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.

Работа № 86831


Наименование:


Диплом Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 9.4.2015. Сдан: 2014. Страниц: 116. Уникальность по antiplagiat.ru: 97.48.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ на дипломне проектирование ………………………………………. 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК …………………………………………………….. 4
РЕФЕРАТ …………………………………………………………………………. 5
СОДЕРЖАНИЕ …………………………………………………………………... 6
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………...….... 8
Перечень применяемых сокращений………………………………………..…… 10
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..……………………………………………..……. 11
1.1 Характеристика географического расположения месторождения ………… 12
1.2 Основные сведения о стратиграфии и литологии ………………………….. 14
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов …………………………… 23
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды ……………… 24
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.…………………………………………….…. 28
2.1 Анализ фонда скважин с боковыми стволами ……………………………… 29
2.2 Обоснование профиля скважин с боковыми стволами …………………….. 29
2.3 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов …………….. 31
2.4. Подготовительные работы к бурению боковых стволов …………………... 32
2.5. Бурение бокового ствола …………………………………………………….. 35
2.6 Промывочные жидкости ……………………………………………………… 42
2.7 Расчет проводки бокового ствола с телеметрическим сопровождением, скважина № 3569, куст № 420 Южно-Нурлатского месторождения …………... 46
2.8 Технология вскрытия продуктивного пласта ……………………………….. 48
2.9 Заканчивание скважин с боковым стволом ………………………………….. 51
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………............ 56
3.1 Технологическое оборудование для зарезки бокового ствола …………….. 57
3.2 Профиль проводки боковых стволов ………………………………………… 66
3.3 Конструкция боковых стволов ……………………………………………….. 68
3.4 Расчет крепления хвостовика ………………………………………………… 71
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….… 75
4.1 Расчет капитальных вложений ……………………………………………….. 76
4.2 Текущие расходы по скважине при проведении работ по повышению конденсатоотдачи продуктивного пласта ……………………………………….. 77
4.3 Расчет прибыли от проведения работ ……………………………………….. 83
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ……………………….…………...... 84
5.1 Введение ………………………………………………………………………. 85
5.2 Общие требования к объекту работ ………………………………………….. 85
5.3 Оценка вредных и опасных производственных факторов ………………….. 87
5.4 Обеспечение электробезопасности ………………………………………….. 88
5.5 Пожарная безопасность ………………………………………………………. 89
5.6 Средства индивидуальной защиты ………………………………………….. 91
5.7 Нормативные документы в области безопасности производства ………….. 93
5.8 Экологические аспекты по охране окружающей среды …………………….. 94
5.9 Мероприятия по охране недр, гидросферы и атмосферы …………………... 96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….…………………….…………………………….. 100
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….………………….……………………………….. 101
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………….……………………………………... 104


ВВЕДЕНИЕ

В результате всплеска активности технической мысли были разработаны новые способы «оживления» старых месторождений нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтяной отрасли.
Новые технологии и стратегия промысловых сервисных работ, созданные в течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. Сейчас, когда «оживление» месторождений с падающей добычей является главным направлением деятельности нефтегазодобывающих компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью любых «улучшающих» проектов является оптимизация добычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие в достижении этой цели.
Растущие требования заставили сервисные компании «повысить квалификацию» и расширить перечень решаемых проблем по контролю за добычей и состоянием продуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в области бурения стволов-ответвлений технические разработки (бурение гибкими трубами, малогабаритные телеметрические системы и специальное оборудование для заканчивания боковых стволов) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения. Но какой подход самый лучший, как его применить и в каких скважинах?
В поисках ответов на такие вопросы сервисные компании провели реорганизацию с целью предоставления многопрофильных комбинированных услуг. Расширение кругозора способствовало увеличению перечня оказываемых услуг, включая поиск скважин с неиспользованными возможностями и экономически обоснованные рекомендации по повышению производительности скважин и максимальному увеличению их чистой текущей стоимости.
Совершенствование технологий бурения увеличило число скважин, из которых можно бурить боковые стволы с короткими и средними радиусами кривизны, а также разветвленные стволы, применяя бурильные колонны из обычных или гибких труб.


Перечень применяемых сокращений

1. АСПО - асфальто-смолисто-парафиновые отложения
2. ВГВ - воздействие горячей водой
3. ГРП - гидравлический разрыв пласта
4. ГС - горизонтальная скважина
5. ГДИ - гидро-динамические исследования
6. ГИС - геофизические исследования
7. ИТР - инженерно-технические работники
8. КИН - коэффициент извлечения нефти
9. МУ - магнитные устройства
10. МУН - методы увеличения нефтеотдачи
11. МЭГРП - малоэнергоемкий гидроразрыв пласта
12. НВСП - непродольное вертикальное сейсмическое профилирование
13. НКТ - насосно-компрессорные трубы
14. ОПГС - оторочка псевдокипящей газожидкостной смеси
15. ОПЗ - обработка призабойных зон
16. ПАВ - поверхностно-активыне вещества
17. ПЗП - призабойая зона пласта
18. ПКО - пенокислотные обработки
19. ППД - повышение пластового давления
20. ПТВ - паротепловое воздействие на пласт
21. ПТОС - паротепловая обработка призабойной зоны скважины
22. СКО - соляно-кислотные обработки
23. ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства


Астраханский Государственный Технический Университет

Институт нефти и газа

Кафедра «Геология нефти и газа»


1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ





Астрахань 2014
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика географического расположения месторождения

В административном отношении Южно-Нурлатское месторождение нефти находится на землях Октябрьского района Республики Татарстан. Его крайняя юго-восточная часть расположена за административной границей республики - на территории Челно-Вершинского района Самарской области. В 25 км к северу от лицензионной границы месторождения находится районный центр - г. Нурлат, являющийся крупной железнодорожной станцией Куйбышевской железной дороги. В 66 км к северу от месторождения расположена пристань на р. Каме - г. Чистополь. Связь между г. Нурлатом и г. Чистополем осуществляется по шоссейной дороге с твердым покрытием.
Между населенными пунктами, находящимися на территории месторождения, деревнями - Старое Узеево, Андреевка, им. III съезда, Богдашкино, Редкая береза, Сиделькино, проложены грунтовые дороги, проезжие лишь в сухое время года. Район месторождения широко освоен предприятиями нефтяной промышленности и находится вблизи обустроенных промыслов на Бурейкинском, Вишнево-Полянском, Пионерском, Аксубаево-Мокшинском нефтяных месторождениях. Системы нефтепроводов действуют здесь с 60-х годов. Электроснабжение осуществляется линиями электропередач от Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС. Недостатка в электроэнергии район не испытывает.
Для питьевых целей используются подземные воды пермских (казанских) отложений, для технического водоснабжения - воды рек Б. Сульча, Б. Черемшан, Киклинка.
Рельеф местности слабовсхолмленный. Абсолютные отметки рельефа на водоразделах изменяются от 145 до 160 м, а в речных долинах снижаются до 76 м.
Общее направление наклона территории месторождения - южное, в сторону реки Б.
Черемшан, пересекающей месторождение с востока на запад в районе д. Сиделькино. Большая часть территории месторождения покрыта лесами преимущественно смешанного типа. Овражная сеть развита слабо (рис. 1.1).

Рис. 1.1 - Карта тектонических структур и нефтегазоносности Республики Татарстан: 1 - границы тектонических структур первого порядка; 2 - границы Камско-Кинельской системы прогибов; 3 - внутренний прибортовой; 4 - опоискованные, высокоперспективные; 5 - недостаточно опоискованные; 6 - слабоизученные; 7 - месторождения нефти; 8 - контур залежи нефти Ромашкинского месторождения (по материалам «Атласа карт геолого-геофизического содержания» ОАО «ТНПП НИПИ Нефть», Казань).
Климат района, как и всей территории Республики Татарстан, континентальный с резкими сезонными колебаниями температур. Зимы умеренно холодные, в сильные морозы температура снижается до минус 420 С. Лето умеренно-жаркое с температурой плюс 20-250 С. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410-450 мм. Весной характерно быстрое нарастание тепла, особенно интенсивное после схода снегового покрова. Осень обычно затяжная, дождливая. Ветры имеют преобладающее юго-западное направление.
В пределах площади месторождения промышленных залежей минерального и строительного сырья не обнаружено. Месторождения глин: Нурлатское, Карагульское, Верхнее - Нурлатское имеют местное значение [2].

1.2 Основные сведения о стратиграфии и литологии

В геологическом строении Южно-Нурлатского месторождения принимают участие породы архейского, протерозойского, девонского, каменноугольного, пермского, третичного и четвертичного возрастов. Общая толщина осадочных пород составляет в среднем около 2000 м. 48 глубоких скважин пробурены со вскрытием кристаллического фундамента, сложенного в основном гнейсами (рис. 1.2).
В региональном структурном плане Южно-Нурлатское месторождение расположено на юго-восточном борту Мелекесской впадины [3].
Нурлатский вал представляет собой сложное сооружение II порядка, имеющий северо-западное простирание и осложненный небольшими по размерам локальными поднятиями III порядка. С северо-востока он отделяется Андреевским прогибом от Эштебенькинско - Аксубаевского вала. Прогиб хорошо выражен по всем опорным горизонтам карбона, девона и кристаллическому фундаменту. С юго-запада Нурлатский вал ограничен прогибом от Вишнево-Полянской террасы.
В пределах месторождения поверхность кристаллического фундамента и кровля терригенных отложений девона имеют вид моноклинально-ступенчатого склона, погружающегося с северо-востока на юго-запад. Склон разбит серией разломов на блоки, выделяющихся по материалам региональной сейсмики.
На структурных планах терригенного девона, нижнего и среднего карбона наблюдается образование локальных поднятий, контролирующих залежи нефти.

Рис. 1.2 - Стратиграфическая колонка отложений верхнего докембрия западного склона Нурлатского вала (по материалам Аблизина К.П. и др. , 1982г. [7])

По данным сейсморазведки, структурного и глубокого поисково-разведочного бурения в пределах месторождения выявлены Катергинское, Восточно-Узеевское, Старо-Узеевское, Северо-Киклинское, Киклинское, Проселочное, Корнеевское поднятия, которые в том или ином виде прослеживаются на планах по всем вышезалегающим маркирующим горизонтам осадочного чехла [5].
На Южно-Нурлатском месторождении продуктивными являются терригенные и карбонатные породы кыновского, турнейского, бобриковского, башкирского и верейского возрастов (рис. 1.3).

Рис. 1.3 - Карта разбивки коллекторов бобриковского горизонта Южно-Нурлатского месторождения (по материалам Салихова Ю.М., Саяфутдинова Р.К., Ахмадуллина Л.Е., и др. «Бурение и нефть» [4])
По результатам последних сейсморазведочных работ, выполненных в ОАО «Татнефтегеофизика» в 1986 году сейсморазведочной партией 3-4/86-87 на Нурлатской площади Республики Татарстан, структурные планы рассматриваемых отложений несколько изменились и были скорректированы с учетом этих данных [5].
В юго-восточной части Нурлатского месторождения контуры нефтеносности проведены условно, т.к. непосредственная близость реки Бол. Черемшан и заболоченной поймы не дают возможности более детально изучить его геологическое строение и уточнить границы залежей в этом направлении.
На глубине 1940 м залегают терригенные породы кыновского возраста, к которым приурочены 3 залежи нефти пластово-сводового типа, с узкими водо-нефтяными зонами.
Верхний пласт-коллектор До-б, состоящий в основном из одного или двух пропластков, залегает в средней части отложений кыновского горизонта среди плотных тонкослоистых аргиллитов, имеет площадное распространение. Он представлен песчаниками и алевролитами, к которым приурочена одна залежь нефти, вскрытая 71 скважиной. Размеры залежи составляют 11,9 х 2,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 10,4 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) определялся по данным опробования и геофизических исследований скважин и установлен в пределах абсолютных отметок минус 1766 - 1772 м. Контур залежи нефти проведен в соответствии со структурным планом кровли пласта-коллектора До-б. Крайняя ее юго-восточная часть расположена за административной границей Республики Татарстан на территории Челно-Вершинского района Самарской области [3].
Покрышкой для залежи нефти служат уплотненные, глинистые разности терригенных пород толщиной 6-8 м.
Нижний пласт-коллектор До-в имеет ограниченное распространение по площади. Более чем в 40 % пробуренных скважин, пласт замещен глинистыми породами.
Первая залежь, вскрытая двумя скважинами № 1833 и 1829, имеет небольшие размеры (1,13 х 0,375 км). С востока и юга она ограничена зоной отсутствия коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 2,4 и 1,6 м соответственно. ВНК установлен на абс. отметках минус 1766 и минус 1768 м.
Вторая залежь расположена в 500 м к юго-востоку от предыдущей. 10 скважин, пробуренные в пределах контура нефтеносности, имеют эффективные нефтенасыщенные толщины от 0,6 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 2,6 х 0,75 км. ВНК установлен на абсолютных отметках минус 1766 и минус 1768 м .
На глубине 1240 м залегают карбонатные породы турнейского горизонта, к которым приурочены 8 залежей нефти массивного типа. Карбонаты представлены чередующимися пористо-проницаемыми прослоями известняков и уплотненных доломитов толщиной от 0,6 м до нескольких метров, трещиноватых и глинистых (рис. 1.4).
Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин отложений турнейского возраста достаточно большой и составляет 1,6 - 25,1м.
На Восточно - Узеевском поднятии две скважины №1065 и 920 контролируют залежь нефти с этажом нефтеносности равным 15,2 м. Ее размеры составляют 1,25 х 0,75 км. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1115 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 8,8 и 8,4 м.
Три залежи нефти на Старо-Узеевском, Киклинском локальных поднятиях вскрыты каждая одной скважиной: № 951, 1046 и 109. Контуры нефтеносности проведены в соответствии с имеющимися данными сейсмических исследований, результатами глубокого бурения и опробования скважин. В пределах контуров нефтеносности, принятых на абсолютных отметках минус 1115 м, 1132 м и 1108 м, размеры залежей составляют соответственно 2,25 х 1,6 км, 1,5 х 0,875 км, 0,7 х 0,15 км. Этажи нефтеносности равны 24,9 м, 2,2м и 7,8 м [3].
Двумя скважинами № 1817 и 1818 установлена массивная залежь нефти в центральной части месторождения. Скважиной № 9103, пробуренной в куполе структуры, вскрыты плотные карбонатные породы.
С востока часть залежи также ограничена зоной отсутствия коллекторов. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1121 м, площадь залежи равна 0,77 км2. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 9,2 и 4,7 м соответственно. Этаж залежи небольшой, составляет 9,4 м [6].



Рис. 1.4 - Структурная карта кровли Башкирских отложений Южно-Нурлатского месторождения: 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - изогипсы подошвы репера; 3 - скважины (по материалам Алиева М.М., Морозова С.Г., Постниковой И.Е. и др. Геология и нефтегазоносность рифейских и вендских отложений Волго-Уральской провинции)
В работе Шалина П.А. «Выделение направлений и зон трещиноватости в карбонатных отложениях палеозоя по материалам АКГИ» говорится, что поднятия в турнейских отложениях и залежи, связанные с ними тяготеют к внутриблоковым разломам осадочного чехла и, в свою очередь, разбиваются на блоки в осадочном чехле. Анализ проведенных исследований он рассматривает на примере Пионерского месторождения и Максат, расположенных в непосредственной близости от Южно-Нурлатского месторождения. Условия образования и развитие турнейской поверхности, рифовых построек распространяются и на рассматриваемую территорию.

Рис. 1.5 - Геологический разрез отложений горизонта До-б основной залежи: 1, 2 - песчаник нефтеводонасыщенный; 3 - репер «Верхний известняк»; 4 - начальное положение ВНК
На Проселочном поднятии пробурили семь глубоких скважин. Только четыре из них вскрыли нефтенасыщенные прослои, в остальных пласты-коллекторы замещены плотными породами. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1133,5 м, размеры залежи равны 2,1 х 1,25км, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 7,5 до15,8 м .
Покрышкой для залежей нефти турнейского яруса является пачка глин елховского возраста толщиной 2-4 м .
Выше по разрезу на глубине 1132 м залегают песчано-алевролитовые породы бобриковско-радаевского горизонта, индексируемые как С1бр13 и С1бр0. К ним приурочены семь залежей нефти пластово-сводового типа и пластово-сводового с частичным литологическим ограничением [3].
Терригенные отложения бобриковского горизонта имеют почти повсеместное распространение, однако пласт С1бр13 в 25% скважин замещен глинистыми разностями пород.
Общая толщина пласта по месторождению изменяется от 1,0 до 21,6 м, в среднем составляя 4,2 м. Значительные колебания толщин связаны с размывом карбонатных пород турнейского возраста, установленного на Корнеевском поднятии в скважинах № 94, 1055, 1846, 1847 и появлением во «врезовой» зоне пласта С1бр0, состоящего из 1-2 прослоев-коллекторов.
В кровле пласты-коллекторы перекрываются одновозрастными плотными глинистыми породами.
На Катергинском поднятии установлена залежь нефти литологически ограниченная с юга зоной отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 932 равна 1,6 м. ВНК проведен по результатам ГИС и опробования на абсолютной отметке минус 1119,0м.
Размеры залежи составляют 0,7 х 0,62 км, этаж нефтеносности равен 1,9м.
Две самые большие по площади залежи нефти (р-н скв. № 1745 и 9273) вскрыты 102 и 32 скважинами соответственно. Залежи занимают южную часть Нурлатского вала и имеют северо-западное простирание. Значительная часть площади залежей характеризуется отсутствием пласта-коллектора.
Размеры залежей составляют 8,4 х 2,8 км и 5,6 х 1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 11,2 м и от 1,0 до 7,9 м соответственно. Различие в отметках контакта нефть-вода в западной и восточной частях залежей (от минус 1136,0 до минус 1141,0 м) может быть связано с существованием наклонного ВНК [3,5].
В юго-восточной части месторождения установлены три залежи нефти (р-н скв. №1835, 9269, 1850) пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением. Площади небольшие, составляют 0,42; 2,0; 1,0 км2 соответственно. ВНК изменяются от минус 1116,0 до минус 1152,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 7,2 м.
Вверх по разрезу на глубине 1004 м залегают карбонатные породы башкирско-серпуховского возраста, к которым приурочены четыре залежи нефти массивного типа.
Продуктивные породы сложены переслаиванием пористо-проницаемых пород и их плотных разностей. Толщины проницаемых прослоев и их количество от скважины к скважине меняется за счет замещения плотными известняками и доломитами. Число эффективных прослоев по разрезу достигает 17, нефтенасыщенных - 10. О большой неоднородности разреза свидетельствует величина коэффициента расчлененности, равная 4,98. Средняя общая толщина отложений равна 29,0 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 6,9 м, эффективная- 12,0 м, поэтому доля коллекторов достигает лишь 0,36ед. В подошве башкирских пластов-коллекторов залегает пачка плотных карбонатных пород толщиной от 0,6 до 15,6 м.
Самая большая залежь нефти имеет вытянутую форму северо-западного простирания площадью около 50 км2. В пределах контура нефтеносности пробурены 206 скважин [3,5].
Этаж нефтеносности составляет 52,3м. Эффектив........


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Акбулатов Т.О. Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин/Т.О. Акбулатов, Л.М. Левинсон - Уфа: УГНТУ, 2004. - 68 с.
2 Анализ размещения и бурения боковых стволов и составление моделей. Отчет о научно-исследовательской работе. - Уфа: БашНИПИнефти, 2006 - 493 с.
3 Годовой отчет НГДУ «Туймазанефть», 2005. - 56 с.
4 Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана/К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2007. - 424 с.
5 Басниев К.С. Подземная гидромеханика. Учебник для вузов/К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. - М.: Недра, 2003. - 416 с.
6 Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.
7 Габдрахманов Н.Х. Обобщение геолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти при бурении боковых стволов в НГДУ «Туймазанефть»/Н.Х. Габдрахманов - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. - 2004, - №11 - с.17-21
8 Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/А.А. Газизов. - М.: Недра, 2002. - 342 с.
9 Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению экономической части дипломных проектов/З.Р. Гафарова. - Уфа: УГНТУ, 2004. - 49 с.
10 Геологическое строение и разработка Туймазинского месторождения/К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов и др. - Уфа: Китап, 2008. - 270 с.
11 Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2010. - 255 с.
12 Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. - М.: Недра, 2005 - 565 с.
13 Гиматудинов Ш.К.Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов/Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 2012.- 311 с.
14 Зейгман Ю.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов/Ю.В. Зейгман, О.А. Гумеров, И.В. Генералов. - Уфа: УГНТУ, 2005. - 122 с.
15 Исхаков И.А. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»/И.А. Исхаков - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. - 2004, - №8 - с.33-37
16 Каплан Л.С. Развитие техники и технологии на Туймазинском нефтяном месторождении/Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2008. - 416 с.
17 Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышлености/П.В. Куцын. - М.: Недра, 2007. - 247 с.
18 Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Учебное пособие/Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев. - Уфа: УГНТУ, 2008. - 255 с.
19 Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. «Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии» Казань Таткнигоиздат 1989 г.
20 Оптимизация плотности сетки скважин/В.Ф. Усенко, Е.И. Шрейбер, Э.М. Халимов и др. - Уфа: Башкнигоиздат, 2008. - 160 с.
21 Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.
22 Проект доразработки Туймазинского месторождения, ТАТНИПИнефть, 2004. - 478 с.
23 Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения/И.Г. Пермяков. - М.: Гостоптехиздат, 2006. - 212 с.
24 Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана/И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов и др. - Уфа: Китап, 2004.- 180 с.
25 РД 39-00147275-057-2000. Методическое руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин. - Уфа: БашНИПИнефти, 2009. - 47 с.
26 Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов, Н.Х. Габдрахманов, Г.С. Рамазанов и др. - Уфа: РИО НБ РБ, 2009. - 254 с.
27 Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. Конспект лекций/М.А. Токарев - Уфа: УНИ, 2010. - 66 с.
28 Токарев М.А. Изучение геологического строения залежей и подсчет запасов нефти и газа. Учебное пособие/М.А. Токарев - Уфа: УНИ, 2010. - 96 с.
29 Шарипов А.Х. Охрана труда в нефтяной промышленности. Учебник для учащихся проф.-техн. образования и рабочих на производстве/А.Х. Шарипов, Ю.П. Плыкин. - М.: Недра, 2011. - 159 с.
30 . Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулейманов А.Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. 2006. №6. С.19-24.
31 Штур В.Б. Защита населения и территорий от чрезвычайных ситуаций/В.Б. Штур, В.М. Козин. - Уфа: УГНТУ, 2011. - 49 с.




Перейти к полному тексту работы


Смотреть похожие работы

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