Техніка і технологія видобутку нафти

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

РЕФЕРАТ
Техніка і технологія видобутку нафти

ЗМІСТ
ВСТУП
1. ОСНОВНА ЧАСТИНА
1.1 Отримання активного мулу
1.2 Механізми підвищення нафтовіддачі при використанні активного мулу
1.3 Експерименти з вивчення впливу Біореагенти на основі активного мулу
1.4 Фільтраційні характеристики при використанні активного мулу
ВИСНОВОК
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

ВСТУП
В даний час відомо і впроваджується велика кількість методів підвищення нафтовіддачі пластів. Вони розрізняються за методом впливу на продуктивні пласти, характером взаємодії між нагнітається в пласт робочим агентом і насичує пласт рідиною, видом вводиться в пласт енергії. Всі методи підвищення нафтовіддачі можна розділити на гідродинамічні, фізико-хімічні та теплові.
Успішність застосування методів підвищення нафтовіддачі у великій мірі залежить від рівня геолого-промислових досліджень нефтепродуктівного пласта, стану його розробки і властивостей, що насичують пласт нафти, газу і води.
Дослідження нефтепродуктівного пласта передбачають вивчення особливостей його будови з позиції правильної оцінки особливостей геометрії пласта з уточненням трасування тектонічних порушень, ліній виклинювання продуктивної частини пласта, детальним розчленуванням об'єкта розробки на окремі пласти і пропласти. Особливу увагу слід приділяти літологічної характеристиці порід, що складають продуктивний пласт. Особливості літології визначають структуру пористого простору, що, у свою чергу, впливає на рішення використовувати той чи інший метод підвищення нафтовіддачі. Для прийняття рішення використовувати методи підвищення нафтовіддачі дуже важливим є вивчення геологічних характеристик складають пласт порід і насичують рідин, які при реалізації цих методів вступають у взаємодію з нагнітаються в пласт рідинами, а це може супроводжуватися несприятливими для такого застосування наслідками. Так, наприклад, при наявності в продуктивному пласті монтмориллонитовій глин і закачування в них прісної води, луги, розчинів поверхнево-активних речовин може відбуватися набухання глин з втратою прийомистості свердловинами нагнітаються рідин, що робить завдання підвищення нафтовіддачі нездійсненною. Якщо в продуктивному пласті містяться сільномінералізованние розсоли солей, то при взаємодії їх з закачується рідинами можливе випадання твердих кристалів в осад із закупоркою пор пласта.
Застосуванню методів підвищення нафтовіддачі повинен пред-простувати ретельний аналіз стану розробки об'єкта. Поряд з вивченням особливостей динаміки показників експлуатації поклади нафти, з дослідженням характеру прояву природного режиму і стану обводнення пластів по площі і розрізу слід виявити характер залягання в пласті залишкових запасів нафти після первинної розробки поклади нафти.
Стан залишкової нефтенасищенной є визначальним для вибору методу підвищення нафтовіддачі. Якщо залишкова нефтенасищенной представлена ​​в неохоплених заводнением лінзах або пропласткам, то хороші результати можна отримати при використанні гідродинамічних методів підвищення нафтовіддачі (циклічне заводнення, метод зміни напрямку фільтраційних потоків, форсований відбір рідини). Якщо залишкова нефтенасищенной представлена ​​плівковою нафтою на поверхні породи, то кращими методами підвищення нафтовіддачі можуть бути фізико-хімічні (закачування ПАР, міцелярні розчини, закачування вуглекислоти та ін.)
Особливе значення при прийнятті рішення про застосування методів підвищення нафтовіддачі набуває поглиблене вивчення властивостей пластової нафти (в'язкість, щільність, вміст фракцій, що википають при різній температурі і ін) та їх мінливості в межах поклади. Так, якщо пластові нафти характеризуються високою в'язкістю, то розробку таких покладів зручніше вести використанням теплових методів.
При застосуванні теплових методів необхідне вивчення теплофізичних характеристик порід продуктивної частини пласта і насичують пласт-колектор рідин. Не менш важливим є вивчення температурних умов у покладах нафти.
Роботам щодо застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів повинні передувати комплексні дослідження видобувних і нагнітальних свердловин з визначенням коефіцієнтів продуктивності, прийомистості, тиску нагнітання, властивостей нафти і газу, газового фактора, обводнення, забійних, пластових тисків і температури.
Ретельне, поглиблене геолого-промислове вивчення об'єктів розробки перед застосуванням методів підвищення нафтовіддачі - запорука успішної реалізації поставленої задачі отримання високої нафтовіддачі пластів.
З розвитком хімічної промисловості нашої країни з'являється все більше і більше можливостей виділення для нафтовидобувної промисловості хімічних препаратів з метою використання їх для підвищення нафтовіддачі.
У попередніх п'ятирічки підготовлені і в даний час успішно реалізуються декілька проектів з використанням фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі пластів - закачування водорозчинних полімерів, поверхнево-активних речовин, вуглеводневих газів високого тиску, закачування вуглекислого газу, луги, сірчаної кислоти та ін В даний час для збільшення нафтовіддачі пластів застосовується метод із закачування в пласт активного мулу. Цей метод отримав широке застосування на родовищах Башкортостану.

1 ОСНОВНА ЧАСТИНА
1.1 Отримання активного мулу
У НІІнефтеотдача АН Республіки Башкортостан розроблений новий, перспективний базовий Біореагенти на основі відходів біологічних очисних споруд (БОС), так званий надлишковий активний мул (ІАІ). Активний мул формується в процесі біохімічної очистки стічних вод у азротенках, потім проходить через вторинні відстійники і надлишок мулу, який видаляється з системи очищення, використовується в технологіях мікробіологічних методів збільшення нафтовіддачі (МУН). Надлишковий активний мул легко утворює водну суспензію, сумісний з високомінералізованими стічними водами і відповідає вимогам, що пред'являються до Біореагенти, які застосовуються для збільшення нафтовіддачі пластів.
У складі надлишкового активного мулу є різні класи органічних і неорганічних речовин, проте їх недостатньо для підтримки активної життєдіяльності мікрофлори мулу в умовах пласта протягом тривалого часу. Отримані результати лабораторних та дослідно-промислових досліджень дозволили зробити висновок, що для інтенсифікації мікробіологічних МУН необхідно розробити на основі надлишкового активного мулу Біореагенти з додаванням різних поживних і стимулюючих добавок. В якості додаткового поживного субстрату нами пропонуються культуральна рідина Acinetobacter SР., Відходи виробництва синтетичного гліцерину і деякі полімери. При додаванні їх біохімічна активність надлишково активного мулу підвищується в кілька разів, Газообразующая здатність мулу зростає в 5-10 разів, інтенсифікуються окислювально-відновні процеси з утворенням і виділенням різних проміжних і кінцевих продуктів метаболізму. Розроблені Біореагенти на основі відходів БОС можуть використовуватися не тільки для збільшення нафтовіддачі, але і для зниження обводненості свердловин, в яких більшість інших МУН непридатне або економічно невигідно.
1.2 Механізми підвищення нафтовіддачі при використанні активного мулу
При використанні мікробіологічних методів додаткове витіснення нафти обумовлюють ті ж механізми, що і при застосуванні фізико-хімічних методів. Перевага першого полягає в тому, що в багатьох випадках фактори, що сприяють нефтевитесненію. створюються безпосередньо в пласті, що збільшує ефективність методу.
Одним з елементів механізму нафтовіддачі при мікробіологічному впливі на пласт є первинне селективне закупорювання. Група дослідників на чолі з Р. Креппом в 80-х роках вивчила селективне закупорювання пір і поширення потоку флюїдів в проточній системі, складеної з двох пісковиків різної проникності, які мають капілярний контакт. Зростання кількості бактерій змінював потік флюїдів в зразках таким чином, що більше 60% його йшло через шар низької проникності, причому величина потоку флюїдів, що проходить через шар низької проникності, збільшилася в 3 рази. Було встановлено, що мікроорганізми в основному закорковували шар високої проникності, при цьому відбувалося витіснення нафти. Отриманий результат призвів до створення гіпотези селективного закупорювання бактеріями та їх метаболітами верств високої проникності і зміни в результаті цього напряму потоку флюїдів у пласті. Автори роботи в лабораторних експериментах також встановили, що фільтрація моделі пластової води, що містить мікроорганізми нафтопромислових середовищ, призводить до значного зниження проникності пористого середовища.
Автори даної статті досліджували фільтраційні характеристики надлишкового мулу біологічних очисних споруд (БОС) з використанням нефтенасищенной кварцево-піщано насипних моделі пласта. Модель насичували ізовязкостной моделлю нафти Арланського родовища (щільність 0,875 г / см /, в'язкість 22,0 мПа-с). Як показали отримані результати, закачування ІАІ в модель пласта (0,5 порових обсягів) супроводжується різким перепадом тиску (від 0,0141 до 1,58 МПа) і зниженням проникності пористих середовищ (з 2,45 до 0,337 мкм "). Наведені в таблиці i дані гідродинамічних досліджень нагнітальних свердловин методом кривих падіння тиску (ККД) в дослідно-промислових умовах також підтверджують селективне закупорювання найбільш проникних зон пластової середовища після біообработок.
Таким чином, результати досліджень однозначно підтверджують гіпотезу селективного закупорювання мікроорганізмами ІАІ та їх метаболітами високопроникних шарів і, очевидно, зміни в результаті цього напряму потоку флюїдів у пласті.
Наступним елементом механізму підвищення нафтовіддачі при дії на пласт мікроорганізмами ІАІ є, очевидно, загущення витісняючої води мікроорганізмами та їх метаболітами. Плазма бактеріальної клітини має в'язкістю, яка в 800 разів перевищує в'язкість води і приблизно дорівнює в'язкості гліцерину. Іноді в'язкість плазми старих клітин може в 8000 разів перевищувати в'язкість води, що відповідає в'язкості густого цукрового сиропу. Основна маса цитоплазми - це рідкий золь, а периферична частина клітини знаходиться в стані гелю. Таким чином, закачані в пласт величезні кількості мікробних клітин (аероби, анаероби) сприяють загущенню пластової витісняючої води. Отже, механізм підвищення нафтовіддачі з використанням мікробіологічної технології буде таким, ж, як і при полімерному заводнении. Необхідно врахувати ще й те, що рекомендований Біореагенти на основі ІАІ володіє «чинником опору» (ФС), «залишковим чинником опору» (ОФС), тобто веде себе як полімер (таблиця 2).
Закачування Біореагенти в пласт
Загущення витісняючої води
Селективне закупорювання високопроникних прошарків
Аеробні мікробіологічні процеси
Парафін + 02 + NADH2 аліфатичний спирт + NAD + H20
Окислювальна (мікробіологічна; десорбція вуглеводнів нафти з породи з подальшим окисленням і утворенням нефтевитесняющіх агентів
Окислювально-відновні
процеси з мікробіологічними
окисленням компонентів нафти та нафти з
освітою нефтевитесняющіх
агентів кислоти, спирти, біоПАВ,
Мікроаеробний процес - перехідний етап від аеробних до анаеробних: нітратредукція
8 (H) + H * + N03 = NH * 4 + OH "+2 H2O
10 (H) +2 H * +2 NO "3 * N2 +6 H2O
Глибокі анаеробні процеси:
1) карбонатредукція 4Н2 + СО2-* СН4 +2 Н2О
2) сульфатредукции 8 (H) + SO24 - »H2S +2 H2O +2 OH *
Вторинне селективне і неселективні закупорювання (забивання пір пласта біообразованіямі і FeS). Механізм підвищення нафтовіддачі при мікробіологічному впливі.
1.3 Експерименти з вивчення впливу Біореагенти на основі активного мулу
Були виконані серії експериментів з вивчення впливу Біореагенти на основі надлишкового активного Аїла на реологічні властивості плівковою нафти і фільтраційні характеристики насипної моделі пласта. Об'єктом дослідження служили розчини Біореагенти і нафти досвідченого ділянки Ромашкинского родовища. В якості зразків Біореагенти використовувалися надлишковий активний мул, а також надлишковий активний мул з поживними добавками і полімерним флокулянта ВПК-402 (ІАІП-1) (1). Коротка характеристика фізико-хімічних властивостей нафти і досвідченого ділянки наведена нижче:
- Щільність нафти при температурі 20 ° С - 857 кг / м;
- В'язкість нафти в пластових умовах - 4.5 мПас:
- В'язкість нафти в поверхневих умовах -19.3 мПас
- Проникність низкопродуктивного колектора - 0,066 мкм; продуктивного - 0.204 мкм; високопродуктивного - 0.650 мкм:
- Пластова температура - 40 C
- Пластовий тиск 175 МПа.
Методика експерименту полягала в наступному. Емульсія нафти і надлишкового активного мулу (у співвідношенні 30:70 об'ємних частин) перемішувалася протягом 24 ч. відстоювалася і з вуглеводневої частини відбиралася проба. Проба містилася в робочий вузол установки - вузький зазор фіксованої величини. Вимірювальна комірка установки являє собою плоский капіляр з двох кварцових пластин, закріплених на пружній пружинному підвісі і розміщених в кюветі з досліджуваною рідиною. Механічна підвіска забезпечує паралельність кріплення кварцових пластин і можливість зміни зазору між ними в інтервалі 0.3 - 30 мкм, а також переміщення досліджуваної рідини за схемою простого зсуву із заданою швидкістю. У подальшому періодично вимірювалися резонансні параметри установки, які визначаються фізичними властивостями досліджуваної рідини на контакті з кварцовими пластинами. Досліджувалися кінетика структуроутворення зразка рідини, її встановилися структурно-механічні властивості, як при фіксованій швидкості зсуву, так і в широкому інтервалі її зміни, що охоплює значення швидкості зсуву у віддалених і привибійної зонах пласта. Розмір вузького зазору відповідав середнім радіусом порових каналів низькопродуктивної, продуктивної і високопродуктивної зон досвідченого ділянки. Співвідношення компонентів в розчині, розмір вузького зазору, температура і швидкість зсуву вибиралися на основі моделювання пластових умов.
На першому етапі вивчення впливу реагентів на реологічні властивості нафти досліджувалася вихідна проба дегазованої нафти в різних за розміром вузьких зазорах (рис. 1). Видно, що процес формування надмолекулярної структури нафти в пристінній області займає до 20 год і істотно залежить від розміру вузького зазору. Зменшення розміру останнього - збільшення градієнта поверхневих сил прискорює процес структуроутворення, приводячи до формування надмолекулярної структури з більш розвиненими структурно-механічними властивостями. Наприклад відносна в'язкість порівняно з об'ємною в зазорі розміром 1.5 мкм зростає в 4,4 рази при швидкості зсуву 20 з-1 (рис. 2). Рис. 2 ілюструє вплив твердого тіла і зовнішніх умов - швидкості деформації на в'язкі властивості плівковою нафти. Видно, що молекулярно-поверхове взаємодія нафти з породою змінює консистенцію нафти і в порівняно великих порах (розміром приблизно 2.4 мкм), що відповідають високопродуктивної частини пласта. Крім того, граничний шар, який визначається по зміні локальних властивостей рідини щодо об'ємних, залежить від умов деформації рідини.
Присутність Біореагенти кількісно і якісно змінює процес формування надмолекулярної структури нафти (рис. 3). На першому етапі контакту розчинів з твердим тілом в'язкість рідини знижується в 2 рази з наступним зростанням до об'ємного значення протягом двох перших діб. З урахуванням того, що розчини готувалися безпосередньо перед дослідами зменшення в'язкості може бути обумовлено наявністю водної фази і біоПАВ, що містилися у вихідній пробі мулу. Аналогічний ефект, що спостерігається нами при введенні в нафту ПАР штучного походження [2.3], пов'язаний з екрануванням поля твердої фази більш поверхнево-активними молекулами реагенту. Подібне, але викликане збільшенням розмірів вузького зазору, описано нами вище (див. рис. 1); в міру зростання розміру вузького зазору зменшується швидкість структуроутворення.
Порівнянні Біореагенти по-різному діють на плівкову нафту: наявність надлишкового активного мулу зменшує швидкість формування надмолекулярної структури нафти, наявність ІАІП-1 стабілізує і трохи знижує в'язкість протягом першої доби контакту. Зазначене явище, мабуть, пов'язано з більш активною життєдіяльністю мікроорганізмів і відповідним виділенням біоПАВ в розчині мулу з поживними добавками. У пластових умовах це може сприяти більш інтенсивному доотмиву плівковою нафти через конкуруючої адсорбції біоПАВ і структуроутворюючих компонентів нафти.
На другому етапі (після 30 - 50 год контакту) збільшення кута нахилу кінетичних кривих вказує на інтенсивний ріст біомаси, що приводить до кратного підвищення в'язкості досліджуваної рідини. Для розчинів з ІАІ і ІАІП-1 таке зростання становить відповідно 2.1 та 5.1 рази.
На третій стадії контактної взаємодії через 3 - 4 діб. замінюються описані процеси і стабілізуються структурно-механічні властивості рідини.
Важливо підкреслити, що отримані нами дані узгоджуються з результатами інших спостережень (Б. І. Султанов, 1960 р .) Десорбції вуглеводнів на насипний моделі в проточних умовах. У порівнюваних умовах зростають біомаса і обсяг десорбувався вуглеводнів з гасової фракції при використанні надлишково активного мулу протягом 4-5 діб. Різниця в кінетиці при великому часі спостереження пов'язано з постановкою дослідів; в нашому випадку життєдіяльність мікроорганізмів здійснювалася в замкнутому об'ємі - вузькому зазорі в роботі Б.І. Султанова - у проточних умовах.
Контактна взаємодія нафти та її розчинів з твердим тілом призводить не лише до зростання в'язкості, але і появи пружних властивостей, які у вільному обсязі у низькомолекулярних рідин не виявляються (рис. 3). Наявність таких властивостей свідчить про посилення неньютонівських властивостей рідини. Так. у присутності Біореагенти пружні властивості розчинів через 2 доби. контакту посилюються в порівнянні з аналогічними властивостями вихідної нафти. Крім того, Біореагенти ІАІП-1 надає обробленої плівковою нафти твердообразние властивості характерні у вільному обсязі для високонцентрірованних наповнених полімерних систем (В. Т. Виноградов, А. Я. Малкін, 1977 р .) Та у вузькому зазорі для розбавлених полімерів, в тому числі ПК-402 [3]. На це вказує наявність ділянки кривої течії з від'ємним кутом нахилу. Відзначаються також розрив суцільності рідини і подальше її перебіг з практично вихідної в'язкістю, як перепад тиску в основному прикладається до входу капіляра, а рідина рухається в ньому під дією менших тисків. Дійсно, нахил лінійних ділянок кривої течії до і після розриву суцільності практично не змінюється. З цього випливає, що навіть при поточних напругах зсуву або градієнтах тиску, на 1 - 2 порядки перевищують початкові значення, оброблена Біореагенти ІАІП-1 нафту буде робити практично те ж гідродинамічний опір.
Таким чином, досліджені Біореагенти володіють нефтеотмивающімі і загущающие властивостями. Миючі властивості обумовлені дією біоПАВ, що містяться в мулі і утворюються в результаті контакту з плівковою нафтою.
Загущення останньої пов'язано зі збільшенням біомаси в порах. У стаціонарних умовах - замкнутому поровом обсязі миючу дію Біореагенти виявляється протягом перших 2 діб. У стаціонарних умовах протягом наступних 3 - 4 діб. в'язкість в порах кратно збільшується для надлишково активного мулу в 2.1 рази, для ІАІП-1 - у 5.1 рази. Зростання біомаси посилює неньютонівські властивості поровій рідини, обумовлює появу початкової напруги зсуву - градієнта тиску, порівнянного з пластовим. За всіма порівнюваним параметрами впливу на плівкову нафту Біореагенти ІАІП-1 перевищує ІАІ і може бути рекомендований у якості реагенту потокоотклоняющіх технологій впливу на нафтові пласти. Залежність в'язкості нафти від часу витримки у вузькому зазорі розміром 1.5 (1), 3,2 (2) і 20мкм (3). Залежність відносної в'язкості нафти від розміру вузького зазору при швидкості зсуву 6 (1), 20 (2) і 50 с. Залежність в'язкості нафти (1) та її проб після контакту з ІАІ (2) т ІАІП-1 (3) у вузькому зазорі від часу витримки.
1.4 Фільтраційні характеристики при використанні активного мулу
Для вивчення зміни фільтраційних характеристик використовувалися надлишковий активний мул біоочістних споруд з поживними добавками (150 мг / л ІАІ з 100% ним ВПК-402) і нефтенасищенной кварцево-піщана насипна модель пласта. Модель насичували ізовязкостной моделлю нафти Арланського родовища (щільністю 875 кг / м в'язкістю 22 мПас, з вмістом очищеного гасу 17,6%). Потім нафту витісняли з моделі пласта мінералізованою водою щільністю 1120 кг / м до повної обводненості продукції на виході з моделі і стабілізації перепаду тиску. Після цього в модель закачувалися композиція активного мулу (0.5 порових обсягів) і прісна вода для створення оторочек останньої розміром по 0,2 порових обсягу. Модель термостатіровалі при температурі 25 С протягом 18 діб. потім у неї знову закачувалася мінералізована вода.
Дія суспензії активного мулу або складу оцінювали за зміною фільтраційного опору моделі пласта за формулою де R сопр - чинник опору; dp, Q - поточні відповідно перепад тиску і швидкість фільтрації: dp - перепад тиску при первісній фільтрації води, Q - середня швидкість фільтрації. При сталій фільтрації де R - залишковий чинник опору; k, k, проникність кернів для води відповідно до і після впливу. Результати експерименту представлені на рис. 4. Закачка складу в модель пласта супроводжується різким зростанням перепаду тиску і зниженням проникності пористих середовищ. Результати закачування показують, що залишковий чинник опору складає в середньому 19.7 (максимальне значення 95.2). Коефіцієнт витіснення нафти зростає незначно (на 1.7%), що обумовлено мабуть, використанням ізовязкостной моделі нафти (суміш нафти з гасом). Застосування розробленого мікробіологічного методу буде ефективно змінювати фільтраційні властивості пластів, збільшуючи їх нефтеотдачу в результаті підвищення коефіцієнта охоплення та залучення в розробку.

ВИСНОВОК
Узагальнюючи та аналізуючи наведені в літературних джерелах дані можна припустити, що основні мікробіологічні процеси, характерні тільки для мікроорганізмів, відбуваються у два етапи.
Перший і головний етап включає окислювально-відновні процеси, пов'язані з мікробіологічними окисленням нафти, а також окислювальну десорбцію вуглеводнів нафти з твердої поверхні, тобто з породи. На цьому етапі активується окислення нафтових органічних сполук (аеробні процеси), яке веде до формування таких нефтевитесняющіх агентів, як органічні кислоти, спирти, ПАР, полісахариди і вугільна кислота. На думку авторів роботи, кисень, розчинений у закачуваних водах, досить швидко споживається в прізобойной зоні, після чого окислювально-відновний потенціал вод різко знижується.
Другий етап включає мікроаеробние і в основному анаеробні процеси. На цьому етапі генеруються гази, у тому числі метан, карбонові кислоти. Різке падіння окислювально-відновного потенціалу і підвищення вмісту розчинних у воді органічних сполук також характеризують активацію анаеробних процесів. Зокрема метагенеза. Активація бактеріального метаногенеза з утворенням додаткової кількості метану сприяє збільшенню рухливості нафти за рахунок його розчинення і, отже, нафтовилучення. При відсутності кисню нітрат служить кінцевим акцептором водню і нітратредукція є одним із способів обміну речовин у мікроорганізмів в анаеробних умовах.
На другому етапі при мікробіологічному впливі, очевидно, за рахунок утворилися на першому етапі окислених нафтових органічних сполук (кислоти, спирти, ПАР, полісахариди і вугільна кислота) протікають такі глибокі анаеробні процеси, як сульфатредукции і метаноутворення або метаногенеза.
Таким образоманаеробний етап завершується утворенням сірчаної кислоти при одночасному формуванні біообразованіі (специфіка мікроаргонізмов). Результатом є вторинне селективне і неселективні закупорювання (забивання пір пласта біообразованіямі). Це підтверджується тим, що після мікробіологічних обробок через 1-3 місяці спостерігається підвищення нафтовіддачі, потім через6-18 місяців ефективність даних обробок на багатьох родовищах знижується.
Технологія з використанням ІАІП-1 пройшла дослідно-промислові випробування на Таймурзінском і Арланського родовищах Башкортостану. Москудьінском родовищі Пермської області, Ромашкинского, Ново-Єлховський, Бавлінском родовищах Татарстану.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Бухаленков Є.І., Абдуллаєв Ю.Г. Монтаж, обслуговування і ремонт нафтопромислового обладнання. - М., 1974.
2. Григорян А.Г. Прострілочно та вибухові роботи в свердловинах. - М., 1980.
3. Ібрагімов Г.З., Артем'єв В.М., Іванов А.І., Кононов В.М. Техніка та технологія видобутку і підготовки нафти і газу. - М., 2005.
4. Козак О.С. Нове у розвитку техніки і технології механізованих способів видобутку нафти. - М., 1974.
5. Довідкова книга з видобутку нафти. Під ред. проф. Ш.К. Гіматудінова. - М., 1974.
6. Чекалюк Е.Б. Термодинаміка нафтового пласта. - М., 1965.
7. Шуров В.І. Технологія і техніка видобутку нафти. М., - 1983.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Реферат
49.4кб. | скачати


Схожі роботи:
Технологія видобутку нафти
Наслідки інтенсивного видобутку нафти
Заходи з інтенсифікації видобутку нафти на Мішкінський нафтовому м
Новітні технології по відновленню нафтових свердловин і підвищення видобутку нафти
Забезпечення безпеки технологічних процесів видобутку переробки транспортування нафти і газу
Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса
Технологія виробництва з відходів поліолефінів порошкоподібних сорбентів нафти
Техніка та технологія
Холодильна техніка та технологія
© Усі права захищені
написати до нас