Студопедия — Описание технологических процессов, применяемых в системах сбора и подготовки скважинной продукции
Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

Описание технологических процессов, применяемых в системах сбора и подготовки скважинной продукции






Учитывая объемы добываемой жидкости и значительную удаленность новых кустов скважин в северной части месторождения, рекомендуем ввести новый объект подготовки и сбора - УПСВ-2 производительностью 2,3 млн.т. жид/год. Мощностей существующей ДНС-1 недостаточно, потребуется ее увеличение в два раза.

На рисунке 3.1 представлена рекомендуемая схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения. Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на УПСВ-2 и УПСВ-1. Диаметры и протяженность трубопроводов рекомендуемой системы сбора продукции скважин Биттемского месторождения представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1- Диаметры и протяженность трубопроводов системы сбора продукции скважин

Диаметр нефтесборных сетей, мм Протяженность, км
Выкидные Д=89х4 5,85
Сборные колл:  
Д=89х3,5 4,78
Д=114х3 5,55
Д=159х4 11,058
Д=219х5 4,45

 

Обводненная газонасыщенная нефть со скважин Биттемского месторождения под устьевым давлением 1,5 МПа поступает на замерные установки, где осуществляется замер дебита скважин. После замерных установок нефтяная эмульсия подается на дожимную насосную станцию в сепараторы первой ступени сепарации.

 

Рисунок 3.1 - схема сбора продукции скважин Биттемского месторождения

Первая ступень сепарации осуществляется в нефтегазовых сепараторах объемом 50 м3 (2 шт) при давлении 0,53МПа.

Нефтяной газ после первой ступени сепарации проходит осушку от капельной жидкости в газосепараторе объемом 50м3, при давлении 0,5-0,52 МПа. После осушки нефтяной газ используется на собственные нужды промысла - котельную, нагреватель - водоотделитель. Основной объем газа подается на ГТЭС для получения электроэнергии.

Для утилизации попутного газа на выработку электроэнергии в 2004 году на месторождении построена газотурбинная электростанция (ГТЭС) установленной мощностью 36 МВт, подключенная к шинам ПС 110/35/6 кВ «Биттемская».

Частично разгазированная нефтяная эмульсия после сепараторов первой ступени далее подается на установку предварительного сброса воды (УПСВ) типа Хиттер-Тритер - 1 аппарат. В аппарате предварительного сброса воды осуществляется нагрев нефтяной эмульсии, сброс воды до остаточного содержания воды в нефти - 5-10%.

Дренажная вода из сепаратора - водоотделителя подается на очистные сооружения в резервуары РВС - объемом 3000 м3. после резервуаров - отстойников дренажная вода поступает на кустовую насосную станцию и далее закачивается в систему ППД.

Частично обезвоженная нефть после предварительного сброса воды поступает в нефтегазосепараторы - буферы объемом 50м3 (2шт), где при давлении 0,14 МПа осуществляется вторая ступень сепарации. После сепараторов-буферов нефтяная эмульсия поступает на оперативный узел учета и долее насосами ДНС откачивается на Алехинский ЦПС, где проходит полный цикл подготовки до товарных кондиций соответствующих ГОСТ 51858-2002.

ДНС «Биттемская оборудована технологическим резервуаром РВС-5000м3, работающая в технологическом и аварийном режимах. При работе РВС в технологическом режиме подтоварная вода сбрасывается на очистные сооружения, а нефть откачивается насосами ДНС на подготовку на ЦПС.

Производительность существующей ДНС - «Биттемская» по установленному емкостному оборудованию - 5,0 тыс.м3/сут. по жидкости.

Производительность УПСВ - 10,0тыс./м3 по жидкости.

Сепарационные мощности ДНС в настоящее время перегружены на 80%.

Действующие мощности предварительного сброса воды загружены на 90%. Резерв мощностей - 5-10% от установленных.

Товарная подготовка нефти Биттемского месторождения осуществляется на Центральном пункте сбора и подготовки нефти НГДУ «Нижнесортымскнефть» совместно с нефтью других месторождений этого НГДУ. Определение необходимости развития мощностей по подготовке нефти на ЦПС не входит в рамки данной работы. Транспорт обводненной нефти с Биттемского месторождения в направлении Алехинского ЦПС осуществляется по действующим нефтепроводам диаметром 273 и 426 мм, протяженностью 26.9 и 74,1 км соответственно.

При развитии системы разработки на месторождении и увеличении объемов добычи углеводородного сырья потребуется расширение системы внешнего транспорта. Для экономических расчетов в составе данной работы принята дополнительная нитка трубопровода диаметром 273 мм, протяженностью 27 км. Однако при выполнении проектных работ требуется проведение гидравлических расчетов с учетом структуры всей системы и динамики поступления жидкости с Западной группы месторождений.

Добываемый совместно с нефтью попутный газ Биттемского месторождения будет использоваться на собственные нужды нефтедобычи:

котельные на ДНС месторождения;

установки предварительного сброса пластовой воды на УПСВ-1 и УПСВ-2;

газотурбинную электростанцию, которая введена в эксплуатацию;

При увеличении объемов добычи углеводородного сырья и строительстве УПСВ-2 потребуется строительство газопровода диаметром 219 мм, протяженностью 7,5 км в направлении Биттемской ГТЭС.

 

4. Гидравлический расчет трубопровода в системе сбора и подготовки скважинной продукции по методике Г.Г. Корнилова [1]

Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

 

, (1)

 

где - дебит нефти,

- процентное содержание нефти, %

- плотность воды,

Объемный расход жидкой фазы

 

, (2)

 

где - дебит скважины по жидкости,

Объемный расход газовой фазы

 

, (3)

 

где - объемный расход жидкой фазой, ;

- расходное газосодержание смеси

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

, (4)

 

где - объемный расход жидкой фазой, ;

- диаметр трубопровода,

- кинематическая вязкость,

С учетом, что

Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

, (5)

 

где - m - коэффициенты характеризующие режим течения;

- объемный расход жидкой фазой, ;

- длина трубопровода, ;

- диаметр трубопровода, ;

- плотность жидкой фазы в смеси(нефть + газ),

Истинное газосодержание

 

, (6)

 

где - расходное газосодержание смеси;

- динамическая вязкость газовой фазы, ;

- динамическая вязкость жидкой фазы, ;

Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

 

, (7)

 

где - истинное газосодержание смеси;

- кинематическая вязкость,

С учетом что

 

Потери давления на сопротивление трения движения смеси

, (8)

 

где - потери давления при движении жидкой фазы, Па;

- приведенный коэффициент сопротивления;

- истинное газосодержание смеси;

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика по значению числа Рейнольдса по относительной скорости или по выражению

Исходные данные [3]:

процентное содержание воды - 38,6 %;

плотность нефти - 850 кг/м3;

плотность газа - 1,174 кг/м3;

плотность воды - 1009 кг/м3;

расходное газосодержание смеси - 0,8;

динамическая вязкость жидкой фазы - 13,9 мПа·с;

динамическая вязкость газовой фазы - 0,0285 мПа·с;

 

 

Таблица 4.1 – Исходные данные участка трубопроводов

 

Участок трубопровода Длина участка трубопровода, м Внутренний диаметр участка трубопровода, мм Расход жидкости на участке трубопровода, м3/сут
к.3 - т.55     148,05
к.1-т.55     466,58
Т.55 - т.17     614,63
к.4 - т.17     601,39
т.17 - т.16     1216,02
к.30 - т.22а     305,40
к.40 - т.22а     186,90
т.22а - т.22     492,30
к.5 - т.22     775,77
т.22 - т.16     1268,07
к.23 - т.56     348,20
к.38 - т.56     268,80
т.56 - т.60     617,00
к.39 - т.60     28,70
т.60 - т. 58     645,70
к. 37 - т. 58     236,70
т.58 - т.24     882,40
к.2 - т.24      
т.24 - т.16     1562,4

 

Произведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55

Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

 

Объемный расход жидкой фазы

 

 

Объемный расход газовой фазы

 

 

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

 

С учетом, что

Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

Истинное газосодержание

 

 

Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

 

 

С учетом что

Потери давления на сопротивление трения движения смеси

 

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика (рис. 4.1) по значению числа Рейнольдса по относительной скорости.

Рисунок 4.1 - График для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса

 

 

Как видим из результатов расчета, на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 имеем ламинарное течение, на данных участках трассы трубопровода наблюдается расслоенный режим течения газоводонефтяных смесей, что приводит к образованию ручейковой коррозии. Для того что бы перейти к турбулентному течению, я предлагаю на данных участках установить трубы с меньшим диаметром.

на участке к.40 - т.22а трубу диаметром 114х6 заменим на трубу с диаметром 89х3,5, получим

Произведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55

Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

 

 

Объемный расход жидкой фазы

 

 

Объемный расход газовой фазы

 

 

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

 

5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

 

 

Истинное газосодержание смеси

 

 

Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

 

 

С учетом что

Потери давления на сопротивление трения движения смеси

 

Уменьшив диаметр трубопровода, мы получили турбулентный поток на данном участке, тем самым исключив образование ручейковой коррозий.

 

 

5. Расчет материального баланс первой ступени сепарации [4]

Исходные данные для расчета [3]:

Таблица 5.1 – Компонентный состав нефти

Компонент смеси Массовая доля компонентов в нефти, % мол.
  Двуокись углерода 0,23
  Азот + редкие 0,70
  Метан 27,29
  Этан 5,04
  Пропан 7,51
  Изобутан 1,07
  Нормальный бутан 3,93
  Изопентан 1,30
  Нормальный пентан 2,67
  Гексан + выше 50,26

 

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно P=1.0 МПа, t= C.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,6 – 1,1МПа) с достаточным для практических целей точностью можно производить по закону Рауля – Дальтона:

(5.1)

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находяйщейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условии сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р=1.0 МПа и температуре t=2 С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

(5.2)

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии; N - мольная доля отгона.

Поскольку то по уравнению (5.2) получим

(5.3)

Уравнение (5.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N, при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации

При расходе нефтяной эмульсии - 268800 тонн/год часовая производительность установки составит:

(5.4)

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия () с учетом условий сепарации приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия ()

Компонент смеси Массовая доля компонентов в нефти, % мол. Молекулярная масса
  Двуокись углерода 0,23   21,3
  Азот + редкие 0,70   52,6
  Метан 27,29   23,28
  Этан 5,04   3,72
  Пропан 7,51   0,83
  Изобутан 1,07   0,28
  Нормальный бутан 3,93   0,39
  Изопентан 1,30   0,06
  Нормальный пентан   2,67     0,08
  Гексан + выше 50,26   0,016
       

Составим уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путем подбора определим такую величину N, при которой выполняется условие:

(5.5)

Подбор величины N приводится в таблице 5.3

 

Таблица 5.3 - Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси N=32.61 N=32.5 N=32.7
Двуокись углерода 0,0064 0,0064 0,0064  
Азот + редкие 0,0207 0,0207 0,0206  
Метан 0,7685 0,7709 0,7668  
Этан 0,0994 0,0995 0,0992  
Пропан 0,0660 0,0660 0,0660  
Изобутан 0,0039 0,0039 0,0039  
Нормальный бутан 0,0191 0,0191 0,0191  
Изопентан 0,0011 0,0011 0,0011  
Нормальный пентан 0,0031 0,0030 0,0031  
Гексан + выше 0,0118 0,0118 0,0119  
1,0000 1,0026 0,9981  

 

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 32.61 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведён в табл. 5.4.

Таблица 5.4 - Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси Молярный Состав сырой нефти Молярная Конц. Моли Нефть из Сепаратора
Двуокись углерода 0,23 0,0064 0,2097 0,0203 0,030181
Азот + редкие 0,7 0,0207 0,6735 0,0265 0,039261
Метан 27,29 0,7685 25,0655 2,2245 3,301253
Этан 5,04 0,0994 3,2403 1,7997 2,670746
Пропан 7,51 0,0660 2,1523 5,3577 7,950901
Изобутан 1,07 0,0039 0,1277 0,9423 1,398389
Нормальный бутан 3,93 0,0191 0,6240 3,3060 4,906109
Изопентан 1,3 0,0011 0,0367 1,2633 1,874783
Нормальный пентан 2,67 0,0031 0,0995 2,5705 3,814632
Гексан + выше 50,26 0,0118 0,3862 49,8738 74,01374
    1,0000 32,6155 67,3845 100,0000

 

 

– массовая доля отгона

Средняя молекулярная масса газа

 

Плотность газа:

Плотность газа при нормальных условиях (атмосферном давлении и температуре С):

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Исходя из этого составим материальный баланс блока сепарации с учетом обводненности нефти.

Сырая нефть имеет обводненность 35% масс. Количество безводной нефти в этом потоке составит

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

 

 

6 Технологический расчет сетчатого газового сепаратора

6.1 Исходные данные [3]

Для проведения технологического расчета необходимы следующие данные:

· Максимальный расход газа =66930,56 ;

· Рабочее давление P =0,6 Мпа;

· Рабочая температура Т=293К;

· Плотность газа в рабочих условиях ;

· Плотность жидкости в рабочих условиях

· Коэффициент поверхностного натяжения в рабочих условиях

· Начальное содержание жидкости в газе ;

· Содержание жидкости на выходе из сепаратора (унос)

6.2 Расчет сепарационного элемента. Расчет сепарационного элемента заключается в определении его расчетной площади и конструктивных размеров. Для сетчатой насадки расчетная площадь это ее площадь в сечении перпендикулярном направлению движущегося потока.

Расчетная площадь определяется из выражения:

; (6.1)

Объемный расход газа:

; (6.2)

Критическая скорость движения потока:

(6.3)

Для сетчатых сепараторов коэффициент, учитывающий высокую температуру ; Коэффициент для сетчатого и жалюзийного сепараторов при вычисляется из выражения

Рисунок 6.1 Эскиз конструкции газового сепаратора сетчатого с вертикальным коагулятором.

 

6.3 Конструктивные размеры сепарационного элемента (насадки)

Диаметр сетчатой насадки и центробежного регулируемого сепаратора:

(6.4)

Полученный расчетный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда соответствующих с ГОСТ 9617-76. По условию принимаем диаметр сетчатой насадки равным

Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадки для центробежного регулируемого сепаратора вычисляются одновременно с определением диаметра сборника жидкости.

6.4 Расчет конструктивных размеров сборника жидкости. Расчет сборника жидкости сепаратора заключается в определении его расчетного объема и конструктивных размеров. За расчетный принимают объем сборника до верхнего предельного уровня без учета объема днищ.

Расчетный объем сборника жидкости

(6.5)

где время пребывания жидкости в сборнике сепаратора, мин.

Объемный расход жидкости

(6.6)

Время пребывания жидкости в сборнике газового сепаратора принимается:

- для непенистых жидкостей - 3 мин;

- для пенистых жидкостей – в каждом конкретном случае определяется опытным путем с учетом требований технологического процесса подготовки скважинной продукции.

Расчетная высота (либо длина) сборника, то есть длина его цилиндрической части

(6.7)

где F – площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении перпендикулярном его оси.

Для вертикального сборника жидкости, представленного на рисунке 6.2 площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении, перпендикулярном его оси

(6.8)

Расчетная длина совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора округляется до ближайшей большей величины, кратной 100 мм. Принимаем

6.5 Расчет технологических штуцеров входа и выхода газа, выхода жидкости

Определение диаметра штуцеров входа и выхода природного газа

(6.9)

где – скорость газа в штуцере м/с. Принимаем м/c.

Внутренний диаметр штуцера выхода жидкости

(6.10)

где – скорость жидкости в штуцере (

Расчетный диаметр штуцера округляется до ближайшего большего из ряда условных диаметров, при этом следует отметить, что диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее Принимаем

6.6 Расчет сливных труб

При расчетах необходимой площади сливных труб, количество жидкости, поступающей по сливным трубам в сборник жидкости сепаратора, принимают равным

(6.11)

Диаметр сливной трубы

(6.12)

где м/c – скорость слива жидкости;

– число труб слива жидкости.

Расчетный внутренний диаметр слива округляется до ближайшего большего значения из ряда стандартных труб, но не менее Принимаем

 

 

6.7 Конструктивные требования к отдельным элементам сепараторов и расчет размеров технологических зон.

Для изготовления сепарационной и коагулирующей насадок используется сетка-рукав, изготавливаемая по ТУ – 14 – 4 – 681 – 76 и ТУ 26 – 02 – 354 – 76.

Насадка может быть цельной или секционной. В цельной насадке сетка-рукав сворачивается в спираль, высота насадки – 100мм. В секции сетка-рукав укладывается слоями (70 слоев) поочередно вдоль и поперек, высота секции 150мм. Площадь элементов решетки сетчатой насадки должна не превышать 5% от ее общей площади.

Диаметр коагулятора

; (6.13)

Расстояние от штуцера выхода газа до насадки

(6.14)

Расстояние от сетчатой насадки до верхней кромки обечайки коагулятора

(6.15)

Расстояние от нижней кромки обечайки коагулятора до защитного листа сборника жидкости

(6.16)

Высота обечайки коагулятора

(6.17)

Смещение штуцера входа газа от радиального положения

(6.18)

Рисунок 6.2 – Эскиз вертикального сборника жидкости

 

6.8 Гидравлический расчет

Задача гидравлического расчета – определение гидравлического сопротивления сепаратора и высоты гидрозатвора сливных труб.

При определении гидравлических потерь должно выполняться следующее условие:

(6.19)

где допустимое гидравлическое сопротивление

Величина гидравлического сопротивления для сетчатых сепараторов

(6.20)

где – коэффициент неучтенных потерь.

Сопротивление рассчитываемого элемента определяется из вырожения

(6.21)

где – скорость потока газа в рассматриваемом элементе, м/с.

Значения величин коэффициентов гидравлического сопротивления представлены в таблице 6.1

Таблица 6.1 – коэффициенты гидравлического сопротивления

Входа газа Горизантальный коагулятор Сетчатая насадка Выход газа
1,0     0,5

 

Сопротивление штуцера входа и выхода газа

(6.22)

Сопротивление сетчатой насадки

(6.23)

где (6.24)

Действительная площадь сепарационного элемента в соответствии с принятыми конструктивными размерами вычисляется следующим образом:

(6.25)

где – превышение площади элементов опорной решетки сверх 5% от общей площади сетчатой насадки;

Сопротивление коагулятора

(6.26)

где м/c. (6.27)

Величина суммарного гидравлического сопротивления

0,00144+0,000059+0,00016) =0,00182 Мпа; (6.28)

Имеем МПа Условие выполняется.

6.9 Определение высоты гидрозатвора сливных труб

Определение высоты гидрозатвора сливных труб (см. рисунок 6.2) осуществляется из следующего выражения:

, (6.29)

где – коэффициент пульсации;

При расчете высоты гидрозатвора сливных труб должно соблюдаться следующее условие:

(6.30)

0,3

где H – расстояние от верхнего обреза сливной трубы до верхнего предельного уровня жидкости в газовом сепараторе, м. H=0,6м.

6.10 Соответствие действительного диапазона работы газового сепаратора по газу и жидкости заданному диапазону.

Условия соответствия работы газового сепаратора по производительности можно представить следующим выражением:

Действительная максимальная производительность аппарата вычисляется по формуле:

(6.31)

98524,87

где – заданная максимальная производительность сепаратора по газу, м /сут.

 

 

6.11 Условие соответствия штуцеров входа и выхода потока газа. Величина действительной скорости газа в штуцерах должна лежать в области допускаемых скоростей.

. (6.32)

Соответствие действительного диапазона работы газового сепаратора по жидкости

(6.33)

Рабочий объем сборника жидкости

(6.34)

Имеем

0,2261 0,2232 условие выполняется

6.12 Определяем эффективность сепарации

где

 

Заключение

В данной работе мы рассмотрели систему сбора и подготовки нефти на Биттемском месторождении НГДУ «Нижнесортымскнефть». Проведенный гидравлически расчет трубопровода по методике Г.Г. Корнилова показал, что на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 трассы трубопровода имеет место ламинарное течение газожидкостной смеси. Опыт эксплуатации таких систем, собранных из труб с завышенным диаметром, показал, что значительная их часть подвержена специфическому разрушению по нижней образующей труб со скоростью 3 и более мм/год (ручейковая коррозия). Разрушение представляется в виде одно- или двухрядной канавки.

Для устранения данного вида коррозии я предлагаю на участке к.40 - т.22а, к.39 - т.60 установить трубы меньшим диаметром.

Сепарация газа должна обеспечивать наибольшее сохранение тяжелых компонентов в жидкой фазе. Газ рекомендуется в наибольшей степени утилизировать на месте добычи на технологические, хозяйственно-бытовые нужды, выработку электро- и тепловой энергии.

В данном курсовом проекте рассмотрен сетчатый сепаратор, предназначенный для окончательной тонкой очистки попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах и приведен его расчет.

В результате расчетов мы получили конструктивные размеры отдельных частей сепаратора. В частности диаметр сетчатой насадки в D=0,179 м, длина совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора Lсб =0,8 м, диаметр штуцера выхода жидкости принимаем dж =0,05 м.

 

 

Список использованной литературы

1 Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1979.

2 Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции Учебное пособие. 3-е изд. –Уфа, УГНТУ, 2007г.

3 Отчет: «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Биттемского месторождения», ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2005 г.

4 Расчет технологических установок системы сбора и подготовки скважиной продукции. С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых.: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010

 

 







Дата добавления: 2015-09-07; просмотров: 1932. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!



Композиция из абстрактных геометрических фигур Данная композиция состоит из линий, штриховки, абстрактных геометрических форм...

Важнейшие способы обработки и анализа рядов динамики Не во всех случаях эмпирические данные рядов динамики позволяют определить тенденцию изменения явления во времени...

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ МЕХАНИКА Статика является частью теоретической механики, изучающей условия, при ко­торых тело находится под действием заданной системы сил...

Теория усилителей. Схема Основная масса современных аналоговых и аналого-цифровых электронных устройств выполняется на специализированных микросхемах...

Принципы резекции желудка по типу Бильрот 1, Бильрот 2; операция Гофмейстера-Финстерера. Гастрэктомия Резекция желудка – удаление части желудка: а) дистальная – удаляют 2/3 желудка б) проксимальная – удаляют 95% желудка. Показания...

Ваготомия. Дренирующие операции Ваготомия – денервация зон желудка, секретирующих соляную кислоту, путем пересечения блуждающих нервов или их ветвей...

Билиодигестивные анастомозы Показания для наложения билиодигестивных анастомозов: 1. нарушения проходимости терминального отдела холедоха при доброкачественной патологии (стенозы и стриктуры холедоха) 2. опухоли большого дуоденального сосочка...

Дизартрии у детей Выделение клинических форм дизартрии у детей является в большой степени условным, так как у них крайне редко бывают локальные поражения мозга, с которыми связаны четко определенные синдромы двигательных нарушений...

Педагогическая структура процесса социализации Характеризуя социализацию как педагогический процессе, следует рассмотреть ее основные компоненты: цель, содержание, средства, функции субъекта и объекта...

Типовые ситуационные задачи. Задача 1. Больной К., 38 лет, шахтер по профессии, во время планового медицинского осмотра предъявил жалобы на появление одышки при значительной физической   Задача 1. Больной К., 38 лет, шахтер по профессии, во время планового медицинского осмотра предъявил жалобы на появление одышки при значительной физической нагрузке. Из медицинской книжки установлено, что он страдает врожденным пороком сердца....

Studopedia.info - Студопедия - 2014-2024 год . (0.012 сек.) русская версия | украинская версия