1.1 Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Газо нефти водопроявление


Учебный курс по газо-водо-нефте проявлениям ( ГВНП ). Часть 4.

Originally published at Профессионально об энергетике. Please leave any comments there.

Вы можете поделиться ссылкой на это видео с друзьями или получить код для вставки этого видео на свой сайт или блог.

Для этого нажмите menu на панели управления.Share – ссылка, Embeded – код.

Газо-, нефте- и водопроявления

Грифоны и межколонные проявления

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент – порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колоннами, а также между промежуточной колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразований разбивают на следующие три группы.

1. Грифоны, обусловленные некачественным цементированием высоконапорных пластов, как основного эксплуатационного, так и вышележащих.

2. Грифоны, возникающие при газо-, нефте- и водопроявлениях и открытых фонтанах в процессе бурения, особенно при полной герметизации устья скважины.

3. Грифоны, возникающие вследствие движения газа и нефти через резьбовые соединения обсадных колонн по причине их негерметичности или через нарушения в колоннах, возникающие в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин.

Для всех перечисленных случаев необходимым условием для появления грифона на дневной поверхности является наличие каналов (тектонические трещины, породы высокой проницаемости, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с поверхностью.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

1) при проектировании конструкции скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование грифонов, с обязательным подъемом цемента до устья;

2) перед спуском обсадной колонны тщательно проработать скважину со скоростью подачи инструмента не более 35–45 м/ч, при этом качество глинистого раствора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН;

3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной, а для газовых скважин подъем цементного раствора следует производить с учетом перекрытия башмака промежуточной колонны или кондуктора;

4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах устанавливать цементирующие пружинные фонари;

5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство не допускать ниже 1,5–1,8 м/с;

6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайдеров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;

7) скважины, в которых при эксплуатации ожидаются высокие давления (свыше 200 кгс/см2), закреплять трубами, предварительно опрессованными водой на максимально допустимое давление, с выдержкой не менее 15 с;

не производить приварку нестандартных муфт; высококачественно производить все работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м применять колонные головки с клиновым захватом;

9) осваивать скважину только при условии качественного крепления ствола и устья скважины, а также окончания монтажа и испытания устьевой обвязки.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются ликвидацией скважин. Вместе с тем при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять нормированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

Если в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

poisk.livejournal.com

Газо-нефте-водо проявления (ГНВП) при бурении и капитальном ремонте скважин [DOC]

Лектор Сидоров В.И. Оренбург, 2017. 86 с.Кто и как часто должен обучаться по курсу "Контроль скважины и управление скважиной при ГНВП". Определение аварии и инцидента на опасном производственном объекте. Назовите последствия открытого фонтана. Коллектор. Условия формирования залежи углеводородного сырья. Конструкция скважины. Типы обсадных колонн. Гидростатическое давление на забой. Пластовое давление. Аномальные пластовые давления. Потери давления на гидравлические сопротивления. Давление прокачки. Гидродинамическое давление возникающее при движении колонн труб по стволу скважины. Уменьшение гидростатического давления при простоях скважины без промывки. Снижение давления на стенки скважины в результате поглощения бурового раствора. Система скважина пласт. Условия равновесия. Движение газовой пачки в закрытой скважине. Движение газовой пачки в открытой скважине. Классификация причин возникновения ГНВП и перехода в ОФ Геологические причины возникновения ГНВП. Технологические причины возникновения ГНВП. Технические причины возникновения ГНВП и перехода в ОФ. Организационные причины возникновения ГНВП и перехода в ОФ. Этапы развития ГНВП. Грифонообразование. Причины возникновения ГНВП при СПО. Причины возникновения ГНВП при бурении. Причины возникновения ГНВП при креплении скважины. Причины возникновения ГНВП при отсутствии циркуляции. Причины возникновения ГНВП при КРС. Обнаружение ГНВП. Датчики станции геолого-технологических исследований. Предупреждение ГНВП. Плотность промывочной жидкости. Прямые признаки ГНВП. Косвенные признаки ГНВП. Действия буровой вахты при получении прямых признаков ГНВП, при получении косвенных. Причины высокой фонтаноопасности газовых скважин. Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП. Действия буровой вахты при возникновении ОФ При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана. П.273. Действия буровой вахты по гермитизации устья. Замеры после гермитизации устья. Сравнение мягкого и жесткого способов закрытия устья. Двухстадийный метод ликвидации ГНВП. Метод ожидания и утяжеления ликвидации ГНВП. Стандартные и нестандартные методы управления скважиной. Максимально допустимое давление на устье скважины при ликвидации ГНВП Нестандартный метод глушения скважины в "Лоб". Объемный метод предупреждения развития ГНВП. Нестандартный метод замещения. Состав ПВО. Какие операции обеспечивает. В каких случаях устанавливается дополнительный превентор со срезающими плашками. Испытание колонн на герметичность методом опрессовки. Опрессовка ПВО до монтажа на устье. Рабочее и пробное давление. Опрессовка ПВО на скважине. Колонная головка. Маркировка, состав и назначение. Превентор ПУГ. Маркировка, принцип работы и назначение. Превентор ППГ. Маркировка, принцип работы и назначение. Станция управления ПВО. Состав, назначение и контроль работоспособности. Основной и вспомогательный пульты управления ПВО. Манифольд противовыбросовый блочный. Состав и назначение. Схематическое обозначение элементов ПВО. Запорно-регулирующая арматура. Корозионное исполнение. Типы фланцевых соединений. Механические приборы контроля воздушной среды. Электронные газоанализаторы. Сероводород (характеристики, ПДК, воздействие на человека). Противогазы. Виды и область применения. Фильтрующие противогазы. Ограничения и правила экплуатации. Газоопасные работы. Объемное содержание газа в промывочной жидкости. Трехстадийная защита от возникновения открытых фонтанов. Что необходимо сделать перед вскрытием пластов с возможным флюидопроявлением. На сколько разрешается отклонение плотности от требуемой проектом. Какой запас бурового раствора необходимо иметь при производстве буровых работ. Подъем бурильной колонны при наличии сифона. Предупредительные надписи перед вскрытием продуктивного горизонта. Что предусматривает план локализации и ликвидации аварии. Состав аптечки по приказу 169Н. Дополненительные средства. Доврачебная помощь. Задачи. Порядок действий при оказании первой доврачебной помощи. Оценка степени поражения по признакам жизни. Первая доврачебная помощь при отравлении промышленными сероводородом. Искусственная вентиляция легких методом доннора. Непрямой массаж сердца. Первая помощь при ожегах. Первая помощь при кровотечениях.

www.twirpx.com

Нефте-газо-водопроявления и их ликвидация.

3.1 Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88%, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД.

Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод — капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка.

Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа.

Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены суль-фатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа.

Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Нормы качества сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты, приведены в таблице 1.

Нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты

Таблица 1

3.2 Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов

Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа (рисунок 6), поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины.

Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5—1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2—10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину.

После 12—16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15 — 18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12.

Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключение контакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтра-ционные, флотационные и электрофлотационные.

Рисунок 8. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод открытого типа

Водонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа (рисунок 8), поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть—вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины.

Основным аппаратом установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации является коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973 (рисунок 9), разработанный институтом БашНИПИнефть. Сточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3. Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б. Фильтрационные отсеки заполнены коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4—5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет. Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода — через патрубки 7. Осаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2.Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4 и 9. При засорении гранулированного полиэтилена осуществляют его промывку подачей в очищенную воду 10—15% дисперсии керосина в течение 30 мин.

Рисунок 9. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа по принципу отстоя

Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа

Подготовка сточных вод, основанная на принципе флотации, осуществляется в резервуаре-флотаторе (рисунок 10). Флотация — это процесс извлечения из жидкости мельчайших дисперсных частиц с помощью всплывающих в жидкости газовых пузырьков. В резервуаре-флотаторе пузырьки газа образуются во флотационной зоне 5 за счет выделения растворенного газа из газонасыщенной сточной воды в результате снижения давления при поступлении ее в эту зону. Давление насыщения воды газом — 0,3—0,6 МПа; количество выделенного газа из воды — 25 л/м3. Газонасыщенная вода через патрубок ввода 1 вводится в нижнюю часть флотационной зоны с помощью перфорированного распределителя. Сточная вода поднимается во флотационной зоне со скоростью, обеспечивающей длительность пребывания воды во флотационной зоне около 20 мин. Выделяющиеся пузырьки газа, поднимаясь зверх, встречают на своем пути дисперсные частицы, распределенные в воде. Дисперсные частицы, которые плохо смачиваются водой (капельки нефти), захватываются пузырьками и флотируются на по-зерхность, образуя там слой пены. Уловленная нефть собирается в юльцевой желоб 4 для сбора нефти и выводится через патрубок 2. Вода из флотационной зоны 5 перетекает в отстойную зону 6, расположенную в кольцевом пространстве между корпусом 3резервуара и флотационной зоной, где медленно опускается вниз. Дисперсные частицы, которые хорошо смачиваются водой, не захватываются пузырьками газа во флотационной зоне, а под действием силы тяжести осаждаются вниз во флотационной и отстойной зонах, откуда осадок выводится через соответствующие перфорированные трубы и патрубки 9 и 10. Очищенная вода выводится через кольцевой перфорированный коллектор и патрубок 8. Резервуар-флотатор герметизирован, поэтому выделяющийся из воды газ выводится сверху резервуара через патрубок 7. Содержание примесей (мг/л) в сточной воде, поступающей в резервуар-флотатор на очистку, должно быть: нефти — 300, механических примесей — до 300. Остаточное содержание в очищенной воде, выходящей из резервуара-флотатора, составляет (мг/л): нефти — 4—30, механических примесей — 10—30.

Рисунок 10. Резервуар – флотатор

Электрофлотация — это флотация газом, образовавшимся в результате электролиза. При электролизе воды образуются пузырьки кислорода и водорода. Преимущество электрофлотации по сравнению с газовой флотацией — возможность получения при электролизе тонкодиспергированных пузырьков газа до 16 *107 шт/(м2*мин), что приводит к быстрому осветлению нефтесодержащей воды. Сущность электрофлотационногоспособа очистки сточных вод включается в следующем. В технологической емкости устанавливают электроды и пропускают постоянный электрический ток. В результате электролиза на электродах выделяются газовые пузырьки, которые поднимаются вверх, пронизывая слой обрабатываемой нефтесодержащей воды. При движении в сточной воде пузырьки сталкиваются с дисперсными частицами, взвешенными в воде, прилипают к ним и флотируют их. Таким образом, дисперсные частицы собираются в верхней части сосуда в виде пены, которую удаляют с помощью скребкового транспортера. Очищенная вода выводится через патрубок, расположенный внизу аппарата. На процесс очистки сточных вод методом электрофлотации существенное влияние оказывает расположение электродов. Рекомендуется располагать один электрод в нижней части аппарата так, чтобы он по возможности закрывал все дно. Это необходимо для того, чтобы пузырьки, выделяющиеся при электролизе на этом электроде, пронизывали весь объем обрабатываемой воды и обеспечивали флотацию дисперсных частиц. Второй электрод закрепляют в вертикальном положении, так чтобы он не препятствовал флотации дисперсных частиц. Электроды выполняют в виде пластин, решеток, можно использовать подвижные электроды с целью регулирования расстояния между ними.

Заключение

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга.

Совершенствование поисково-разведочных работ и методов разработки нефтяных месторождений способствует поиску и извлечению все новых запасов нефти в самых разных уголках мира. Растет и спрос на добываемую нефть. Транспортировка нефти, соединяя районы добычи нефти с районами ее потребления, является жизненно важной составляющей нефтяной индустрии. Она обеспечивает необходимые нам потоки нефти, с помощью которой мы можем привести в движение наши машины, согреть наши дома, и в целом повысить наш уровень жизни.

По мере развития рыночных отношений в российской экономике повышается роль затрат на реализацию продукции предприятий. Именно затраты являются основой для ценообразования и решающим фактором формирования прибыли. Поэтому предприятия в условиях рынка постоянно стремятся поддерживать оптимальный уровень издержек обращения.

Внедрение в практику работы предприятий современных методов управления издержками и процессом ценообразования способствует повышению эффективности торгового процесса.

Учет затрат на реализацию продукции, планирование и калькулирование издержек обращения имеют наибольшую специфику в связи с особенностями технологии и организации торгового процесса. В связи с этим существует потребность освоения особенностей формирования затрат, которые определяются отраслевыми факторами и ситуациями, складывающимися на конкретном предприятии. Все это обуславливает возрастание значимости выполнения одной из основных целей предприятия - исчисление цены реализуемой продукции для расчетов и оценки финансовых результатов.

Список использованной литературы

1. Герасименко В.В. Управление ценовой политикой компании: Учебник.-М.: Эксмо, 2007.

2. Липсиц И.В. Коммерческое ценообразование. - М.: БЕК, 2005.

3. Липсиц И.В. Коммерческое ценообразование: Учебник. Сборник деловых ситуаций. Тесты. - 2-е изд., доп. и испр. - М., БЕК, 2007.

4. Либерман И.А. Цены и себестоимость продукции. - М.: Финансы и статистика, 2005.

5. Михайлова Е.А. Ценовые стратегии: современные мировые тенденции // Маркетинг в России и зарубежом. - 2009. - №5.

6. Никишкин В.В. Торговый маркетинг. - М.: Изд-во Рос. экон. акад., 2008.

7. Пирожкова Н. Проблемы ценообразования и учет затрат // Бух.учет. - 2008. - №1.

8. Порошина Н. Новые аспекты ценообразования // Маркетинг. - 2007. - №6.

9. Пунин Е.И. Маркетинг менеджмент и ценообразование на предприятиях в условиях рыночной экономики. М: Международные отношения 2009.

10. Родионова А.Н., Руднева Ю.Р., Пашин С.Т. Методы расчета цены на новый товар // Маркетинг в России и зарубежом. -2006. - №2.

11. Слепнева Т.А., Яркин Е.В. Цены и ценообразование: Учебное пособие. - М.: ИНФРА-М, 2008.

12. Слепов В.А. Попов Б.В. Вопросы комплексного подхода к ценообразованию в новых экономических условиях. - М.: Система, 2005.

13. Тарасевич В.М. Ценовая политика предприятия: Учебник. - СПб.: Питер, 2006.

14. Тарасевич В.М. Ценовая политика предприятия: Учебник для вузов. З-е издание. - СПб.: Питер, 2010.

15. Уткин Э.А. Ценовая политика: Учебник. - М.: Тандем, 2004.

16. Уткин Э.А. Цены. Ценообразование. Ценовая политика. - М.: ЭКМОС, 2006.

17. Чубаков Г.Н. Стратегия ценообразования в маркетинговой политики предприятия, М. Инерра - М. - 2008.

18. Цаиулин А.Н. Ценообразование в маркетинге. - М.: Филин, 2009.

19. Ценообразование: Учеб. пособие для вузов/ Под ред. И.К. Салимжанова. - 2-е изд., доп. - М.: АО «Финстатинформ», 2009.

20. Цены и ценообразование / Под ред. В.Е. Есипова. - СПб.: Питер, 2007.

21. Экономика предприятия: Учебник / Под ред. Проф. О.И. Волкова. - М.: ИНФРА-М, 2008.

22. Экономика и статистика фирм. 2-е издание переработанное и дополненное. - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2007.

studlib.info

1.1 Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Похожие главы из других работ:

Бурение поисковой скважины

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

Сведения о поглощении бурового раствора приведены в таблице 3. Данные об осыпях и обвалах представлены в таблице 4. Возможные нефтегазоводопроявления представлены в таблице 5. Таблица 3.Поглощения бурового раствора Таблица 4...

Бурение скважин

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН

Буровая скважина проходит сквозь толщу горных пород, для того чтобы добраться до желаемого объекта - залежи рудного тела, нефти, газа, водоносного горизонта и т.д. Таким образом, скважина это искусственная выемка в горном массиве пород...

Геологическое изучение Таймыра. Исторический экскурс и современные достижения

4. История изучения нефте - и газоносных месторождений Таймыра

Красноярский край занимает почетное второе место по суммарным начальным извлекаемым ресурсам углеводородов в России...

Ликвидация скважин

1. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

скважина ликвидация консервация Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам. Скважины, не законченные бурением...

Ликвидация скважин

2.1.2 Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод (Ка = 1...

Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин

1.5 Возможные осложнения при бурении скважин

Таблица 2. Осложнения при бурении скважины № 182. Интервалы глубин, м Вид осложнений Причины, вызывающие осложнения Способы ликвидации 20-28 140 - 154 Поглощение промывочной жидкости Наличие высокопроницаемых пород...

Очистка обсаженного ствола скважины от песчаных пробок с помощью беструбных гидробуров

1.2 Ликвидация песчаных пробок

Песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чистят гидробуром. В качестве промывочной жидкости применяют нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый раствор, аэрированную жидкость, пену...

Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

2.2 Характеристика нефте-газонасыщенных толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности с учетом данных по новым скважинам (ГИС, керн)

На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтеносность в дощанской свите среднеюрских отложений (прил.1,2), в разрезе которой выделяются пласты А, Б и В. Скважины №№13 и 14, расположенные в северном блоке...

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

1.5 Возможные осложнения при бурении

Во время бурения могут возникнуть осложнения связанные как с естественными причинами, так и с нарушением технологии бурения. Параметры...

Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении

Возможные осложнения при бурении

...

Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

2.4 Возможные осложнения при бурении

Сведения о возможных поглощениях бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения сводятся в таблицах 8-11...

Разработка технологии бурения геологоразведочных скважин

4. Экологические вопросы при бурении скважин

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды природной среды - важнейшие проблемы человечества на современном этапе его развития...

Техника разведки

1.7.Ликвидация скважин

Цель ликвидационного тампонирования скважины состоит в том, чтобы изолировать все водоносные пласты и пласты полезного ископаемого, подлежащего разработке...

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

1.2.5 Осложнения при бурении

осложнения, возникающие при бурении на месторождении Одопту-море представлены в таблицах 1.10-1.11. Фактически наблюдалось только один вид осложнений - осыпи стенок скважин. Таблица 1...

Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

2. Схема промывки скважины при бурении

бурение скважина нефтяной Промывка скважин - циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды...

geol.bobrodobro.ru