Расчет параметров солянокислотной обработки - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Расчет параметров солянокислотной обработки

Геолого-физическая характеристика пласта и Белозерско-Чубовского месторождения на территории Красноярского района Самарской области. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта скважин.


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.

Расчет параметров солянокислотной обработки
1. Краткая характеристика пласта и месторождения
Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара. (Рис. 1.1). Ближайшая железнодорожная станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения.
Район месторождения промыслово обустроен. В экономическом отношении - преимущественно сельскохозяйственный.
Белозерско-Чубовское месторождение открыто в 1956 г. поисково-разведочным бурением и введено в разработку в 1956 году.
Выкопировка из обзорной карты нефтяных месторождений самарской области.
1. 2 Геолого-физическая характеристика пласта Д1
Пласт Д 1 является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м - в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи - 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1-7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д 1 установлена в 1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации 2611-2620 м был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958-2003 годы.
По состоянию изученности на 1.01.11 г. пласт Д 1 дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности.
Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности на 1.01.11 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470-2474 м.
Начальная нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи меняется от 2,2 до 17 м. Увеличенные толщины приурочены к сводам поднятия.
Размеры залежи составляют 6,5Ч2,5 км, высота 19,6-23,6 м. Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Д к и 1-2 м прослой известняка (репер «кинжал»).
Геолого-физическая характеристика пласта Д 1 представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Геолого-физическая характеристика пласта Д 1
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с
Плотность нефти в пластовых усл., т/мі
Плотность нефти в поверхн. усл., т/мі
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Давление насыщения нефти газом, МПа
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с
Плотность воды в пласт. условиях. т/ мі
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.:
1. 3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».
Свойства нефти и газа пласта Д 1 определены по результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати поверхностных проб из этих же скважин.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,826 г./смі, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 мі/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,46 мПас.
При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,866 г./смі, газосодержание 36,0 мі/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,18 мПас.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10%), смолистая (9,31%), парафиновая (3,74%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 43%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,66%, метана 43,12%, этана 15,33%, пропана 18,00%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,47%, гелия 0,069%. Относительная плотность газа по воздуху 1,033.
Воды пласта Д 1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Д к и Д 1 характеризуются плотностью 1185-1195 кг/мі, минерализацией 267,4-287,5 г/л, первой соленостью 57,3-61,2%-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3-35,3 г/л), магния (3,53-4,13 г./л) и брома (более 1000 мг/л). Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 мі/т (пласт Д к ).
Газосодержание при однократном разгазировании, мі/т
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, мі/т
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях
Плотность в пластовых условиях, кг/мі
Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и нефти. Пласт Д 1
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Содержание ионов, моль/мі, примесей, г/смі
Доля бездействующих скважин от всего фонда добывающих скважин
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости представлено на рис. 2.7.
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости
Как видно из представленного распределения средняя приемистость составляет 204,2 мі/сут. Максимальная приемистость наблюдается в скважине №411 - 321мі/сут, минимальная в скважине №56 - 110 мі/сут.
За 2008-2010 годы по скважинам пласта Д1 и был проведен 61 ремонт. Как видно из распределения, представленного на рис. 2.8, основными причинами ремонта скважин являются повреждения изоляции кабеля - 28,07% (16 случаев) и двигателя - 24,56% (14 случаев), отсутствие подачи - 21,05% (12 случаев), а также снижение производительности - 17,54% (10 случаев).
Рис. 2.8. Распределение причин ремонта за 2008-2009 годы
Рис. 2.9. Распределение причин ремонта за 2008-2010 годы (в процентном соотношении)
При проведении ремонтных работ увеличение дебита нефти было д остигнуто только в 5 случаях (скв. №127 в окт. 2007, скв. №127 в мар. 2008, скв. №500 в фев. 2009, скв. №414 в авг. 2009 и скв. №373 в мар. 2009) в 12 случаях было зафиксировано снижение дебита нефти, что говорит о проведении ремонтов с целью сохранения существующего режима работы скважин.
В 18 случаях была произведена смена типоразмера насоса (12 с уменьшением и 6 с увеличением Q ном ).
Основные причины, осложняющие эксплуатацию УЭЦН: выпадение парафина, коррозионный износ оборудования, отложение минеральных солей. Предлагаемые методы борьбы с этими осложнениями: пропарка или прокачка горячей нефти и спуск скребков; закачка ингибитора коррозии СНПХ 60-11; соляно-кислотная обработка ПЗС.
Среднее значение МРП для фонда скважин пласта Д1 составило 273 дня.
Средняя наработка на отказ составила в 2010 году 245 дней.
Преждевременными отказами подземного оборудования считаются отказы с наработкой до 180 суток. Таких отказов за рассматриваемый период не было. Поэтому можно сделать вывод, что в целом по механизированному фонду осложнений в работе подземного оборудования не наблюдалось.
3. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта скважин
Основные виды ремонтных работ представлены на рисунке 3.1.
ПРС называют комплекс работ, включающих частичную или полную замену подземного оборудования, очистку забоя скважины, а также проведения геолого - технических мероприятий и аварийных работ.
Различают 2 вида ПРС - текущий и капитальный. К текущему ремонту относят планово - предупредительные мероприятия и внеплановые ремонты.
- Ликвидация обрыва и отворота штанг
- Обработка призабойной зоны реагентами
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
К КРС относятся следующие виды работ:
1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн.
3. Устранение негерметичности обсадной колонны.
4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП.
5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин.
6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов.
7. Перевод скважин на использование по другому назначению.
9. Работы по интенсификации добычи нефти.
12. Консервация и расконсервация скважин.
14. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли НКТ. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения.
До начала ремонта скважины проводят подготовительные работы с целью обеспечения бесперебойной работы бригады ПРС. К ним относятся
- Проверка состояния грузоподъемного механизма
- Завоз на скважину инструмента и оборудования
- Установка грузоподъемного механизма
Агрегаты капитального и подземного ремонта предназначенные для проведения СПО и др. при проведении текущего и капитального ремонта скважин включают следующие основные узлы и механизмы:
- вышка 2 секционная, телескопическая, кроме агрегата К703 (1 секция)
- талевая система - кронблок, талевый блок, крюкоблок, талевый канат, приспособление крепления мертвого конца каната.
- Трансмиссия или кинематическая схема для передачи мощности от двигателя на барабан лебедки
- Гидросистема для подъема и опускания мачты, для привода АПР, для опускания задних опор вышки.
- Пневмосистема для включения и вкл лебедки, пневмотормоза лебедки, для срабатывания противозатаскивателя, управления клиньями верхней секции вышки, для включения гидронасоса.
Технические характеристики основных агрегатов применяемых при ПРС приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Технические характеристики основных агрегатов
Агрегат А-50М предназначен для разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.) спуска и подъема насосно-ком-прессорных труб; установки эксплуатационного оборудования на устье скважин; проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварий; проведение буровых работ. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-250. Промывочный насос НБ-125 (9 мгр) смонтирован на двухосном прицепе. В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель шасси КрАЗ-250.
Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, раздаточную коробку, коробку отбора мощности и раздаточный редуктор. От раздаточного редуктора вращение передается промывочному насосу и редуктору масляным насосом, питающим гидромотор привода ротора и гидроцилиндры подъема вышки. На вышке размещены подвески ключа и бурового рукава, соединенного с промывочным насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку может быть подвешен вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, закрепленного на «мертвом» конце талевого каната. Цепные передачи на подъемный вал барабана лебедки включается шинно-пневматическими муфтами.
Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.
Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости «Урал-4320» или «КрАЗ-260» и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.
Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.
АзИНмаш37 предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.
Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш37БЮ, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.
Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключами типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.
Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.
Управление всеми механизмами установки при спуск-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно - с ручного выносного пульта.
Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ- 3 с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.
Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.
Питание системы освещения - от электрооборудования автомобиля.
Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.
Подъемные установки типа УПТ. К данным подъемным установкам относятся УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б, предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Установки самоходные: смонтированы на гусеничных тракторах.
Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. В отличие от УПТ-32 установки УПТ-50 и УПТ1-50Б снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.
Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 - от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб - гидравлический; включение фрикционных муфт - пневматическое.
Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 и УПТ1-50Б - от двигателя трактора; лебедки и ротора - через трансмиссию; подъем вышки, привод гидроскрепителя и механизма для свинчивания-развинчивания труб - гидравлические; включение фрикционных муфт - пневматическое.
4. Краткая характеристика применяемого оборудования и технол о гии ликвидации порывов обсадных колонн
Определение порыва обсадной колонны производится при помощи расходомера и дебитомера. Спускают прибор, закачивают жидкость, которая при прохождении через прибор вращает последний с передачей импульса на поверхность в лабораторию. В месте порыва колонны импульс резко падает или совсем пропадает, что и определяется в лаборатории с точностью до 1 м.
Испытание колонн на герметичность проводится 2 методами:
Одним из распространенных методов ликвидации порывов с обсадными трубами является установка цементного моста, для этого:
- до необходимой глубины спускаются НКТ с пером
- выравнивается удельный вес жидкости
- закачивается в НКТ пресная подушка (0.2-0.5 мі), затем цементный раствор (0.3 -0,8 мі), снова пресная подушка (0.1-0.2 мі)
- продавливается по расчету (удельный вес продавки = удельному весу скважинной жидкости)
- поднимают 2-4 трубы, сажают план - шайбу и обратной промывкой в затрубье делают срез
- поднимают 15-30 труб, сажают планшайбу, скважина на ОЗЦ
Установка моста, также как и пакера допускается только в зоне цементного стакана (прибор аккустический цементомер)
Заливка под давлением производится аналогично до момента окончания закачки продавочной жидкости, после чего:
- увеличивая давление в НКТ задавливают цементный раствор в пласт или нарушения, следя за давлением по манометру на затрубье.
- Делают срез, поднимают трубы, закрывают планшайбу поднимают давление и оставляют на ОЗЦ.
1. Наличие плана работы и расчета заливки
2. перед началом любой заливки определяется приемистость (ниже 100 л заливка не производится)
3. наличие анализа цемента + 2 пробы
4. Водоцементный фактор 0.45/ 450 л. на 1 тонну
5. начало схватывания цемента по анализу должно быть не менее 1 ч. для мостов и 2,5 ч для заливки под давлением
6. температура затворения не выше той при которой производился анализ
7. обеспечить четкую работу подъемников и вахты
8. обеспечить наличие продавочной жидкости
10. удобное расположение агрегатов с целью быстрого переключения с прямой на обратную промывку
11. при заливке под давлением обеспечить затрубье манометром
12. при переливе скважины заливку не производят
Для последующего разбуривания цементных мостов применяется либо турбобур ТС-4А или винтовой двигатель Д -85. ТС-4А является забойным гидравлическим двигателем для разбуривания цементных мостов. Цифра 4 - дюймы, выполняются 1,2,3-х секционными, каждая секция состоит из 2-х частей
1. вращающаяся часть - ротор с колесами (вращаются вместе с валом), на который устанавливается долото с калибратором
расход 7-10 л/с, перепад давления 35-55 атм.
Винтовой забойный двигатель Д-85 состоит из
Расход жидкости 4.85 л/с, перепад давления 35 -40 атм.
Преимущества - большой крутящий момент, меньший расход жидкости и меньшее число оборотов. Недостаток - требует тщательной очистки промывочной жидкости. Перед спуском двигателей проверяются наружным осмотром дефекты, осевой люфт вала не более 3 мм., вал должен вращаться от руки, усилием 1 человека. Перед спуском в скважину провести испытания Д-85 должен начать вращение при 15-30 атм, ТС-4А при 35-40 атм. При бурении нагрузка на долото не более 3 тонн. Обеспечить наличие гидроциклона и фильтров. Использовать обратные клапаны с целью предотвращения забивания шламом при наращивании. Первые 20 -30 труб крепить с повышенным моментом. Ликвидация порывов ОК установкой металлического пластыря.
1. ДОРНА - силовой части - гидроцилиндров, поршней, закрепленных на 4 штоках, системы сальников. Все это собрано в единую силовую систему длиной 9.1 м., длина хода поршней 1.5 м.
Назначение - ходом поршней производится начальная раскатка пластыря.
2. Дорнирующей головки с набором секторов плашек, собранных вокруг резиновой манжеты надетой на ось. Ход плашек 7 мм., диаметр головки 116 мм и 136 мм. (5 и 6 дюймов).
Служит для раскатки гофры и прижатия ее к стенкам эксплуатационной колонны.
3. Набора силовых штанг - утолщенных труб 1.5 дюйма с внутренним диаметром 25 мм., служащих для соединения дорнирующей головки со штоком дорна. На штанги надевается гофра.
4. Гофра - стальная цельнотянутая труба, с толщиной стенки 3 мм. диаметром 130-150 мм. Трубу прокатывают в валках на спец прокатном стане, для получения профиля в виде звезды. Длина гофр - 5-11 м. Сверху специальная смазка, внутри - графитовая смазка.
5. Заливной и ссливной клапаны, служат для заполнения жидкостью НКТ при спуске и сливу при подъеме. Для предотвращения попадания грязи над дорном устанавливается фильтр (самодельный, заводом не предусмотрен).
1. Спускается гидромеханический скрепер. Стенки очищают на 15 м. выше и на 15 м. ниже порыва. Согласно спец инструкции по работе гидроскреппером.
2. нагрузка при очистке не более 5 тонн, давление 15 -20 атм.
3. Спускают трубы с заглушкой и опрессовывают на 250 атм и поднимают
4. Соединяют дорнирующую головку со штангой, надевают гофру, покрывают ее смазкой, надевают на верхнюю шейку штанги вилку. Вилку- в элеватор спускают в скважину с посадкой на фланец колонны, заливают водой. Поднимают ДОРН с мостков, соединяют со штангой, опускают в скважину, сажают на элеватор, заливают водой. Наворачивают заливной клапан с фильтром, спускают 1 трубу со сбивным клапаном, затем 10 НКТ, ставят патрубок локатор (труба 1.5 -3 м) и спускают остальную подвеску до нарушения. Спуск производить с замером с проверкой геофизиками по патрубку локатору.
5. установить гофру посредине нарушения и произвести раскатку
6. Провести опрессовку колонны давлением и снижением уровня, если пласт отсечен мостом. пласт месторождение скважина солянокислотный
После раскатки дорн разбирается, ревизируется и собирается.
1. Проект разработки Белозерско-Чубовского месторождения. 2007.
2. Технологический режим работы нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.11.
3. Технологический режим работы нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.11.
4. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождения. - М.: Недра, 1990.
5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 2005 г.
6. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
7. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978.
8. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
9. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра, 1967.
Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации. курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013
Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации. курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти. отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014
Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта. дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине. курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
Характеристика Ромашкинского месторождения: орогидрография, стратиграфия, тектоника. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Причины низкой продуктивности скважин и пути их разрешения. дипломная работа [76,5 K], добавлен 25.06.2010
Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования. дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016
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



Расчет параметров солянокислотной обработки курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Люди и события смутного времени
Реферат по теме Источниковедение как наука об исторических источниках
Пособие по теме Концепции современного естествознания (билеты экзаменационные)
Лабораторная Работа Равновесие Рычага 7 Класс
Зачем Писать Сочинения По Литературе
Курсовая работа: Бизнес-план туристического агентства
Курсовая работа по теме Использование наглядности при обучении английскому языку
Реферат: Воспитание, школа и зарождение педагогической мысли в рабовладельческом обществе. Скачать бесплатно и без регистрации
Несостоятельность Банкротство Физических Лиц Диссертация
Реферат: Сельское хозяйство Германии
Дипломная работа по теме Проблема удовлетворенности семейно-брачными отношениями современных супругов
Дипломная работа по теме Иван Карамазов как философский тип в романе Ф.М. Достоевского 'Братья Карамазовы'
Реферат: Искусство как феномен Жизни
Мамандығым Мақтанышым Эссе Дәрігер
Услышав Слово Родина Берг Усмехался Сочинение
Реферат: Анализ стихотворения С. Есенина "На Кавказе" и стихотворения И.С. Тургенева "Мы еще повоюем!"
Дорожная Карта По Урегулированию Политического Конфликта Эссе
Дипломная Работа На Тему Трудовой Договор
Реферат: Личность как социальное явление
Туберкулез И Спид Реферат
Южная Америка - География и экономическая география доклад
Бразилия - География и экономическая география презентация
Проблеми відокремлення Південного океану - География и экономическая география курсовая работа