реферат. РЕФЕРАТ Гайбаев. Восстановление продуктивности скважин с
 Скачать 57.23 Kb.
|
|
Министерство образования Республики Башкортостан Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение многопрофильный колледж г. Дюртюли КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин на тему: Восстановление продуктивности скважин с применением технологий СКО Выполнил студент: Группы 4ЭД- 19.1 Гайбаев Альберт ВВЕДЕНИЕ 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Общие сведения о Менеузовском месторождении 1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек 1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды 1.4 Конструкция скважины 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. Характеристика методов интенсификации добычи нефти в НГДУ «Чекмагушнефть» 2.2 Технология проведения соляно-кислотных обработок 2.3 Оборудование для проведения соляно-кислотной обработки 2.4 Расчет параметров соляно-кислотной обработки скважины 2.5 Оценка технологического эффекта от проведения СКО 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ 4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Графическая часть – электронная презентация Дата выдачи задания – сентябрь 2022 г. Срок окончания - март 2023 г. Преподаватель - Ардеева Г.В Содержание 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Менеузовское нефтяное месторождение открыто в 1957 году, и в 1965 году месторождение введено в эксплуатацию и разрабатывается Чекмагушевским УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа». Менеузовское нефтяное месторождение расположено на территории Илишевского района республики Башкортостан и на расстоянии 140 км от г.Уфа. По природным условиям район относится к равнине, изрезанной системой рек и оврагов. Главной водной артерией является судоходная река Белая. По соседству с Менеузовским месторождением находятся такие разрабатываемые месторождения как Арланское, Андреевское, Манчаровское и др. Разведочные работы на площади начаты в 1957 году на основании структурно-поискового бурения, выявившими здесь Менеузовское нижнепермское поднятие. В 1965 г. были подсчитаны и утверждены ГКЗ запасы нефти и газа Менеузовского месторождения. За прошедший после утверждения запасов период дополнительные разведочные работы на площади месторождения не проводились. Велось лишь бурение эксплуатационных скважин, в которых производился отбор керна, опробования на приток, отбор проб нефти, промыслово-геофизические измерения и другие виды работ. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине и расположено в пределах Андреевского валообразного поднятия. Менеузовское нефтяное месторождение представляет собой крупную положительную структуру северозападного простирания, оконтуренную общей изогипсой — 1150 м.общая протяженность поднятия составляет 15,8 км, ширина 5 км. Амплитуда структуры изменяется от 15 до 26 м. свод поднятия осложнен куполами: северно-менеузовским, Менеузовским, ЮжноМенеузовским, Саиткуловским, которые разделены между собой малоамплитудными прогибами. К каждому поднятию приурочены промышленные скопления нефти, которые выявлены в пластах терригенной толщи нижнего карбона и в карбонатных отложения каширского горизонта и турнейского яруса. 1.2 По всем продуктивным пластам с целью определения пористости, проницаемости и водонасыщенности было проанализировано 4557 образцов керна. Кроме того, определение пористости осуществлялось и по данным ГИС. Начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов определялась по данным ГИС и методом центрифугирования. При расчете средних значений коллекторских свойств за нижний предел проницаемости для всех типов коллекторов принято значение 1 мД. За нижний предел пористости для карбонатных пород верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов принято значение 8%, а для терригенных коллекторов визейского яруса ‑10 %. Продуктивные пласты верейского горизонта представлены раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенными, органогенно-детритовыми и известняками тонко-мелкокозернистыми. Башкирский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, пористыми и плотными, прослоями глинистыми, с включениями кремня, с примазками глин по многочисленным трещинам, иногда с прослойками зеленовато- серого аргиллита. Встречаются стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. Продуктивные отложения представлены следующими разностями: известняками органогенными, раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенно-детритовыми. Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников с подчиненными прослоями доломитов Коллекторы тульских продуктивных пластов представлены алевролитами, алевропесчаниками, реже песчаниками. Продуктивные пласты бобриковского горизонта сложены кварцевыми мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками, алевролитами. Продуктивная толща турнейского яруса включает отложения черепетского и малевско-упинского горизонтов. Черепетский горизонт представлен переслаиванием серых, в большей степени глинистых известняков и черных, темно-серых аргиллитов. Малевско-упинский горизонт сложен известняками светло-серыми, скрыто и мелко кристаллическими, мелкокавернозно-пористыми иногда трещиноватыми. Продуктивные пласты заволжского надгоризонта представлены переслаиванием плотных мелкокристаллических известняков, раковинно-известняковых песчаников, пелитоморфных органогенных известняков, доломитов; алевролитов известковистых. 1.3 Нефть и газ представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеродных компонентов. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью. Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера. В небольших количествах содержится хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п. Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.Физико-химические свойства нефти и ее товарные качества определяются составом. Свойства нефти: плотность, вязкость, газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти и ее усадка, поверхностное натяжение, объемный коэффициент, температура вспышки, температура кристаллизации парафина и т.д. Количество растворенного в нефти газа характеризуется газосодержанием нефти (газовый фактор), под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры от пластовых до стандартных условий. Ед.измерения м3/м3или м3/т. 1 т нефти например Муравленковского месторождения способна растворить в пластовых условиях (пластовые давления и температура) 52,1 м3 нефтяного газа, Сугмутского – 98 м3 нефтяного газа, Суторминского до 85,8 м3 нефтяного газа, Меретояхинского - 290,9 м3 нефтяного газа, а Умсейского – 307,6 м3 нефтяного газа. Важнейшим свойством нефти является давление насыщения нефти газом, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти. При снижении давления ниже этого значения происходит выделение газа в свободное состояние. От этого процесса зависит продвижение нефти по пластам и подъем на поверхность по скважинам. 1.4 Конструкция скважины – это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др. В газонефтяной отрасли нет также единого методического подхода к оценке качества проектирования и строительства скважин, в том числе их конструкции. Основные элементы скважины Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо. Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной  зацементированной трубой - направлением. Забой - это дно ствола скважины. Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины. Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации. Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины. 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи, использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти.В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего НГДУ. Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки со сбросом сточной воды, – устьевая арматура скважины; – способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах; – бригадные узлы учета нефти; – установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д. Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными ингибиторами солеобразования. Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда. 2.2 Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав, кислота вместе с продуктами реакции вымывается на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят. Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины. Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью. 2.3 При осуществлении технологического процесса по закачке салянной кислоты применяется следующее оборудование: Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03 (для закачки соляной кислоты в скважину) Агрегат ЦА-320М определения приемистости скважины перед проведением и после закачки; для продавки жидкости в пласт) Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для промывки скважины) Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления, применяемый материал Соляная кислота (НСI) 12-24% 2.4 Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору, ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов. 2.5 В зависимости от химко-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону матерьялов, а также целевого назначения обработок применяются: А) солянокислотные обработки Б) обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты В) двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты. В рассматриваемых скважинах просматривается слоистая неоднородность пластов, следовательно, коэффициент проницаемости невысок, поэтому рекомендуется проводить двухрастворные обработки. При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки. Солянокислотный раствор предназначается доля растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны. За счёт этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта остатков фтористого кальция и других фторидов, способствующих проницаемости пород пласта, а также связывающих определённое, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта. Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнявшегося низа скважины. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор HCl объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. 3. Обеспечение пожарной безопасности является важной частью любого предприятия. Особое внимание требуют объекты добычи, хранения и переработки нефтепродуктов, на которых используются сложные технические решения с применением систем автоматики. На данных объектах используются вещества, обладающие высокой горючестью и взрывоопасностью. Для того чтобы минимизировать риск образования пожаров и аварийных ситуаций, требуется соблюдение правил проектирования зданий, сооружений и наличие соответствующего газоаналитического оборудования. Должны быть установлены автоматические системы пожаротушения, сигнализации, сети пожарных водопроводов, насосы и станции. Также необходимо ознакомить рабочий персонал с правилами пожарной безопасности. Правила пожарной безопасности на нефтяных объектах Главные требования к объектам нефтяной и газовой промышленности указаны в «Техническом регламенте о требованиях пожарной безопасности». Данные предписания захватывают область проектирования, эксплуатации, ремонта предприятий пожарной безопасности. К основным правилам относятся следующие пункты: Объекты нефтяной промышленности должны быть оборудованы приборами газоанализа, принудительной вентиляцией из негорючих материалов, заменяемой естественной системой в нерабочее время. Все взрывоопасные места обозначаются пожарными знаками, так же как и места для курения на территории. Предметы, находящиеся в лаборатории, на путях эвакуации не должны быть изготовлены из пожароопасных материалов. К работам и обслуживанию на предприятиях могут быть допущены сотрудники, прошедшие обучение по пожарно-техническому минимуму. За каждой зоной объекта закрепляется руководящее лицо, отвечающее за соблюдение предписанных требований по пожарной безопасности. В производственных помещениях необходимо проводить анализ воздуха. С полным перечнем правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности можно ознакомиться здесь. Обеспечение пожарной безопасности на объектах нефтяного комплекса Главным аспектом предупреждения пожарный ситуации на местах НК является быстрое и своевременное оповещение работников о возникновении аварийной ситуации, для экстренного принятия всех необходимых мер по ее ликвидации. Для этого требуется: установленные технические устройства или пожарные извещатели, системы сигнализации в каждом помещении и на всей территории, включая бочки нефтехранилищ, причалы и прочее; эффективность приема сигналов от ручных оповещающих приборов; оперативная подача сигналов системой пожаротушения; исправная работа СОУЭ; эффективное отключение оборудования по наливу нефти при вспышке пожара; быстрое срабатывание сигналов и вывод их на экран монитора оператора. Для повышения эффективности данных мероприятий противопожарное и газоаналитическое оборудование должно быть правильно установлено, в соответствии с правилами размещения и монтажа. Также систематически должен производиться осмотр и ремонт устройств, для проверки работоспособности и их поддержания в исправном состоянии. 4.Практическая реализация требований охраны недр базируется на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки, для выполнения которого необходим определенный объем качественной информации. Только на такой основе возможно создание достаточно приближенных к реальным условиям моделей процесса разработки, позволяющих выявлять текущее и прогнозировать будущее состояние извлечения запасов из недр. Для решения вопросов охраны недр необходимо учитывать целый ряд моментов. При разбуривании месторождения должно быть обеспечено: - предотвращение открытого фонтанирования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей работы скважин; - надежная изоляция в скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу; - необходимая герметичность всех колонн труб, спущенных в скважину, и их высококачественное цементирование. Эксплуатационные объекты следует разбуривать при условии проведения всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предотвращению ухода промывочной жидкости в эксплуатируемые верхние объекты. При уходе в них промывочной жидкости эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся скважине, должна быть прекращена до окончания ее бурения или до спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт. При разработке эксплуатирующихся объектов, состоящих из нескольких сообщающихся пластов, возможны межпластовые перетоки нефти, газа или воды. Для предотвращения этих явлений, осложняющих разработку и затрудняющих контроль за выработкой отдельных пластов, необходим постоянный контроль за изменением пластового давления, дебитов скважин, обводнения их продукции в зоне связи пластов с целью своевременного установления возобновления перетоков и их интенсивности. Причиной перетоков могут быть нарушения технического состояния скважин, поэтому во всех скважинах должны проводиться изоляционные работы согласно геологотехническому наряду. Во всех случаях разработки многопластовых объектов одной сеткой скважин необходима система мер по достоверному учету добычи нефти из каждого пласта или из группы пластов, по которым запасы подсчитывают отдельно. Это необходимо для контроля за степенью использования извлекаемых запасов или за достигнутой величиной текущей нефтеотдачи. Косвенные методы пересчета на отдельные пласты продукции, добываемой из скважин, совместно эксплуатирующих несколько пластов, весьма приблизительны и могут привести к значительным погрешностям в распределении добычи. Поэтому на каждом пласте необходимо иметь систему контрольных скважин, работающих только с этим объектом и расположенных в разных по продуктивности частях залежи. Данные замеров добычи по этим скважинам будут служить основой для корректировки распределения добычи по всем остальным скважинам. В залежах, разработка которых ведется при условиях, близких к граничным значениям изменения физико-химических свойств нефти, газа и пластовой воды, могут происходить такие явления, как выпадение парафина при снижении температуры пласта от закачки холодной воды, выпадение солей при взаимодействии закачиваемой и пластовой воды, бактериальное заражение залежи и другое. В этих случаях при подготовке к разработке необходимо проанализировать все возможные случаи взаимодействия природных и вновь вводимых в залежи агентов и системы разработки создавать с таким расчетом, чтобы исключить или снизить до безопасного уровня последствия этих взаимодействий. Специальный контроль за ходом разработки позволит принять своевременные меры по ликвидации или локализации начинающихся нежелательных процессов. Особенно тщательная подготовка требуется в случае планируемого применения новых методов разработки. Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться на технологических режимах, утвержденных в установленном порядке. Для контроля за выполнением технологического режима при подготовке скважин к эксплуатации необходимо предусмотреть возможность проверки параметров их работы. Эксплуатация дефектных добывающих скважин с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, цементного кольца за колонной и т.п. допускается по согласованию с органами Госгортехнадзора в случаях, когда установленные технологическим режимом отборы жидкости не приводят к нарушению требований охраны недр. За эксплуатацией таких скважин должен быть установлен строгий контроль. Эксплуатация дефектных нагнетательных скважин не допускается. В дефектных скважинах, эксплуатация которых нарушает правила охраны недр, должны быть проведены ремонтно-изоляционные работы с предварительным осуществлением в них необходимого комплекса исследовательских работ по выявлению источника и места поступления воды или газа в скважину. Длительная разработка месторождений нефти и газа, особенно крупных, может вызывать опускание поверхности на несколько метров на площади в десятки и сотни квадратных километров, что, в свою очередь, может привести к изменению гидрологического режима, заболачиванию или затоплению земель. Основная причина опускания земной поверхности - сжатие пластов под действием дополнительного горного давления, равного давлению столба жидкости, на величину которого снижен пьезометрический уровень. Кроме того, сдвигание горных пород на месторождении приводит к нежелательным явлениям при разработке: - изменению коллекторских свойств пласта под воздействием горного давления; - искривлению стволов скважин и деформации обсадных колонн; - скалыванию скважин в результате послойных горизонтальных срывов пород при больших вертикальных перемещениях слоев; - деформации и разрушению объектов промыслового обустройства (трубопроводов, нефтегазохранилищ, вышек). Во избежание таких последствий или для своевременного принятия мер защиты от них должен быть организован контроль за оседанием поверхности с применением наиболее совершенных методов наблюдений. Список использованной литературы: 1. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана /Ф.Х. Хатмуллин, И.М. Назмиев, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Л.Н. Загидуллина, Ш.Х. Султанов//Москва,1999, 29с., 118-120с. 2. Авзалетдинова Л.Р. Подсчет запасов нефти и газа Менеузовского месторождения: отчет о НИР /Башнипинефть - Уфа, 1987. 3. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений В.Е. Гавура//Москва, ВНИИОЭНГ.,1995-496 с. 4. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. 5. Байков Н.М. Сбор, транспорт и подготовка нефти /М.: Недра.- 1975. - с.31-56. 6. Еникеев В.Р. Практическое пособие для операторов по добыче нефти / М., Недра 1965. 7. Инструкция для операторов по добычи нефти и газа по применению СИЗ. |