Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и 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 Мамонтовского месторождения.Характеристика района работ. История освоения района

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 8.12.2013. Страниц: 99. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание.

Введение.
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
1.2. История освоения района
2. Геологическая часть
2.1. Геологическая характеристика месторождения
2.2. Стратиграфия
2.3. Тектоническое строение
2.4. Нефтегазоносность месторождения
2.5. Продуктивные пласты
2.6. Свойства пластовых жидкостей и газов
2.7. Гидрогеология
3. Технологическая часть
3.1. Основные проектные решения по разработке месторождения.
3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин на 1996 г.
3.3. Состояние разработки месторождения и фонда скважин на 1999 г.
4. Техническая часть
4.1. Сведения о технологии бурения, конструкции и техническом состоянии скважин.
4.2. Опыт использования технологий ремонта скважин с применением установки «Гибкая труба»
4.2.1. Техническое обеспечение
4.2.2. Самоходная установка непрерывных труб («Колтюбинг»)
4.2.3. Самоходная насосная установка.
4.2.4. Самоходная установка для закачки жидкого азота
5. Специальная часть
5.1. Эффективность промыслового испытания физико- химических методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях НГДУ Мамонтовнефть
5.2. Мамонтовское месторождение
5.3. Технологии комплексного воздействия с целью повышения нефтеотдачи пластов и ингибирования коррозии оборудования и предотвращения биоценоза
5.4. Закачка сшитых полимерных составов (СПС)
5.5.Уплотнение сетки скважин.
5.6. Циклическое заводнение.
5.7. Внедрение программы интенсификации на Мамонтовском месторождении в 1999 году.
5.8. ОПЗ соляной кислотой.
5.9. Перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Мамонтовской группы.
6. Экономическая часть.
6.1. Расчет прироста ЧТС и НПДН при внедрении новых технологий обработки призабойной зоны пласта.
6.2 Расчёт дополнительных текущих затрат на мероприятие.
6.3. Капитальные затраты.
6.4. Расчёт налогов.
6.5. Расчёт годовых потоков денежной наличности.
6.6. Анализ чувствительности проекта.
7. Безопасность и экологичность проекта.
7.1 Безопасность работы на месторождении.
7.2 Охрана недр н окружающей среды на Мамонтовском месторождении.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список использованной литературы.
Введение.

НГДУ Мамонтовнефть - одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.
В настоящее время в эксплуатации находится 4 нефтяных месторождения - Мамонтовское, Тепловское, Ефремовское, Кудринское. Основные балансовые и извлекаемые запасы нефти (бoлее 90 %) сосредоточены в пластах Мамонтовского месторождения. 3а 30-летний период эксплуатации месторождения достигнуты высокие темпы добычи нефти (до 5...6 % от начальных извлекаемых запасов нефти в год) и уровня текущей нефтеотдачи (до 35 % по пластам БС10 и БС11).
Наряду с положительными достижениями за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с прогрессирующим ростом обводненности и добываемой проекции (70...80 %) и снижающимися темпами добычи нефти (на 5...10 % в год), а также с вводом в эксплуатацию пластов Тепловского, Ефремовского и Кудринского месторождений с обширными водонефтяными зонами. Кроме этого, при разработке залежей нефти заводнением ожидаемая конечная нефтеотдача лучшем случае достигнет 50 %.
Таким образом, более половины запасов нефти на месторождениях НГДУ Мамонтовнефть при заводнении в конечном итоге останутся неизвлеченными. Одним из эффективных способов увеличения текущих темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов (МПНП).
Достаточно богатый опыт их применения имеется на месторождениях Западной Сибири , в том числе и в НГДУ Мамонтовнефть.

1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
Мамонтовское месторождение открытое в апреле 1965 года, является одним из крупнейших в Западной Сибири.
В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от+80м. на водоразделах, до +30м. в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые участки.
Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев ( сосна, кедр, лиственница ). Климат района резко континентальный с жарким коротким летом ( до + 35*С в июле ) и продолжительной холодной зимой ( до - 50*С в январе ).
Для гидрографической системы рек и озер характерно растянутое во времени весенне-летнее половодье и относительно низкий осенний уровень. Реки судоходны в небольшой период май - июль. Ледостав начинается в конце октября, ледоход в первой половине мая. Толщина льда зимой на реках 10 - 50 см., на озерах и таежных протоках 40 - 80 см. Толщина снегового покрова на луговых и пойменных участках достигает 1 м., в лесу 1,5 м. Максимальная глубина промерзания грунта на оголенных от снега участках 1,7 м., на заснеженных 0,5 - 1,2м. Время полного оттаивания грунта - первая декада июня.
Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное занятие - рыболовство, охота, звероводство и сельское хозяйство.
В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая, планируется развитие легкой промышленности.
Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск ( 100 тысяч жителей ) с речным портом и аэродромом, принимающим все типы современных самолетов. Железная дорога в 50 километрах от города ( ст. Островная ).
В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа Мамонтово и город Пыть - Ях.
Населенные пункты связаны между собой и месторождением дорогами с асфальто - бетонным и грунтово - лежневым покрытием. Из -за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо.
Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.
Вблизи месторождения проходит газопровод Уренгой -Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык -Омск.
Источником энергоснабжения района является объедененная энергосистема Урала в которую входят Сургутская ГРЭС - 1 и2 и Тюменская ТЭЦ - 1 и 2.
Энергоснабжение месторождения осуществляется от подстанций Пыть - Ях, Мамонтово, Лунная, Очимкинская, МГКС, КНС - 18 и далее по ВЛ -37 кв. на промысловые подстанции. Поселок Мамонтово запитан от ПС - 35/6 кв. мощностью 8 MBA.
Месторождение и поселок Мамонтово отапливается стационарными котельными. Для нужд бурения применяются передвижные котельные с котлами типа ПКН - 2. В качестве топлива используется сырая нефть.„

1.2. История освоения района
По горизонту БС 10 залежь нефти распространяется на соседние месторождения Южно- Балыкское ( на юго - западе ), Ефремовское ( на юге ) и Усть - Балыкское ( на севере ).
Мамонтовское нефтяное месторождение открытое в 1965 году и разрабатываемое с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн. тн. ( 1986 г. ). По этому показателю Мамонтовское месторождение превосходит Варьеганское в 1,9 раз, Таллинское в 2,6 раза, Суторминское в 3,1 раза, Лянторское в 3,4 раза. За период эксплуатации из недр Мамонтовского месторождения извлечено нефти больше , чем из указанных выше четырех месторождений вместе взятых.
История освоения Мамонтовского месторождения характеризуется правильной стратегией разработки. Основная направленность - непрерывное совершенствование системы разработки, начиная от мало интенсивных систем, с целью максимального извлечения всех запасов и стабилизации добычи нефти. Это удалось обеспечить.
Для сравнения укажем, что в 1990 году по крупнейшим месторождениям Западной Сибири добыча нефти по сравнению с их максимальным уровнем составляла: по Саматлору -41%, Федоровскому - 48 %, Варьеганскому - 36 %, Мамонтовскому - 70 % при сопоставимом показателе отбора извлекаемых запасов нефти. По величине среднего дебита нефти - 26 тн/сут.
Мамонтовское месторождение введено в разработку в 1970 году на основании технологической схемы, составленной ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:
* выделение для разбуривания одного ( базисного ) горизонта Б 10. Все остальные пласты отнесены к возвратным; * применение редкой сетки скважин 750 на 750 м. ( 56 га/скв. ); * система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км., расстояние от нагнетательного до первого добывающего ряда 900 м., расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м.;
* на одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти - более 0,5 млн. тн/скв.
* предпологалось пробурить 775 скважин и обеспечить уровень добычи нефти 13,8 млн. тн.
Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической, службы НГДУ Мамонтовнефть, объединения Юганскнефтегаз и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее адаптированной к геологическим условиям системы разработки. Этот подход выгодно отличается от применения позже неоправданного стремления разбурить сложные рискованные месторождения ( типа Суторминского, Орехово - Ермаковского ) сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.
В процессе эксплуатации месторождения неоднократно пересматривались как запасы нефти, так и проектные решения по разработке эксплуатационных объектов.
Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР 26 августа 1967 года ( протокол №5213). Следующий подсчет запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведен в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР 26 октября 1980 года ( протокол № 8609 ).
В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается в соответствии с технологической схемой составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР СССР в 1983 году ( протокол № 1024 от 18 мая ) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БС 10тсп, утвержденной ЦКР Главтюменьнефтегаза ( протокол № 8 от 20.02.1987 года ).
В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза рассмотрело разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении ( протокол № 161 от 13.04.1990 года ) и рекомендовала выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.
2. Геологическая часть
2.1. Геологическая характеристика месторождения
Мамонтовское месторождение характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным геологическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое Меньше, чем, например, на Самотлоре,и в 1,5 раза меньше, чем на Усть-Балыкской площади (объект Б1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85 %) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностыо освоения.
Верхний продуктивный пласт А4 залегает под мощной толщей аргиллитов алымской свиты, являющейся региональной покрышкой. В песчанной фракции пласт А4 развит по всей площади месторождения, нефтенасыщен в оводовой наиболее приподнятой части структуры. Основная часть залежи вытянута в северо-западном направлении. Ее размеры по внешнему контуру нефтеносности 28 14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8 3,5 км, отдаленная от основной неглубоким прогибом. Пласт А4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта А4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по площади и разрезу. В пределах залежи выявлено 21 полное площадное замещение песчанников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, ослажненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчанной фракции пласт развит в виде отдельных линз, а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчанных тел типа русловых врезов. В пределах этих врезов пласт слабо расчленен и имеет эффективную толщину до 10-14 метров. Переход от такого типа развития коллекторов к зонам малых толщин и полного замещения пласта сравнительно быстрый.
Пласт А5-6 отделен от верхнего глинистым разделом толщиной до 20 метров. В северном напрвлении глинистая перемычка постепенно опесчанивается до практически полного слияния пластов А4 и А5-6. Общая толщина пласта А5-6 составляет 30 - 70 метров. Небольшая песчаннистость приурочена к подошвенной части (пласт А6). Верхняя часть (пласт А5) в песчанной фракции развита не повсеместно. Прослои имеют преимущественно линзовидную и полулинзовидную форму. Песчанники нижней части пласта А5-6 более выдержаны по площади и имеют невысокую расчлененность. ВНК в большинстве скважин вскрыт в нижней монолитной части пласта А5-6. Залежь нефти состоит из трех частей. Основная имеет размеры 18 * 11 км., с северо-запада и запада к ней примыкают две небольших залежи, отделенные неглубокими перегибами, размером 8*4 и 3*2 км. Залежи имеют извилистые контуры, обусловленные малыми углами наклона структуры и литологической изменчивостью пласта. Все три залежи полностью подстилаются водой. Неконтактные участки залежи встречаются только в верхних прослоях пласта А 5-6.
Пласт Б 8 залегает на глубине 2275 метров под толщей сарманских глин, являющейся надежной покрышкой для залежи. Размеры залежи 12 * 7 км., контуры ее слабо извилисты. Общая толщина пласта 9,6 м., эффективная 5,8 м. Нефтенасыщена только верхняя часть пласта, залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает в центральной части залежи 12 м. При этом нефтенасыщенные прослои отделены от водонасыщенной части пласта выдержанными непроницаемыми прослоями. Зон литологического замещения в пределах залежи не отмечается. Севернее основной залежи скважинами горизонта Б10-11 вскрыта небольшая (5 1,5 км) залежь в пласте Б8 , нефтенасыщенная толщина пласта достигает 8 м. при среднем значении 4,1 м.
Основным объектом разработки месторождения является горизонт Б10-11. Горизонт состоит из ряда крупных и мелких пластов и прослоев, частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами.


2.2. Стратиграфия
Геологический разрез месторождения сложен мезокайназойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м. и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
Юрская система. В разрезе юрской системы выделяются отложения Тюменской ( нижний и средний отделы ), Васюганской, Георгиевской иБаженовской ( верхнеюрский отдел ) свит.
Нижне-среднеюрские отложения объединяются в Тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы Тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина Тюменской свиты составляет 368 м., в кровле свиты залегает пласт ЮС 2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10p, 11p, 1141p, 1142p, 1143p, 1146p, 1147p, получены притоки воды с нефтью дебитом от 12,9 до 0,2 мЗ/сут.
Верхний отдел. Васюганская свита ( Оксфорд, киммеридж ). Свита представлена двумя пачками нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой ( пласт ЮС 1 ). Нижняя представлена аргиллитами темно-серыми до бурых, слюдистыми, с примесью углистого детрита, тонко рассеянного пирита. Верхняя подсвита сложена переспаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники от светло-серых до бурых, разнозернистые, крепко сцементированы, с остатками макрофауны, иногда горизонтально слоистые за счет светлых и темных разностей, с растительным детритом, слюдой, пиритом. К верхней части приурочен нефтеносный горизонт Ю 1 ( Платы ЮВ и ЮВ ). Келловей -оксфордский возраст свиты установлен по макро и микрофауне. Вскрытая толщина свиты составляет 39 метров. Выше залегают аргиллиты Георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты Баженовской свиты.
Георгиевская свита ( киммеридж ). Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, в различной степени алевролитистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными, содержащими фауну киммериджского возраста. Обстановка в момент накопления осадков свиты характеризовалась отсутствием волновой деятельности. В основании свиты отмечается 2-3х метровый прослой глауконитовых песчаников, которые хорошо определяются резким повышением, значений по индукционному каротажу, что представляет собой хороший репер при детальной корреляции разреза. Толщина Георгиевской свиты в скважине 1р составляет 13 метров.
Баженовская свита ( волжский, нижний берриас ). Свита распространена на большой части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы Баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры: аргиллиты буровато-черные, битуминозные, массивные и плитчатые. Возраст волжский и нижне-берриаский. Толщина Баженовской свиты меняется от 30 до 34 метров. При испытании скважин 540р, 1223р из отложений Баженовской свиты ( пласт ЮС 0 ) получены непромышленные притоки нефти.
Меловая система. Система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся породы Мегионской свиты и низы Вартовской свиты. Система согласно и без перерыва залегает на отложениях верхней юры.
Нижний Мел представлен морскими , прибрежными и континентальными отложениями, формирование которых присходило в условиях неокомско-барремской регрессии и аптекой трансгрессии. Нижний Мел слагается осадками Мегионской, Вартовской, Алымской и нижней частью Покурской свиты.
Мегионская свита ( берриас-валанжин ). Свита выделяется над Баженовской свитой, имеет мега-косослоистое строение, обусловленное боковым заполнением глубоководного морского бассейна за счет поступления терригенного материала с юго-востока. В основании Мегионской свиты выделяется аргиллитистая темно-серая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, слоистые и массивные, часто с флюидальной текстурой, участками с обилием остроугольных включений глин. Пласты песчаников иногда сливаются в единую песчаную толщу или замещаются аргиллитами и алевролитами на близких расстояниях. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 метров. К верхней части приурочены основные продуктивные нефтеносные горизонты ( БС 10, БС 11 ) Мегионской свиты , разрез которой заканчивается аргиллито-глинистой цеускинской пачкой. Песчаники серые и светло-серые, мелко и среднезернистые, слоистые и массивные, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты серые и темно-серые, алевритистые. Кревля Мегионской свиты выделяется по подошве пласта БС 10 и принята синхронной на территории месторождения. Выше залегают отложения Вартовской свиты.
Вартовская свита ( готтерив - баррем ) перекрывает отложения Мегионской свиты, слагается морскими и прибрежно-морскими осадками в виде неравномерного чередования аргиллитов и песчаников. В нижней части свиты преимущественно глины, преобладают аргиллиты темно-серые, слюдистые, плитчатые. Верхняя часть более опесчанена. Песчаники серые и зеленовато-серые, мелкозернистые с прослоями алевролитов, зеленовато-серых и зеленых глин и аргиллитов с зеркалами скольжения. В разрезе Вартовской свиты выделяются песчаные пласты БС 1 - БС 9, горизонт БС 8 на Мамонтовском месторождении продуктивен. В верхней подсвите Вартовской свиты выделяются продуктивные песчаные пласты АС 4 и АС 5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки. Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса ( алымская и низы покурской свит ).
Алымская свита представлена толщей морских и частично прибрежно-морских осадков сравнительно кратковременной аптекой трансгрессии, захватившей Сургутский и Нижневартовский своды и примыкающие к ним впадины. Свита слагается толщей темно-серых аргиллитов и песчаников. Нижняя часть свиты более опесчанена по сравнению с верхней. В верхней части алымской свиты выделяется кошайская пачка глин.
Верхний Мел. Верхнемеловой отдел объединяет сеноманский ( верхи Покурской свиты ), туронский и коньякский ( Куэнецовская свита ), коньякский и сантонский ( Ипатовская свита ), кампанский ( Слагородская свита ), маастрихтский и пантенский ( Ганькинская свита ) ярусы.
Покурская свита ( апт-альб-сеноман ). К отложениям верхов К 1 и низов К 2, объединенных в Покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста. В нижней части ( апт-альб ) свита представлена толщей часто чередующихся между собой прослоев алевролитов, песков, слабосцементированных песчаников и глин. Накопление этой части свиты происходило в условиях морских и прибрежно-континентальных фациях. Верхняя часть ( сеноман ) слагается слабоуплотненными разностями: песками, алевролитами, глинами. К низам свиты степень цементации пород возрастает. Для свиты характерно обилие обугленных растительных остатков, линз угля, зерен глауконита. Встречаются тонкие прослои гравелитов, известняков.
Кузнецовская свита ( турон-коньяк ). Свита трасгрессивно залегает на Покурской и согласно перекрывается Ипатовской свитой. Свита сложена глинами серыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, бурыми, плотными, с обилием растительных остатков. Возраст - поздний турон * ранний коньяк. Мощность от 17 до-40 метров.
Ипатовская свита ( коньяк-сантон ). Свита залегает на глубинах 819 - 910 метров и представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами зеленовато-серыми, часто глауконитовыми, с глинистым, известковым и кремнистым цементом, глинами песчанистыми, с сидеритовыми кокрециями, углистыми растительными остатками. Возраст - коньяк-сантон. Пески в верхней части свиты газонасыщенны. Мощность от 67 до 92 метров.
Спавгородская свита ( компан ). Свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, с прослоями глинистых опок, алевритов, обилием глауконитов, пиритизированных водорослей, включениями пирита. Возраст - компан. Мощность от 151 до 178 метров.
Ганькинская свита ( Маастрихт- пантенский ). Свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена темно-серыми плотными глинами, иногда с прослоями глауконито-кварцевых песков и алевритов. Возраст индексируется Маастрихт - датским. Мощность 180 - 186 метров.
Кайнозойская группа. Палеогеновая система. Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадко накопления и литологическому составу пород. Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки Талицкой ( палеоцен ), Люлинворской ( эоцен ) и Тавлинской ( низы олигоцена ) свит. Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена ( Атлымская, Новомихайловская, Туртасская свиты ).
Талицкая свита ( палеоцен ). Свита представлена толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, в нижней части кварц -глауконитового песчаника.
Люлинворская свита ( нижний и средний эоцен ). Свита сложена глинами светло и желтовато-зелеными, плотными, жирными, листоватыми, с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные, иногда опоки. Общая мощность двух свит примерно 190 - 195 метров,
Тавдинская свита ( верхний эоцен ). Свита завершает разрез морского палеогена и представлена в верхней части глинами зелеными, тонкослоистыми, с редкими прослоями песков. В нижней части пески серовато-зеленые, изредка гравелитистые, с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность до 140 метров.
Алымская свита. Представлена континентальными аллювиальными образованиями. Это пески кварцевые, разнозернистые с прослоями песчано- алевритовых глин. Мощность около 30 метров.
Новомихайловская и Журавская свиты. Свиты сложены алевритами, песками глауконито-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми, встречаются прослои бурых углей. Мощность евит около 40 метров.
С песчаниками Атлымской и Новомихайловской свит связаны основные запасы пресных вод, которые могут использоваться для бытовых нужд и технического водопользования. Неогеновые отложения на описываемом месторождении не установлены.
Четвертичная система. Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по своему литологическому составу. Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше залегают озерно- аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, отложения пойм и террас рек. Мощность отложений около 50 - 60 метров.

2.3. Тектоническое строение
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре 3 порядка, распологающейся на юго-восточном окончании Мимского вала - структуры 2 порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.
Структура по кровле горизонта БС 10 ( в пределах изогипсы - 2400 метров ) представляет собой относительно пологую ассиметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и ослажненную рядом небольших куполовидных поднятий.
Основное поднятие выделяется по изогипсе - 2370 метров, имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу. Осевая плоскость складки в границах основного поднятия ориентирована на север. В периклинальной северной части свод трансформируется в купол значительно меньшего порядка и линия изгиба в плане принимает более выраженное севере и северо-западное направление. Здесь же наблюдается сочленение с микроскладкой, ось которой имеет еще большее склонение на запад и заканчивается третьим локальным поднятием. На западном крыле основной складки выделяется отдельное вздутие структуры высотой до 25 метров. Погружение складки в южном направлении, через прогиб глубиной 10-15 метров, сопровождается небольшим куполообразованием в крайней южной части Мамонтовской структуры. Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и составляют 40" - 1.20". Западное крыло более пологое и наклонено под углом 30" - 40".
Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 110 м (наивысшая отметка кровли -2309 м, оконтуривающая изогипса -4200м). Размеры структуры 20 * 44 км.
Анализ структурных построений по верхним продуктивным горизонтам свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития, сопровождающегося постепенным выполаживанием рельефа к древней поверхности.

2.4. Нефтегазоносность месторождения
Описываемая территория в нефтегазоносном отношении распологается в пределах южной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской области.
Промышленная нефтегазоносность установлена в среднеюрских и неокомских отложениях. В разрезе рассматриваемой территории выделяются нижне-среднеюрский, баженойский, ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК).
В нижне-среднеюрском НГК выделяются нижнеюрский и средне-юрский (тюменский) подкомплексы. В нижний подкомплекс входят резервуары Ю 11и Ю 10.
Промышленная нефтегазоносность в нижнеюрском подкомплексе в пределах рассматриваемой территории пока не установлена. В плане пласты имеют очень сложный характер распространения, контролируемый особенностями топографии палеорельефа. Они сложены песчано-гравийными и глинистыми отложениями, формировавшимися вокруг островов, каковыми являлись Малобалыкское и Крючковское поднятия, в прибрежных и мелководных частях крупных пресноводных и опресненных бассейнов. Состав песчаников и гравелитов полимиктовый, либо граувакковый и определяется в значительной степени вещественным составом подстилающих доюрских образований. Карбонатность составляет обычно 1-2 %, редко до 5 %. Пористость 12-18 %, проницаемость 50-100мД. Типы ловушек чаще всего стратиграфические и структурно-стратиграфические, реже пластово-сводового типа. Типы коллекторов поровый и порово-кавернозно-трещинноватый, обусловленный активными тектоническими процессами в мезозое и развитием зон деструкций. Покрышками ловушек в перечисленных пластах являются глинистые породы соответственно тогурской *и радомской пачек толщиной 50-60 метров. Нефтепроизводящими являются глинистые породы тогурской и радомской пачек, а также низов тюменской свиты.
В среднеюрском (тюменском) подкомплексе выделяются пласты Ю 2-9, но основными являются верхние пласты Ю 2-4. Коллекторы пластов Ю 2-9 имеют зональный характер распространения и формировались в дельтовых водотоках, прибрежных и мелководных частях крупных пресноводных и опресненных водоемов в виде аккумулятивных песчаных тел различной формы. Состав-песчаных пород чаще всего полимиктовый или гроувакковый.
Залежи нефти в среднеюрском подкомплексе в пределах рассматриваемого участка не установлены. Они выявлены на Верхнесалымском, Петелинском, Малобалыкском, Салымском, Севфо-Чупальском и других месторождениях Среднеобской НГО. Пористость 11-18% , проницаемость 20-50 мД. Дебиты обычно низкие и средние и составляют до 10-20 мЗ/сут. на динамическом уровне. Высоко продуктивные участки участки развиты весьма хаотично и приурочены к геодинамически активным зонам с повышенной проницаемостью, обусловленной кавернозно-трещинным типом коллекторов.
Большинство выявленных залежей в среднеюрском комплексе структурно-литологические и литологические, часть залежей тектонически экранированные. Залежи нефти в пластах Ю 4-9 экранируются локальными покрышками, сложенными алевритистыми глинами толщиной 3-25 метров. Залежи в пластах Ю 2-3 экранируются верхнеюрско-нижнемеловой суперрегиональной покрышкой значительной толщины. Нефтепроизводящими являются глинисто-алевритовые породы тюменской, а также глины абалакской свит.
Баженовско-верхнеабалакский нефтегазоносный комплекс осложняет региональную покрышку и включает пласты ЮК 1 и Ю 0. Состоит из спорадически кавернозных глин и карбонатных пород верхов абалакской свиты и битуминозных кремнисто-карбонатных пород баженовской свиты. Коллекторы пластов ЮК 1 и Ю 0 имеют весьма сложный характер распространения, обусловленный как микрослоистостью и листоватостью пород, так и тектонически напряженными зонами ( зоны деструкций, растяжения и сжатия ). Типы коллекторов в верхах аболакской свиты и в пласте Ю 0 порово-каверноэно-трещинный, обусловленный своеобразием вещественного состава, характером слоистости ( микрослоистость ленточного типа ), тектоническими процессами ( вторичной трещиноватостыо, растворением, выщелачиванием в зонах деструкций ).
Залежи нефти в НГК выявлены на Правдинско-Салымском, Верхнесалымском, Приразломном, Малобалыкском, Западно-Малобалыкском месторождениях. Типы залежей литолого-тектонические. Пласты ЮК 1 и Ю 0 образовались в центральной части морского бассейна и сложены обогащенными органическим битуминозным веществом (до 25% объема породы) глинами, кокколитовыми известняками и радиоляриями микрослоистыми ленточного типа. Карбонатность пород достигает 10%. Пористость в среднем составляет 9-12% , проницаемость достигает 150 мД (в среднем 60-70) . Дебиты нефти составляют в среднем 20 мЗ/сут. на динамическом уровне до 1000 мЗ/сут. и более, либо фонтанирующие. Покрышкой служат перекрывающие глинистые породы неокома и непроницаемые разности баженовской свиты. Породы пластов ЮК 1 и Ю О одновременно являются нефтепроизводящими.
Ачимовский НГК ослажняющий верхнеюрско-неокомскую региональную покрышку, развит во всей Среднеобской НТО. В ее составе обособляются от 2 до 4-5 песчано-алевритовых пачек, индексируемых как Ач1, Ач2, АчЗ и далее. В составе каждой из этих пачек, в свою очередь, выделяются от 1 до 5-6 песчано-алевритовых пластов. Пласты имеют линзовидное строение, литологически не выдержаны, образуют полосы различной ширины. Коллекторы опознаются на сейсмических разрезах МОГТ по характерному сигмовидному строению отражающих горизонтов и по приуроченности к их фондаформной части, по кинематическим и динамическим параметрам. Осадки толщи формировались в специфических условиях относительно глубокой части моря конусами выноса мутьевых потоков и деятельностью относительно глубоководных придонных течений, направленных параллельно древним береговым линиям. Залежи нефти в комплексе выявлены на Правдинском, Сапымском, Верхне-Салымском, Западно-Салымском, Малобалыкском, Западно-Каремском, Среднебалыкском, Северо-Чупальском и многих Других месторождениях. Коллекторы пластов ачимовской толщи сложены песчано-алевритовыми породами полимиктового и аркозового состава. Пористость составляет в среднем 16% , проницаемость обычно низкая 7-20 мД. Ловушки преимущественно структурно литологических типов, характеризуются высокими коэффициентами заполнения. Нефтегенерирующими являются вмещающие глинистые породы суперрегиональной покрышки.
Неокомский НГК приурочен к отложениям валанжина, готерива и баррема. Он включает пласты БС 1-8 и АС 4-12 ахской и черкашинской свит. Эти пласты образуют обширные покровы. Породы коллекторы накапливались на мелководьях морских бассейнов и представляют собой подводные части обширных дельтовых частей неокомских осадочных бассейнов. При этом с востока на запад происходит региональное замещение пластов. В зоне развития мелководных пластов БС 8 - БС 1, и АС 4-12 открыты залежи на Малобалыкском, Петелинском, Заладно-Малобалыкском, Западно-Салымском, Правдинско-Салымском и других месторождениях. Типы залежей пластово-сводовые и структурно-литологические. Пористость коллекторов 17-25%, проницаемость 100-400 мД. Средние дебиты нефти составляют 20-40 мЗ/сут., обычно скважины фонтанирующие.


2.5. Продуктивные пласты
Продуктивные пласты на месторождении относятся к группе "А" -А 4, А 5-6 и "Б" -Б 6, Б 8, Б 10, Б II. Залежи находятся на глубине 1900 -2500 метров, характеризуются нормальными значениями Пластовых давлений и температур ( 19,5 - 24,8 мПа и 63 - 80С ) и относятся к пластово - сводовому -типу. Коллекторы среднепроницаемые, среднепродуктивные - дебит жидкости 20- 110 т/сут. Пластовые нефти маловязкие 3 - 5 мПа* с незначительным газосодержанием 36 - 56 м3/т., давлением насыщения 7,3 - 9,1 мПа. Нефти - сернистые, парафинистые, смолистые. В таблице 2.1 представлены средние значения геологе -физических параметров пластов Мамонтовского месторождения.
Таким образом, рассматриваемый набор залежей является типичным для этапов освоения западносибирского нефтяного региона и представлен традиционными коллекторами. Отмечается значительная концентрация запасов ( 85% ) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностью освоения. Промышленно нефтеносны пласты А 4, А 5-6, Б 8, Б 10, Б11.
Пласт А 4 залегает на глубине 1900 метров. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Отличается небольшой толщиной ( менее 4 м. ), низкой песчанистостью, значительной зональной неоднородностью. В пределах залежи выявлено более 20 участков полного замещения песчаников непроницаемыми разностями пород. Третья часть песчаных пропластков имеет резко ухудшенные свойства. Проницаемость по геофизике 0,030 мкм2, толщина первого песчанного прослоя 1,3 метра. Залежь представляет трудности для разработки из-за значительной неоднородности. Пласт А 5-6 отделен от верхнего пласта А 4 глинистой толщей до 20 метров. В северном направлении перемычка опесчанивается до полного слияния пластов. Залежь занимает 15% площади месторождения. В пласте А 5-6 имеются три самостоятельные залежи. Основная из них имеет размеры 11 * 18 км. С северо-запада и с запада к ней примыкают две небольшие залежи, отделенные небольшими перегибами. Все залежи полностью подстилаются водой. Строение водонефтяных зон неблагоприятное для разработки. Верхняя часть пласта ( нефтяная ) имеет линзовидное и полулинзовидное строение. Нижняя часть ( водоносная ) имеет монолитное строение и невысокую расчлененность. Эффективная толщина пласта 26 метров, из них нефтенасыщено 30%. Толщина первого проницаемого прослоя 3 метра. Степень нефтенасыщения пониженная 0,54, проницаемость 0,120 мкм2. Большая часть запасов относится к контактным, в связи с чем залежь имеет весьма неблагоприятную характеристику обводнения и низкую прогнозную нефтеотдачу.

Таблица 2.1.
Основные геолого-физические параметры пластов_
_____
Показатели Cpедние значения по пластам
А 4 A5-6 Б110 Б2-310
Общая толщина 21,757 49,682 21,569 9,2
Нефтенасыщеная толщина 8,172 17,228 10,813 1,3
Эффективная толщина 8,18 29,441 10,906 1,3
Непроницаемый раздел 13,578 20,24 10,662 7,9
Коэффициент песчанистости 0,371 0,592 0,513 0,139
Пористость (Эфф. Т. ) 21,31, 23,76 23,116 18,025
Проницаемость ( Эфф. Т. ) 95,092 292,105 628,379 10,9
Расчлененность 3,085 8,158 2,969 1
Пористость ( Неф. Т. ) 21,311 23,392 23,185 18,025
Проницаемость ( Неф. Т. ) 95,107 245,031 633,615 10,9
Пористость ( Вод. Т. ) 19,8 24,305 20,8
Проницаемость ( Вод. Т. ) 6,3 365,247 55,5
Коэффициент песчанистости ( Неф. Т. ) 0,469 0,515 0,824 0,31
Коэффициент расчлененности ( Неф. Т.) 3,085 5,914 2,938 1
Начальная нефтенасыщенность % 50 54 2450 51
Вязкость пластовой нефти мПа*с 4,14 5,48 76 3,01
Глубина м. 1900 1920 0,5 2450
Пластовая температура 0 С 63 64 77
Проектный уровень КИН 0,34 0,27 0,38
Пласт Б8 залегает на глубине 2275 метров. Занимает около 10% площади месторождения. Залежь массивного типа. Соотношение нефтеносной и водоносной эффективных толщин неблагоприятное - 1: 2,8. Пласт отличается высокой песчанистостью 0,7, толщина первого непроницаемого прослоя 3,9 метров, нефтенасыщенность 0,6. В связи с незначительными толщинами разделов от воды и повышенной вязкостью ( 4,3 мПа*с ) залежь имеет неблагоприятную характеристику обводнения и ожидаемую нефтеотдачу.
Основным объектом разработки на Мамонтовском месторождении является горизонт Б 10. Залегает на глубине 2450 метров, имеет залежи пластовосводового типа. Состоит из пластов Б010, Б1-210 (в том числе монолитный части Б1-210мон.) и тонкослоистых песчаников Б1-210тсп. и Б310 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Наличие столь сложного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31 % площади объекта. Пласт Б10 расположен на 15 % площади горизонта Б10, имеет небольшую толщину 2,4 метра. Вскрыт на северо-западе площади, отделен от пласта Б1-210 глинистым разделом до 6-8 метров толщиной. Зона развития пласта Б010 имеет вид узкой полосы (до 5 км.) с двумя заливообразными выступами. Контуры имеют сложную кофигурацию. Основная трудность извлечения запасов пласта Б 10 связана с малой нефтенасыщенной толщиной, нерентабельной для самостоятельного разбуривания. Пласт Б1-210 распространен на 80% площади месторождения и содержит 3/4 запасов горизонта Б 10. Отличается высокой проницаемостью ( 0,240 мкм 2) и песчанистостью (0,79). Толщина первого проницаемого прослоя 3,2 м, начальная нефтенасыщенность 0,72. На водонефтяную зону приходится 30% площади залежи. Объект имеет невысокую прерывистость. Пласт Б10 занимает З0% площади месторождения и содержит 20% запасов горизонта Б 10. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б1-210, но проницаемость его вдвое ниже. Перекрываются пласты Б1-210 и Б310 в плане лишь на 10% площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте Б 10 1/3 часть площади. Таким образом, в пластах Б1-210 и Б310 содержатся наиболее активные запасы нефти по месторождению. Пласт Б1-210тсп залегает на 11% площади месторождения. Содержит трудноизвлекаемые запасы. Имеет сложное линзовидное строение. Залегает в подошве пласта Б1-210мон. Четкого раздела от монолитной части не имеется, линзы плохо коррелируются даже в соседних скважинах. Имеют низкую проницаемость и нефтенасыщенность. Толщина первого песчаного прослоя 1,5 м., песчанистость по разрезу 0,4. Совместная разработка пласта с монолитом неэффективна. Бурение раздельных скважин на объект Б 10 экономически имеет невысокую рентабельность.
Пласт Б 11 распространен на 11% площади месторождения. Отделяется от горизонта Б 10 выдержанным глинистым разделом. Залежь массивного типа. Выделяется два песчаных ритма. К верхнему, толщиной 9-10 метров, приурочена залежь нефти. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом толщиной 3-4 метра.
Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применение гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов. Из данных о геологическом строении Мамонтовского месторождения можно сделать следующие выводы:
- основные запасы нефти приурочены к выдержанным монолитным и среднепрерывистым пластам;
значительная часть запасов сосредоточена в линзовидных, низкопроницаемых, слабонефтенасыщенных пластах и водонефтяных зонах, извлечение из которых сопряжено с большими трудностями и требует применение эффективных технологий повышения нефтеотдачи.

2.6. Свойства пластовых жидкостей и газов
В целях изучения изучения физико-химических свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведен большой объем исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменгеологии, институтов Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП, производственного объединения " Юганскнефтегаз ".
Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость 3-5 мПа*с с незначительным.содержанием газосодержанием 36-56 мЗ/сут., давлением насыщения 7,3 - 9,1 мПа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. В таблицах 2.2. - 2.6. приведены основные физико-химические свойства нефти и газа
Таблица 2.2.
Свойства пластовой нефти

Параметры А 4 A 5-6 Б 8 Б 10 Б 11
Давление насыщения газом Р н,
кгс/см2 82 76 82 94 92
Газосодсржание R мЗ/т. 41,7 42,3 41,5 60,5 60,5
Рабочий газовый фактор при
условиях сепарации мЗ/т. - 32,5 34,4 51,7 48,24
Объемный коэффициент 1,117 1,113 1,099 1,178 1,189
Плотность нефти г/смЗ. 0,824 0,825 0,841 0,799 0,795
Вязкость нефти сП 4,14 4,85 5,14 2,44 2,2
Температура насыщения
парафином 0 С 29,7 29,6 38,5 30,3 30,3
Таблица 2.3
Анализ контрольных проб нефти

Вода % Хлор мл/л Соли % Мех. примеси Вязкость
УПСВ 2 226 0,03 0,04 16,87
ДНС7 79 9226 0,97 0,16 18,82

Таблица 2.4.
Анализ нефти на газосодержание
Р атм t 0 C V пробы, МЛ V газа, МЛ Vнефти, МЛ Плотность по воздуху
ДНС 7 8 36 375 728 355 1,898
УПСВ 12 34 376 1126 360 1,759
Таблица 2.5.
Анализ газа на химический состав
С1 С 2 C3 iC4 nC4 iC5 пС5 SC6+ CO 2 Азот
УПСВ 5,57 12,08 36,15 6,32 18,44 4,19 6,12 6,92 0,61 3,23
1,79 7,29 31,99 7,37 21,54 6,07 8,86 12,52 0,54 2.07
82,5 4,76 6,74 1,01 2,3 0.42 0,48 0,12 0,32 2.2
63,24 6,85 14,23 2,81 6,4 1,45 1,66 0,51 0,66 1,0
Таблица 2.6.
Анализ пластовой воды на шестикомпанентный состав
рН плотность г/смЗ CL - НСО З- Ca 2- Mg 2+ Na + Fe 3+ минерализ. г/л
6,7 1,006 5041 610 184,4 24,3 3280,6 2,8 9,14
142 10 9,2 2,0 140,8 0,1

2.7. Гидрогеология
По региональному районированию Мамонтовское нефтяное месторождение приурочено к Западно-Сибирскому артезианскому мегабассейну, наиболее изуче........


Список использованной литературы.

«Охрана природы. Атмосфера.» ГОСТ 17.2.3.02.-78
Алехин И.М. Экономическая эффективность научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. - М.:Недра, 1977.
Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений в Западной Сибири.- М.: Недра, 1979
Гусев С.В. Эффективность методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Западной Сибири// Нефт.хоз-во. 1990. - № 2. - С.35-39.
Гусев С.В., Сурнова Т.М. Программа для оценки эффективнбсти мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. Тюмень: ЦНТИ, 1986. -3 с.
Казаков А.Л., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, - М.ВНИИОЭНГ, 1977.-51 с.
Максимов В.П. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.- М.:Недра, 1989.
Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности.- М.,1989
Методические указания по составлению раздела охраны природы в проектах на строительство нефтепромысловых объектов и обустройство нефтяных месторождений. РД 39-0147098-018-90
ОБУВ «Ориентировочные, безопасные уровни воздействия загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест.»
РД 69-0147045-202-86. Методические указания по Определению эффективности новой техники, изобретений в нефтеперерабатывающей промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. 50 с. .
РД 89- 01/03-0005-89. Метод интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов путем закачки ИХН СО АН СССР с регулируемой щелочностью на нефтяных месторождениях- Томск: СО АН СССР, 1989-136 с.
Репин В.И., Гусев А.В. и др. Опыт и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ Мамонтовнефть.- М: ВНИИОГ,1991.
Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий, СН 245-71
СибНИИНП. Авторский надзор и анализ разработки месторождений объединения «Юганскнефтегаз».-Тюмень, 1985
Чичибабин А.Е. Основные начала органической химии. Часть 1.-М.: Гос.науч.-техн.изд-во химич. лит-ры, 1963. -910 с.
Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.:Недра, 1990.



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.