Оценка эффективности применения ГОС и ВУС в условиях Харампурского месторождения. второй курсовой проект (!). 1. 1 Организационная структура предприятия
 Скачать 172.81 Kb.
|
 СОДЕРЖАНИЕ Введение……………………………………………………………………2 Актуальность……………………………………………………………….3 1.1 Организационная структура предприятия…………………………...5 2. Мероприятие…………………………………………………………...11 2.1. Проведение ВПП…………………………………………………….11 2.2. Определение эффективного объёма закачки реагента……………14 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………..16 3.1. Расчёт трудоёмкости профиля притока……………………………16 3.2. Фонд трудоёмкости профиля приемистости………………………18 3.3. Расчёт годовогофонда заработной платы ППП…………………...20 3.4 Калькуляция затрат………………………………………………….23 4. Заключение……………………………………………………………..25 5. Список литературы…………………………………………………….26 Введение Масштабность и важность нефтегазовой отрасли в любой стране мира просто неоспорима. Топливные ресурсы обеспечивают энергией не только всю промышленную сферу стран, но и практически все сферы человеческой жизнедеятельности. Что касается перспектив развития Российской нефтегазовой отрасли, находясь на шестом месте в мире по добыче нефти и газа, мы во многом зависим от главных конкурентов – Саудовской Аравии и США. Интересен тот факт, что общее количество всех добытых нефтепродуктов не влияет на мировые цены. Главный показатель – это процентное соотношение количества топливных ресурсов в конкретной стране-лидере. Нельзя не отметить, что и себестоимость добычи 1 барреля в разных странах-лидерах также разнится. Так, например, самая низкая стоимость за 1 баррель на Ближнем Востоке, а самая высокая в США. Из-за этого скачки ценовой политики топливного сырья подобны качелям. При изменении объема нефтедобычи цена может как повышаться, так и наоборот. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр п. Тарко-Сале, расположенный в 45 км севернее месторождения, поселки Пурпе и город Губкинский соответственно в 40 и 45 км западнее и г.Ноябрьск в 180 км к юго-западу. Месторождение приурочено к Айваседопуровскому куполовидному поднятию Нурминско-Александровского нефтегазоносного пояса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Актуальность. Одной из важнейших задач, стоящих перед нефтяной отраслью, является увеличение полноты выработки запасов углеводородного сырья и повышение экономической эффективности добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений. Основным методом воздействия на пласты нефтяных месторождений России, обеспечивающим более 90 % всей добычи нефти, служит заводнение. В настоящее время заводнение является самым общепризнанным и наиболее эффективным методом нефтеизвлечения не только в России, но и за рубежом. При благоприятных геолого-физических условиях месторождений заводнение может обеспечить нефтеотдачу объектов до 60%. Однако полнота охвата пластов воздействием и их конечная нефтеотдача резко снижаются при наличии геологической неоднородности разрабатываемых горизонтов. При разработке неоднородных пластов часто происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым в разрезе пропласткам. Это приводит к уменьшению охвата залежи воздействием и отбору значительных объемов воды, которая, двигаясь по уже промытым зонам, не совершает полезной работы по вытеснению нефти. При этом затрачивается большое количество энергии на непроизводительную закачку воды и подъем ее на поверхность. Нефтедобывающие скважины нередко обводняются практически полностью в то время как еще значительная часть продуктивного горизонта остается невыработанной Цель работы: Рассчитать смету затрат при выравнивании профиля приёмистости в условиях ООО «РН-Пурнефтегаз» Задачи работы: 1. Рассчитать смету затрат по организации работ по проведению вскрытия продуктивных пластов. 2. Оценивать экономическая эффективность проведения мероприятия 3. Дать сравнительная характеристика технико – экономически показателей. 1  .1Организационная структура предприятияООО «РН-Пурнефтегаз» – дочернее общество ПАО «НК «Роснефть», ведёт разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе. Границы деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» простираются на 185 км с востока на запад и на 150 км с севера на юг. Предприятие является оператором по добыче, подготовке и сдаче нефти, газа и газового конденсата на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» в Ямало-Ненецком автономном округе и осуществляет хозяйственную деятельность на 13 лицензионных участках, к которым приурочено 12 нефтегазоконденсатных месторождений.Границы деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» простираются на 185 км с востока на запад и на 150 км с севера на юг. Предприятие является оператором по добыче, подготовке и сдаче нефти, газа и газового конденсата на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» в Ямало-Ненецком автономном округе и осуществляет хозяйственную деятельност13 лицензионных участках, к которым приурочено 12 нефтегазоконденсатных месторождений, При эксплуатации месторождения рекомендуется использовать подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса для закачки в продуктивный пласт, поскольку близость химического состава вод с составом вод нефтяных горизонтов обеспечивает их хорошую вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на эксплуатируемом месторождении. Тарасовское месторождение относится к распределённому фонду недр. По размерам запасов относится к классу крупных. Лицензия зарегистрирована ОАО НК «Роснефть-Пурнефтегаз» в 1993 году. В настоящее время разрабатывается нефтяной компанией ООО «РН-Пурнефтегаз». С момента образования в ООО «РН-Пурнефтегаз» добыто более 260 млн т нефти и газового конденсата и свыше 110 млрд м3 газа. Утилизация попутного нефтяного газа с 2017 года превышает 99%. В 2018 году ООО «РН-Пурнефтегаз» передал активы группы Харампурских месторождений и Северо-Комсомольское месторождение совместным предприятия ПАО «НК «Роснефть» и иностранных компаний – ООО «Харампурнефтегаз» и ООО «Севкомнефтегаз». «Роснефть» является крупнейшей нефтегазовой компанией в РФ и крупнейшей в мире по запасам углеводородов и добыче жидких углеводородов среди публичных нефтегазовых компаний. Наращивание ресурсной базы является одним из ключевых приоритетов Компании. Доля «Роснефти» в добыче нефти в Российской Федерации составляет около 41%, а в мировой добыче — более 5%. Для наиболее эффективного извлечения запасов в Компании широко применяются современные технологии разработки месторождений, основанные на системах высокотехнологичных горизонтальных скважин, в том числе горизонтальных с многостадийным гидроразрывом пласта и многозабойных скважин. В соответствии с утвержденной Стратегией в Компании идет постоянная работа по повышению эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. Организационная структура бригады для химической обработки Мастер бригады КРС/ПРС: 1. Мастер по ремонту скважин (капитальному, подземному) относится к категории руководителей, принимается на работу и увольняется с работы приказом руководителя организации. 2. На должность мастера по ремонту скважин (капитальному, подземному) назначается лицо, имеющее высшее техническое образование и стаж работы по специальности не менее 1 года или среднее специальное образование и стаж работы по специальности не менее 3 лет. 3. В своей деятельности мастер по ремонту скважин (капитальному, подземному) руководствуется: - нормативными документами по вопросам выполняемой работы; - методическими материалами, касающимися соответствующих вопросов; - уставом организации; - правилами трудового распорядка; - приказами и указаниями руководителя организации (непосредственного руководителя); - настоящей должностной инструкцией. 4. Мастер по ремонту скважин (капитальному, подземному) должен знать: - нормативные правовые акты, другие руководящие, методические и нормативные материалы вышестоящих органов, касающиеся работ подземного (капитального) ремонта скважин; - технологию ведения ремонтных работ; - техническую характеристику оборудования, инструмента, приспособлений, правила их эксплуатации и ремонта; - причины возникновения геологических и технических осложнений, способы их предупреждения и ликвидации; - правила ведения документации; - действующие положения об оплате труда и формы материального стимулирования; - единую систему работ по созданию безопасных условий труда; - экономику, организацию производства, труда и управления; - основы Кодекса Российской Федерации о недрах, основы Закона "Об охране окружающей среды"; - основы трудового законодательства; - правила и нормы охраны труда и пожарной безопасности. Во время отсутствия мастера по ремонту скважин (капитальному, подземному) его обязанности выполняет в установленном порядке назначаемый заместитель, несущий полную ответственность за их надлежащее исполнение. Техник – технолог нефтегазовой промышленности: Разрабатывает под руководством более квалифицированного специалиста прогрессивные технологические процессы и оптимальные режимы производства на простые виды продукции или ее элементы, обеспечивая соответствие разрабатываемых проектов техническим заданиям и действующим нормативным документам по проектированию, соблюдение высокого качества продукции, сокращение материальных и трудовых затрат на ее изготовление. - Устанавливает пооперационный маршрут обработки деталей и сборки изделий в процессе их изготовления и контроль по всем операциям технологической последовательности. - Составляет карты технологического процесса, маршрутные и материальные карты, ведомости оснастки и другую технологическую документацию. - Участвует в проведении патентных исследований и определении показателей технического уровня проектируемых объектов техники и технологии, в составлении технических заданий на проектирование приспособлений, оснастки и специального инструмента, предусмотренных разработанной технологией, во внедрении технологических процессов в цехах, в выявлении причин брака продукции, в подготовке предложений по его предупреждению и ликвидации. - Оформляет изменения в технической документации в связи с корректировкой технологических процессов и режимов производства и согласовывает их с подразделениями предприятия. - Принимает участие в разработке технически обоснованных норм времени (выработки), рассчитывает подетальные и пооперационные материальные нормативы, нормы расхода сырья, материалов, инструмента, топлива и энергии, экономическую эффективность проектируемых технологических процессов. Контролирует соблюдение технологической дисциплины в производственных подразделениях предприятия и правил эксплуатации оборудования. - Участвует в испытаниях технологического оборудования, в проведении экспериментальных работ по проверке и освоению проектируемых технологических процессов и режимов производства. Оператор химической обработки: Установка картограммы и наблюдение за показаниями регистрирующих контрольно-измерительных приборов. Руководство работами по дозировке химических реагентов. Монтаж, демонтаж нагнетательной линии, закачка химреагентов при давлении до 100 атм. Деблокировка призабойного пласта и освоение скважины. Наблюдение за процессом термообработки. Ведение технологического процесса и координация работ по химической обработке скважин. Расчет параметров закачиваемой жидкости. Опрессовка линий на герметичность, определение приемистости скважин. Закачка химреагентов при давлении свыше 100 атм. Регулирование подачи жидкости на приемы насосов агрегата. Установка приборов у устья скважин, соединение их с устьевой арматурой. Динамометрирование скважин. 2.Мероприятие 2.1Проведение ВПП. Массовое применение ГРП и последующий быстрый рост обводненности добываемой продукции поставили задачи поиска новых технологий, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте с целью повыщения охвата пласта заводнением по мощности пласта, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым трещинам. В рамках проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в 2010 г. в 11 нагнетательных скважинах осуществили закачку ВУПАС, в результате чего дополнительная добыча нефти из реагирующих добывающих скважин составила 12,28 тыс.т. В 2011 г. в 13 нагнетательных скважинах провели ВПП (10 по технологии РВ-ЗП-1, 2 по технологии КВ-СЬ, 1 по технологии СН-8), в результате чего дополнительная добыча нефти из реагирующих добывающих скважин составила 30,51 тыс.т. Всего от проведения работ дополнительная добыча нефти составила 42,79 тыс.т нефти, или 1780 т дополнительно добытой нефти на 1 скважинооперацию. В 2010 г. на Тарасовском месторождении была апробирована технология ВУПАС применительно к юрским отложениям. По участкам скважин 69, 618, 47, 77, 504, 83, 715 технологическая эффективность выполненных работ была низкая или не получена вовсе (1 группа). В то же время на участках скважин 4, 640, 481, 73 было получено более 11,1 тыс.т дополнительно добытой нефти (2 группа). Анализ динамики проведения ГРП 19 на месторождении показал, что в скважинах 2-ой группы был проведен ГРП, в то время как в скважинах группы 1 ГРП проведен не был. Анализируя применение технологии ВУПАС, относящуюся к классу БУС, можно говорить об эффективности данной технологии на участках обработанных скважин с искусственно созданной системой трещин в результате проведенных ГРП в этих скважинах (скв. 4, 640). Также можно констатировать отсутствие эффекта на скважинах Тарасовского месторождения с естественной природной проницаемостью (скв. 481, 504, 69, 618, 83) из-за неспособности вязких полимерных составов в полной мере проникать в поровое пространство низкопроницаемых коллекторов. Таким образом, предложенная рекомендация по использованию технологий класса БУС, в предыдущем разделе, применима в условиях низкопроницаемых пластов только с проведенным ранее ГРП. Была рассмотрена другая ситуация, также характерная для условий пластов с пониженной проницаемостью. В 2011 г. на Тарасовском месторождении были проведены работы по выравниванию профиля приемистости с использованием гелеобразующих технологий: РБ-ЗП-1 (10 скважин), СН-5у51ет (1 скважина). Анализ полученных результатов показал, что обработки нагнетательных скважин с применением гелеобразующей технологии РВ-ЗП-1 на скважинах без ГРП характеризуются значительным технологическим эффектом. Так по участку скважины № 618 (без ГРП), где в 2010 г. применялась технология БУПАС, было получено всего 200 т дополнительной нефти, то в 2011 г. с применением технологии РБ-ЗП-1 было получено 2150 т дополнительно добытой нефти, что свидетельствует о лучщей эффективности данной технологии в условиях низкопроницаемых пластов Тайлаковского месторождения. Аналогичные результаты получены по участкам скважин 83, 69, 47. Таким образом, подтверждается высокая проникающая способность реагентов в пласт, позволяющая создать гелевый экран на удалении от ствола нагнетательной скважины, чего не удалось достичь с применением технологии ВУПАС в зонах пониженной проницаемости пласта без ГРП. Анализ применения технологий ВПП в условиях низкопроницаемых пластов был проведен на примере Тарасовского месторождения. Геолого-физическая характеристика месторождения Тарасовское месторождение имеет очень сложное геологическое строение и низкие фильтрационные свойства: высокий этаж нефтеносности —300 м.;  большое количество отдельных залежей нефти (29), горизонтов (5), продуктивных пропластков высокая фациальная и литологическая изменчивость; низкие фильтрационно-емкостные свойства (Кпр-18 мд, Кн-56%); наличие зон замещения коллекторов и зон выклинивания пластов; невысокая песчанистость — в среднем по пластам от 0,4 до 0,57; - высокие значения расчлененности по пластам от 2 до 6; - линзовидное строение коллекторов. Основными мероприятиями, направленными на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов Тайлаковского месторождения, с 2006 г. по 01.01.2012 г. являлось проведение ГРП и бурение горизонтальных скважин. В процессе разработки были пробурены боковые стволы, проведены перфорационные работы по дострелу и перестрелу пластов (ОР), физико-химические ОПЗ, закачки потокоотклоняющих составов, а также единичные водо- и ремонтноизоляционные работы. 2.2Определение эффективного объема закачки химических композиций технологий ВПП Объем закачки химической композиции для каждой технологии ВПП является одним из важнейших параметров реализации технологии. Правильно подобранный объем закачки должен обеспечивать максимально возможную эффективность применяемой технологии. В работе оценена степень влияния на величину дополнительно добытой нефти для каждой из технологий объема закачки химических композиций на 1 м перфорированной толщины пласта, при этом обработки скважин были разделены по зо нам с различной проницаемостью. Автором определено, что участки характеризующиеся проницаемостью: менее 40 мД — низкопроницаемые; до 200 мД — среднепроницаемые; более 200 мД — высокопроницаемые. Полученные зависимости позволяют определить диапазон объема закачки состава композиций технологий ВПП, которые обеспечивают наибольший технологический эффект, выражающийся в дополнительной добычи нефти. Полученные значения представлены в таблице. Методика прогноза технологической эффективности технологий ВПП на основе полученных результатов для условий месторождений Тарасовского районаю.Одним из самых важных моментов при планировании обработок ВПП является прогнозирование дополнительной добычи нефти от применения той или иной технологии. Без подобных расчетов, как показывает практика, в нефтяных компаниях не утверждается ни одна программа промысловых работ. Особое значение это приобретает при массовом применении технологий ВПП, когда затрачиваются значительные материальные ресурсы.Алгоритм прогноза технологической эффективности состоит в следующем: Расчет и последующая выборка фактических эффектов технологий ВПП по пластам групп АВ, БВ, КОВ; Аппроксимация фактических эффектов. Получение уравнений, описывающих изменение эффекта во времени для технологий ВПП по группам пластов. 3. Определение доли эффекта в каждом месяце. Экстраполяция предыстории показателя обводненности на период прогноза. При задании константа, определение добычи нефти по участку воздействия на период прогноза (базового варианта); 3.Расчётная часть Потребное количество работников устанавливается, исходя из объема выполняемых работ, режима работы предприятия и норм обслуживания. Нормы обслуживания устанавливаются расчетным путем, исходя из расчета на одну скважину или группу однотипных скважин. (все данные заносятся в след.таблицы). Ч обс сн п, (1) Где п - количество скважин; Н обс - норма обслуживания одной скважины; Ксн - коэффициент перевода к списочной численности (принимаем от1 до 1.10)N – количество смен. Ч 1.10 1=Принимаем 5 человек 3.1 Расчет трудоемкости выравнивания профиля приемистости Трудоемкость ПРС характеризует уровень производительности труда в бригадах ПРС и поэтому этот показатель планируется, ведется фактический учет трудоемкости и проводится анализ его выполнения с целью выявления резервов роста, производительности труда и их использования. Трудоемкость ПРС подсчитывается в вахто – часах и планируется на основе «Единых норм времени на подземный ремонт скважин» по каждому виду работ
Трудоемкость подземного ремонта скважины оборудованной ЭЦН составляет ∑Т в вахто – мин или вахто – часах, для чего ∑Т делятся на 60 мин. На основе нормативной трудоемкости ПРС форм и систем оплаты труда, действующих тарифных ставок рассчитывается фонд заработной платы бригады ПРС. 3.2 Фонд оплаты труда производственных рабочих Организация оплаты труда ремонтных рабочих Согласно действующим законодательным положениям, формы, системы и размеры заработной платы устанавливаются предприятием самостоятельно. Системы оплаты труда, включая размеры тарифных ставок, окладов (должностных окладов), доплат и надбавок компенсационного характера, в том числе за работу в условиях, отклоняющихся от нормальных, системы доплат и надбавок стимулирующего характера и системы премирования, устанавливаются коллективными договорами, соглашениями, локальными нормативными актами в соответствии с трудовым законодательством и иными нормативными правовыми актами, содержащими нормы трудового права, и настоящим Соглашением. Минимальная месячная заработная плата квалифицированного работника, полностью отработавшего норму рабочего времени и выполнившего нормы труда (трудовые обязанности), не может быть ниже 1,15 величины прожиточного минимума 12130 руб. на 01.01.2020 года в ЯНАО трудоспособного населения в целом по Российской Федерации, на основе которого федеральным законом установлен минимальный размер оплаты труда на всей территории Российской Федерации согласно «Отраслевое соглашение по организациям нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства объектов нефтегазового комплекса Российской Федерации на 2020-2022 годы» (утв. Общероссийским профсоюзом работников нефтяной, газовой отраслей. Для определения фонда оплаты труда ремонтных рабочих в дипломной работе предлагается одна из возможных систем оплаты – повременно-премиальная. Тарифная сетка, действующая на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности, содержит шесть разрядов с соотношением тарифных коэффициентов крайних разрядов 1 : 2,144. Таблица – Тарифная сетка
Для расчета средней часовой тарифной ставки необходимо рассчитать минимальную часовую тарифную ставку (Счмин), исходя из минимальной заработной платы, установленной государством.  =  , (2)где Чср.месс –среднемесячное количество рабочих часов; Тарифная ставка рабочего i-го разряда рассчитывается по формуле: Тст. i = Tст. 1 разр  kтар (3)где Tcт 1 разр – тарифная ставка 1 разряда определенной специальности, k тар – тарифный коэффициент, соответсвующий i-му разряду. Т опер5р = 60  1,865=112руб/час.Ттехн4р = 60 1,776= 106руб/час. Тмаст6р = 60 2,144 = 128руб/час Таблица 3.3 – Штатное расписание рабочих
3.3 Расчет годового фонда заработной платы ППП Расчет заработной платы ППП производится отдельно по каждой категории работников по следующей методике: Определим средне – часовую тарифную ставку по бригаде: С =  (4)Где Счт.ср - часовая тарифная ставка средняя; Кi - часовая тарифная ставка по I – му разряду; Тi - численность работников по I – му разряду; Ч-общая численность работников; С =  ,Определим тарифную заработную плату: Зтар Счт.ср Тэф Чобщ, (5)  где Т эф - эффективный фонд рабочего времени. Рассчитаем сумму доплат: Доплата за работу в ночное время: Дн (Счт.ср Чi ) Тн 0,4, (6) где 0,4 – размер доплаты за работу в ночь; Тн - время, отработанное в ночь.  Доплата за работу по расширенной зоне: Др.з (Счт.ср Чi ) Трз 0,2 (7) где 0,2 – размер доплаты за работу по расширенной зоне; Тр з - время работы по расширенной зоне;  Доплата за работу в праздничные и выходные дни: Дпр.в (Счт.ср Чi ) Тпрв, (8) где Т прв - время работы в праздничные и выходные дни.  Доплата за стаж работы: Дстр = %Дстр Зтар (9)Где %Дстр = от 1 до 3 – х лет – 3 %; от 3 до 6 лет – 6 %; от 6 до 10 лет – 9 %; от 10 до 15 лет – 12%; от 15 до 20 лет – 18 %; свыше 20 лет – 23 %.  Доплата за вредность  =  , (10)где Дв - колеблется в пределах 3-17 %.  Сумма всех доплат Д Дн Др3 Дпрв Дстр Дв, (11)  Рассчитаем прямую заработанную плату Зпр Зтар Д, (12) где Зп р - прямая заработанная, тыс.руб.  Рассчитаем сумму премии по бригаде: Пр. Зпр  , (13)где %Пр - установленный % премии.  Рассчитаем сумму выплат по районному коэффициенту и северной надбавки ƩРК (Зпр Пр) 0,7, (14)  Где 0,7 - установленный районный коэффициент. Рассчитаем сумму выплат: СН (Зпр Пр) 0,8, (15) Где %СН - от 10 до 80 %, в зависимости от времени работы в районе крайнего севера.  Определим заработную плату основную по бригаде: Зосн Зпр Пр РК СН, (16)  Определим заработную плату дополнительную: Здоп Зосн %Здоп, (17) где Здоп - от 10 до 30 %.  Рассчитаем заработную плату общую по бригаде: Здоп Зосн %Здоп, (18)  Определим среднемесячную заработную плату одного работающего Зср.м.  , (19)Где п - количество месяцев в году, количество рабочих.  Начисления на заработную плату. Отчисления на социальное страхование (30,0%) Псоц.от – процент отчислений на социальные нужды , принимается как сумма отчислений на социальное страхование 2,9 % , в пенсионный фонд 22 % , на обязательное медицинское страхование 5,1 % , Псоц.от = 30 % . ОтчЕСН = ФЗПобщ ⋅ Псоц.от , (20)  3.4 Калькуляция затрат Расчет затрат на транспорт на один ПРС Таблица – Расчет затрат на транспорт на один ПРС
Расчет амортизационных отчислений. Таблица – Амортизационные отчисления
Таблица – Затраты на 1 ПРС
Таблица – Калькуляция затрат
Расчет цеховых и производственных расходов. Цеховые и производственные расходы определяются в процентах от основной зарплаты бригады. Ц. р. =1763200⋅10%=176320,00 руб. Пр. р.=1763200⋅10%=176320,00 руб. В прочие расходы необходимо включить затраты на охрану труда и технику безопасности и услуги сторонних организаций (геофизиков). Проч.р. =1763200⋅20%=352640,00 руб. Вывод: таким образом, при трудоемкости 110 вахто – часов, себестоимости одного ПРС составляет 6564641,00 рублей. 4.Заключение В данном курсовом проекте было широко представлено общее понятие, основные цели и задачи при проведении выравнивания профиля приемистости скважины. Также были рассмотрены технические особенности системы ВПП, а именно: Вариативность в подборе способа ВПП; Расчёт объёма закачки хим.реагентов в скважину; Новейшие разработки данной технологии. Также был проведен анализ эффективности выравнивания профиля приемистости на Тарасовском месторождении. Также я выполнил представленные задачи для вычисления сметной стоимости работ на участках, а также произвёл подсчёт вахто-часов работающего оборудования и техники 5.Список используемой литературы Крылов А.П., "Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт". Труды МНИ, выпуск 12, Гостопнтехиздат, 1953 г. Маскет М., "Физические основы технологии добычи нефти". Гостоптехиздат, 1953 г. Фазлыев Р.Т., "Площадное заводнение нефтяных месторождений " Москва, Недра, 1979 г. стр.47-88. Баишев Б.Т., Буранова C.B., Чоловский В.И. "Сравнительная оценка показателей работы рядных и площадных систем воздействия". Нефтяное хозяйство. 1989г., с.39-45. Михайлов В.В., Чекалин А.П. "Исследование двухфазной фильтрации в элементах площадного заводнения". Панков В.Н. отчет по теме 24/82 от10.01.83г. Теоретическое обоснование технологических параметров площадного заводнения нефтяных месторождений 82 Татарии с учетом структурно-механических свойств нефтей".,фонды ТатНИПИнефть. с.30-35. Леви В.Н. и др. Исследования эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования. Закиров С.Н., " Анализ проблемы «Плотность сетки скважин - нефтеотдача»". Издательский дом «Грааль». М. 2002. Бакиров И:М., Дияшев Р.Н., Закиров, И.З. О размещении нагнетательных скважин и системах заводнения при разработке нефтяных месторождений; //Тр./ Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений.- Альметьевск.-2000.-С.134-145. Низаев Р.Х. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. "Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки нефтяных месторождений по блочно-осредненной модели двухфазной фильтрации. Уфа, 1992г | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
.00
,00