Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее Рекомендации) подготовлены на основе Регламента составления проектных технологических документов на разрабо
Скачать 2.25 Mb.
|
4. Техническое задание 4.1. Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, согласованное в установленном порядке. 4.2. В технических заданиях рекомендуется указывать: - цель составления проектного технологического документа; - запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа; - сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении, 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения; - год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации; - обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ; - намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты; - порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов; - инфраструктура в районе работ; - источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения; - дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.); - факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин; - коэффициенты использования скважин; - рекомендации по использованию нефтяного газа; - требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки; - сроки составления проектного документа. Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать: - глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка; - возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы; - вид транспорта продукции - танкеры, трубопровод на берег; - другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объемы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку. 4.3. При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту. 4.4. Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия - пользователя недр. 4.5. Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения. 5. Исходная информация и состав работ в проектных технологических документах 5.1. К исходной информации при составлении проектного технологического документа рекомендуется относить: - лицензию на пользование недрами; - техническое задание на проектирование; - составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы и протоколы рассмотрения; - сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов; - результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин; - подсчеты запасов УВС и ТЭО КИН; - результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов; - результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты; - среднерегиональные размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных); - прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в "Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации..." на соответствующий период; - величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации. 5.2. В проектных технологических документах обосновывается следующее: - выделение эксплуатационных объектов; - порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов; - выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ); - системы размещения и плотности сеток скважин; - уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам; - мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа; - мероприятия по использованию нефтяного газа; - конструкции скважин, технология их проводки, заканчивания и освоения; - способ подъема жидкости из скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования; - мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; - системы сбора и подготовки нефти; - системы поддержания пластового давления (ППД); - объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения; - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; - комплексы, объем, периодичность геофизических и гидродинамических исследований; - опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений; - рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин. 5.3. К исходной информации для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов рекомендуется относить: - лицензию на пользование недрами; - техническое задание; - материалы последнего подсчета запасов УВС и ТЭО КИН; - последний проектный технологический документ на разработку месторождения; - фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа; - материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа. 5.4. В авторских надзорах анализируется состояние реализации проектных технологических документов за рассматриваемый период. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе: - распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда); - отмена ранее утвержденной сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда); - применение методов регулирования разработки месторождения: а) выравнивание профиля притока жидкости или приемистости, б) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах, в) перенос интервала перфорации, г) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой, д) одновременно-раздельная эксплуатация скважин, е) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и зарезка боковых стволов, ж) проведение гидроразрывов пластов. 6. Состав проектного технологического документа на разработку месторождений 6.1. Проектный технологический документ на разработку месторождений, как правило, включает в себя следующие структурные элементы и разделы: - титульный лист; - список исполнителей; - реферат; - содержание; - список основных таблиц; - список основных рисунков; - список табличных приложений; - список графических приложений; - введение; - общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование; - состояние геолого-физической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование; - геолого-физическая характеристика продуктивных пластов; - состояние разработки месторождения; - цифровые модели месторождения; - проектирование разработки месторождения; - методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов; - технико-экономический анализ проектных решений; - конструкции скважин, производство буровых работ, геофизические и геолого-технологические исследования скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин; - технология и техника добычи нефти и газа; - контроль и регулирование разработки месторождения; - программа доразведки и исследовательских работ; - охрана недр на месторождении; - заключение; - список использованных источников; - текстовые приложения; - графические приложения. 6.2. Элементы "Термины и определения", "Сокращения" приводят при необходимости. 6.3. В проектный технологический документ могут помещаться рисунки и графические приложения из "Списка основных рисунков и графических приложений" (Приложение А), таблицы из "Списка основных таблиц" (Приложение Б). В проектные технологические документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ. 6.4. В проектный документ помещаются только результаты лабораторных и промысловых исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы в те или иные приложения. 7. Содержание разделов проектных технологических документов 7.1. В реферат включаются следующие сведения: - объем проектного технологического документа, количество иллюстраций, таблиц, приложений, использованных источников; - перечень из 10-15 ключевых слов или словосочетаний из текста проектного технологического документа, в наибольшей степени характеризующих его содержание. В реферате дается краткое описание строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласты флюидов, описание этапов проектирования, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики рассматриваемых вариантов разработки и рекомендуемых решений. 7.2. Введение содержит: - обоснование постановки работы, основные цели и задачи проектирования; - наименование организации-недропользователя и оператора работ на месторождении; - номер, дата выдачи и вид лицензии на право пользования недрами, срок действия лицензии; - основные условия пользования недрами, установленные в лицензии; - краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения (организации-проектировщики и руководители работ, номера протоколов и даты утверждения предыдущих проектных технологических документов); - краткие сведения по истории разработки месторождения. 7.3. В разделе "Общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование" приводятся следующие данные: - географическое и административное положение месторождения, инфраструктура (ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, разрабатываемые месторождения нефти и газа, магистральные нефте- и газопроводы, автомобильные дороги и расстояния до них); - природно-климатические условия (гидрография, геоморфология, геокриологические условия, заболоченность, лесистость и др.); - сведения по сейсмичности района, энергоснабжению и источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами; - обзорная схема расположения проектируемого и окружающих его месторождений, населенных пунктов, рек, озер, болот, охранных зон, существующих автомобильных и железных дорог, линий электропередач, нефте- и газопроводов. 7.4. В раздел "Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование" рекомендуется включать следующие подразделы: 7.4.1. Основные этапы геолого-разведочных работ. Кратко излагается история изучения и открытия месторождения, приводятся основные результаты геологоразведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах. 7.4.2. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Приводятся сведения об объемах буровых разведочных работ и бурении скважин эксплуатационного фонда на месторождении. Указывается количество пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и их текущее состояние. 7.4.3. Отбор и исследования керна. Объем лабораторных исследований керна по месторождению представляется в форме таблицы 1 (см. Приложение В, далее по тексту все ссылки на таблицы из Приложения В). В таблице рекомендуется приводить сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований керна. Анализируется каждый проектируемый объект с указанием количества изученных скважин. Для каждого объекта рекомендуется приводить сведения о выборке лабораторных исследований керна в интервале пласта вне зависимости от характера насыщения и фильтрационно-емкостных параметров. Даются комментарии к таблице, которые содержат вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию. 7.4.4. Геофизические исследования скважин в процессе бурения. Даются сведения о комплексе ГИС по типам скважин и его выполнении. 7.4.5. Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин. Содержит сведения об объемах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин. 7.4.6. Гидродинамические исследования скважин. Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл.2). Для этого собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин за период с начала опробований скважин по текущую дату. 7.4.7. Лабораторные исследования пластовых флюидов. Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения. Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в форме таблиц 3-8. Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Предлагаются планы-графики дальнейших работ по каждому виду исследований. 7.5. Раздел "Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов" включает следующие подразделы: 7.5.1. Геологическое строение месторождения и залежей. Характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез. Приводится краткий комментарий к структурно-тектонической карте региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения. Дается характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов. Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке. Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 9-10. При необходимости на рисунках или в графических приложениях приводятся характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность). Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин. Приводятся сведения о гидрогеологических условиях: данные о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов. При наличии в контуре месторождения многолетнемерзых пород дается их распространение по площади и разрезу, приводятся сведения об особенностях взаимодействия с осадочными горными породами. 7.5.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Дается литологическая характеристика пород: описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения. Характеризуются фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом. Дается общая характеристика фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов. Для описания деформационных свойств пластов и покрышек приводятся результаты определений скорости распространения продольных и поперечных волн при условиях, моделирующих пластовые. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта. В тексте приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород. Дается анализ полученных результатов. Дается характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований при условиях, моделирующих пластовые. Приводятся результаты определения критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления "газ-вода", "нефть-вода", "нефть-газ". Характеристики вытеснения нефти (газа) рабочим агентом представляются в таблицах (табл.11, 12). Для характеристики коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин в раздел рекомендуется включать: - сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов; - сведения по определению коэффициента пористости; - сведения по определению проницаемости; - сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности. Подсчетные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14. На основании результатов гидродинамических исследований скважин (табл.2) в разделе приводятся средние значения гидродинамических параметров пластов и интервалы их изменения. Дается общая характеристика распределения фильтрационных свойств пласта по ГДИС и обоснование основных результирующих параметров (проницаемости, забойного и пластового давлений, скин-фактора). Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится в таблице (табл. 9). 7.5.3. Свойства и состав пластовых флюидов. В подраздел рекомендуется включать: - диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 3, 4); - сведения о компонентном составе нефтяного газа, пластовой и дегазированной нефти и с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 5); - сведения о физико-химических свойствах и фракционном составе дегазированной нефти, о концентрации микрокомпонентов (металлов); технологическая классификация сырой нефти; - табличные и графические зависимости свойств (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) как функции давления для каждого из флюидов при пластовой температуре; - для газонефтяных, нефтегазовых залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой, содержащих запасы газа и конденсата промышленного значения: сведения о составе и свойствах пластового газа и конденсата, зависимость содержания конденсата, объемного коэффициента, вязкости, плотности газа и конденсата от давления при пластовой температуре; - для месторождений высокопарафинистых нефтей: оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий; - для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин: источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта; - для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре; - для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов (удельная теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности) (табл. 15). Характеристика свойств и химического состава пластовых вод дается на основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб и представляется в форме таблицы 8. Приводятся данные о среднем составе водорастворенных газов, характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и ее совместимости с пластовой водой. Сведения о запасах УВС приводятся в форме таблиц 16-20. Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, то соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах и в тексте раздела. 7.6. В разделе "Состояние разработки месторождения" рассматриваются: 7.6.1. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования. Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа. 7.6.2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом. Проводится сравнение проектных и фактических показателей за последние 5 лет. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24. При наличии за указанный период нескольких проектных документов, проектные показатели по ним приводятся последовательно. На рисунках приводится динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды). Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти. По фактическим показателям разработки: - анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам; - оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом. Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в форме таблиц 25, 26. С позиций соответствия фактического использования фонда скважин их проектному назначению анализируются следующие основные положения: - обоснованность переводов скважин на другие объекты; - возможность совместной эксплуатации различных по параметрам объектов в одной скважине; - коэффициенты использования скважин; - технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд. Анализируется выполнение проектных решений в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра. 7.6.3. Анализ текущего состояния разработки объекта. Анализируются основные технологические показатели разработки: - динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, закачки воды, дебитов скважин и соответствие их проектным решениям; - состояние фонда скважин; - распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости. Особое внимание рекомендуется обратить на анализ показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных. В графических приложениях рекомендуется представлять карты текущего состояния разработки и карты накопленных отборов нефти, газа и закачки воды. Состояние пластового давления анализируется по залежам, блокам, участкам. В графических приложениях представляются карты изобар. Приводятся показатели выработки запасов УВС по результатам контроля выработки запасов геолого-промысловыми и промыслово-геофизическими методами исследований. Определяются следующие данные, используемые при оценке выработки запасов каждого объекта: - особенности притока и приемистости по разрезу; - источники обводнения скважин; - скорости и направления фильтрационных потоков; - изменение нефтенасыщенности и газонасыщенности во времени. Интегральный показатель эффективности выработки запасов - коэффициент извлечения нефти - анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки). На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы по эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования. Даются рекомендации по повышению эффективности системы ППД и обеспечению проектного режима работы каждого эксплуатационного объекта (залежи). 7.7. Раздел "Цифровые модели месторождения". 7.7.1. Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. 7.7.2. Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация: - результаты региональных геолого-геофизических исследований, характеризующие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности; - результаты интерпретации данных дистанционных (космо-, аэро-) методов; - данные трехмерной (3D) или детализационной двумерной (2D) сейсморазведки; - данные вертикального сейсмического профилирования, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа; - результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.; - результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна; - измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), гранулометрии для основных классов пород; - данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин; - исходные данные геофизических исследований скважин, результаты их обработки и интерпретации; - данные инклинометрии скважин; - данные контроля разработки (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, широкополосный акустический каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж); - данные испытаний скважин; - результаты гидродинамических и индикаторных исследований пластов и скважин; - сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации; - сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод; - результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин; - сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей, опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии; - утвержденные отчеты по подсчету геологических и извлекаемых запасов, проектные технологические документы, отчеты авторских надзоров, анализов разработки, материалы из государственного баланса запасов, протоколы их экспертизы, согласования и утверждения, научные отчеты о проведении исследований на месторождении. 7.7.3. В раздел "Цифровые модели месторождения" рекомендуется включать подразделы, перечисленные ниже. |
Похожие:
 | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... |  | Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... |
| Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Рд 153-39-007-96, составленного Открытым акционерным обществом «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика... | | Согласовано госгортехнадзор России №02-35/387 от 03. 09. 96 г. Роскомнедра Составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений |
| Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Российская газета, 2006, n 291), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным Постановлением Правительства... | | Имени И. М. Губкина Направление подготовки бакалавра 130500 «Нефтегазовое дело» (факультет разработки нефтяных и газовых месторождений) |
| Методические рекомендации по диагностике, экспертизе, проектированию... Я 804 Образовательная среда: от моделирования к проектированию. — М.: Смысл, 2001. — 365 с | | Компьютеризация процессов проектирования, обустройства и разработки... Кафедры бурение нефтяных и газовых скважин (бнгс); транспорт и хранение нефти и газа (тхнг) |
| Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для... | | Методические рекомендации по дипломному проектированию для студентов... Методические рекомендации предназначены для студентов и научных руководителей дипломных проектов |
| Рабочая программа модуля (дисциплины) геологическая интерпретация Кореквизиты «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа», «Геология нефти и газа», «Геологические основы разработки нефтяных... | | Методические рекомендации по разработке и оформлению учебно-методической документации Методические рекомендации призваны оказать помощь пцк и преподавателям в грамотном обозначении названия методической разработки,... |
| Методические рекомендации по выполнению и оформлению курсовых работ для студентов Методические рекомендации подготовлены доцентом кафедры фармации Кондратьевой Г. К | | Методические рекомендации по подготовке реферата с. 3 -13 Методические... Государственное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Костромской областной институт развития... |
| Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Методические рекомендации подготовлены для разработки вузами, участвующими в эксперименте по организации образовательного процесса,... | | Методические рекомендации по написанию, оформлению и защите реферата Чернушка, 2013 Методические рекомендации подготовлены с целью совершенствования качества написания рефератов. Предназначены для преподавателей и... |
