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 № 86898


Наименование:


Диплом Особенности добычи тяжелой нефти на месторождениях Татарстана, на примере Ашальчинского месторождении

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 10.04.2015. Сдан: 2014. Страниц: 90. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ на дипломную работу………………………………………………. 2
СОДЕРЖАНИЕ………………………………………………………………….. 5
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………. 7
Перечень применяемых сокращений…………………………………………… 8
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ….……………………………….. 9
1.1 Характеристика района работ……………………………………………….. 9
1.2 Характеристика месторождения…………………………..………………… 11
1.3 Перспективы развития региона………………………….…………….……. 14
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………..………………………….. 18
2.1 Способы тяжелой нефти…………………………………………………….. 18
2.2 Открытый и подземный способы добычи нефти…………………………... 18
2.3 «Холодные» способы добычи……………………………………………….. 21
2.4 Тепловые методы воздействия на пласт……………………………………. 23
2.4.1 Гравитационное дренирование при закачке пара……………………….. 23
2.4.2 Внутрипластовое горение…………………………………………………. 26
2.5 Газовые методы воздействия………………………………………………... 32
2.5.1 Закачка воздуха в пласт……………………………………………………. 32
2.5.2 Воздействие на пласт двуокисью углерода………………………………. 33
2.5.3 Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами………………………... 35
2.6 Нетрадиционный метод - микробиологический…………………………... 35
2.7 Способы добычи на Ашальчинском месторождении……………………… 36
2.7.1 Метод парогравитационного дренажа……………………………………. 36
2.7.2 Технология пароциклического воздействия……………………………... 39
2.8 Осложнения при добыче тяжелой нефти…………………………………… 42
2.8.1 Образование песчаных пробок……………………………………………. 42
2.8.2 Отложение АСПО………………………………………………………….. 42
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………… 44
3.1 Оборудование для проведения парогравитационного дренажа………….. 44
3.2 Оборудование необходимое дл удаления песчаных пробок……………… 52
3.2.1 Удаление песчаных пробок промывкой………………………………….. 52
3.2.2 Удаление песчаных пробок желонками…………………………………... 55
3.3 Методы борьбы с АСПО…………………………………………………….. 61
3.3.1 Химические методы………………………………………………………... 61
3.3.2 Физические методы………………………………………………………... 63
3.4 Удаление АСПО……………………………………………………………… 65
3.4.1 Тепловые методы…………………………………………………………... 66
3.4.2 Механические методы……………………………………………………... 66
4 БЕЗОПАСНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ.………………… 68
4.1 Оценка вредных и опасных производственных факторов..………………. 68
4.2 Безопасность технологических процессов…………………………………. 71
4.3 Электробезопасность………………………………………………………… 72
4.4 Газовая безопасность………………………………………..………………. 74
4.5 Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин…………………. 75
4.6 Охрана атмосферного воздуха………………………………………………. 76
4.7 Охрана почвы………………………………………………………………… 76
4.8 Охрана недр………………………………………………………………….. 77
4.9 Природоохранные мероприятия…………………………………………….. 78
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………. 82
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………. 83
ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………….. 86


ВВЕДЕНИЕ

Добыча тяжелых нефтей - одна из основных задач, стоящих перед российской нефтяной промышленностью, производителями оборудования и разработчиками технологий. Тяжелая нефть отличается высоким содержанием парафина, смолистых веществ, требует применения особых, более сложных технологий добычи, транспортировки и переработки.
«Татнефть» ведет опытно-промышленную эксплуатацию и разработку Ашальчинского месторождения битумной нефти, на котором пробурены 8 пар скважин и(введено в эксплуатацию 7 скважин), работающие по парогравитационной технологии и эксплуатируемые с помощью УЭЦН. Всего из семи пар скважин добыто свыше 40 тыс. тонн битумной нефти. Выход на рентабельную добычу битумной нефти требует решения целого ряда проблем, связанных с выносом песка, отложением солей, высокой температурой в зоне работы установки и многими другими негативными факторами.
В первую очередь, необходимо разработать недорогое и приемлемое по качеству отечественное оборудование, способное работать при высоких температурах окружающей среды.
Во-вторых, необходимы системы телеметрии с температурным исполнением погружной части не менее 200°С и диапазонном измерения давления на приеме насоса до 10 атм для обеспечения возможности применения системы ПИД-регулирования. Системы телеметрии УЭЦН, производимые в России, рассчитаны максимум на 150°С и практически неработоспособны в условиях Ашальчинского месторождения. Наконец, необходимы насосы, обеспечивающие возможность осуществлять периодическую добычу сверхвязкой нефти и прокачку через него пара без извлечения насоса из скважины.
Для добычи тяжелой битумной нефти в «Татнефти» применяются различные технологии, в том числе паровой гравитационный дренаж SAGD и циклическая закачка пара CSS.

ПЗП - призабойная зона пласта
ГРП - гидравлический разрыв пласта
ГРП - гидроразрыв пласта
HKT - насосно-компрессорные трубы
ИС - «искусственный стоп»
ППУ - передвижная паровая установка
ПВО - противовыбросовое оборудование
ФС - фильтр сетчатый
АФК - арматура фонтанная
КВД - кривая восстановления давления
НГДУ - нефтегазодобывающее управление
ПАВ - поверхностно-активные вещества
ППД - поддержание пластового давления
ГИС - геофизические исследования скважин
ВНК - водонефтяной контакт
ГЖС - газожидкостная смесь
ПМШ - пакер механический шлипсовый
ПМТ - пакер механический термостойкий


1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

1.1 Характеристика района работ

Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти расположено на западном участке Южно- Татарского свода Альметьевского района, вблизи села Елхово. Месторождение занимает выгодное экономико-географическое положение на юго-востоке Республики Татарстан, находится на пересечении важных магистралей, соединяющих восток и запад, север и юг республики. Альметьевский район граничит на севере с Нижнекамским, Заинским, Сармановским районами, на востоке - с Азнакаевским, на западе - с Новошешминским, на юге и юго-востоке - с Черемшанским, Лениногорским и Бугульминским районами[12].
На территории Альметьевского района пересекаются два из трех главных коридоров транспортно-коммуникационного каркаса республики: восточный меридианальный коридор, сформированный автомобильной дорогой Набережные Челны - Заинск - Альметьевск и участком железной дороги Агрыз-Акбаш Куйбышевской железной дороги; коридор в направлении северо-запад - юго-восток, образованный автомобильной дорогой федерального значения Казань-Оренбург. На пересечении указанных транспортных магистралей формируется Альметьевский транспортный узел. Менее значимые транспортные узлы формируются в районе сел Русский Акташ и Кузайкино.
Район насыщен трубопроводной инфраструктурой, в том числе магистральными нефтепроводами («Пермь - Альметьевск», «Миннибаево - Альметьевск», «Альметьевск - Субханкулово» и др.), продуктопроводами («Альметьевск - Нижний Новгород», «Набережные Челны - Альметьевск» и др.) и газопроводами («Миннибаево - Казань»). В Альметьевском районе берет свое начало система магистральных нефтепроводов «Дружба». В целом, район является центром трубопроводной системы Республики Татарстан [12].

Хорошими транспортными артериями являются главные реки района - Степной Зай, Шешма и ее правый приток Кичуй.
По количеству запасов Ашальчинское месторождение относится к классу мелких.



Рисунок 1.1 - Карта расположения Ашальчинского месторождения на территории Республики Татарстан

Установлено, что значения плотности и особенно вязкости нефти, добываемой из одной и той же залежи Ашальчинского месторождения, непостоянны во времени, что говорит о неоднородности свойств пластовой нефти. В отличие от нефти они характеризуются повышенным содержанием ванадия, никеля, молибдена и значительно меньшим (до 25%) содержанием бензиновых и дизельных фракций.
Продукция скважин Ашальчинского месторождения тяжелой нефти добываемая парогравитационным воздействием на пласт, характеризуется высокой
обводненностью (до 90% об.), при этом основная часть воды находится в «свободном» состоянии. Оставшаяся её часть распределена в составе водонефтяной эмульсии, характеризующейся высокой вязкостью, которая с повышением температуры существенно снижается. Отличительной особенностью эмульсии является наличие в ней большого количества мелкодисперсных капель воды размером от менее 6 до 18 мкм, что обусловлено как конденсацией закачиваемого пара, так и диспергированием эмульсии в глубинном электроцентробежном насосе [32].
Значительный вклад при изучении геологических особенностей залегания и решения проблем освоения залежей сверхвязких нефтей и природных битумов внесли Акишев И.М., Анисимов Б.В., Антониади Д.Г., Аширов К.Б., Базаревская В.Г., Войтович Е.Д., Гольдберг И.С., Гитиятуллин Н.С., Дияшев Р.Н., Желтов Ю.П., Ибатуллин Р.Р., Игнатьев В.И., Лебедев Н.П., Малофеев Г.Е., Муслимов Р.Х., Порфирьев В.Б., Троепольский В.И., Успенский Б.В., Халимов Э.М., Хачатаряна Р.О., Хисамов Р.С., Шаргородский И.Е., Янгуразова З.А. и др.


1.2 Характеристика месторождения

Опытно-промышленная эксплуатация Ашальчинского месторождения СВН ведется нефтегазодобывающим управлением "Нурлатнефть" ОАО "Татнефть" с 2006 года. При разработке месторождения используется парогравитационная технология воздействия через парные горизонтальные скважины. В настоящее время пробурено 11 пар горизонтальных скважин, из них 7 введено в эксплуатацию. Восьмую пару планируется ввести в работу в конце марта текущего года, всего с начала разработки здесь добыто 116,1 тыс. тонн нефти.
Ашальчинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу семь продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1698 м), нижнего карбона (Н=1061,7-1064,4 м) и карбонатные породы девона (H=1068,6 м) и среднего карбона (H=769,1-795,6 м) [12].
Мощн. продуктивного пласта 19- 24 м, пористость 4-45 %, проницаемость 0,5 мкм2 и более, ср. битумо-насыщенность 8 вес. %. Площадь залежи 6,5 км2, глубина залегания 61-130 м. По составу битумы относятся к тяжелым высокосмолистым нефтям пл. 0,970-0,987 и вязкостью > 4,5 Па-с; содержание (%): масла 68, смолы бензольные 15,0, смолы спирто-бензольные 6,1, асфальтены 10,9, сера 4,1. Разведанные запасы 12,5 млн. т. При испытании из ряда скважин получены притоки вязкого битума до 11 м3/сут. Скопления битумов отмечены также в карбонатах сакмарского яруса и нижнеказанского подъяруса.



Рисунок 1.2 - Геологический профиль продуктивной части Ашальчинской залежи сверхвязкой нефти

Территория Альметьевского района в тектоническом отношении приурочена к Южно-Татарскому своду и его западному склону. Южно-Татарский свод является крупной положительной тектонической структурой, которая резко выделяется в рельефе кристаллического фундамента на фоне окружающих отрицательных структур и через Сарайлинский прогиб сочленяется с Северо-Татарским сводом.
В 1972 году выявлена Ашальчинская залежь сверхвязкой нефти шешминского горизонта уфимского яруса с эффективной нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта до 31,4 м в скважине 238 представлена на рисунке 1.5. Плотность Ашальчинской СВН изменяется от 951 до 1070 кг/м3, вязкость при пластовой температуре 8 0С достигает 44027 мПа•с, массовая доля смол изменяется от 20,2 до 91,5 %, асфальтенов от 6,5 до 18,1 %, парафина от 0,09 до 0,77 % [32].
Коллектором основной продуктивной нефтенасыщенной части месторождения являются рыхлые, полимиктовые, слабосцементированные песчаники, в которых кальцитовый цемент присутствует в незначительных количествах. Высота ловушки составляет 45 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,3 м в юго-восточной части до 31,4 м в северо-западной присводовой части.
Сверхвязкие нефти и природные битумы образуют не сплошные нефтеносные месторождения, а залегают в форме рассеянных локальных скоплений. В Татарстане их скопления приурочены к отложениям ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела, уфимского и казанского ярусов верхнего отдела пермской системы. Промышленно нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта, которые представляют собой природное преобразование в виде линейных песчаных тел северо-западного простирания отделенных друг от друга узкими прогибами по простиранию этих тел и более широкими в крест простиранию [19].
Основным структурным элементом на Западном склоне Южного купола Татарского свода, на котором сосредоточено большинство залежей СВН и ПБ, является Черемшано-Ямашинская структурная зона II порядка. Она занимает высокое гипсометрическое положение на западном склоне и осложняется выраженным чередованием седиментационных поднятий.
Нефтеносный разрез пермской системы состоит из толщи карбонатных и терригенных коллек­торов, который расслаивается пачками глини­стых и сульфатных пород. Эти отложения залегают на небольшой глубине в среднем 50 - 250 м и только 20 скоплений выходят на земную поверхность. Все выявленные залежи СВН и ПБ относятся к пластово-сводовому типу сложного строения ограниченные водой и не проницаемыми породами [19].
Нефть Ашальчинской залежи преобразовалась в тяжелые сверхвязкие под влиянием близкого залегания к дневной поверхности и проявления гипергенных факторов по сравнению с нижезалегающими каменноугольными и девонскими горизонтами. Миграция углеводородов, в данном случае, происходила перпендикулярно напластованию отложений по разрывным нарушениям из Ашальчинского месторождения нефти каменноугольной системы, которое территориально расположено под Ашальчинской залежью СВН. Это подтверждается и сходством значений коэффициента светопоглощения (Ксп) каменноугольной и пермской нефти.

1.3 Перспективы развития региона

Добыча тяжелой нефти на участке Ашальчинского месторождения в 2008 году составила свыше 12,7 тыс. т, в том числе из первой пары скважин 5,5 тыс. т, из второй - 6,8 тыс. т. Текущий дебит нефти по опытному участку - 51-52 т/сут.
На месторождении ОАО "Татнефть < company/context/tatneft.html>" с начала разработки добыто 94 000 тонн сверхвязкой нефти (СВН), до конца 2011 г. планируется добыть более 100 тыс. тонн СВН. В настоящее время пробурено 9 пар скважин, из них 7 введено в эксплуатацию [12].
В результате переработки тяжелой (высоковязкой) нефти и природных битумов получают следующие продукты (в порядке уменьшения объемов):
Битум дорожный - используется для покрытия дорог
Лак - антикоррозионные защитные покрытия, изготовление красок
Смазочные масла арктические - используются в транспорте, станкостроении
Мастика - изготовление вибропоглощающих и антикоррозионных покрытий
Дизельное топливо арктическое - используется в двигателях внутреннего сгорания
Битум строительный - покрытие сооружений, гидроизоляция кровли
Мягчитель - компонент резиновых смесей
Сульфоны - лекарственные средства, антиоксиданты, ингибиторы коррозии
Сульфоксиды - селективные растворители редких цветных и других металлов, пластификаторы, адсорбенты.
Полярные компоненты - противоизносная добавка к резино-техническим изделиям (автошины).
Сера - химическая, медицинская промышленность
Металлы (ванадий, никель, рений и др.) - используются в металлургии, атомной энергетике, топливной промышленности.

Продукты переработки 1 млн. тонн тяжелой нефти:





Производство битума

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9-10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Производство синтетической нефти

Переработка тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна может стать первым шагом в активизации действий, связанных с переработкой нетрадиционного нефтяного сырья - российских нефтяных песков, основные месторождения которых находятся в Волго-Уральском бассейне.
Прежде всего, надо проанализировать возможность повышения качества товарной нефти в Волго-Уральском бассейне, поэтому будет целесообразно внедрение технологий, способствующих частичной или полной замене стратегии «экспорта сырья» на стратегию «экспорта готового продукта». Сложность разработки нефтяных песков в Волго-Уральском бассейне связана со сложностью добычи экстра-тяжелой нефти с больших глубин.
В Канаде уже существуют первые попытки внедрения промышленных технологий по глубинной добыче песка. Речь идет об использовании атомной энергии для подъема песка на поверхность. Такой проект разрабатывается компанией Energy Alberta на базе атомных реакторов компании Atomic Energy of Canada, прогнозируемая стоимость проекта - 4 млрд. долларов, предполагаемый запуск в эксплуатацию - 2016 год. «Атомные» технологии добычи песка позволяют сократить объем расхода газа, используемого в производстве нефти из нефтяного песка, примерно на 7,4 млн. м3газа в день, а, соответственно, исключить выброс парниковых газов в атмосферу.

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Способы добычи тяжелой нефти

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые испытывались и нашли применение в практике добычи нефти в России и за рубежом, можно подразделить на три группы:
- открытый и подземный способы разработки;
- так называемые «холодные» способы добычи;
- тепловые методы добычи;
- нетрадиционные (нетермические) процессы.
Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др. [31].

2.2 Открытый и подземный способы добычи нефти

Залежи тяжелой нефти и природных битумов разрабатывают открытыми (карьерными или рудничными) и подземными (шахтными, шахтно-скважинными) методами.
Твердые битуминозные сланцы могут залегать почти у поверхности земли, однако глубина залегания битуминозных пород может достигать и до 750 м, а порой и более того. Как правило, глубина разработки не превышает 150-200 м., а зачастую разработка ведется и на меньших глубинах.
Добыча нефти карьерным методом состоит из двух основных операций: выемки нефтеносной породы и транспортировки на обогатительную фабрику с последующим извлечением нефти. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, и после проведения дополнительных работ по получению из породы углеводородов, обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85%. Для выемки породы применяют землеройные машины-экскаваторы, скреперы, бульдозеры и т.п.
Добыча битуминозных песков ведется роторными экскаваторами представлена на рисунке 2.1. Затем песчано-битумная масса подается транспортером на измельчительный пункт и экстракционный завод, расположенные около карьера. Обработка нефтеносной породы, т.е. отмыв нефти от частиц породы производится различными способами: аэрированной холодной водой, горячей водой, паром, химическими реагентами и даже методом пиролиза. После экстракции битума, отстоя и центрифугирования он поступает на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). На установках термоконтактного крекинга НПЗ после предварительной гидроочистки с получением товарной серы выделяют фракции: бензиновые, дизельные, котельного топлива и металлосодержащий кокс [28].
Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная - с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках.





Рисунок 2.1- Роторный экскаватор; Рисунок 2.2- Шахтный метод добычи

Очистной-шахтный способ представлен на рисунке 2.2, применяется лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов.
Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам. Принцип шахтно-скважинного метода таков, если горные выработки находятся ниже продуктивного нефтеносного горизонта, то из них бурятся небольшие дренажные скважины (причем, бурение обычно 10-12 скважин), по которым нефть идет самотеком под действием гравитационного фактора и попадает в специальные канавки, находящиеся на дне горной выработки и имеющие небольшой уклон для стока в нефтехранилище [17].
В случае, когда горные выработки находятся выше продуктивного горизонта, также бурят кустовые скважины, но нефть извлекается насосами. Вязкие нефти транспортируются по канавкам при помощи воды открытым способом ввиду почти полного отсутствия газообразных компонентов. Далее из нефтехранилища эта нефть подается на поверхность насосами.
Для повышения темпов добычи тяжелых нефтей и природных битумов и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт. Так называемый термошахтный метод применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), однако более сложен в управлении, чем шахтный и шахтно-скважинный методы.

2.3 «Холодные» способы добычи

К современным «х........

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. «Справочник по добыче нефти», ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
2. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», Альянс. 2007.
3. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1988. - с. 343.
4. Безносов Н.В. и др. «Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР», М., Недра, 1987.
5. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», М.,Недра, 1990.
6. Гиматудинов Ш.К. Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.П. Левыкин Е.В., Сахаров В.А. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении», «Недра», 1988.
7. Дейк Л. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Премиум инжиниринг, 2009 г.
8. Донцов К.М. «Разработка нефтяных месторождений». М.,Недра,1977.
9. Джоши С.Д. (перевод с английского: Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М.) «Основы технологии горизонтальной скважины», 2003.
10. Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений». М.,Недра, 1986.
11. Захарченко Т.А., Лукьянов О.В., Матвиенко Ю.В. Определение параметров битумонасыщенных пород // Интервал .- № ОЗ.- 2006,- С.23-26.
12. Искрицкая Н.И. Экономическая целесообразность освоения месторождений природных битумов //Нефтяная и газовая промышленность.- №1.2007.- С. 34-38.
13. Корчагин В.И. «Стратиграфическое положение глобальных покрышек и искусственные ловушки нефти и газа» Геология нефти и газа № 1-2. 1999.
14. Корчагин В.И. «Современные тенденции совершенствования стратиграфических шкал» Геология нефти и газа. № 2, 2001.
15. Коршак А.А., Шаммазов А.М. «Основы нефтегазового дела», Уфа: «ДизайнПолиграфСервис», 2007.
16. Курбанов Я.М., Черемисина Н.А. и др. «Проблемы долговечности и современные технологии ликвидации глубоких нефтегазовых скважин» Разведка и охрана недр, Москва, 2003, № 6, с.43.
17. Курочкин Б.М., Балденко Д.Ф., Рогачев O.K., Студенский М.Н. Новыетехнологии добычи тяжелых нефтей и битумов при депрессии термограitвитационными способами// Нефтяное хозяйство.- №6.- 2007. С.82-84.
18. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. - М.: Нефть и газ. - 1996. - 284 с.
19. Мелик-Пашаев В.С., Власенко В.В. и др. «АВПД в нефтяных и газовых месторождениях СССР» Геология нефти и газа, 1980, № 4,с.36-40.
20. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» - М.: Недра, 1973. - 384 с.
21. Нефтяное хозяйство № 5 2009г “Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов ”
22. Плотников Н.И. «Техногенные изменения гидрогеологических условий» М.:Недра, 1989.
23. Свалов А.М. «Анализ распределения упругих напряжений в массиве горных пород при разработке слоисто-неоднородных продуктивных пластов» Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2003, № 9.
24. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. «Спутник нефтяника и газовика: Справочник». - М: Недра, 1986.- 325с.\
25. Смирнов В.И. «Ускорение межпластовых перетоков нефти и газа после разбуривания месторождения» Геоэкология № 4, 2000. с.331.
26. Тер-Саркисов Р.М. «Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов», «Недра-Бизнесцентр», 2005 г.
27. Технологии ТЭК №5 2007г “Новейшие перспективные разработки: технология монодиаметра ”
28. Файзуллина Н.В. Освоение битумных месторождений Республики Татарстан путем бурения специальных скважин / Записки горного института, т.167, СПб. 2005. - С. 48-50.
29. Фоменко Е.В. Методические указания к разработке экономического раздела дипломных проектов для студентов специальностей 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
30. Хисамов P.C., Гатнатуллин Н.С., Шаргородский Е.И. Подготовка к освоению битумов в Татарстане // Нефтяное хозяйство.- № 2 .- 2006. С.42.
31.
32. Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», М. Недра, 1987.
33. Шмелев П.С. «Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно-активных сред»
34. Щуров В.И. «Техника и технология добычи нефти», М., Недра, 1983.



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.