Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин Ельниковского месторождения

irina_k200 2125 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 85 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 29.09.2020
Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации уже более 20 лет, поэтому имеют высокую выработанность запасов (44,3%) и более , высокую обводнённость (до 85 %) и находятся в стадии падающей добычи нефти. Структура остаточных запасов крайне неблагоприятная. На долю активных, находящихся в разработке запасов приходится 37 %. Остальные 63 % относятся к категории трудноизвлекаемых. Эффективная довыработка остаточных трудноизвлекаемых запасов требует внедрения принципиально новых технологий. Внедряемые в промышленных масштабах новые технологии нефтеотдачи, связанные с тепловыми и физико-химическими методами воздействия на продуктивные пласты, а также гидродинамические методы регулирования разработки, не решают в полной мере задачи повышения эффективности добычи нефти из высокообводненных скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Суть технологии ВПП заключается в перераспределении потока закачиваемой воды в нефтенасыщенные прослои с целью увеличения охвата пласта по толщине. За счет изменения профиля приемистости нагнетательной скважины, создается возможность извлечения запасов из слабодренируемых пластов с малой проницаемостью. Таким образом, целью данной работы является подбор наилучшей технологии ВПП для увеличения нефтеотдачи, а также уменьшения количества воды в добывающих скважинах, работающих на визейском объекте Ельниковского месторождения. В ходе выполнения работы будут рассмотрены различные варианты технологий и выбран подходящий для применения на определенном участке скважин выбранного месторождения, рассчитана технологическая и экономическая эффективность той или иной технологии.
Введение

Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков. Продуктивные пласты-коллекторы относятся к поровому и поровотрещинному типу, более 80 % запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 м, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (1,0-10,0 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70 % запасов относятся к трудноизвлекаемым, и это обусловлено следующими факторами: высокой вязкостью нефти; низкой проницаемостью коллекторов, а также их высокой послойной и зональной неоднородностью; малой эффективной толщиной пластов коллекторов; наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………..…..7 I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ…………………………………………..…… 9 1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения………… .……..…9 1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов…………………………………………………………………… ...11 1.3. Физико-химические свойства нефти………………………………….…...11 1.4. Запасы углеводородов…………………………………………………. .…12 II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………....…14 2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения……………. ..14 2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения…....15 2.3. Анализ применения ВПП на Ельниковском месторождении…………...19 2.4. Рекомендации к системе поддержания пластового давления для нефтяных залежей……..………………………………..…………………...…..21 2.4.1. Существующее положение………………………………….………...….21 2.4.2. Перспектива развития системы ППД……………………………….. … 22 2.5. Выбор, проектирование и прогноз проведения технологии выравнивания профиля приемистости……………………………………………………....…..29 2.5.1. Выявление скважин-кандидатов для проведения технологии ВПП…..29 2.5.2. Литературный обзор по применению методов ВПП …….……….……32 2.5.3. Выбор и обоснование технологии ВПП ………………………….…. …38 2.5.4. Лабораторные исследования реагента AC-CSE-1313 ……………..…..44 2.5.5 Назначение и область применения Реагента «АС-CSE-1313»………....46 2.6. Проектирование технологии ВПП для реализации на объекте месторождения……………………………………………………………….….482.6.1 Технология проведения ВПП с использованием реагента «АС-CSE-1313»……………………………………………………………………….…….482.6.2. Методика прогнозирования технико-экономической эффективности от применения ВПП…………………………………………………………..…………………..502.6.3. Прогнозирование техникологический эффективности от применения МУН………………………………………………………………………………522.7. Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении проектируемой технологии ВПП…………………………………………….....53 Выводы по технологическому разделу………………………………….…......54 3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ…………………………………………….....56 3.1. Определение экономической эффективности при проведении проектируемой технологииВПП………………………………….…………….56 3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проектируемой технологии ВПП…………………………….…………………56 3.3 Расчет экономических показателей проекта…………………………….…58 3.3.1 Платежи и налоги………………………………………………………….58 3.3.2 Эксплуатационные затраты……………………………………………….60 3.3.3 Выручка от реализации…………………………………………………....63 3.3.4 Прибыль от реализации…………………………………………………...63 3.4. Экономические показатели эффективности проведения В
Список литературы

1. Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской Республики, 2014. 2. Борхович С.Ю. Методическое пособие по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения направления подготовки бакалавров 21.03.01, Ижевск, 2016 3. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи РД-153-39.1-004 96. 4. Жуков Р.Ю. Обоснование применения технологий по выравниванию профиля приемистости на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, 2013. 5. М.Р. Хисаметдинов З.М. Танеева, Т.Ю. Елизарова, Р.З. Ризванов, А.В. Михайлов - Увеличение охвата пластов вытеснением с применением дисперсных систем на основе силиката натрия, Нефтяное хозяйство 07.2011 6. А.М. Петраков, к.т.н., Д.В. Рейнгарт - Результаты применения комплексной эмульсионно-гелевой технологии перераспределения фильтрационных потоков в пласте, Нефтяное хозяйство 07.2011 7. Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97 8. Рогова Т.С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей, 2007 9. А.В. Парасюк, И.Н. Галанцев, В.Н. Суханов и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока. Нефтяное хозяйство, 02/1994 г. 10. В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. – Учебник М.: ФГУП. Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2006 г. – 352 с. 11. Новые перспективы полимерного заводнения в России / С.А. Власов, Н.В. Краснопевцева / Нефтяное хозяйство / 1998 12. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности. ВНИИОЭНГ – 1974 13. Фомин А.В. Влияние неоднородности коллектора на эффективность полимерного заводнения. Нефтепромысловое дело. – 1998. – вып. 7 14. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт. А.Г. Телин, М.Хлебникова. Вестник инжинирингового центра. 2002. №4 15. Деструкция сшитых полимерных систем. А.Г. Телин, Г.И. Зайнетдинов. Нефтепромысловое дело. 1998. Выпуск – 4-5 16. Методы извлечения остаточной нефти. М.Л. Сургучев, А.Г. Горбунов, Д.И. Забродин. М. Недра. 1991. 17. Методы увеличение нефтеотдачи пластов при заводнении / А.Г. Горбунов, Л.В. Лютин, М.Л. Сургучев. М. Недра. 1982 18. Новые перспективы полимерного заводнения в России. С.А. Власов, Н.В. Краснопевцева, А.В. Фомин. Нефтяное хозяйство. 1998. №5. 19. Лебев Н.А. Резервы химических и биологических технологий увеличения нефтеотдачи. Нефятное хозяйство. 1997. №7. 20. Гамзатов С.М., Власов С.А. Эффективные технологии производства биополимеров в промысловых условиях и воздействия ими на пласты. Нефтяное хозяйство. 1998. №1. 21. Биополимеры – полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов. Р.Р. Ибатулин, И.Ф. Глумов. 2006. 22. РД 39-01470356-209-87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. - М., 1987. – 52 с. 23. Ибрагимов Г.З., К.С. Фазлутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник – М. Недра . 1991 24. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки. Нефтяное хозяйство. 1997. № 2 25. Газизов А.Ш. Использование полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Шестой Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. Ставангер. 1992 26. Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов. С.В. Гусев, В.В. Мазаев. 1995. 27. Орлов Г.А., М.Ш. Кендиш. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М. Недра. 1991. 28. Установка для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину : пат. 48202 Рос. Федерация. № 2005115436/22 ; заявл. 20.05.05 ; опубл. 27.09.05, Бюл. № 27. 29. Струйный аппарат : пат. 55027 Рос. Федерация. № 2006103633/22 ; за- явл. 07.02.06 ; опубл. 27.07.06, Бюл. № 21. 30. Борхович С.Ю., Волков А.Я. Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине: Основы экономической деятельности предприятия. Ижевск 2006-63 стр.
Отрывок из работы

I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения Промышленно-нефтеносными являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона. Каширо-подольские отложения введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. Яснополянские залежи Ельниковского месторождения введены в разработку в 1977 году на основании проекта пробной эксплуатации. Турнейская зележь находится в эксплуатации с 1978 года. Нефтяные залежи визейского яруса Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые. Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип цемента – поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые. Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые. Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0%. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2. Характеристика коллекторов визейского объекта разработки по поднятиям и по объекту в целом представлены в таблице 1. Таблица 1 Характеристика коллекторов визейского яруса 1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Визейские отложения Продуктивные пласты визейского яруса приурочены к терригенным отложениям тульского и бобриковского горизонта яснополянского и малиновского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV, С-V, С-VI), радаевского (пласт С-VII) и косьвинского (пласт С-VIII) горизонтов кожимского надгоризонта. Пласты визейской залежи отличаются значительной неоднородностью и образуют единую песчано-алевролитовую пачку. Региональной покрышкой для толщи являются пачки аргиллитов и плотных известняков верхней части тульского горизонта. Уровень ВНК залегает на абсолютных отметках минус 1193,2 – 1205 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина визейских залежей от 0,5 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м. Среднее значение коэффициента песчанистости по визейским отложениям составляет 0,629 д.ед., коэффициента расчлененности – 4,6 д.ед, коэффициента пористости – 0,207 д.ед, коэффициента проницаемости по керну – 0,488 мкм2. Начальные дебиты колебались в достаточно широком диапазоне, колебания по отдельным скважинам составляли 2,8 – 70,0 м3/сут. 1.3. Физико-химические свойства нефти Визейские отложения Давление насыщения нефти по залежи изменяется от 0,7 до 10,81 МПа, газонасыщенность от 5,5 до 18,1 м3/т, объемный коэффициент – 1,019, плотность в пластовых условиях от 0,863 до 0,897 г/см3, вязкость от 12 до 24,1 мПас. Вверх по разрезу залежи отмечено увеличение газонасыщенности, уменьшение плотности и вязкости пластовой нефти. В среднем по залежи нефть – высокосмолистая (16,45%), высокосернистая (2,59%), парафинистая (4,6), содержание асфальтенов равно 4,43, выход светлых фракций, выкипающих при 300 С – 35.3%. Состав нефтяного газа в пластовых условиях среди легких компонентов преобладает азот – 5,9%, пропан – 4,62%, и.бутан – 3,85%. Состав нефтяного газа относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота в газе 43,77%, при дифференциальном разгазировании его доля возрастает до 68,58%. Среди углеводородных компонентов преобладает этан – 12,03%, пропан – 19,6%. Концентрация гелия 0,040%. Содержание сероводорода – 0,57%. 1.4. Запасы углеводородов На 01.01.2018 года по Ельниковскому нефтяному месторождению на государственном балансе числятся запасы в количестве: по категории В+С1 – 111281 тыс.т геологических и 38044 тыс.т извлекаемых, по категории С2 – 30952 тыс.т геологических и 6463 тыс.т извлекаемых. На 01.01.2018 года по Ельниковскому нефтяному месторождению текущие запасы составляют: по категории В+С1 – 90226 тыс.т геологических и 16989 тыс.т извлекаемых, по категории С2 – 30935 тыс.т геологических и 6446 тыс.т извлекаемых. На 01.01.2018 года по турнейскому объекту разработки на государственном балансе числятся запасы в количестве: По категории В+С1 – 7830 тыс.т геологических и 1271 тыс.т извлекаемых. Текущие запасы составляют: По категории В+С1 – 7785 тыс.т геологических и 1226 тыс.т извлекаемых. Текущий КИН составляет – 0,006 долей ед. На 01.01.2018 года по визейскому объекту разработки на государственном балансе числятся запасы в количестве: По категории В+С1 – 68004 тыс.т геологических и 28302 тыс.т извлекаемых. Текущие запасы составляют: По категории В+С1 – 47076 тыс.т геологических и 7374 тыс.т извлекаемых. Текущий КИН составляет – 0,308 долей ед. На 01.01.2018 года по каширо-подольскому объекту разработки на государственном балансе числятся запасы в количестве: По категории В+С1 – 35447 тыс.т геологических и 8471 тыс.т извлекаемых. По категории С2 – 30952 тыс.т геологических и 6463 тыс.т извлекаемых. Текущие запасы составляют: По категории В+С1 – 35365 тыс.т геологических и 8389 тыс.т извлекаемых. По категории С2 – 30935 тыс.т геологических и 6446 тыс.т извлекаемых. Текущий КИН составляет – 0,003 долей ед. Выводы по геологическому разделу Ельниковское местородение является многопластовым, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти. В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре – яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами. ? II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти. В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре – яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами. На 01.01.18 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189. Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский – 99,4 тыс.т; визейский – 20927,7 тыс.т; турнейский – 45,2 тыс.т. Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме. 2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 2016 г Таблица 2 СIII, СII,СIV 1972 г А_(4-1)-А_(4-8) 2.3. Анализ применения ВПП на Ельниковском месторождении Дальнейшее проведение потококорректирующих мероприятий в нагнетательных скважинах Ельниковской площади имеет вполне определенные перспективы, но только при строгом соблюдении технологии проведения мероприятия и грамотном инженерном сопровождении. В условиях, когда не достигается эффективность от ВПП на нагнетательных скважинах, наиболее привлекательным вариантом для регулирования закачки между пропластками и для ОРЗ является применение многопакерно-секционных компоновок скважинного оборудования. Применение компоновок ОРЗ обеспечивает независимое регулирование расхода воды, дает возможность провести базовые исследования нагнетательных скважин по каждому пласту раздельно и контроля закачки воды в каждый продуктивный пласт и регулировать процессы выработки запасов по каждому продуктивному пласту. 2.4. Рекомендации к системе поддержания пластового давления для нефтяных залежей 2.4.1. Существующее положение Система поддержания пластового давления Ельниковского месторождения в соответствии с проектным документом реализована путем закачки в нефтеносные пласты подтоварной воды с УПН «Ельниковка» насосами КНС-1 и КНС-3, отделенной на ДНС-1 подтоварной воды насосами КНС-2 и отделенной на ДНС-6 Котовского м/р подтоварной воды насосами КНС-7. Система низконапорных водоводов системы ППД Ельниковского месторождения представлена участками стальных трубопроводов от источника водоснабжения до КНС-1, 3, 7 и БКНС-2 диаметрами 89?6, 159?6, 273?8 и 325?7 мм протяженностью более 150 км, в том числе футерованными полиэтиленом - 11 км. С КНС-1 подтоварная вода насосами ЦНС-180-1440 (3 шт.) под давлением 13,0 МПа через блок гребенки распределяется по направлениям к 65 скважинам ППД Соколовского поднятия. Количество перекачиваемой воды по направлениям замеряется счетчиками УРСВ-010 и Взлет РС. 36 скважин ППД Соколовского поднятия запитаны от КНС-3 - подтоварная вода насосами ЦНС-180-1440 (2 шт.) подается к скважинам под давлением 14-14,5 МПа через блок гребенки со счетчиками СВУ. Технологическая схема КНС-3 включает в себя резервуар РВС-3000, который служит для создания запаса воды и дополнительной ее подготовки. Насосами ЦНС-180-1422 (2-рабочий, 1-резервный) КНС-2, на выкиде которых создается давление до 14-15 МПа, вода через блок гребенки со счетчиками СВУ и “Взлет РС” распределяется по направлениям к 38 нагнетательным скважинам на Ельниковском поднятии. Закачка в поглощающие скважины ведется со старой БКНС-2 насосным агрегатом ЦНС-63-1400. На КНС-7 насосоми ЦНС-63-1400(2 шт.) вода под давлением 17,5 МПа через блок гребенки распределяется по направлениям к 30 скважинам ППД на Апалихинском и частично на Ельниковском поднятиях. Индивидуальные замеры количества закачиваемой воды по каждой скважине производятся периодически с помощью портативного ультразвукового расходомера-счетчика жидкости «PANAMETRICS PT-868». Из всего фонда нагнетательных скважин (169 скважин) в работе на 1.01.2016 г. 150 скважин. Приемистость скважин составляет от 1 до 750 м3/сут при давлениях на устьях скважин от 4 до 16 МПа, в зависимости от удаленности скважины от БГ. Суммарный объем закачки подтоварной и пресной воды составляет 18,9 тыс.м3/сут. С целью борьбы с коррозией водоводов на выкиде насосов КНС-1. БКНС-2, КНС-3, КНС-7 постоянно подается ингибитор коррозии СНПХ-1004Р в количестве 10-20 г/м3. Схема системы ППД Ельниковского м/р представлена в приложении №1 на рисунках 14 -17, Прикамского участка - на рисунке18. Существующее положение системы ППД по объектам подчеркивает актуальность применения технологий ВПП с целью довыработки трудноизвлекаемых запасов 2.4.2. Перспектива развития системы ППД КНС-1 Для закачки в систему ППД используется подтоварная вода с УПН «Ельниковка». Перспективные объемы закачки воды с КНС-1 приведены в таблице 4. Таблица 4 Объемы закачки воды в систему ППД с КНС-1 Показатель/Год 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Закачка воды в систему ППД, м3/сут 5 513 5 833 6 002 6 060 6 113 6 281 6 443 6 559 6 657 6 691 6 754 Закачка воды в систему поглощения, м3/сут 1 910 1 367 870 330 Показатель/Год 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 Закачка воды в систему ППД, м3/сут 6 741 6 799 6 868 6 901 6 927 6 954 6 991 7 043 7 096 7 146 7 189 Закачка воды в систему поглощения, м3/сут В настоящее время КНС-1 оснащена тремя насосными агрегатами ЦНС-180-1440 производительностью 4320 м3/сут каждый. Перспективные объемы закачки воды в ППД и суммарные мощности КНС-1 приведены на рисунке 4. Рисунок 4 – Профиль-график КНС-1 КНС-3 Для закачки в систему ППД используется подтоварная вода с УПН «Ельниковка». Проектные объемы закачки воды с КНС-3 приведены в таблице 5.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 60 страниц
1500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 62 страницы
1550 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 65 страниц
750 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg