На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


диплом АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ ЕРШОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Информация:

Тип работы: диплом. Добавлен: 6.10.2013. Сдан: 2013. Страниц: 87. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ

На конец 2000 года, несмотря на созданный производственный потенциал, состояние разработки Ершового месторождения можно было охарактеризовать как весьма неблагоприятное и даже кризисное. Выполнение геолого-технических мероприятий в соответствии с решениями проекта стабилизировать добычу нефти на месторождении и создать предпосылки для выполнения проектных уровней добычи нефти невозможно без совершенствования технологий разработки с использованием, всего наработанного в мире арсенала эффективных методов воздействия на пласты.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) являются оперативным документом для работы НГДП и включают в себя такие основные позиции как:
1. Ввод скважин из бурения в эксплуатацию
2. Гидроразрыв пласта
3. Оптимизация подземного оборудования скважин
4. КРС (возврат на другие горизонты, ликвидация аварий, РИР и т.д.)
5. Интенсификация добычи нефти (перестрелы, дострелы, СКО, ГКО)
Весь комплекс ГТМ направлен на увеличение добычи нефти, вовлечение в разработку трудно извлекаемых запасов, повышения коэффициента нефтеотдачи, коэффициентов использования и эксплуатации скважин.
В настоящем дипломном проекте показано, что повышение эффективности применения геолого-технических относительно его результатов в предыдущие года, является следствием реализации комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности: перспективного планирования, анализа эффективности, мониторинга проведения, адаптации технологий, научно-методического сопровождения выполняемых работ и д.р.
Анализ эффективности проведенных ГТМ и дальнейшее их применение является важным моментом в достижении проектных показателей уровня добычи нефти по Ершовому месторождению.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ


1.1 Характеристика района работ


В административном отношении Ершовое месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 50 км. к северо-востоку от г. Нижневартовска. Ближайшие разрабатываемые месторождения Сороминское, Пылинское. В 45 км. западнее находится Самотлорское месторождение (рис. 1).
В физико-географическом отношении месторождение расположено в центральной части Среднего Приобья, на правом берегу реки Вах. В пределах площади рельеф сильно расчленён долинами, логами и оврагами. Наиболее высокие отметки поверхности отмечаются в центральной части района (81,8 м.), самые низкие в долине р. Вах на юге (42 м.). Территория месторождения в северной части сильно заболочена, растительный покров представлен смешанным лесом и кустарником.

Рис. 1. Обзорная карта Ершовского месторождения

Климат континентальный, с коротким летом и продолжительной зимой.
Средняя, многолетняя годовая температура воздуха составляет -30С. Наиболее холодным является февраль (-230С), самым тёплым - июль (+180С).
По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднее многолетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная часть (390 мм.) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в мае. Высота его на открытых участках в среднем достигает 35 см, на залесенных может достигать 120 - 150 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания на открытых участках 1,5 - 1,8 м. В середине июля почва полностью оттаивает.
Ближайшие от площади месторождения населённые пункты - Нижневартовск, Мегион, Усть-Коликъёган, Ваховск, Большетархово.
Коренное население русские, ханты, манси.
Основными отраслями хозяйства являются геолого-разведочные работы на нефть и газ, нефтедобывающая и газоперерабатывающая промышленность, строительство промышленных и гражданских объектов, лесозаготовки, рыболовство, охота.
Сообщение между Ершовым месторождением и г. Нижневартовском осуществляется воздушным, водным и автомобильным транспортом.
Город Нижневартовск связан с окружным центром, - г. Ханты - Мансийском, - воздушным и водным сообщением, а с областным центром, - г. Тюменью, - железной дорогой, воздушными, а в период навигации - водными путями.
В районе работ имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка, глин и других видов строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.
Условия водоснабжения. Поверхностные воды рек и озёр, расположенных в районе Ершового месторождения, не могут служить надёжным и постоянным источником для хозяйственно - питьевого и технического водоснабжения, так как они подвержены загрязнению и ресурсы их незначительны.
На рассматриваемой территории наибольший интерес в отношении водоснабжения представляет верхний гидрогеологический этаж, в разрезе которого выделяются следующие водоносные горизонты:
четвертичных отложений;
атлым - новомихайловский;
тавдинский;
Подземные воды четвертичного водоносного горизонта по химическому составу пресные и ультропресные с минирализацией от 0,06 до 0,3 г/л,
гидрокарбонатные кальциево - магниевые. Их целесообразно использовать для технического водоснабжения.
Для технических нужд буровых используется вода из скважин - колодцев (90%) глубиной 40 - 60 м и с поверхностных источников (10%). Техническая вода используется для приготовления глинистого раствора, очистки оборудования, промывки скважин, а в зимнее время для работы котельных. Требованиям хозяйственно - питьевого водоснабжения наиболее удовлетворяет атлым - новомихайловский горизонт, залегающий на глубинах 90 - 120 м и характеризующийся высокой водообильностью, хорошими фильтрационными свойствами и обладающий значительными запасами.
Рассматриваемый горизонт сформировался в аллювиальных песках с прослоями суглинков, супесей и глин. Эффективная мощность его в среднем составляет 50 - 60 м. Высота напора его под кровлей - около 100 м.
Пьезометрические уровни устанавливаются на глубине 3 - 15 м в зависимости от рельефа местности.
Водообильность горизонта значительна. Дебиты отдельных скважин достигают 30 - 36 л/сек, при понижении 8,6 м. Удельные дебиты при этом изменяются от 0,2 до 4,2 л/сек.
По химическому составу подземные воды горизонта пресные, гидрокарбонатные, магниево - кальциевые, реже натриево - кальцивые. Минерализация от 0,1 до 0,4 г/л.
Подземные воды тавдинского водоносного горизонта по химическому составу хлоридно - гидрокарбонатные кальцивые, реже натривые, с минерализацией в среднем 0,6 г/л. Они используются для мелкого децентрализованного хозяйственно - питьевого водоснабжения.


1.2. История освоения района

Ершовое нефтяное месторождение открыто в 1979 году, с 1981 года начата его промышленная разведка. Залежи нефти выявлены в нижнемеловых (горизонты БВ10 и БВ19-22) и верхнеюрских (горизонт ЮВ1) отложениях.
Первоначальный подсчет запасов нефти с утверждением в ГКЗ СССР проводился в 1984 году (протокол № 9631 от 21.12.1984 г.). Запасы нефти были утверждены по основному объекту ЮВ1. От утверждения запасов нефти по ачимовской толще (пласты БВ19-22) было решено воздержаться, рекомендовано проведение дополнительных исследований по уточнению геологического строения и характера насыщения этих отложений.
На основании «Дополнительной записки к Технологической схеме разработки», составленной ПермьНИПИнефть (протокол ЦКР Миннефтепрома СССР № 1182 от 18.02.1986 г.), введен в разработку объект ЮВ1.
Дополнительной запиской предусматривалось:
· трехрядная блоковая система разработки с шириной блока 1620 м и расстоянием между скважинами 400х400 м; расстояние между нагнетательными скважинами 200 м, плотность сетки скважин - 16,4 га/скв;
· использование сеноманской воды в качестве вытесняющего агента, давление нагнетания 18 МПа;
· бурение 955 скважин, из них добывающих - 487, нагнетательных - 248, резервных - 220;
· для организации водоснабжения системы ППД предполагалось пробурить 20 водозаборных скважин на сеноманский горизонт ПК.
Нефтеносность залежи горизонта БВ10 была выявлена позже по результатам разведочного бурения. Первоначально запасы по ней были оперативно подсчитаны Главтюменьгеологией. В промышленную эксплуатацию юрская залежь введена в 1986 году (протокол № 1182 от 18.02.1986 г.).


2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Ершового месторождения нефти по данным бурения сложен мощной (до 2,7 - 3,0 км) толщей терригенных песчано-алевритовых и глинистых пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих с угловым и стратиграфическим несогласием на глинисто-песчаных породах триаса (скв. Р-170), глинистых сланцах (скв. 3п), базальтах (скв. 4п, 6п) и известняках (скв. 1п, 2п, 7п) доюрского основания.
Отложения юрской системы, трансгрессивно залегающие на доюрском фундаменте и образованиях триаса, в верхней части разреза (васюганская свита, продуктивный горизонт ЮB1 ) содержат скопления нефти.
Продуктивный горизонт ЮB1 (верхнеюрский отдел, оксфордский ярус) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, которые переслаиваются с глинистыми разностями этих пород, глинами, известняками, прослоями каменного угля. Толщина объекта достигает 50 и более метров.
Покрышкой горизонта ЮВ1 служат тонкодисперсные известковистые глины с включениями глауконита и мелкозернистые плотные известняки георгиевской свиты (кимериджский ярус) толщиной до 3 - 5 м.
В вышезалегающих отложениях неокома (берриас-валанжин) продуктивными являются ачимовская толща (пласты БB19-22) и пласт БВ10.
Продуктивные отложения ачимовской толщи на всей территории месторождения перекрываются глинистой пачкой, в которой содержатся линзовидные включения (гнезда) и прослои песчаников и алевролитов. Толщина ачимовской пачки 58 - 122 м. Продуктивный пласт БВ10 (валанжин), который нефтеносен только в северной части месторождения, сложен толщей (11 - 30 м) мелко-,-среднезернистых песчаников с прослоями песчаных алевролитов и глин.
Покрышкой пласта служат тонкодисперсные и слабоалевритистые глины, иногда с тонкими (2-5 см) прослоями алевролитов и углисто-глинистого материала. Толщина ее составляет 7 - 24 м.
В тектоническом плане Ершовая структура размещается на одноименном куполовидном поднятии II порядка, осложняющем Тагринско-Ярайнерский крупный вал.
По кровле продуктивного горизонта ЮВ1 Ершовое поднятие имеет сложное строение и состоит из структурных элементов брахиантиклинальной (в южной) и линейной (в северной части структуры) формы.
В целом поднятие представляет собой вытянутую в северном направлении антиклинальную складку с размерами 20,0 х 7,5 км (по замкнутой изогипсе -2490 м) и амплитуду 106 м.
Складка осложнена тремя локальными поднятиями III порядка: северным, центральным и южным, которые разделяются неглубокими (до 10 - 15 м) структурными понижениями-седловинами и структурными заливами.
Северное поднятие (район скв. Р-188) в границах замкнутой изогипсы -2460 м имеет размеры 3,0 х 1,0 км, амплитуду 23 м и северо-восточное простирание; центральное поднятие (район скв. 2564) также ориентировано в северо-восточном направлении, его размеры 3,0 х 1,3 км, амплитуда 26 м; южное поднятие (район скв. 2842) представляет собой структурное осложнение изометричного строения с размерами 8,5 х 6,2 км и амплитудой 78 м (по замкнутой изогипсе -2460 м).
Южное поднятие также имеет весьма сложное морфологическое строение и осложнено, в свою очередь, мелкими - от 1,25 х 0,5 км до 3,75 х 0,5 км куполками и довольно глубокими (от 2,0 до 3,5 км) структурными заливами (в районе скв. 2873 -2849, 3156 - 2910 и т. д.).
Структурные планы ачимовской толщи (пласты БВ19-22) продуктивного горизонта ЮB1 являются конформными, т. е. практически совпадают.
Структурный план пласта БВ10 северного и центрального поднятий Ершовой структуры, где пласт БВ10 нефтенасыщен, осложнен серией мелких (от 2,5 х 1,0 км на юге до 1,25 х 0,25 км на севере) куполов северо-восточного простирания с амплитудой от 4 - 9 до 21 м.
Ершовое месторождение нефти согласно схеме нефтегеологического районирования Западно-Сибирской провинции входит в состав Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО.

2.2 Нефтегазоностность продуктивных пластов


Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верхнеюрского (продуктивный горизонт ЮВ1 и нижнемелового (пласты БВ19-22 ачимовской толщи и пласт БВ10) возраста (рис. 2).


Рис. 2. Геологический разрез по линии скважин 3084-2768. Пласт ЮВ1. Ершовое месторождение.

Основные запасы нефти промышленных категорий (97,9%) сосредоточены в продуктивном горизонте ЮВ1 на остальные пласты (БВ19-22 и БВ10) приходится 2,1% промышленных запасов месторождения. По величине извлекаемых запасов нефти верхнеюрская залежь относится к крупным.
Из анализа результатов опробования разведочных и эксплуатационных скважин следует, что продуктивный горизонт ЮB1 относится к среднедебитным объектам. Дебиты нефтяных скважин изменяются от 8,1 т/сут до 115,5 т/сут на 8 мм штуцере.
Характерной особенностью этого объекта является наличие обширной водо-нефтяной зоны, которая существенно (примерно на 12 км2) превышает чисто нефтяную зону.
ВНК в пределах южного, центрального и северного поднятий испытывает значительные колебания - от 2476,0 м до -2483,0 м. В целом по залежи средний ВНК принят на абсолютной отметке -2480 м. Размеры залежи по изогипсе -2480 м - 18,2 х 7,5 км, высота 98 м. Залежь нефти пластово-сводового типа.
Детальный анализ результатов испытания скважин и ГИС показывает, что запасы нефти ачимовской толщи рассредоточены по пластам БВ22, БВ21, БВ20 и БB19 по многочисленным (до 11) мелким линзам и полулинзам, контролируемым зонами замещения коллекторов.
Вследствие неоднозначных материалов опробования, связанных с перетоками нефти из отложений верхнеюрского продуктивного горизонта (скв. 170Р, 176Р и др.) и промыслово-геофизической характеристики разреза ачимовской пачки, многие залежи нефти (например, в пластах БВ22 и BB21) выделены условно, т. е. толща недоразведана.
Дебиты нефтяных скважин при различных динамическим уровнях изменяются от 0,42 до 25,7 м3/сут в пласте БВ22, от 8,1 до 25,7 м3/сут в пласте БВ21 от 0,3 до 39,0 м3/сут в пласте БВ20, от 0,1 до 4,7 м3/сут в пласте БB19; в целом ачимовская толща является низкопродуктивным объектом. Залежи структурно-литологического типа.
В пласте БВ10 в результате разведочного и эксплуатационного бурения выявлены две водоплавающие залежи нефти.
Анализ результатов испытания скважин показывает, что дебиты нефти по этому пласту изменяются от 27,0 м3/сут на 10 мм штуцере до 87,2 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. Р-175 и Р-192), по механизированным скважинам добывающего фонда - от 16,0 до 58,0 м3/сут (при работе ШГН, скв. №№ 5019, 5038) т. е. пласт БВ10 относится к среднедебитным объектам.
ВНК северной залежи (район скв. 5004, 6000, 8011) имеет слабый наклон с северо-востока на юго-запад, его абсолютная отметка проводится на -2163 - 2166 м.
Залежь имеет размеры 3,1 х 1,1 км, высоту 18 м. Тип залежи пластово-сводовый.
ВНК южной залежи ( район скв. Р-192 ) по результатам опробования и ГИС также имеет наклонный характер с северо-востока на юго-запад от абсолютной отметки -2163 до -2168 м.
Размеры залежи 3,8 х 2,5 км, высота 29 м. Тип залежи пластово-сводовый..
В разрезе мезокайнозойских отложений района Ершового нефтяного месторождения по комплексу литолого - фациальных, гидродинамических и гидрохимических данных выделяются достаточно однородные и выдержанные по площади мощные песчано - глинистые толщи, отличающиеся друг от друга по характеристикам их строения, водообильности и проницаемости, химическому составу заключенных в них флюидов и др. По принятой терминологии они обособляются в гидрогеологические (водоносные) комплексы и разделяющие их практически водонепроницаемые водоупорные толщи.
Сверху вниз по разрезу в пределах месторождения выделяются следующие комплексы. Толща континентальных (аллювиальных, аллювиально - озёрных и озёрных) песчано - глинистых и пелитовых отложений олигоцен - четвертичного возраста, включая туртасскую, ново - михайловскую и алтымскую свиты, которые содержат грунтовые и напорные пресные воды зоны свободного водообмена. Общая толщина комплекса до 270 м. Рассматриваемый комплекс подстилается мощной (до 790 м) толщей глин пластичных, реже песчанистых, известковистых, опоковидных; опок и диатомитов турон-олигоценового возраста (тавдинская, люлинворская, талицкая, ганькинская, берёзовская и кузнецовская свиты), надёжно разделяющих разрез на верхний (свободного водообмена) и нижний (затруднённого водообмена) гидрологические этажи. Динамика подземных вод, их химический состав и зональность в каждом этаже определяются различными геологическими процессами и факторами; Толща авлерито - песчаных с прослоями глин отложений покурской свиты сеноман-аптского возраста. Общая толщина свиты 705-745 м, эффективная-380-420 м. Песчано-алевритовые отложения этой свиты характеризуются высокими коллекторскими свойствами ( проницаемость 1мкм х 103 и более, пористость 23-32%) и водообильностью (притоки скважин достигают 2000 и более м3/сут). Толща содержит высоконапорные воды (скважины, как правило, фонтанируют), которые широко используются в системе ППД на разрабатываемых нефтяных месторождениях Сургутского и Вартовского сводов. Эксплуатационные запасы вод этой толщи определены по категориям
(А+В+С) и утверждены ГКЗ СССР раздельно по указанным сводам. Воды апт-сеноманской толщи используются для поддержания пластового давления в залежах Ершового месторождения. Воды имеют минерализацию 10-15 г/л, хлоридный, натриевый состав (NaCl=0,93), с содержанием промышленно-ценных компонентов ниже кондиционных величин. Подстилается покурская свита глинами алымской свиты толщиной всего 42-53 м, которая, тем не менее, надёжно изолирует апт-сеноманский комплекс от нижележащих, что чётко фиксируется отличием в химическом составе вод. Воды готерив-барремских и валанжин-берриасских отложений, несмотря на различия в литолого-фациальном облике и условиях образования водосодержащих осадков вартовской и мегионских свит, по химическому составу близки, что затрудняет их более дробное расчленение по этому показателю. Характерной особенностью толщи является наличие сходной горизонтальной гидрохимической зональности, включая и замкнутые песчано-алевритовые тела ачимовской толщи, изолированной от выше и нижележащих отложений, выдержанными по площади значительными по мощности глинистыми водоупорами. Минерализация вод толщи по региональным построениям в пределах рассматриваемого месторождения составляет 22-30 г/л. Воды хлоридные натриевые и хлоридные-кальциевого-натриевые с содержанием кальций-иона до 25-30% эквивалентов. По содержанию компонентов, представляющих промышленный интерес, воды относятся к некондиционным. Нижележащий юрский комплекс отделяется глинами георгиевской, баженовской и васюганской свит, мощностью до 20 м. Юрский водоносный комплекс (васюганская и тюменская свиты) по региональным построением представляет собой единый резервуар, хотя на многих сопредельных лошадях различие в водах пластах ЮВ1 и нижне-среднеюрских отложений фиксируется. Общая толщина комплекса в пределах месторождения - 190-235 м. На рассматриваемой территории юрские отложения содержат воды повышенной (30-45 и более г/л) минерализации, хотя в силу низкой проницаемости коллекторов и малых дебитов скважин полученные пробы воды характеризуются существенной дисперсией, затрудняющих установление истиной пластовой зональности. В пределах Ершового месторождения достаточно условно может быть выделен триасовый гидрогеологический комплекс толщиной порядка 160 м, сложенный преимущественно аргиллитами.
Нижележащие палеозойские отложения гидрогеологически практически не изучены. По площади распространения толщ происходит чередование сравнительно маломощных пропластков большой протяжённости и локальных аккумулятивных форм повышенной мощности. Фациальные различия и колебания мощности определялись особенностями гидродинамики, рельефом дна и другими причинами. Исследователи также считают, что многие из современных и древних аккумулятивных форм прибрежной части морей приурочены к зонам тектонических поднятий.
Анализ палеотектонического развития Ершового месторождения свидетельствует о некотором росте структуры в васюганское время. Замкнутая структурная форма по горизонту ЮВ1 существовала уже на волжском этапе, т.е. рост её начался ещё раньше. Амплитуда палеоловушки на конец мегионской свиты уже составляла более 20 м. Наличие даже малоамплитудной (чуть более 3 м) антклинальной складки могло послужить причиной для развития здесь положительных аккумулятивных подводных форм рельефа, сложенных существенно песчаными осадками типа баров. Основным условием образования морских баров являются небольшие уклоны поверхности морского дна и более или менее заметный перегиб профиля подводного склона. Такие условия обеспечиваются локальным поднятием дна, но только активная структура может поддерживать их длительное время.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов


Физико-химическое свойства пластовых, разгазированных нефтей нефтяных газов изучены на образцах глубинных и поверхностных проб, полученных из скважин, вскрывших пласты БВ10, БВ19-22 ачимовской толщи и горизонта ЮВ1. Исследования проведены по разведочным и эксплуатационным скважинам в период 1981-1988 гг.
Как было в последствии установлено, добытая из пластов ачимовской толщи нефть в основном была получена из горизонта ЮВ1 за счёт заколонных перетоков, имевших место из-за негерметичности цементного камня. В связи с этим, исследованные пробы нефтей и газов пластов БВ19-22 следует отнестикпластуЮВ1.
Из проведённого обобщения следует, что пластовые нефти юрских отложений находятся в условиях достаточно высоких пластовых давлений (25 МПа) и температур (87 ?С), недонасыщены газом - давление насыщения нефтей значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8-10 МПа.
Газосодержание нефтей находится в диапазоне 69,0 м3/т - 109,8 м3/т. В условиях пласта и на поверхности нефти лёгкие.
Ком........


ЛИТЕРАТУРА


1. Васильев В.Б., Пермяков А.П. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ершового месторождения Нижневартовского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1984 г. Фонды Главтюменьгеологии, Тюмень, 1984.
2. Проект разработки Ершового месторождения. СибНИИНП, Тюмень, 1999.
3. Акбашев Ф.С. Переоценка балансовых и извлекаемых запасов нефти Ершового месторождения (тема Н.92.92.39.54.), СибНИИНП, Тюмень, 1995.
4. Абдуллин Р.А., Клочков А.А., Буторина Г.Е. Авторский надзор за разработкой Ершового месторождения (договор №29 р.27), СибНИИНП, Тюмень, 1997.
5. Шустеф И.Н. Технологическая схема разработки Ершового месторождения объединения “Нижневартовскнефтегаз”. ПермьНИПИнефть, Пермь, 1984.
6. Отчет по теме «Проект пробной эксплуатации пласта БВ10 Ершового месторождения». Авт. Саттаров Д.М. и др. НижневартовскНИПИнефть, Нижневартовск, 1988.
7. Геолого-технологическое сопровождение разработки Ершового месторождения. Тюмень, 2003 г.
8. Опыт внедрения осадкообразующих соединений для увеличения нефтеотдачи пластов месторождений ТПП «Урайнефтегаз» на поздней стадии разработки / Гусев С.В., Коваль Я.Г., Печеркин М.Ф. и др. // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 1. - С. 2 -6.
9. Забродин П.И., Раковский Н.Л., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями / М.: Недра. - 1968. - 224 с.
10. Глазова В.М., Григоренко Е.М. Разработка сложнопостроенных нефтяных залежей за рубежом / Серия: Нефтепромысловое дело. - Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1984. - № 2. - 48 с.
11. Хисамутдинов Н.И. Повышение эффективности технологических процессов при разработке нефтяных месторождений с применением химреагентов / Автореф. докт. техн. наук. - М.: ВНИИ. - 1990. - 42 с.
12. Применение кислотных составов с добавлением взаимного растворителя при обработках ПЗП низкопроницаемых юрских отложений месторождений Нижневартовского района / Мазаев В.В., Рамазанов Д.Ш. и др. // Известия вузов. - Нефть и газ. - 2002. - № 3. - С.42 - 46.
13. Использование взаимных растворителей при обработке призабойной зоны скважин юрских пластов / Земцов Ю.В., Сергиенко В.Н. и др. // Известия вузов. - Нефть и газ. - 2002. - № 3. - С.79 - 82.
14. Разработка теоретических и практических основ увеличения нефтеотдачи пластов с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров. Разработка физико-химических основ применения систем, генерирующих в пласте СО2 и гель. Отчет о НИР (заключительный) / ИХН СО АН СССР. - Руководитель темы Л.К. Алтунина. - №ГР 01860082138. - Инв. № 02.9.10033624. - Томск. - 112 с.
15. Сергиенко В.Н. Об эффективности кислотных обработок в скважинах юрских залежей Нижневартовсконо свода / Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (Четвертая научно-практическая конференция). Под редакцией Карасева В.И. - Ханты-Мансийск. - 2001. - С.471 - 474.
16. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Фахретдинов Р.Н., Земцов Ю.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 4. - С. 29 - 30.
17. Грайфер В.И. Возможности повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил» // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 5. - С. 44 - 46.
18. Кобяшев А.В., Исмагилов Т.А., Токарев М.А. Анализ эффективности применения физико-химических методов интенсификации добычи нефти на месторождениях Западно-Сибирской нефтегазовой провинции / Материалы 1 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей Ханты-Мансийского округа (г.Нижневартовск, 25-26 октября 2000 г.). - М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2001. - 532 с.
19. Минаков И.И Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 6. - С. 17 - 19.
20. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румынского. - М.: Недра. - 1985. - 184 с.
21. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеотложения при добыче нефти / М.: Недра. - 1985. - 215 с.




Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.