4.3 По характеристикам вытеснения

Использование характеристик вытеснения (ХВ) при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости.

Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

-простота применения данного метода прогноза;

-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

 (4.3.1)

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (Vн,Vв,Vж).

Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от БГС и интенсификации притока нефти обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.

При использовании характеристик вытеснения существует достаточно большая вероятность того, если на периоде предыстории фактические точки достаточно тесно ложатся на прямую, то на периоде экстраполяции они также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности МУН.

где Qн, Qн, Qж – фактические значения накопленной добычи нефти, воды, жидкости; a, b – постоянные коэффициенты.

Для определения добычи нефти за счет применения ГС по ХВ, в координатах строятся зависимости. Затем определяют дополнительную добычу. Результаты подсчетов добычи нефти и расчет базовых кривых произведен с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel).

Рассмотрим подробнее метод Максимова на примере скважины № 1


 (4.3.9)

 (4.3.10)

Критерий Тейла:

 (4.3.11)

Таблица 4.3.1 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
07.08 345 9265 345 9610
08.08 268 9245 613 19123
09.08 257 8600 870 27980
10.08 249 7669 1119 35898
11.08 276 10604 1395 46778
12.08 286 10887 1681 57951
01.09 323 7956 2004 66230
02.09 281 7688 2285 74199
03.09 321 8941 2606 83461
04.09 354 8583 2960 92398
05.09 363 8837 3323 101598
06.09 319 8487 3642 110404
07.09 371 8670 4013 119445
08.09 359 8569 4372 128373
09.09 336 8963 4708 137672
10.09 264 8863 4972 146799
11.09 255 10203 5227 157257
12.09 218 10463 5445 167938

Таблица 4.3.2 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Максимов Пост. Нефтесод. Сазонов
07.08 5,763 9,2281 1754,28 5859,24 -304,07 248,52 -302,29
08.08 6,430 9,8180 1887,40 4301,66 626,30 558,09 624,50
09.08 6,800 10,1774 1920,71 3803,58 1139,28 846,32 1137,13
10.08 7,042 10,4357 1918,01 3566,38 1474,17 1103,98 1472,77
11.08 7,298 10,6620 1964,75 3371,43 1831,93 1458,04 1829,34
12.08 7,506 10,8534 1992,95 3247,41 2121,00 1821,64 2117,83
01.09 7,636 11,0338 1949,64 3182,51 2298,78 2091,05 2297,69
02.09 7,746 11,1685 1931,03 3133,71 2450,78 2350,38 2450,72
03.09 7,860 11,3034 1916,19 3088,71 2608,31 2651,79 2609,15
04.09 7,959 11,4341 1888,10 3053,84 2743,94 2942,62 2746,17
05.09 8,051 11,5529 1864,83 3024,35 2870,61 3242,00 2874,02
06.09 8,132 11,6469 1855,12 3000,73 2981,96 3528,57 2985,97
07.09 8,208 11,7465 1834,03 2980,10 3086,93 3822,78 3091,99
08.09 8,278 11,8344 1818,10 2962,58 3183,19 4113,32 3189,08
09.09 8,346 11,9104 1813,24 2946,75 3277,01 4415,93 3283,27
10.09 8,408 11,9664 1824,59 2933,16 3363,76 4712,94 3369,73
11.09 8,475 12,0178 1846,44 2919,53 3457,15 5053,27 3462,42
12.09 8,539 12,0597 1874,69 2907,36 3546,63 5400,85 3550,93
Коэфф. A -3,13684 3,230525 -31628,6 2728,19 -12583,2 -64,2134 -12654,2
Коэфф. B 0,970435 1,026355 34626 -30089419 1344,335 0,032542 1346,908
Критерий Тейла 0,017256 0,007321 0,02051 0,014113 0,044377 0,010731 0,044397

Таблица 4.3.3

Дата Формула Камбарова Формула Говорова-Рябинина Формула Пост. Нефтесод. Среднее значение

накопл

доб. нефть,т

доп.добыча

накопл

доб. нефть,т

доп.добыча

накопл

доб. нефть,т

доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл за месяц накоп. за месяц накоп.
07.09 2980,10 1032,9 1032,9 3675,87 337,12 337,12 3822,78 190,21 190,21 520,08 520,08
08.09 2962,58 1409,42 2442,32 3941,49 430,50 767,63 4113,32 258,67 448,89 699,53 1219,61
09.09 2946,75 1761,25 4203,57 4218,82 489,17 1256,8 4415,93 292,07 740,96 847,49 2067,11
10.09 2933,16 2038,84 6242,41 4492,58 479,41 1736,22 4712,94 259,05 1000,02 925,77 2992,88
11.09 2919,53 2307,47 8549,88 4807,2 419,79 2156,02 5053,27 173,73 1173,75 967,00 3959,88
12.09 2907,36 2537,64 11087,52 5129,26 315,73 2471,75 5400,85 44,14 1217,90 965,84 4925,72

Рис. 4.3.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)


Рис. 4.3.4. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №1)

Данные расчетов по скв.№2, №3 приведены в таблицах 4.3.4 – 4.3.9.

Таблица 4.3.4 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№2

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
02.08 358 1436 358 1794
03.08 409 1622 767 3825
04.08 395 1463 1162 5683
05.08 433 1385 1595 7501
06.08 385 1365 1980 9251
07.08 432 1557 2412 11240
08.08 435 1598 2847 13273
09.08 635 1077 3482 14985
10.08 590 1035 4072 16610
11.08 347 1385 4419 18342
12.08 352 1465 4771 20159
01.09 501 1135 5272 21795
02.09 461 1159 5733 23415
03.09 440 1335 6173 25190
04.09 413 1315 6586 26918
05.09 487 1254 7073 28659
6.09 429 1105 7502 30193
07.09 486 1123 7988 31802
08.09 545 1163 8533 33510
09.09 645 1569 9178 35724
10.09 359 948 9537 37031
11.09 469 1257 10006 38757

Таблица 4.3.5 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Максимов Пост. Нефтесод. Сазонов
02.08 5,823793 7,340 492,605 11486,28 -1343,38 163,55 -1316,65
03.08 6,652752 8,016 603,0457 8042,717 642,4696 681,47 625,45
04.08 7,086245 8,385 1052,944 7048,254 1669,607 1155,28 1641,047
05.08 7,390142 8,666 1984,165 6552,063 2371,672 1618,88 2353,024
06.08 7,619737 8,857 2142,916 6258,648 2917,92 2065,14 2890,924
07.08 7,832965 9,032 2206,735 6036,096 3427,676 2572,35 3390,481
08.08 8,014996 9,179 2195,888 5877,55 3864,764 3090,78 3816,945
09.08 8,147826 9,358 4233,019 5777,405 4123,025 3527,35 4128,144
10.08 8,260552 9,497 5690,788 5701,446 4349,369 3941,73 4392,24
11.08 8,369153 9,569 5208,462 5635,303 4624,636 4383,40 4646,674
12.08 8,472574 9,637 4723,522 5578,13 4887,47 4846,75 4888,971
01.09 8,558009 9,726 5318,796 5534,808 5074,431 5263,94 5089,13
02.09 8,636509 9,800 5655,395 5497,875 5252,535 5677,05 5273,041
03.09 8,716514 9,866 5679,849 5462,862 5443,754 6129,69 5460,478
04.09 8,789158 9,923 5635,553 5433,212 5619,412 6570,34 5630,671
05.09 8,857778 9,987 5878,317 5406,955 5776,643 7014,31 5791,435
6.09 8,914869 10,039 6068,648 5386,329 5907,799 7405,49 5925,189
07.09 8,971715 10,094 6377,691 5366,833 6034,703 7815,79 6058,369
08.09 9,028994 10,153 6772,26 5348,186 6159,97 8251,34 6192,564
09.09 9,099044 10,218 7031,456 5326,668 6320,025 8815,93 6356,68
10.09 9,138387 10,252 7102,916 5315,174 6412,208 9149,22 6448,853
11.09 9,188266 10,294 7174,932 5301,182 6529,653 9589,36 6565,711
Коэфф. A -2,37941 2,125022 91740,72 5000,988 -20441,7 -293,927 -20535,3
Коэфф. B 1,094898 0,886903 -113997 -11634616 2627,138 0,255007 2565,153
Критерий Тейла 0,014237 0,010871 0,060408 0,016605 0,027179 0,028408 0,027169

Таблица 4.3.6

Дата Формула Камбарова Формула Говорова-Рябинина Формула Абызбаева Среднее значение

накопл.

доб. нефть,т

доп.добыча

накопл.

доб. нефть,т

доп.добыча

накопл.

доб. нефть,т

доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл.
06.09 5386,32 2115,67 2115,67 7425,67 76,32 76,32 7441,8 60,19 60,19 750,73 750,73
07.09 5366,83 2621,16 4736,83 7841,32 146,67 223,001 7877,09 110,90 171,09 959,58 1710,31
08.09 5348,18 3184,81 7921,65 8274,43 258,56 481,56 8341,46 191,53 362,63 1211,6 2921,95
09.09 5326,66 3851,33 11772,98 8862,80 315,19 796,76 8946,73 231,26 593,89 1465,9 4387,88
10.09 5315,17 4221,82 15994,81 9220,47 316,53 1113,29 9305,74 231,25 825,15 1589,8 5977,75
11.09 5301,18 4704,81 20699,62 9697,14 308,85 1422,15 9781,67 224,32 1049,47 1745,9 7723,75

Рис. 4.3.5. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.6. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

Рис. 4.3.7. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)


Рис. 4.3.8. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №2)

Таблица 4.3.7 Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН скв.№3

ДАТА Добыча за месяц,т. Добыча накопленная,т.
Нефть Вода Нефть Жидкость
10.08 546 496 546 1042
11.08 600 561 1146 3245
12.08 727 1322 1873 7497
01.09 625 1006 2498 13380
02.09 625 977 3123 20865
03.09 718 1106 3841 30174
04.09 653 995 4494 41131
05.09 651 1065 5145 53804
06.09 609 1004 5754 68090
07.09 679 1146 6433 84201
08.09 613 1068 7046 101993
09.09 709 1063 7755 121557
10.09 670 1125 8425 142916
11.09 666 1048 9091 165989

Таблица 4.3.8 Рассчитанные базовые кривые

Дата Абызбаев Говоров-Рябинин Давыдов Камбаров Макси-мов Пост. Нефтесод. Сазонов
10.08 6,367073 6,173217 -145,871 7219,934 -4,74 1139,46 -0,21865
11.08 7,004604 7,096609 1902,251 4755,44 1213,02 1322,82 1310,575
12.08 7,474564 7,708453 2016,803 4094,31 2518,71 1676,722 2276,833
01.09 7,799656 8,067078 2893,663 3872,465 3086,34 2166,375 2945,236
02.09 8,049013 8,345191 3492,406 3771,047 3494,47 2789,366 3457,926
03.09 8,256051 8,602922 3871,876 3715,117 3858,18 3564,172 3883,606
04.09 8,429907 8,79847 4200,112 3681,722 4127,26 4476,144 4241,061
05.09 8,580643 8,966957 4434,762 3660,06 4372,76 5530,942 4550,981
06.09 8,712801 9,106285 4633,89 3645,31 4574,26 6719,993 4822,703
07.09 8,831991 9,24521 4775,162 3634,68 4777,11 8060,942 5067,763
08.09 8,939575 9,358569 4905,716 3626,843 4945,59 9541,804 5288,962
09.09 9,038058 9,47798 5017,643 3620,874 5097,41 11170,15 5491,447
10.09 9,128905 9,581185 5108,237 3616,224 5243,87 12947,9 5678,232
11.09 9,2129 9,67594 5193,64 3612,545 5369,26 14868,31 5850,929
Коэфф. A 2,467206 -1,67636 6341,679 3589,756 -9994,16 1052,732 -8018,52
Коэфф. B 0,561221 1,245447 -13629,1 -3782645 1609,489 0,083232 1153,895
Критерий Тейла 0,007578 0,012871 0,049668 0,005903 1,522027 0,004238 26,16246

Таблица 4.3.9

Дата Формула Камбарова Формула Абызбаева Формула Пост. Нефтесод. Среднее значение
накопл. доб. нефть,т доп.добыча накопл. доб. нефть,т доп.добыча накопл. доб. нефть,т доп.добыча доп.добыча
за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл. за месяц накопл.
07.09 3645,31 2108,69 2108,69 6080,25 -326,25 -326,25 6719,99 -965,99 -965,99 272,15 272,15
08.09 3634,68 2798,32 4907,01 6849,91 -416,91 -743,16 8060,94 -1627,94 -2593,93 251,16 523,31
09.09 3626,84 3419,16 8326,17 7627,96 -581,96 -1325,12 9541,80 -2495,80 -5089,74 113,80 637,10
10.09 3620,87 4134,13 12460,29 8417,41 -662,41 -1987,53 11170,15 -3415,15 -8504,89 18,85 655,96
11.09 3616,22 4808,78 17269,07 9217,92 -792,92 -2780,45 12947,90 -4522,90 -13027,79 -169,02 486,94
12.09 3612,54 5478,46 22747,52 10025,63 -934,63 -3715,08 14868,31 -5777,31 -18805,11 -411,16 75,78

Рис. 4.3.9. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

Рис. 4.3.10. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Абызбаева)

Рис. 4.3.11. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)


Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)


5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1.         Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2.         Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3.         На начало планируемого года:

- накопленная добыча нефти (ΣQн), т;

- накопленная добыча жидкости (ΣQж), т;

- накопленная закачка воды (ΣQзак), м3;

- действующий фонд добывающих скважин (Nддей);

- действующий фонд нагнетательных скважин (Nндей);

4.         Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):

- добывающих (Nдб);

- нагнетательных (Nнб).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Год НБЗ, тыс.т. НИЗ, тыс.т.

ΣQн, тыс.т.

ΣQж, тыс.т

ΣQзак, тыс. м3

Nддей

Nндей

Nдб

Nнб

2009 138322 69990 54830 200323 236577 307 196 3 1

Расчет показателей разработки

1.         Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:


Дпер=365×К (5.1)

Дпер= 365×0,9 = 328,5

2.         Количество дней работы новых добывающих скважин:

Днов=160

3.         Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

qннов=8 т/сут

4.         Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

Кпад=0,93

5.         Годовая добыча нефти из новых скважин:

 (5.1)

*

6.         Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

 (5.2), *

7.         Годовая добыча нефти всего

 (5.3)

*


8.         Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

 (5.4)

*

9.         Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10.      Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

 (5.5)

*

11.      Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12.      Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

 (5.6)

*

13.      Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:


 (5.7)

14.      Средний дебит одной скважины по нефти:

 (5.8)

15.      Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

 (5.9)

16.      Накопленная добыча нефти:

 (5.10)

17.      Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН)  обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

 (5.11)

18.      Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

 (5.12)

 

19.      Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

 (5.13)

20.      Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

 (5.14)

21.      Средняя обводненность добываемой продукции:

 (5.15),


22.      Годовая добыча жидкости:

 (5.16)

23.      Добыча жидкости с начала разработки:

 (5.17)

 

24.      Годовая закачка воды:

 (5.18)

* 

25.      Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26.      Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27.      Водо-нефтяной фактор:


 (5.19)

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2


Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Годы Добыча, млн. т Накопленная добыча, млн. т В, %

Закачка воды, млн. м3

Средний дебит по нефти, т/сут КИН Темп отбора от НИЗ Темп отбора от ТИЗ
нефти жидкости нефти жидкости год S
2010 0,462 10,286 55,292 311,764 0,96 13,840 250,417 4,22 39,97 1,23 1,46
2011 0,472 10,936 55,764 323,206 0,96 13,843 264,261 4,27 40,32 1,18 1,41
2012 0,463 11,153 56,228 334,647 0,96 13,841 278,102 4,15 40,65 1,11 1,36
2013 0,481 12,047 56,709 346,089 0,96 13,845 291,947 4,26 41 1,06 1,30
2014 0,465 12,148 57,174 357,530 0,96 13,841 305,789 4,09 41,33 1,00 1,25
2015 0,494 13,498 57,668 368,972 0,96 13,848 319,637 4,3 41,69 0,94 1,20
2016 0,508 14,572 58,176 380,413 0,97 13,851 333,489 4,38 42,06 0,90 1,15
2017 0,514 15,497 58,690 391,855 0,97 13,853 347,342 4,39 42,43 0,84 1,09
2018 0,506 16,087 59,196 403,297 0,97 13,851 361,193 4,29 42,8 0,79 1,04
2019 0,509 17,056 59,705 414,738 0,97 13,851 375,045 4,27 43,16 0,73 0,97
2020 0,505 17,927 60,210 426,180 0,97 13,851 388,897 4,2 43,53 0,68 0,91
2021 0,513 19,329 60,723 437,621 0,97 13,853 402,750 4,23 43,9 0,63 0,85
2022 0,513 20,578 61,236 449,063 0,98 13,853 416,603 4,2 44,27 0,58 0,79
2023 0,497 21,243 61,733 460,504 0,98 13,849 430,452 4,03 44,63 0,54 0,74
2024 0,507 23,222 62,240 471,946 0,98 13,851 444,303 4,07 45 0,50 0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.


Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ


6. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Приведенные анализы эффективности микробиологического воздействия показали очень низкую эффективность данного метода.

В качестве применения технологии увеличения нефтеотмывающей способности вытесняющего агента в скважинах, разрабатываемых низкопроницаемые коллектора при первичном заводнении рассматривается закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ АФ9-12).

Разработку заводнённых пластов более эффективно вести с применением маслорастворимых ПАВ (АФ9-6).

При закачке закачка водных дисперсий маслорастворимых НПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности рассматривается технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС) и закачка дисперсно-коллоидного материала (ДКМ).


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.         Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998.

2.         Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: АГНИ, 2007.

3.         Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

4.         Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. - Альметьевск: АГНИ, 2008.

5.   Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2005.

6.   Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.

7.   Расторгуева Л.Г., Захарова Е.Ф. Методическое пособие по разработке дипломного проекта в соответствии с требованиями стандартов к оформлению текстовой и графической части.. Альметьевск 2007.

8.   Липаев А.А., Мусин М.М., Янгуразова З.А., Тухватуллина Г.З. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных меторождений: Учебное пособие. – Альметьевск, 2009 – 108 с.


Информация о работе «Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"»
Раздел: Промышленность, производство
Количество знаков с пробелами: 86127
Количество таблиц: 23
Количество изображений: 21

0 комментариев


Наверх