Автоматизация и контроль

Давление в отстойнике изме­ряется и контролируется визу­ально с помощью манометра ВЗ-16рб. При повышении давления выше заданного манометр ВЗ-16рб выдает сигнал на щит уп­равления и контроля отстойни­ком.

Для проверки показаний это­го манометра на отстойник уста­навливается манометр общего назначения ОБМ-1,5-160 ГОСТ 8625-77.

Производительность отстой­ника определяется расходомера­ми типа "Турбоквант" (ВНР), "Норд" (Россия) или другими расходомерами с верхним пре­делом измерения до 150 мУч с точностью измерения ±0,5%. Расходомеры должны быть уста­новлены за отстойником.

Регулирование производи­тельности отстойника в зависи­мости от качества очистки про­изводится задвижкой на линии вывода очищенной воды.

 

Содержание эмульгированной нефти в очищенной воде составляет 10 – 30 мг / л, взвешенных твердых частиц - 15 – 40 мг / л. Отделение эмульгированной нефти и гидрофобных твердых частиц от промысловой сточной воды проводится в результате ее пропуска через нефтяной слой толщиной около 1 м. При этом ввод сточной воды осуществляется через распределитель, установленный в центре резервуара непосредственно в нефтяном слое.

Резервуар с жидкостной гидрофобной фильтрацией оснащен гидрозатвором для отвода очищенной воды и поддержания на заданной высоте уровня раздела нефть – вода.

Для повышения эффективности водоочистных резервуаров-отстойников, предназначенных для очистки сточных вод с высоким содержанием «обычных» механических примесей и тяжелых компонентов типа сульфида железа может быть рекомендована установка конусной ловушки ( рис. 16 ).

Нефтеловушки обеспечивают отделение значительной части углеводород-ных компонентов и механических примесей. Размеры нефтеловушки проектируются исходя из скорости движения потока 5 – 10 мм/с и длительности пребывания воды в ней около 2 ч. Нефтеловушки выполняются из железобето- на с двумя-четырьмя параллельными секциями, каждая из которых имеет ширину 3 – 6 м, длину 18 – 36 м и высоту 2,6 –3,6 м при толщине слоя воды 1,2 – 2 м. Для выравнивания потока секции разделяют щелевой перегородкой. В состав оборудования входят входные, распределительные и выходные трубопроводы, нефтесборный трубопровод с перемещающимся механизмом, сборный лоток, устройство для принудительного перемещения нефти, система для смыва и удаления механических отложений. Нефтеловушки могут оснащаться системой подогрева улавливаемой нефти и другими механизмами.

Размер удерживаемых глобул нефти – более 80 мкм. Эксплуатация данной ловушки весьма сложна. Поэтому в настоящее время отмечается их постепенное вытеснение из технологических схем и замена другими средствами.

Пескоотделители обеспечивают отделение крупной фракции механических примесей с размерами свыше 250 мкм. В составе сточных пластовых вод доля этой фракции, как правило, невелика и в большинстве реализованных проектов подготовки сточных вод пескоотделители не включены. Их применяют в редких случаях, когда общее содержание механических примесей составляет 500 мг / л и свыше, при доле крупных фракций более 0,2.

Пруды-отстойники ( шламосборники, аварийные амбары) предназначены для отделения углеводородных компонентов и механических примесей. Расчетное время отстаивания составляет около 2 сут. Пруд – отстойник представляет собой земляное сооружение длиной до 200 м , шириной по зеркалу воды до 40 м и глубиной 1,5 – 2,5 м и обычно состоит из двух последовательно соединенных секций. Гидроизоляция и предотвращение загрязнения подземных вод обеспечиваются различными способами ( табл. 1.5 ).

 

Параметры гидроизоляции прудов-отстойников

Таблица 1.5

Наименование слоя Толщина Слоя, мм Тип гидроизоляции
Глинис- тый экран   Гидро- Изол. и битум Гидро- изол. Полиэти- лен
1. железобетонная плита + + + +
2.щебень + - - -
3. песчаный грунт + - - -
4. глинистый грунт (экран) (+) - - -
5. стяжка цементная - + + -
6.три слоя гидро- изола (экран) - - - - (+) (+) -
7.цементный раствор - + + -
7. бетонная подго- товка - + + -
8. щебень с битумной пропиткой (экран) - (+) - -
9. грунт с битумной обработкой (экран) - (+) - -
11. утрамбованный грунт - - - - + + -
12. утрамбованный щебень - - + -
13.песчпный грунт - - - +
14. полеэтил. Плен- ка (экран) 0,2 - - - (+)
15. стерилизован- ный утрамбован- ный грунт - - - - - - +
16. число слоев гидроизоляции -
Суммарная толщина гидроизоляции - 1,45 0,54 0,34 0,3

 

Необходимость отвода больших площадей, трудность отбора нефти с зеркал пруда – отстойника, старение улавливаемой нефти, загазирование окружающей среды углеводородами приводит, с одной стороны, к необходимости модернизации сооруженных объектов, с другой, - к постепенному вытеснению их из нефтепромысловой практики. Вариантом может быть строительство «быстрых» прудов – отстойников и нефтеловушек.

Ускорение процесса подготовки сточной воды здесь достигается за счет пропускания ее через гидрофобную среду, т.е. за счет совмещения процесса отстоя с процессом фильтрации. В качестве такой среды рекомендуется использовать гидрофобный вспученный перлит.

При адаптации данного способа к условиям очистки сточных пластовых вод надо иметь ввиду следующее:

· фильтр для очистки опрессовочной воды рассчитан на разовое использование;

· метод сбора и вывода нефти с поверхности воды нетехнологичен;

· требуется наличие котлованов или амбаров;

· не решен вопрос утилизации насыщенного нефтью фильтра, по крайней мере его сжигание, видимо, неприемлемо;

· нет технологии регенерации фильтра.

Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л.

Безнапорный флотатор конструкции Гипровостокнефть сооружен на основе вертикального стального нефтяного резервуара. Объем флотационной камеры рассчитывается на 20 мин пребывания воды в ней, а отстойной камеры-на 3 ч.

Все способы и технические средства подготовки и очистки сточных пластовых вод реализуются в различных технологических схемах. Наибольшее распространение получили:

1) установки предварительного сброса воды;

2) системы очистки сточной воды в составе комплексной установки по подготовке промысловой продукции;

3) установки по очистке пластовой воды в системе восстановления (увеличения) приемистости нагнетательных скважин;

4) комплексные установки по очистке сточных промысловых вод.

 

Установки предварительного сброса сточных пластовых вод

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД - с другой.

Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 20-22 приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 20 ) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.

 

 
 

 

Рис. 20 Установка предварительного сброса воды УПСВ

 

 

(схема «а»): 1 – добывающая скважина; 2 – групповая замерная установка;

3 – дозатор; 4 – трехфазный делитель; 5 – аппарат-разделитель;

6 – влагоотделитель; 7 – накопитель нефти; 8 – нефтяной насос; 9 – сбросный резервуар; 10 – водяной насос; 11 – накопитель воды; 12 – дожимная насосная станция

 

Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС) . оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти.

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной ёмкости –накопителя.

Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 – 2000 м3 .

Схема «а» реализована на Собачинском месторождении, где объект обслуживания УПСВ состоит из двух взаимоудаленных площадей. Данная технология эффективна на месторождениях-объектах воздействия газовых методов повышения нефтеотдачи, когда в продукции добывающих скважин содержится большое количество газа. Это подтвердилось на Радаевском месторождении.

По схеме «б» (см. рис.21 ) продукция скважина на УПСВ сепарируется в два этапа: вначале отделяется газ, затем сбрасывается вода. Такая упрощенная схема может быть эффективной в случаях компактного расположения всех добывающих скважин. В частности УПСВ по схеме «б» используется на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения.

 

 
 

 

Рис. 21 Установка предварительного сброса воды – схема «б»

(обозначения см. рис. 20)

 

Схема «в» (см. рис.22 ) реализована на Кандызской площади, объединяющей добывающие скважины с суммарной производительностью по жидкости до 1000 м3 /сут.

 

 
 

 

 

Рис. 22 Установка предварительного сброса воды – схема «в»

(обозначения см. рис. 20)

 

 

Здесь помимо аппарата-разделителя в состав УПСВ в качестве основного элемента входит также резервуар отстойник 13, объемом 400 м3, в котором осуществляется улавливание нефти. Отстоявшаяся вода закачивается непосредственно в нагнетательные скважины 15 погружным насосом, установленным в специальной скважине-шахте 14.

Рассмотренные технологии помимо указанных объектов находят применение в различных регионах.

Получили развитие и некоторые другие схемы предварительного сброса сточной пластовой воды. На рис. 23 и 24 приведены схемы, внедряемые на промыслах объединений Башнефть и Татнефть.

 

 

 
 

 

Рис. 23 Совмещенная технологическая схема сепарации и предварительного сброса воды

 

1-узел распределения; 2-успокоительный коллектор; 3-узел предварительного распределения; 4-газоводоотделитель; 5-газовый сепаратор; 6-отстойник воды; 7-буферная емкость для нефти; 8-ДНС; 9-11 – узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12-насосная станция для воды; 13-блок нагрева; 14-буферная емкость для воды; 15-дренажная емкость; 16-блок для реагента; н-нефть; в – вода; г – газ: д – дренаж; т – теплоноситель; у – уравнительная линия газа; РУ – регулятор межфазного уровня

 

Очистка сточных пластовых вод на установках подготовки нефти

 

Большинство современных систем очистки сточных пластовых вод (СПВ), которые функционально и территориально совмещаются с установкой подготовки промысловой продукции, можно классифицировать следующим образом:

Схема 1. Подготовка СПВ на основе использования вертикальных стальных резервуаров-отстойников (РВО).

Схема 2. Подготовка СПВ отстаиванием в РВО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 3. Подготовка СПВ в напорных отстойниках (НО).

Схема 4. Подготовка СПВ отстаиванием в НО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 5. Открытая очистка СПВ.

Схема 6. Подготовка СПВ отстаиванием в нефтеловушках и прудах с последующим напорным фильтрованием.

Кроме указанных технологий очистки СПВ, на установках подготовки нефти, воды и газа применяются различные специальные технологии, среди которых необходимо выделить две:

Технология 1, предназначенная для подготовки смешанных пластовых вод, поступающих из различных продуктивных горизонтов, например девонского и угленосного:

Технология 2 , предназначенная для подготовки и очистки промысловой продукции с высоким содержанием механических примесей и высокоплотных компонентов типа сульфида железа.

Необходимость использования специальных технологий и схем очистки СПВ возрастает в связи с возвратом к отбору пластовой продукции из верхних горизонтов. Строительство параллельных установок для подготовки продукции двух и более горизонтов на одной площади, как правило, неэффективно. Совмещенные технологии используются на месторождениях Волго – Уральского региона.

При проектировании и эксплуатации систем очистки СПВ, входящих в состав УПН, необходимо учитывать влияние смежных объектов: технологических (нефтяных) резервуаров, средств утилизации, в том числе коммерческой, углеводородных и иных примесей.

 

Очистка сточных пластовых вод на нагнетательных скважинах

Очистка СПВ непосредственно на нагнетательных скважинах осуществляется чаще всего с целью восстановления их приемистости. На режиме самоизлива из полости нагнетательной скважины и из загрязненной призабойной зоны пласта выносятся СПВ. Механические примеси и углеводородные компоненты отделяются обычно с использованием трех схем.

По первой схеме загрязненная вода отбирается непосредственно из нагнетательной скважины, очищается на передвижной установке и снова закачивается в пласт. Состав передвижной водоочистной установки входят буферная емкость, фильтры и высоконапорный насос с дизельным приводом. Производительность установки - 30 – 40 м3

По второй схеме у каждой нагнетательной скважины сооружаются резервуары-накопители или накопители СПВ суммарным объемом около 250 м3 с водонепроницаемыми днищем и стенками. Промывная вода из накопителей вывозится автоцистернами на базовые установки подготовки СПВ и УПНиВ.

По третье схеме загрязненные СПВ по давлением самоизлива подаются на очистные сооружения на УПНиВ. При этом на учасках от водораспределительного пункта (ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП

устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 – 50 мин. Самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастает до 10 г/л, а затем постепенно снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей.

 

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ

Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования.

Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, во-доводы, нагнетательные скважины.

 

Водоочистная станция ( water treatment station )

Это комплекс оборудования по очистке сточных и поверхностных вод, пред-назначенных для искусственного заводнения нефтяных пластов. Входит в промысловую водораспределительную систему. Она включает : насосные станции, дозатор, смеситель, осветлитель ( отстойник), резервуар чистой воды, водоводы и др. оборудование.

Вода ( речная, озерная) нагнетается насосами станции первого подъема в смеситель, в который из дозатора подается необходимое количество коагулянта,

способствующего осаждению взвешенных в воде частиц. Обработанная коагулянтом вода самотеком поступает в осветлители, а затем на песчаные фильтры, где окончательно очищается от примесей. Для удаления из фильтра осевших частиц его промывают чистой водой, подаваемой снизу вверх. При наличии в водах соединений железа, водонерастворимых солей и нефти в водоочистную станцию вводят различное оборудование и подвергают воду дополнительной обработке химическими реагентами и другими средствами (ингибиторы коррозии вводят в воду на кустовых насосных станциях).

Очищенная вода скапливается в подземных резервуарах , откуда насосами станции второго подъема перекачивается по магистральному водоводу на кустовые насосные станции водораспределительной системы месторождения.

Недостатком такой водоочистной станции является контакт поверхностной воды с кислородом воздуха, усиливающего коррозионное разрушение труб и оборудования при закачке воды в нефтяные горизонты.

С начала 70–х годов была внедрена более эффективная схема водоочистной станции, обеспечивающая изоляцию вод от воздействия внешней воздушной среды.

На станции этого типа, вода содержащая механические примеси и капельки нефти подается в специальный резервуар, откуда в виде капель попадает в слой нефти. В последнем задерживаются частицы нефти, а капли воды с механическими примесями за счет разности плотностей осаждаются в дренаж. Уровни воды и нефти в резервуаре постоянно регулируются. Очищенная вода самотеком перетекает в резервуар-флотатор, в который подается сжатый газ. Во флотационной камере пузырьки газа, захватывая механические примеси, поднимаются в верхнюю часть резервуара, откуда последние удаляются в виде пены. Очищенная вода подается на КНС.

 

Водораспределительная система ( water distribution system )

Различные технологические жидкости нагнетаются в пласт посредством одинакового оборудования.

Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины.

Основными элементами оборудования для закачки воды служат насосные станции, водораспределительные системы, водораспределительные пункты, водоводы, нагнетательные скважины.

 

Водораспределительная система ( water distribution system )

В состав водораспределительной системы входит комплекс трубопроводов, насосного и др. специального оборудования нефтяных промыслов для подачи воды к нагнетательным скважинам. Водораспределительные системы бывают нескольких типов.

Кольцевые водораспределительные системы строят на значительных по площади месторождениях (круглой или овальной формы). Они отличаются наиболее высокой надежностью ввиду наличия специальных перемычек, позволяющих оперативно исключать из схемы аварийные участки.

В комплекс сооружений водораспределительной системы входят :

 

· водоочистная станция;

· магистральные и подводящие водоводы;

· подземные резервуары чистой воды;

· кустовые насосные станции;

· железобетонные распределительные колодцы;

· водоводы высокого давления;

· нагнетательные линии и скважины.

 

Магистральные водоводы обычно диаметром 800 – 1200 мм рассчитываются на давление 3 МПа. Диаметр водоводов высокого давления 100-150 мм, максимальное рабочее давление - до 25 МПа, пропускная способность до 2000 м3/сут. К трубопроводам такого типа подключают одну ( при диаметре = 100 мм) или две ( по 150 мм ) нагнетательные скважины. Все водоводы системы заводнения выполняются из цельнонатянутых бесшовных стальных труб.

Одна кустовая насосная станция обеспечивает водой до 10 нагнетательных скважин, работает на полном автоматическом режиме. Для предотвращения коррозионного оборудования, особенно при закачке сточных вод, на кустовых насосных станциях устанавливают дозировочные насосы подачи ингибиторов коррозии в водоводы высокого давления.

 

Насосные станции и установки для закачки воды

Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся в основном на центробежных поршневых насосных агрегатов.

К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.

Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции(БКНС) на базе центробежных насосов ЦНС-180 и ЦНС-500. Состав БКНС в зависимости от типа приведён в табл. 2.0, от числа насосов –в табл.2.1

К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.

Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции(БКНС) на базе центробежных насосов ЦНС-180 и ЦНС-500. Состав БКНС в зависимости от типа приведён в табл. 2.0, от числа насосов –в табл.2.1

Состав блоков БКНС

Таблица 2.0

    Тип БКНС Наименование и шифр блоков  
Насосный (НБ) Низко-вольтн-ой аппаратуры (БА) Напор-ной гребён-ки (БГ) Дренажных насо-сов (БД) Обслу- жива- ния (БО) Распре делительного устройства (РУ**) Резер-вуар** Сточ-ных вод
БКНС 1 X100 - -
БКНС 1 X150 - -
БКНС 1 X200 - -
БКНС 2 X100 - -
БКНС 2 X100* -
БКНС 2X 150 - -
БКНС 2 X150* -
БКНС 2X 200 - -
БКНС 2 X200* -
БКНС 3X100 - -
БКНС 3X100* -
БКНС 3X150 - -
БКНС 3X150* -
БКНС 3X200 - -
БКНС 3X200* -
БКНС 4X100 - -
БКНС 4X100* -
БКНС 4X150 - -
БКНС 4X150* -
БКНС 4X200 - -
БКНС 4X200* -
БКНС 2X500 1** - -
БКНС 3X500 1** - -
БКНС 4X500 1** - -

 

* С замкнутым циклом вентиляции.

** В комплект заводской поставки не входят.

 

Зависимость числа блоков от числа насосов

Таблица 2.1

Наименование блока в составе БКНС   Шифр блока Число блоков при числе насосов в составе БКНС
Насосный крайний НБ-1
Насосный средний НБ-2 -
Низковольтной аппаратуры А-1 А-2
Напорной гребёнки   БГ-1
Распределитель-ный РУ-6КВ
Возбудителей БВ-1 -

 

 

В таблице 2.2 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС х 100; БКНС х 150, БКНС х 200; БКНС х 500.

Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых в зависимости от числа ступеней приведены в табл. 2.3 насосный блок включает также электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), маслоустановку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.

В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний). Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.

Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия – обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403 .

Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков.

Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.

Помимо блочных кустовых насосных станций в системах ППД нефтегазодобывающих управлений находят определенное применение кустовые насосные станции на базе насосов других типов, краткая характеристика которых приведена в табл. 2.4.

Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.

 

 

Техническая характеристика БКНС

Таблица 2.2

Параметры Группа БКНС
БКНС х 100 БКНС х 150 БКНС х 200 БКНС х 500
Тип базового насоса ЦНС- 180-1050 ЦНС- 180-1422 ЦНС- 180-1900 ЦНС- 500-1900
Номинальная подача насоса, м3      
Давление нагнетания, МПа 18,6 18,6
Допустимое давление на всасывающей линии, МПа   2,7 2,7    
Давление в системе охлаждения, Мпа   0,2 0,2  
Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа       0,4   0,4  
Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников, м3        
Температура закачиваемой воды, 0С     8 - 40   8 - 40  
Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт        
Мощность электропривода, кВт
Частота вращения, 1/мин    
Напряжение питания электропривода, кВ       6 (10)   6 (10)  
Напряжение в сети вспомогательных устройств, В   380 380  
Ток электродвигателя Трехфазный, переменный, 50 Гц
Давление в маслосистеме, МПа   0,3 0,3  
Расход масла на один агрегат, л/ч   2,1 2,1  
Условный размер труб, мм:        
Приемных   -
Нагнетательных   -
Приемных блока гребенки   -
Выходных блока гребенки   -
Условный размер труб подвода и отвода охлаждающей воды, мм:        
При разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ) -
При замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ)    
Габариты насосных блоков, мм:        
Длина  
Ширина  
Высота  
Наибольшая масса насосного блока, кг:        
При РЦВ
При ЗЦВ  
Масса блока гребенки, кг   -
Источник отопления:        
Штатный Вторичное тепло оборудования Электри-ческий
Дежурный электрический »
Вентиляция Приточно-вытяжная с механическим инициированием -
Автоматизация комплексная -

 

 

Основные показатели насосов типа ЦНС

Таблица 2.3

    Марка насоса     Подача, М3     Набор, м   Число ступе-ней Потреб-ляемая мощ-ность, кВт     КПД, %     Масса, Кг
ЦНС 180 – 950
ЦНС 180 – 1185
ЦНС 180 – 1422
ЦНС 180 – 1660
ЦНС 180 – 1900
ЦНС 500 – 1400
ЦНС 500 – 1650
 

 

 

Подача и давление нагнетания насосов

Таблица 2.4

Марка насоса на КНС Давление нагнетания, Мпа Подача, м3
8НД – 10х5 4 – 6 150 – 300
АЯП – 3 – 150х600 4 – 6 150 – 300
5МС – 7х10 10 – 12
9Ц – 12
ЦН – 150х150
ЦН – 150х200

 

Водораспределительные пункты

Водораспределительные пункты (ВПР) по своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребёнки; к дополнительным элементам относятся оборудование для отопления ВРП, приборы КИПиА. В отличие от блока напорной гребёнки ВРП размещается на значительном удалении от БКНС, как бы приближается к зоне концентрированного расположения группы нагнетательных скважин. В этом случае достигается наибольшая экономия протяжённости высоконапорных трубопроводов. Но и при обычном расположении нагнетательных скважин строительство ВРП обеспечивает снижение металлоёмкости, особенно при большом числе скважин, подключенных к одной КНС. Другими словами, ВРП целесообразно сооружать в условиях относительно не высокой приёмистости отдельных нагнетательных скважин.

Обычно к ВРП подключаются четыре-шесть нагнетательных скважин. В помещении ВРП (6х6 м; или 6х9 м) размещаются отключающие задвижки и диафрагмы с дифманометрами для замера расхода технологической жидкости, закачиваемой в каждую нагнетательную скважину.

Помещение ВРП которое относится к классу взрывоопасности В-16, оборудуется вытяжной вентиляцией для проветривания помещения перед входом обслуживающего персонала. Электрические печи обеспечивают в зимнее время температуру воздуха внутри помещения не ниже 50 С.

 

Нагнетательные трубопроводы

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

- горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

 

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис.33). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

 

Техническая характеристика датчика расхода РШ-4, устанавливаемого на устье скважины, следующая:

 

Рабочее давление, Мпа
Пределы измерения расхода, м3/сут 240-12000
Условный диаметр, мм
Температура, 0 С  
Измеряемого потока воды 5-40
Воздуха -50-+50
Габаритные размеры, мм 340х345х265
Масса, кг
Допустимое содержание МП ,г/л
Допустимый размер частиц МП, мм

 

 

25-26 Лекция. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ППД

 

Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы:

· контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК;

· выявление обводненных слоев и прослоев;

· определение характера жидкости, притекающей к забою;

· оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей;

· контроль технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.

 

Геофизические исследования для контроля за разработкой залежи проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических и остановленных на ремонт. Современные приборы ( диаметром 25 – 50 мм ) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной.

 

Использование данных термометрии

По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В связи с различием температур нагнетаемых и

пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения ( отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих – в нагнетательной скважине). Решение задачи производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой, замеренной в простаивающей скважине, удаленной от мест отбора флюида и закачки, находящейся в режиме теплового равновесия с окружающими породами) с термограммами исследуемых скважин.

Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды производится следующим образом. Обводненный пласт, в который закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой.

Обводненный пласт определяется по положению точки М , характеризую-щейся минимальной температурой t . Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод, определяются проведением вспомогательной прямой ав . Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии

t / 2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы темпера-турного фронта соответствуют точкам пересечения а и в . В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины.

Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока, вплоть до нулевых значений. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы. Весьма перспективен метод высокочувствительной термометрии при выделении газоносных, нефтеносных и водоносных интервалов в эксплуатационных действующих и остановленных скважинах с использованием дроссельного эффекта ( эффект Джоуля-Томсона).

 

Расчеты показывают, что при депрессии на пласт 2 МПа изменение температуры за счет дроссельного эффекта на контакте нефть-газ должно составлять от 5,8 до 9,2 0 С, на разделе вода – нефть - от 0,33 до 0,73 0 С и на границе вода-газ - от 5,47 до 8,47 0 С.

Наличие в скважине притока газа или нефти фиксируется температурной аномалией. При поступлении газа фиксируется заметным снижением температуры, при движении нефти на фоне изменения геотермического градиента за счет дроссельного эффекта возникают небольшие положительные аномалии. Измерение таких низких перепадов температур возможно термометрами с порогом чувствительности 0,02 – 0,03 0 С. Для получения максимального температурного эффекта против нефтеносных пластов необходимо проводить исследования высокочувствительной термометрией не более чем через 2-3 суток после остановки скважины.

 

На определенной стадии разработки нефтяные пласты начинают обводняться нагнетаемыми водами. Поступление воды в скважину свидетельствует о подходе фронта закачиваемой воды либо о прорыве нагнетаемой воды. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления ( КС ) и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды , а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных методов – НГМ,ННМ-Т.

В процессе выработки залежи, особенно в ее поздней стадии, при замещении нефти или газа в пласте пресной водой, различить пласты нефтегазоносные и водонасыщенные по величине электрического сопротивления практически невозможно. Наиболее уверенно в необсаженных скважинах можно выделить обводненные пресной водой пласты по данным метода потенциалов собственной поляризации ( ПС ) пород. Если пласт обводнился в кровле, то наблюдается смещение линии глин кривой против покрывающих пород влево. В случае обводнения подошвы пласта – линия глин кривой против покрывающих глин смещается вправо), при обводнении пласта по всей его мощности отмечается общее уменьшение амплитуды.

 

В необсаженных скважинах для выделения обводненных пластов и интервалов их обводнения пресными водами эффективны диэлектрические методы ( ДИМ и ВДМ ). Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости, чем нефтенасыщенные. Например, диэлектрическая проницаемость нефтенасыщенных песчаников составляет 5 – 13 ед., а песчаников обводненных пресной водой – более 15 ед.

 

Эффективны при выделении обводненных пластов и интервалов обводнения в необсаженных скважинах данные низкочастотного широкополосного аккустического метода ( НШАМ ). Этот метод можно применять и в обсаженных скважинах, но при условии хорошего сцепления цемента с породой и колонной .

 

Контроль обводнения пластов в процессе разработки возможен по данным радиогеохимического эффекта. В процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает поле аномально высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект. Подход нагнетаемых вод с высокой концентрацией радиоактивных элементов к нефтяным скважинам и адсорбция радиоактивных солей поверхностью цементного камня сопровождаются аномальным повышением естественной радиоактивности в обводненной части пласта. Для определения обводняющихся интервалов измеряется интенсивность естественной радиоактивности до и в процессе обводнения. Естественная радиоактивность обводненной части пласта аномально возрастает, а гамма-активность нефтеносной его части остается неизменной.

Радиогеохимический эффект проявляется в скважинах при вытеснении нефти водой любой минерализации. Он считается установившимся, если естественная радиоактивность, обусловленная этим эффектом, на 10 % выше интенсивности естественного гамма – поля.

 

Расходометрия скважин

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.

 

 

27-28 Лекция.ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ППД

 

Современные нормы и требования к системам ППД сформулированы и отражены в Правилах разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и заключаются в нижеследующем.

 

Требование к системам поддержания пластового давления заводнением

 

1. Проектирование сооружений системы ППД должно предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и блочно-комплектных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.

 

2. Система ППД должна обеспечивать:

· объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождения в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

· подготовку закачиваемой воды до кондиций ( по составу, физико-хими-ческим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорганиз-

мов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;

· возможность систематических замеров приемистости скважин, учета за-качки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

· герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

· возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

 

3. Мощности сооружений систем заводнения должны обеспечить осущес-

твление максимальной закачки по каждому технологическому блоку

(площадке ) разработки .

 

Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде

1. Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин.

 

2. Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождений. Они должны обеспечивать:

· возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях;

· производство всех видов ремонта и исследований с использованием соответствующего оборудования, аппаратуры, приборов и инструмента;

· надежное разобщение пластов и объектов разработки.

 

3 Для обеспечения запроектированных показателей приемистости и охвата

закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально открытой.

 

4. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспе-

чивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую

нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и

пласта.

 

5. Используемая для заводнения пласта вода по своим свойствам должна

быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой

нефтью ( не вызывать образование осадка в пласте и эксплуатационном

оборудовании ). Требования к качеству закачиваемой воды опреде-

ляются проектными технологическими документами на разработку, в

которых допустимое содержание в воде механических и химических

примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода,

водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от кол-

лекторских свойств и литологической характеристики продуктивных

пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, техно-

логия очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустрой-

ства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществле-

нии процесса заводнения.

 

6. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод

для защиты водоемов, обсадных колонн скважин и другого эксплуата -

ционного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия,

ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т.д. За-

щита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства.

 

7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солей в соо-

ружениях системы ППД , в пласте и оборудовании добывающих скважин

перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами соле-

отложения.

 

8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кис-

лот, щелочей и полимеров следует использовать воду, исключающую

деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способ –

ных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой

коллектора и вытесняемой нефтью.

 

Освоение, эксплуатация и исследование нагнетательных скважин

Освоение нагнетательных скважин под закачку воды производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством НГДП.

 

1. Перед освоением нагнетательных скважин (расположенных внутри контура нефтеносности) под закачку, они, как правило, должны отрабатываться «на нефть» с подключением их к нефтяным коллекторам ( с целью очистки призабойной зоны ). Эти скважины осваиваются под закачку в порядке и сроках, предусмотренных в технологических схемах и проектах разработки.

 

2. Освоение нагнетательных скважин в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и других промысловых условий может проводится различными методами: свабированием с последующей закачкой воды при максимальном давлении насосов, установленных на КНС; созданием высокой депрессии на пласт (понижением уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием воды; аэрацией жидкости в процессе обратной промывки скважин; периодическим нагнетанием воды в пласт под высоким давлением и сбросом ее самоизливом (метод гидросвабирования); продавливанием воды в пласт при давлениях, значительно превышающих рабочее давление нагнетания; ГРП в комплексе с гидропескоструйной перфорацией; обработкой призабойных зон кислотами, растворами ПАВ; применением тепловых методов обработки призабойной зоны (для внутриконтурных скважин).

 

3. По каждой нагнетательной скважине в НГДП должна вестись систематическая документация, отражающая все показатели ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприятия, проверку герметичности устья и эксплуатационной колонны.

 

4. В процессе эксплуатации и освоения нагнетательных скважин осуществляется весь комплекс исследований с целью контроля за разработкой, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин.

 

5. В процессе эксплуатации с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью нагнетательных скважин, давлением нагнетания и охватом пластов заводненим по толщине.

 

6. Пластовое давление, фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследованиями скважин методами восстановления или падения забойного давления и установившихся пробных закачек в период освоения и эксплуатации скважин.

 

7. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту перемещаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин.

 

8. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.

 

9. Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается объединением в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.

 

 

Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды

 

1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.

 

2. При больших размерах площади нефтеносности и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки воды устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках, затем – для отдельных скважин. При таком методе нормирования нефтеносная площадь должна быть условно поделена на участки. Расчленение площади производится в технологических проектах на основе детального изучения строения пластов с учетом возможного взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологическом документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка. Сумма норм закачки в наг-нетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм – норму закачки по объекту в целом.

 

Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды

 

3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты должна обеспечить получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости.

При раздельной закачке воды в пласты многопластового объекта через самостоятельные системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при однопластовом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый данной системой скважин.

При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных по каждому из пластов, при этом контроль за распределением закачиваемой воды по пластам производится с помощью глубинных расходомеров.

 

4. При значительной локальной неоднородности пластов многопластового

объекта с большой площадью нефтеносности необходимо осуществлять нормирование закачки по каждому из пластов в отдельности – сначала для участков с различной характеристикой, а затем для отдельных нагнетательных скважин.

 

5. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавли-ваются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются давления нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм. Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающих управлений и утверждается главным инженером и главным геологом этих управлений.

 

6. В зависимости от принятой системы заводнения, в проектном документе дается обоснование величины оттока нагнетаемой воды за контур нефтеносности по годам освоения заводнения. Величина потерь должна систематически уточняться промысловыми исследованиями и отражаться в авторском надзоре

 

29-30 Лекция. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5-7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4. Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5. Технологическая схемаилипроект опытно-промышленной разработки. Их соста









Дата добавления: 2015-12-22; просмотров: 2976; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2021 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.136 сек.