Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений рд 153-39. 0-109-01

Скачать 1.86 Mb.

Название	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений рд 153-39. 0-109-01
страница	6/14
Тип	Методические указания

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Методические указания

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

Таблица 9. Комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений

Группа стандартных задач. Наименование стандартной задачи	Комплекс методов промыслово-геофизических исследований (ПГИ)		Методы гидродинамических исследований (ГДИС) (способ измерения и метод обработки)	Комплекс геохимических исследований (ГХИ)	Примечание (объекты исследований, технология исследований, этапность, др. для отдельной задачи)
I. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ В ЗОНЕ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИНЫ
I.I. Уточнение границ продуктивных толщин по разрезу скважины
1. Границы продуктивных толщин при опробовании	Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки приток-состава, ОПТ, ОПК		КВД, КВУ, ИД	Отборы глубинных проб для оценки состава притока, анализ керна	Разведочные. Поэтапное опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов (пропластков). На этапе опробования
2. Границы продуктивных толщин при дополнительном использовании прямых неэлектрических методов оценки насыщения	Информация методов открытого ствола вместе с данными методов НК, ИНК, С/О, ШАМ, МНА			Анализ устьевых проб и керна	Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения
3. Границы продуктивных толщин при обсадке продуктивного интервала стеклопластиковыми трубами	ИК, ДК, ВИКИЗ				Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике или динамике. На этапе освоения
4. Привязка методов ГИС-контроля к терригенному разрезу скважины	ГК, ЛМ				Все скважины с терригенным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС-контроля
5. Привязка методов ГИС-контроля к карбонатному разрезу скважины	НМ, ЛМ				Все скважины с карбонатным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС-контроля
6. Геотермический градиент в долго-простаивающих скважинах, интервалы залегания многомерзлых пород	ТМ				Наблюдательные (глухие) или долгопростаивающие скважины. Фоновая съемка. Повторные (временные) исследования геотермии нецелесообразны
I.II. Определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве
1. Профильная или объемная корреляция границ продуктивных толщин при использовании данных опробования	Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки прит-состава, ОПТ, ОПК		КВД, КВУ, ИД	Информация анализа проб в разных скважинах, анализ керна	Разведочные и осваиваемые эксплуатационные. Опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов. На этапе опробования
2. Геологические неднородности и нарушения в межскважинном пространстве	ВСП		Гидро- прослушивание ГДП	Закачки ИВ	Группы (пары) скважин, включающие возмущающие и реагирующие. Исследования по специальной программе
II. КОНТРОЛЬ ЗА ВЫРАБОТКОЙ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ИЛИ ГАЗА
II.I. Определение профиля притока или приемистости, оценки состава притока
1. Профиль (интервалы) притока жидкости	РМ_Ж, ТИ, ТМ				Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
2. Профиль (интервалы) притока газа	Р_ Г, ТИ,ТМ, ШИ				Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
3. Дебиты (интервальные) притока жидкости	РМ_Ж				Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
4. Дебиты (интервальные) притока газа	РМ_Г, РУ				Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
5. Состав интервального притока однородной жидкости (воды или нефти)	МН, ПЛ, ВЛ, РИ			Устьевые пробы	Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
6. Состав интервального притока газа	МН, ВЛ			Устьевые пробы	Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 50%, периодичность - от 1 года
7. Состав интервального притока смеси жидкости (нефти с водой), включая ее обводненность	РМ_Ж, ТИ, ВЛ, МН, ПЛ, РИ, ЛВД			Глубинные пробы	Добывающие нефтяные. Замеры в динамике. Охват - до 20%, периодичность - от 1 года
8. Состав интервального притока газожидкостной смеси, включая ее обводненность	РМ_Г, МН, ВЛ, ТИ, ШС, ЛВД			Глубинные пробы	Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват - до 20%, периодичность - от 1 года
9. Гидравлические потери в лифте при потоке газожидкостной смеси в интервале оценки состава притока	РМ_Г, МН				Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Охват - до 20%, периодичность - по обстановке
10. Профиль (интервалы) приемистости воды	РМ, Ж, ТИ, ТМ, ШИ				Нагнетательные. Охват - до 50%, периодичность - от 0.5 года
11. Профиль (интервалы) приемистости газа	РМ, Г, ТИ, ТМ, ШИ				Объекты ПХГ, нагнетательные по газу. Охват - до 50%, периодичность - от 0.5 года
II.II. Определение начального, текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта
1. Начальная нефте-газонасыщенность	НК, ИНК, С/О, ШАМ			Пробы глубинные и керна	Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения, после расформирования зоны проникновения (для газоносных)
2. Начальная нефте-насыщенность	То же			То же	То же
3. Начальная газонасыщенность	НК			То же	Тоже
4. Текущая нефте-газонасыщенность	НК, ИНК, С/О, ШАМ				Контрольные (наблюдательные) глухие скважины. Периодичность от 3-6 мес. (при прослеживании фронта обводнения) до 1-3 лет (на завершающем этапе разработки)
5. Текущая нефте-насыщенность	То же плюс ИНК с закачкой MB и последующей очисткой пласта при отработке				То же, плюс добывающие нефтяные скважины (технология ИНК с закачкой MB и прослеживанием темпа и степени очистки у отдельных толщин)
6. Текущая газонасыщенность	НК				То же
7. Изменение нефте-газонасыщенности за период времени	Временные замеры НК, ИНК				То же, плюс эксплуатационный фонд скважин. Охват до 10%
8. Изменение водо-насыщенности за период времени	То же				То же
9. Положение ВНК	НК, ИНК, С/О, ШАМ				То же
10. Положение ГВК	НК, временные ТМ				То же
11. Положение ГНК	НК, временные ТМ				То же
12. Обводнение продуктивных толщин при обсадке стекло-пластиковыми трубами	ИК, ДК, ВИКИЗ				Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике и динамике. Периодичность от 1-3 мес. (прослеживание фронта обводнения) до 1 раз/1-3 года (оценки остаточного нефтегазонасыщения)
II.III. Оценки параметров вытеснения для вырабатываемых толщин
1. Работающие толщины пласта припритоке	Серия ТМ, ШС, ЛВД				Добывающий фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах отбора. Охват - до 20%, периодичность - от 1 года
2. Работающие толщины пласта при поглощении	Серия ТМ, ШС, ЛВД				Нагнетательный фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах закачки. Охват - до 50%, периодичность - от 0.5 года
3. Толщины пласта, затронутые процессами вытеснения	Серия ТМ			Закачки ИВ	То же соответственно для всего эксплуатационного фонда скважин
4. Обводненные (обводняющиеся) толщины пласта	ТМ, ГМ (по радио- геохимическому эффекту), ЛВД				То же
5. Коэффициент вытеснения вырабатываемых толщин	ИННМ с закачкой MB				Добывающие скважины. Фоновые замеры, замеры при закачке MB, при очистке пласта от MB на режимах отбора. По программе спец. исследований
III. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ СВОЙСТВ ПЛАСТА
III.I. Оценки энергетических свойств пласта
1. Устьевое давление (буферное, затрубное и в межтрубье)	Замеры во времени на ЗУ				Эксплуатационный фонд скважин. Ежедневные наблюдения
2. Забойное давление	Замеры во времени МН, в отдельных случаях - перерасчеты по устьевым давлениям		Перед КВД, после КПД (КСД), в процессе ИД		Эксплуатационный фонд скважин. В процессе проведения ГДИС или ПГИ. Охват - до 100%, периодичность от 0.5-1 года. Опорная сеть скважин - ежеквартально
3. Пластовое давление	Замеры во времени в кровле пласта МН или МН, РМ		КВД, КПД или ИД		То же
4. Депрессия (репрессия) на пласт(ы)	То же		КВД, КПД, КВУ, ИД		То же
5. Фактическая продуктивность скважины (удельная) по жидкости	Замеры во времени в кровле пласта МН, РМ		ИД, КВУ		То же для нефтяных и нагнетательных скважин
6. Фактическая фазовая (по нефти, по газу) удельная продуктивность скважины	То же плюс уточненная информация о фазовых дебитах		ИД, КВУ		То же для нефтяных или газовых добывающих скважин
7. Динамические изменения фактической фазовой продуктивности в скважине (во времени)	Динамический (временной) анализ на ЭВМ всех результатов ГДИС-ПГИ по отдельной скважине				Эксплуатационная скважина. Временные исследования (любая периодичность)
8. Изменения фактической фазовой продуктивности по площади (объему) залежи	Площадной (пространственный) анализ на ЭВМ результатов ГДИС-ПГИ для всех скважин, эксплуатирующих объект (пласт, залежь)				Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват не менее 20-30%, периодичность порядка 0.5-1 года
9. Коэффициент потенциальной продуктивности скважины по жидкости	Расчеты на основании данных о проницаемости по ГДИС, работающих эффективных толщин и реальном радиусе контура питания				Опорная сеть эксплуатационных скважин, равномерно охватывающая залежь. Охват не менее 50%, периодичность порядка 0.5-1 года
10. Коэффициент потенциальной фазовой (по нефти, по газу) продуктивности	То же, плюс текущая информация о вытеснении нефти (газа) из пласта				То же
11. Прогноз изменения потенциальной продуктивности пласта при последующей разработке месторождения	То же, плюс гидродинамическая (фильтрационная) модель месторождения, обобщающая данные по истории разработки				То же
III.II. Оценки фильтрационных свойств пласта
1. Гидропроводность дальней зоны пласта	Замеры во времени МН или МН, РМ		КВД, КПД, ИД (только в отсутствие скин-фактора), циклические нестационарные исследования		Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват до 100%, периодичность порядка 0.5-1 года
2. Проницаемость дальней зоны пласта (с учетом работающей эффективной толщины)	Замеры во времени МН		То же		То же
3. Гидродинамические связи продуктивных толщин по вертикали в дальней зоне пласта			Гидро- прослушивание ГДП	Прослеживание закачек ИВ	Эксплуатационные добывающие и нагнетательные скважины. По программе спец. исследований
III.III. Оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне
1. Гидропроводность ближней зоны пласта	Замеры во времени в кровле пласта МН		КВД, КПД, КВУ		Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват до 100%, периодичность порядка 0.5-1 года
2. Коэффициент призабойной закупоренности	Замеры во времени в кровле пласта МН		То же		То же
3. Скин-фактор, анализ его составляющих	Замеры во времени в кровле пласта МН		То же		То же
4. Коэффициент гидродинамического совершенства скважины	Замеры во времени в кровле пласта МН		То же		То же
IV. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ
IV.I. Оценки работы элементов подземного оборудования
1. Срабатывание пусковых муфт (при компрессировании)	Устьевые давления на ЗУ или ТМ, МН				Добывающие малодебитные скважины. Исследования в процессе пуска в работу
2. Герметичность пакера (способом контроля уровней над пакером)	Устьевые давления на ЗУ, ЭХ, ГГД или ШИ в динамике				Добывающие скважины (газовые или с раздельной эксплуатацией объектов). В процессе других исследований ГИС-контроля или по спец. программе
3. Эффективность работы насосов ЭЦН	Дебиты на ЗУ, динамические уровни по ЭХ, методам оценки приток-состава в стволе				Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГИС-контроля
IV.II. Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины
1. Уровень жидкости в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ)	ЭХ или ВЛ, РИ, МН, ПЛ, ТИ				Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
2. Уровень жидкости в межколонном пространстве ("затрубье")	ЭХ				Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава(см. п. II.I) при отсутствии пакера
3. Фазовые уровни в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ)	ВЛ, РИ, МН, ПЛ, ТИ				Добывающие с многокомпонентной продукцией. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
4. Состав смеси на забое в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ)	РМ_Г(Ж), МН(ПЛ), ВЛ, РИ, ТМ				То же
5. Динамика изменения уровней жидкости (работа ЭЦН-насосов)	эх				Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГИС-контроля
IV.III. Определение межпластовых перетоков
1. Интервалы (кровля-подошва) межпластовых перетоков	Серия ТМ, ШИ, ШС, а также активные способы: ГМ (с закачкой ИЗ), ИНМ (с закачкой MB)				Добывающие. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I, III) или в процессе технического контроля (см. п. V.III)
2. Пространство межпластовых перетоков	То же и методы оценки притока в стволе		КВД, ИД - для установления факта перетока		То же
3. Направления межпластовых перетоков	Серия ТМ, МНА, ШС, а также активные способы: ГМ (с закачкой ИЗ), ИНМ (с закачкой МБ)				То же
4. Тип флюида в межпластовом перетоке (включая обнаружение источника поступления воды через перфорированные интервалы)	МНА, НК или ИНК- для газа, дополнительно информация ГИС по открытому стволу. ШС, ЛВД				То же
5. Дебиты заколонных перетоков (для дебитов свыше 0.5 куб. м/сут или 500 н. куб. м/сут)	Серия ТМ				То же
IV.IV. Определение суммарных фазовых расходов скважины
1. Суммарный расход стабильно работающей скважины по жидкости	ЗУ или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах)			Испытания проб для оценки газового фактора, состава вод	Добывающие нефтяные или водозаборные. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
2. Суммарный расход скважины по газу	ЗУ или РМ_Г, РУ				Добывающие газовые. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
3. Суммарные фазовые дебиты газожидкостной продукции для стабильно работающей скважины (включая ее обводненность)	ЗУ или РМ_Г, МН, ТМ или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах), ПЛ (МН), ВЛ			Испытания проб для оценки газового фактора, состава вод	Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые. В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
4. Суммарный расход нестабильно работающей малодебитной скважины по жидкости	ЭХ или ПЛ (ВЛ, МН)			То же	Добывающие обводняющиеся нефтяные, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
5. Суммарные фазовые дебиты газожидкостной продукции для нестабильно работающей малодебитной скважины (включая ее обводненность)	ЭХ, МН (ВЛ, ПЛ)			Тоже	Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ГИС-контроля с определением приток-состава (см. п. II.I)
V. ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ
V.I. Уточнение положения элементов конструкции
1. Муфты обсадных и лифтовых колонн	ЛМ, ГГД, ЭМД				Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю
2. Траектория ствола скважины	ИН_ГИ				Эксплуатационный фонд скважин. Согласно плану повторной инклинометрии
3. Искусственный забой	Шаблонирование, ЛМ, ГК				Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю
4. Элементы подземного оборудования (башмак НКТ, пакеры, пусковые муфты и т.п.)	ЛМ, МК, ЭМД, ГТД или методами оценки притока, ТМ, ШИ в динамике				Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ГИС-контролю или по спец. программе
5. Определение мест прихвата НКТ, др. оборудования	ПО, ЛМ, АКД				Обсаженные скважины. В процессе ликвидации аварий
V.II. Оценки состояния внутриколонного пространства труб (вне продуктивных интервалов)
1. Сальники (гидратные пробки, солевые отложения)	Шаблонирование, МК или методами оценки притока, ШИ в динамике				Обсаженные добывающие скважины. В процессе ликвидации причин непрохождения приборов (шаблонов)
2. Коррозия сильная	МК, ЭМД, ГГД				Старый фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 100%
3. Коррозия слабая	ГГД, CAT, скважинное видео				Фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 10% в процессе других мероприятий технического контроля
V.III. Выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра
1. Перфорация (интервалы), отдельные негерметичности лифтовой и эксплуатационной обсадной колонны	ЛМ, ГГД, ЭМД, МК, а также активные способы: серия ГМ с закачкой ИЗ, РИ с закачкой MB, ТМ с закачкой контрастной по температуре жидкости				Фонд эксплуатационных скважин. После первичной или повторной перфорации, при подозрениях на негерметичность колонн
2. Негерметичности других обсадных колонн (технической, промежуточной и пр.)	ЭМД				Фонд эксплуатационных скважин. При подозрениях на аварийное техническое состояние
V.IV. Контроль качества цементажа
1. Наличие (полное или частичное) цемента в заколонном пространстве	ТМ после заливки, ГГЦ, АКЦ				Фонд обсаженных скважин. Охват 100%. После выполнения цементажа
2. Содержание цемента по направлениям	ГГЦ, АКЦ, ШАМ				То же
3. Сцепление цемента с породой и колонной	АКЦ, ШАМ				Фонд обсаженных скважин. При подозрениях на негерметичность цементного камня и заколонные перетоки
4. Качество цементажа колонны	ШАМ				То же
5. Негерметичности цементного кольца, создающие условия для заколонных перетоков флюидов	В динамике методами: ТМ, ШИ, ШС				То же
VI. КОНТРОЛЬ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
VI.I. Оценки эффективности очистки забоя
1. Удаление с забоя жидкости (воды)	ВЛ, МН, РИ, ПЛ, ТИ				Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий
2. Удаление с забоя грязи (буровой жидкости)	То же				То же
3. Удаление с забоя механических примесей	Шаблонирование				То же
VI.II. Оценки эффективности вскрытия пласта
1. Охват продуктивного пласта перфорацией (качество и степень вскрытия пласта)	ЛМ, ГГД, ЭМД, МК и дополнительно - методы оценки притока в динамике		Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинамического совершенства фильтра		Эксплуатационные скважины. После проведения перфорационных работ
2. Эффективность изоляции пласта после КРС (герметичность "пластыря" в месте бывшего фильтра)	МК, CAT, а также активные способы (ГМ с закачкой РИ) или методы оценки насыщения в ближней зоне (ИНК, ШАМ) или ТМ, МН и методы оценки притока (приемистости) в динамике		Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинамической связи между пластом и скважиной		Эксплуатационные скважины. После проведения изоляционных работ службой КРС
3. Эффективность закачки в пласт (или его часть) полимерных герметиков	ТМ, МН и методы оценки притока (приемистости) в динамике		Дополнительно - методы ГДИ для оценки гидродинамической связи между пластом и скважиной		Нагнетательные скважины. По программе спец. мероприятий по коррекции профиля приемистости (изоляции высокопроницаемых толщин)
VI.III. Оценки эффективности очистки призабойной зоны
1. Эффективность свабирования (компрессирования)		Серия ТМ, МН			Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий
2. Эффективность кислотной обработки		НМ, ТМ, методы оценки притока			Тоже
3. Эффективность АВ (акустического воздействия)		ТМ, методы оценки притока, ШС			То же
VI.IV. Оценки эффективности воздействия на дальнюю зону пласта
1. Эффективность гидроразрыва пласта		ТМ, МН, методы оценки притока, ШАМ			Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий
2. Эффективность ТГХВ (термогидрохимических воздействий)		ТМ, методы оценки притока			То же
VI.V. Оценки эффективности других мероприятий по изменению технического состояния скважины
1. Эффективность торпедирования (обрыва) колонны		ПО, МК, ТМ, ГГД			Эксплуатационные скважины. После проведения соответствующих мероприятий
2. Эффективность установки цементного моста		ТМ, методы оценки притока			То же
3. Эффективность установки взрыв-пакеров КВП		ЛМ, МК, ГГД			То же
4. Эффективность ликвидации парафино-гидратных образований с помощью электронагревательных или индукционных нагревателей, механических скребков		ЛМ, МК, ТМ, ТИ			То же

Объемы и периодичность указанных комплексов определяются и составляются:

- минимальный комплекс (входит как обязательный минимальный во все последующие комплексы, м.б. типовым или индивидуальным) - устанавливается согласно проектам опытно-промышленной разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ (таблица 8);

- обязательный комплекс определяется научно-исследовательскими институтами и проектными организациями в специальных разделах проектов и технологических схем разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ, ЦКР и лицензионных соглашений;

- оптимальный комплекс - утверждается нефтегазодобывающими предприятиями недропользователей для различных стадий и этапов разработки, согласно проектам разработки, утвержденным ЦКР Минэнерго РФ;

- специальные исследования определяются организациями недропользователей в соответствии с проектами опытно-промысловых работ и планами НИОКР.

12.9. Рекомендуемые комплексы исследований при решении задач на различных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений приведены в таблице 9.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... Разработан Федеральным государственным учреждением "Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации и Кафедрой "Нефтегазовый...		Согласовано Генеральный директор ОАО «Саратовнефтегаз» Исследование нефтяных объектов согласно рд 153-39. 0-109-01 (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических...
	Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и... Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах		Техническое задание на поставку геофизической лаборатории с набором... Общие требования: поставка геофизической лаборатории с набором скважинных геофизических приборов для выполнения геофизических исследований...
	Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием...		Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум»
	Методические указания к лабораторным занятиям по дисциплинам «Методика... Методические указания разработаны кандидатом геолого-минералогических наук, доцентом кафедры месторождений полезных ископаемых Н....		1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений
	Методические указания по выполнению выпускных квалификационных работ... Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования		Методические указания n 2001/109 Методические указания предназначены для врачей и лаборантов спк и лечебно-профилактических учреждений, а также всех специалистов...
	Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной... Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной дисциплине являются частью программы подготовки специалистов...		Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине... «Вторичное вскрытие продуктивных пластов» для магистрантов, обучающихся по направлению 21. 04. 01 «Нефтегазовое дело», профиль программы...
	О взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве геофизических Заказчика и Подрядчика при производстве гирс» (далее «Положение») предусмотрены требования по организации выполнения геофизических...		Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального...
	Методические указания для студентов по выполнению курсовой работы... Методические указания составлены в соответствии с Федеральными государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки...		Методические указания при разработке Настоящие методические указания устанавливают технические нормы носящие рекомендательный характер при разработке газовых и газоконденсатных...

Похожие: