Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан)

Характеристика месторождения и его нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, выработки запасов нефти и газа. Состояние и режим разработки залежи. Факторы, обусловливающие пескопроявление в скважинах, и меры борьбы с ними.


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.


В настоящее время на территории Республики Казахстан установлено более 200 нефтяных и газовых месторождений.
В 1985 году институтом "КазНИПИнефть" составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь.
В 1987 году институтом "КазНИГРИ, ВНИГНИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчёту запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15.05.87 года.
Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
В районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством. В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.
В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум, возвышающейся над окружающей местностью на 10-15 м.
Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске) приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество родников и колодцев с пресной водой.
Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые; серо-бурые супесчаные защебененные; солонцы; комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески.
Климат района - резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры +40 +45°С, минимальные зимние температуры до -38 -43°С.
Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.
С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями АО«ПетроКазахстан Кумколь Ресорсес» и АО«Кумколь-ЛУКойл».
Разрез месторождения Кумколь представлен отложения мезо-кайнозоя, залегающими на глубоко выветренной поверхности раннепротерозойского фундамента.
Нижний протерозой (PR1). Образования складчатого фундамента вскрыты в 16 скважинах. В скважине 2, вскрывшей фундамент на максимальную толщину 245 м, верхняя часть его (около 120 м) сложена серо-зелеными массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.Возраст их устанавливается по сопоставлению с аналогичными образованиями хребтов Улытау и Каратау.
Юрская система J. На месторождении Кумколь разрез нижнего подэтажа начинается отложениями среднего отдела юрской системы.
В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба в нижней части разреза участвуют также отложения верхнего триаса-нижней юры.
Стратиграфия триасово-юрских отложений изучена по данным параметрических скважин и поискового бурения на площади Кумколь.
В разрезе подэтажа выделяются три крупные ритмотолщи, по возрасту примерно соответствующие позднетриасово-раннеюрскому, средне- и позднеюрскому времени. Каждая из них начинается пачкой обломочных пород, содержащих коллекторы, и заканчивается глинистыми породами, представляющими собой флюидоупор. Пачки имеют ранг свит.
Кумбулакская свита толщиной до 1200 м сложена переслаивающимися разнозернистыми песчаниками, гравелитами и аргиллитами, переходящими в конгломераты. Айбалинская свита толщиной до 535 м состоит из черных аргиллитов и глинистых алевролитов, обогащенных органическим веществом и растительными остатками. Возраст установлен на основании находок спор и пыльцы как плинсбах-тоарский.
Средний отдел (J2). Отложения средней юры выделены в дощанскую свиту (J2 d), представленную переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов .
В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью выклиниваются, а на крыльях ее толщина достигает 219 м. В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба свита сложена более глинистыми породами толщиной до 502 м. Возраст свиты по находкам спор и пыльцы определен как аален-батский (нижняя половина).
В грабен-синклиналях верхняя часть свиты сложена горючими сланцами. Толщина свиты достигает 257 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как поздний бат - ранний келловей.
Кумкольская свита (J3 k) на месторождении сложена тремя горизонтами продуктивных песчаников, песков и алевролитов с прослойками глинистых алевролитов и глин (Ю-I, Ю-II, Ю-III). Горизонты разделены выдержанными по всей площади слоями глин и глинистых алевролитов. Толщина свиты в пределах структуры изменяется от 37-38 м в присводовых частях, до 82 м на крыльях и в северной части площади. В грабен-синклиналях толщина кумкольской свиты увеличивается до 300м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы в пределах келловея-оксфорда.
Коскольская свита (J3 kk) залегает согласно на кумкольской, имея с ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующие флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов
Меловая система (К). Меловые отложения расчленяются на даульскую и карачетаускую свиты нижнего отдела, кызылкиинскую верхнего отдела.
Нижний отдел (К1). Неокомский надъярус (К1 пс). Отложения неокомского надъяруса выделены в даульскую свиту. Свита залегает с региональным размывом и угловым несогласием на образованиях коскольской свиты и расчленяется на нижне- и верхнедаульскую подсвиты. Нижнедаульская подсвита в основании содержит арыскумский горизонт, который на месторождении Кумколь представлен песками и алевритами с прослоями коричневых глинистых, карбонатных алевролитов и глин. Пределы изменения толщин арыскумского горизонта 87-123 м.
Верхнедаульская подсвита представлена красноцветными глинами, глинистыми алевролитами и слабосцементированными песчаниками (песками). Последние преобладают в основании подсвиты, развиты в ее средней части. В верхней части преобладают глины и глинистые алевролиты с отдельными прослоями песчаника. Толщина подсвиты изменяется от первых десятков до сотен метров. В кровле свита трассируется ОГ-ІІІ.
Карачетауская свита (К1кг) представлена сероцветными, преимущественно песчаными отложениями, в основании содержит горизонты гравелитов, в средней части слои темносерых глин, свита обогащена растительным детритом. В ней найдены фораминиферы, указывающие на накопление в прибрежно-морских и континентальных условиях. Толщина свиты 85-250 м. В распространении она уходит за пределы прогиба. В кровле свиты прослеживается ОГ-П. Свита выделяется высокими (до 30-40 ом/м) электрическими сопротивлениями и высокими значениями НГК.
Нижний - верхний отделы (К1-2). Альб-сеноманский ярус(К al3 - s). Отложения альба-сеномана залегают согласно на карачетауской свите и выделены в кызылкиинскую свиту, сложенную пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина свиты 87-186 м.Возраст свиты - поздний альб - сеноман - устанавливается по комплексам спор и пыльцы.
Верхний отдел (К2). Туронский ярус (К2 t). Отложения турона выделены в балапанскую свиту. Она залегает трансгрессивно на кызылкинской свите и сложена зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью. Присутствуют обугленные остатки и зерна глауконита. Толщина свиты колеблется в пределах 82-150 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как нижнетуронский.
Неоген-четвертичные отложения (N-Q). Более молодые плиоцен-четвертичные отложения развиты в погруженных частях Арыскумского прогиба. В пределах структуры Кумколь к ним условно отнесены покрывающие поверхность пески, суглинки и супеси, толщина которых не превышает 10 м.
Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-Торгайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты. В пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой горстовыми поднятиями.
В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.
В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей совпадает с IIIа -отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта). Ко второй поверхности приурочен III1а-отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет более крутое погружение.
Структурные планы по IIIа и ІІІ1а- отражающим горизонтам совпадают.
Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающейся поверхности фундамента нижних частей разреза.
Толщина отложений акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.
Однако, утончение акшабулакской свиты происходит сверху, в результате регионального размыва в преднеокомское время.
В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт IIа, совпадающий с кровлей арыскумского горизонта (продуктивный горизонт M-I).
По IIа-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания со смещением к югу основного свода.
Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 кмІ по изогипсе - 990 м, при амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также как и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение.
При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов, по сравнению с юрскими.
В целом структура Кумколя оконтуривается изогипсой -1220м, следовательно амплитуда структуры в целом равна 100м.
Брахиантиклинальная структура слабо нарушена, ограничена с востока одним тектоническим нарушением типа сброса. Кровля древнего фундамента в пределах структуры залегает на отметке минус 1550м, следовательно толщина мезозойского осадочного чехла не превышает 1550м.
В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в целом по М-I горизонту - 8,3 м.
Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до 20 м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64,4 м.
В его пределах в среднем выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному к различным частям горизонта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6,2 м. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 14,6 .
Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10 м. Максимальная толщина горизонта достигает 21.2 м. В разрезе горизонта выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов, отделенных друг от друга глинистыми разделами.
Толщина горизонта варьирует от 66 м до полного размыва в юго-западной части структуры.
Эффективные нефтенасыщенные и газонасыщенные толщины в среднем по горизонту составляют 3,9 и 3,3 соответственно.
Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами с пределами эффективных толщин по горизонтам от 0,6 до 12,4 м.
Открытая пористость коллекторов составляет 19,3 -23,7%, проницаемость 0,172-1,133 мкмІ, коэффициент нефтенасыщенности 0,58-0,71, газонасыщенности 0,57-0,72.
Начальное пластовое давление находится в пределах 11,5 -13,76 МПа, пластовая температура 49-56єС,. Дебиты нефти достигали 125,8 мі/сут на 7 мм штуцере , газа -93,8 тыс. мі/сут на 7 мм штуцере.
В меловых горизонтах газосодержание и давление насыщения очень низкие, в среднем 6,0 -- 12,6 м3/м3 и 2,6 -- 3,6 мПа.
Режим залежей горизонтов М-I, М-II и Ю-III- водонапорный, остальных залежей - водонапорный с энергией газовой шапки.
Месторождение находится в разработке.
Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1988 году в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть. В этом же году институтом НИПИмунайгаз была составлена «Технологическая схема…», утверждена в ЦКР МНП СССР (протокол 1296 от 13.07.88 г.).
Реализуемая система разработки месторождения предусматривает следующие условия: фонд скважин составляет 770, в том числе 432 добывающие, 199 нагнетательных, 15 резервных. 21 водозаборная и 3 газовые; выделены четыре эксплуатационных объекта: первый--горизонты М-I + М-II, второй - горизонты Ю-I + Ю-II, третий - горизонт Ю-III, четвертый - горизонт Ю-IV.
Параметр плотности сетки скважин SС.
где S - площадь нефтеносности месторождения Кумколь;
n - число скважин на месторождении Кумколь.
Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил 18,5 т/сут, по жидкости - 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой продукции 85,6%.
I объект разработки (горизонты М-I+M-II)
На 31.12.09 скважинами I объекта добыто 1026,3 тыс.тонн нефти и 7258,8 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 9377,9 тыс.тонн, что составляет 67,19% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 21,7 т/сут, по жидкости 108,9т/сут, средняя обводненность продукции составила 87,4%, текущая компенсация отборов достигла 46% при закачке воды в объеме 6177,9 тыс.м3, накопленная закачка воды - 14257,3,369 тыс.м3.
За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 14061,2 тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.
Средний дебит скважин по нефти составил 24,0 т/сут, по жидкости 118,8 т/сут, текущая компенсация отборов достигла 68% при закачке воды в объеме 8374,7 тыс.м3, накопленная закачка воды - 15495,6 тыс.м3, средняя обводненность продукции - 88,9%.
За 2009 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости - 438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 142,6 тыс.тонн, что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости - 78,7 т/сут, средняя обводненность продукции 75,3%.С мая 2002 года разрабатывается без поддержания пластового давления.
По характеру насыщения горизонты М-I и М-II и Ю-III выделяются как нефтяные залежи, горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-IV - нефтегазовые. Залежи относятся к различным типам. Залежи горизонтов М-I, Ю-I, Ю-II, Ю-I- пластовые сводовые, тектонически-экранированные, залежи горизонтов М-2 и Ю- IV массивного типа.
В технологической схеме месторождения Кумоль, предусматривалось выделение четырех эксплуатационных объектов .
Выделение объектов сделано на основе анализа геологического строения продуктивных горизонтов, определения критерия рациональности объединения горизонтов в один эксплуатационный объект, достижения наибольшего среднего дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного коэффициента нефтеотдачи и существующих технических и технологических возможностей эксплуатации залежей.
Анализ структуры фонда в целом по территории и по объектам
Текущая компенсация отбора находится на уровне 79.15 %.
Средний дебит действующих скважин в целом по нефти составляет 44.28 т/сут, по жидкости 50.56 т/сут.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 51.7 %.
Добыча нефти в целом по состоянию на 01.01.04 г. составила 2803.3 тыс.т. и 3637.7 тыс.т жидкости, средняя обводненность составила 22.9 %. Накопленная добыча по нефти и жидкости составляет 10918.4 тыс.т и 12275.0 тыс.т соответственно.
Средний дебит действующих скважин по нефти и жидкости на дату анализа составляет 45.3 т/сут и 58.8 т/сут.
Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составляет 50.6 %.
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа
Распределение добычи нефти и текущей нефтеотдачи по залежам и эксплуатационным объектам по состоянию на 01.07.2009 г
Контроль за разработкой месторождения Кумколь контрактной территории АО «Тургай Петролеум» в период 01.07.2009-31.12.2009 г.г. осуществлялся с помощью гидродинамических исследований, проведенных бригадой ИС ЦДНГ АО «Тургай Петролеум». Основными видами гидродинамических исследований в добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважинах являлются: отбивка динамического и статического уровней эхолотом «Микон», замеры пластовых и забойных давлений глубинными манометрами, замер температуры на забое, замеры дебитов жидкости, нефти, воды и газа добывающих скважин и обводненности продукции.
За год было проведено тестирование 30 добывающих скважин методом установившихся отборов, 13 нагнетательных скважин методом КПД, в 12 скважинах снятие КВД.
В настоящее время разработка месторождения на большей его части (I, II, III, объекты) осуществляется путем поддержания пластового давления.
На 01.07.09г. с начала 2009 г. были проведены 31 замеров пластового давления, 3 замера забойного давления, 142 замера статического и 732 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонтам М-I и М-II.
Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 8.27 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление - 8.34 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3.26 МПа.
Система поддержания пластового давления осуществляется 45 нагнетательными скважинами:со средней приемистостью 246.6 м3/сут. Текущая компенсация на дату анализа 66.8 %.
Также незначительное снижение наблюдается, севернее, в районе скважин №№2197д, 2198, 2213, 2214, 2226, 2р по изобаре 7.66 МПа. Снижение пластового давления в районе этих скважин объясняется несбалансированностью между отбором жидкости и закачкой воды, так как, влияние одной нагнетательной скважины №2199 недостаточно.
Наибольшее пластовое давление отмечается на юго-западе, а также в центральной части объекта в районе расположения скважин №№417, 2114, 2115, 2116, 2128, 2130, 2132, 2138, 2139, 2142, 2143, 2144, 2152 на которых влияют активные закачки воды нагнетательными скважинами №№2100, 2092, 2103, 2133, 14р, 2127, 2129, 2131, 2153, 2159, 2168.
Система поддержания пластового давления осуществляется 23 нагнетательными скважинами: №№2179, 3046, 3048, 3050, 3052, 3068, 3072, 3074, 3076, 3089, 3092, 3101, 3200 со средней приемистостью 260.8 м3/сут. Текущая компенсация на дату анализа 87.2 %.
По III объекту было проведено 44 замеров пластового давления, 33 замеров забойного давления, 88 замеров статического и 308 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонту Ю-III.
Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 9,21 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление - 9,32 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3,98 МПа.
В настоящее время данный объект разработки эксплуатируется двумя скважинами №№412, 1032 и 4002 на естественном режиме. По IV объекту было проведено 1 замер пластового давления, 14 замеров статического и 2 замера динамического уровней. Текущее средневзвешенное пластовое давление по карте изобар составляет 11.09 МПа, снижение от начального давления за весь период разработки составило 2.41 МПа. По IV объекту наблюдается восстановление пластового давления, вероятно связанное с активностью краевых вод.
Для получения более полноценной карты изобар составлена опорная сеть скважин. Назначением, которой является проведение периодичных замеров пластовых и забойных давлений.
Скважины опорной сети для контроля за положением ВНК
2110, 2120, 2136, 2164, 2168, 2176, 2198
2191, 3052, 3063, 3081, 3083, 3089, 3093, 3096
Скважины опорной сети для контроля за положением ГНК
Скважины опорной сети для исследований Рпл
Рпл - 1033, 1036, 1040, 1045, 1048, 1056, 1069, (далее по вводу новых скважин)
Рпл - 14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2132, 2133, 2137, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 3105
Рпл - 2179, 3035, 3037, 3046, 3049, 3052, 3062, 3066, 3075, 3079, 3081, 3083, 3085, 3087, 3093, 3095, 3097
1033, 1036, 1048 (далее по вводу новых скважин)
14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2133, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 2201, 3105
2179, 3035, 3046, 3049, 3052, 3059, 3062, 3063, 3066, 3080, 3083, 3087, 3090, 3093, 3095, 3097
На территории АО «Тургай-Петролеум» для поддержания пластового давления используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в нагнетательных скважинах.
Одним из звеньев системы ППД являются водозаборы. В настоящее время водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин, расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5 водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно составлять 100м.
В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью соответственно 63, 60 и 45 м3/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.
Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи. дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
Характеристика минерально-сырьевого комплекса Казахстана и его важнейшая составляющая. Физические свойства нефти и газа. Анализ состояния фонда скважин месторождения Кумколь. Проект разработки АЗГУ "Спутник". Мероприятия по охране окружающей среды. курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.02.2014
Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки. дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
Тектоническая, гидрогеологическая и физико-химическая характеристика месторождения Одопту-море. Обоснование категорийности запасов нефти и газа в скважинах. Определение порогового насыщенного объема залежи. Подсчет запасов нефти и растворенного газа. курсовая работа [858,2 K], добавлен 20.02.2012
Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов. дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013
Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения. курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи. дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016
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



Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Скачать Бесплатно Реферат Сестринское Дело В Стоматологии
Тарас Бульба Контрольная Работа 7
Реферат по теме Історія розвитку досліджень античного міста Ольвії як культурного та політичного центру Північного Причорномор'я
Реферат по теме Агровиробнича характеристика чорнозему південного
Отчет по практике по теме Испытание резины на динамическую выносливость, теплообразование и остаточную деформацию при многократном сжатии на приборе Флексометр ФР-3
Фотопортретная Экспертиза Реферат
Курсовая работа по теме Типы степенных распределений на примере Новошешминского и Северного нефтяных месторождений Татарстана
Сочинение Про Малахова
Реферат: Доводы "За" и "Против" национального протекционизма. Скачать бесплатно и без регистрации
Отчет по практике: Анализ деятельности ООО "ФиаБанк"
Курсовая Работа Разделение Властей 7 Букв
Как Написать План Магистерской Диссертации
Реферат: Создание и использование виртуальных частных сетей VPN
Курсовая работа: Текстильна промисловість України. Основні проблеми та перспективи розвитку
Баллы Контрольной Работы По Обществознанию 9
Эссе Николай 2 Егэ
Уравнение Прямой Контрольная Работа 9 Класс
Контрольная работа: Анализ структуры экономики государства. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Культура и искусство Японии
Контрольная работа по теме Шок
Концепции бухгалтерской отчетности в России и международной практике - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Географическая характеристика Алжира - География и экономическая география презентация
Развитие концепции управленческого учета - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа