследованных добывающих скважинах).
В 2012 г. выполнены исследования по закачке индикаторной жидкости. Участок проведения трассерных исследований включает нагнетательную скважину №488 и семь добывающих скважин, на основании которых установлено направление каналов низкого фильтрационного сопротивления и трещин, образовавшихся при ГРП, по которым наблюдается прорывы пластовых и закачиваемых вод.
На месторождении пробурено девять наблюдательных скважин, в которых ежегодно проводятся исследования по определению текущей нефтенасыщенности объекта методом С/О каротажа. По результатам данных исследований определяются текущие коэффициенты вытеснения нефти по скважинам.
Программа ГТМ выполняется. За период 2004-2012 гг. на месторождении проведено 612 скважино-операций по воздействию на пласты (было запланировано - 678), в том числе: ГРП в 531 скважине (было запланировано 527), 57 OП3 физико химическими методами (солянокислотные и глинокислотные ОПЗ комбинированноее химико-депрессионное воздействие и др.) при плане - 95 скважино-операций, четыре перфорационных воздействия (было запланировано 16), три ремонтно-изоляционных мероприятия (было запланировано 17), 15 закачек потокоотклоняющих и нефтеотмывающих составов (было запланировано 14), два гидродинамических воздействия (было заплапировано 9). Проведена зарезка трёх боковых стволов (непланировалось).
2.4 Физико-химические свойства нефти и газа
Нефти залежей пластов АС можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Ай-Пимском валу по направлению от центра к периферии залежи пласта АС11 происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Черкашинской свите нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м 3 ) и вязкость (2,02 мПа?с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.
Нефть баженовской толщи также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8-1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м 3 /т и в среднем составляет 22,0 м 3 /т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.
Свойства и характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.
Пластовые воды пластов АС представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м 3 . Газосодержание в водах составляет 2,73 м 3 /т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м 3 , общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м 3 .
Данные исследований показали, что состав газа горизонтов АС10 и АС11 практически одинаковый. Газ пласта ЮВ0 отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.
Характерным для девонских попутных газов является:
- относительная плотность выше единицы (1,0521);
- содержание азота 13,3% по объему;
Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа - 1,0529.
Содержание гелия в продукции скважин составляет 0,051 - 0,055% по объему, аргона - до 0,041%.
Характеристика нефти продуктивных пластов
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа?с
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа?с
Характеристика попутного газа продукции скважин
Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации. дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010
Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах. курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации. курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011
Проект на бурение дополнительного ствола скважины № 5324 куста № 519б Нивагальского месторождения. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов. Геологическая характеристика месторождения, конструкция скважины. курсовая работа [1,1 M], добавлен 06.04.2014
Расчет промышленных запасов месторождения. Определение годовой производительности рудника. Выбор рациональной схемы вскрытия и подготовки месторождения. Определение параметров буровзрывных очистных работ. Оценка количества бурильщиков и скреперистов. курсовая работа [1,2 M], добавлен 24.09.2019
Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия. дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
Общие сведения о месторождении Зимнее. Рассмотрение геологического строения, сложности продуктивных пластов. Сведения об установках электроцентробежных насосов. Подбор насосов для скважины. Расчет общей безопасности и экологичности данного проекта. дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.06.2015
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Анализ Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" отчет по практике. Производство и технологии.
Готовый Дневник По Производственной Практике
Сочинение Осень На Лезгинском
Курсовая работа по теме Разработка стратегии формирования инвестиционных ресурсов
Ссылка На Приложение В Курсовой Работе
Контрольная Работа По Теме Моделирование 9 Класс
Контрольная работа по теме Концепция стратегического управления
Курсовая работа по теме Определение оптимального месторасположение торговой точки
Реферат: Мультимедиа технологии в Web
Курсовая работа по теме Организация финансов на малом предприятиии ООО 'Ольга'
Отчет по практике: Преподавание русского языка и литературы в школе
Сочинение Любимый Уголок Природы Осенью
Реферат: Темы ов Проблема культурогенеза. Мифология как форма культуры. Культурные истоки ритуала
социальный туризм
Реферат: Бизнес-проект предприятия по производству мюсли. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Анализ деятельности организации на рынке недвижимости
Курсовая Работа По Истории Темы
Реферат по теме Функції інформаційно-аналітичних підрозділів забезпечення управління
Доклад по теме Человек как личность, индивидуальность и универсальность
Контрольная работа: Экономико-географическая характеристика Печорского угольного бассейна
Реферат: Вредное влияние курения на организм человека
Новые результаты моделирования гидравлических характеристик дилювальных потоков из позднечетвертичного Чуйско-курайского ледниково-подпрудного озера - Геология, гидрология и геодезия статья
Вивчення функцій рядів Фур'є - Математика курсовая работа
Прецедентные имена русских сказок - Иностранные языки и языкознание курсовая работа