Методические указания по выполнению экономической части дипломного проекта

Содержание экономической части дипломного проекта:

1. Аннотация.

2. Расчет сметы затрат на проведение ГТМ.

3. Расчет экономического эффекта от проведения ГТМ.

4.Выводы и предложения.

В аннотации студент должен изложить сущность предлагаемых мероприятий по интенсификации и повышению эффективности производства, указать состав бригады, время работы, используемые спецтехнику, основные и вспомогательные материалы. Большинство мероприятий обычно нацелено на увеличение текущих дебитов скважин.

Экономическую часть проекта рекомендуется связывать со специальной темой.

Для выполнения расчетной части необходимо руководствоваться методическими указаниями для выполнения курсовой работы.

Выводы и предложения должны содержать заключение об экономической эффективности предлагаемых мероприятий.

Технология проектирования

Порядок подготовки исходных данных для проектирования при составлении проектов (технологических схем) разработки нефтяных месторождений определен проектными документами (СТП-03-04-42-14-2000). Дата введения 2000-04-01.

Общие положения

1. Технологические проектные документы на разработку нефтяного месторождения составляются в соответствии с требованиями Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол от 15 октября 1984 г. № 44) и РД 153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений», утвержденным Минтопэнерго 23 сентября 1996 г.

2. Проектные технологические документы на разработку месторождения служат основанием для его разбуривания, составления проектов и реконструкции обустройства месторождений; схем развития и размещения нефтедобывающей промышленности района, разработки годовых, краткосрочных и перспективных планов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капитальных вложений.

3. В технологических проектных документах на разработку обосновываются:

- выведение эксплуатационных объектов;

- порядок ввода объектов в разработку;

- системы размещения и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин и размещения специальных скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов и закачки вытесняющих агентов;

- показатели экономической оценки вариантов разработки;

- необходимость применения и технология физико-химических, тепловых, микробиологических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (МУН);

- требования и рекомендации к конструкции скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по капитальному ремонту скважин;

- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин, поддержания пластового давления;

- требования, комплекс (объем) и периодичность геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

- оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС);

- объемы и виды работ по доразведке месторождения;

- технико-экономическая эффективность новых технологических и технических решений.

Организация работ но составлению проектов и технологических схем разработки нефтяного месторождения

1. Основанием для начала работ по составлению технологических проектных документов на разработку месторождения является договор проектного НИИ с нефтедобывающими организациями.

2. Ответственным исполнителем договора является ведущий исполнитель работ в проектном НИИ - научно-исследовательский отдел проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений.

Состав работ но проектированию

1. Краткие сведения об истории открытия, разбуривания, разработки и проектирования месторождения.

Приводятся следующие данные:

- год открытия месторождения;

- перечень имеющихся проектных документов;

- год выполнения подсчета (пересчета) запасов нефти и газа, величина начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа;

- пробуренный фонд скважин.

2. Обоснование необходимости составления проектного технологического документа.

Приводится краткое обоснование необходимости составления проектного технологического документа (изменение запасов, необходимость усовершенствования системы разработки и т. п.).

3. Содержание и объем проектного технологического документа.

Приводятся основные требования к содержанию и объему проектного технологического документа:

- перечень руководящих документов и действующих нормативных документов;

- обоснование размещения проектных скважин;

- объемы буровых работ, рассчитанные исходя из разбуривания объекта в кратчайшие сроки;

- применение методов увеличения нефтеотдачи пластов;

- применение новых методов вскрытия и освоения пластов;

- мероприятия по охране недр и окружающей среды в соответствии с требованиями экологии.

Приложение А (обязательное) - Перечень исходных данных для проектирования

Наименование исходных данных	Единицы измерения

1. Отдел техники и технологии добычи нефти (для выполнения разделов 6.1, 6.2, 6.3.)
1.1 Наименование месторождения, объекта разработки	-
1.2. Ввод и распределение новых скважин по годам и дебитам жидкости	шт.
1.3. Динамика фонда скважин и их обводнения	-
1.4. Характеристика продуктивного пласта, тип и проницаемость коллектора	-
1.5. Глубина залегания пласта и интервал перфорации	-
1.6. Конструкция скважин (с указанием диаметра и толщины стенок обсадной колонны)	-
1.7. Пластовое давление по фонд}⁷ добывающих и нагнетательных скважин	МПа
1.8. Забойное давление по фонду добывающих и нагнетательных скважин	МПа
1.9. Ожидаемое устьевое давление по фонду добывающих и нагнетательных скважин	МПа
1.10. Распределение новых скважин по коэффициенту продуктивности	шт.
1.11. Давление насыщения	МПа
1.12. Газосодержание нефти	м³/т
1.13. Плотность и вязкость нефти в пластовых условиях	кг/м³, мПа с
1.14. Массовая доля в нефти: - парафина: - смол; - асфальтенов.	-
1.15. Пластовая температура	°С
1.16. Плотность пластовой воды	кг/м³
1.17. Химический состав пластовой воды	кг/м
1.18. Тип закачиваемой воды для поддержания пластово- I о давления и ее химический состав	-
1.19. Система поддержания пластового давления и расположение нагнетательных скважин	-
1.20. Химический состав пород продуктивных пластов	-
1.21 Коэффициент эксплуатации скважин	-

Продолжение приложения А


1.22. Коэффициент использования фонда скважин	-
1.23. Количество скважин и конструкция скважин с неподъемом цемента за колонной	шт.
1.24. Количество добывающих скважин, эксплуатирующихся с водой: - с поступлением воды по пласту, (контурной воды до 50 %, подошвенной воды до 50 % и выше, закачиваемой воды до 50 % и выше); - с поступлением воды через дефекты колонны с указанием номеров скважин.	шт.
1.25. Интервалы установки мостов по ликвидированным скважинам	-
2. Отдел подготовки нефти и воды (для выполнения разделов 6.3, 6.5)
а) для вновь вводимых нефтяных месторождений
2.1. Наименование разведочной площади, номера скважин, водоносные горизонты по разделу; материалы разведочных скважин (по требованию)	-
2.2. Продуктивность водоносного пласта	-
2.3. Химический анализ пластовой воды (6-членный)	-
2.4. Близлежащие пункты водоснабжения (НПС, У ПН, УПС ит. д.)	-
2.5. Начальное пластовое давление	МПа
2.6. Начальная пластовая температура	°с
2.7. Максимальный планируемый объем закачиваемой воды	тыс. м³
2.8. Характеристика продуктивного пласта. Материалы разведочных скважин: - проницаемость; - пористость; - толщина пласта; - содержание глинистых пород (типы глин).	мкм ²доли единиц или %; м
2.9. Наличие в закачиваемой и пластовой воде: - сероводорода; - ионов железа	мг/л
2.10. Давление закачки воды	МПа
2.11. Сведения о проектируемых методах повышения нефтеотдачи пластов	-

Продолжение приложения А


2.12. Проектная величина приемистости	м /сут
б) для нефтяных месторождений, находящихся е разработке (при составлении технологических схем и проектов доразработки)
2.13. Тип закачиваемой воды (сточная, пластовая)	-
2.14. Максимальный объем закачиваемой воды (в год, в мес.)	тыс. м⁵
2.15. Источники водоснабжения системы ППД (НСП, УПН, УПС, водозабора и т. д.)	-
2.16. Химический анализ сточной воды (6-членный)	-
2.17. Продуктивные пласты	-
2.18. Приемистость нагнетательных скважин (начальная на день выдачи рекомендации) отдельно по пластам	м³/сут
2.19. Характеристика продуктивного пласта (-ов): - проницаемость; - пористость; - толщина пласта (-ов)	мкм м
2.20. Давление закачки	МПа
2.21. Текущее пластовое давление	МПа
2.22. Текущая пластовая температура	°с
2.23. Наличие в закачиваемой (пластовой) воде: H-S. Fe, Fe⁺⁺⁺	-
2.24. Сведения о проектируемых методах повышения нефтеотдачи пластов	-
3. Отдел техники и технологии строительства скважин (для выполнения раздела проекта «Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин»)
3.1. Интервал отбора керна	М
3.2. Интервалы и количество испытаний, КИП	-
3.3. Назначение скважины	-
3.4. Количество скважин по годам бурения, строящихся но данному проекту	ШТ.
3.5. Фонд действующих скважин по объектам разработки с указанием номеров скважин	-
3.6. Способы эксплуатации	-
3.7. Допустимые отклонения забоев скважин от вертикали и проектных положений	М
3.8 Интервалы (глубины) установки глубинного оборудования	м
3.9 Проектная глубина скважин по вертикали	м

Продолжение приложения А


4. Отдел коллекторских свойств пласта (для выполнения раздела 10)
4.1. Химический состав пластовых вод и вод из поверхностных и подземных источников (содержание CL, НС0₃", СО" ²з, S0₄'², NO ₃, Са⁺², Mg⁺², Na^f, К⁺. Жесткость. Минерализация. Нефтепродукты, H₂S)	Мг-экв/л
4.2. Микрокомпонентный состав пластовых вод и вод из поверхностных и подземных источников (содержание Li, К, Mg, Fe, Sr, Ва, Br, J, b)	мг/л
4.3. Содержание токсичных компонентов (H₂S, S0₂, NO ₂, СО’, углеводороды суммарно и по компонентам Q-Cg, меркаптаны) в воздухе населенных пунктов, на границах санитарно-защитных зон производственных объектов, в рабочих зонах, в газовых выбросах предприятий и газах	мг/м³
5. Лаборатория охраны окружающей среды отдела разработки (для выполнения раздела 10 (ГОСТ 17.1.3.12-86))
5.1. Карта разработки на текущую дату	-
5.2. Карта расположения устьев скважин и инженернокоммуникационных сооружений	-
5.3. Карта изобар по пластам, химический состав пластовых вод на начальный период	-
5.4. Геологический разрез, стратиграфическая колонка	-
5.5. Исходные данные: - количество нагнетательных, добывающих и других категорий скважин; - конструкции скважин; - начальные и текущие пластовые давления	шт. МПа
5.6. Сведения о проектируемых методах повышения нефтеотдачи пластов, состав и плотность газа, в том числе H₂S, показатели разработки	-
6. Лаборатория защиты нефтепромыслового оборудования (для выполнения раздела 6.2)
6.1. Содержание сероводорода в добывающей жидкости	мг/л
6.2. Содержание кислорода в добывающей жидкости	мг/л
6.3. Сведения о проектируемых методах повышения нефтеотдачи пластов	-
7. Лаборатория подготовки нефти и лаборатория сбора нефти определения потерь нефти	воды
7.1. Наименование месторождения, залежи, пласта	-

Продолжение приложения А


7.2. Технико-экономические показатели по эксплуатационным объектам разработки	-
7.3. Карты расположения скважин и кустования скважин	-
7.4. Пластовое давление	МПа
7.5. Температура в пластовых условиях и на устье скважины	°С
7.6. Физико-химические свойства нефти, а также содержание сульфидов железа	-
7.7. Физико-химические свойства пластовой нефти, а также содержание сульфидов железа	-
7.8. Физико-химические свойства разгазированной нефти, температура вспышки нефти	-
7.9. Физико-химические свойства нефти и газа при различных ступенях сепарации	-
7.10. Существующее положение по: - системам сбора нефти и газа; - ДНС; - УПН (схемы, состав оборудования, параметры, режим работы установок ДНС, УПН, состояние оборудования)	-
7.11. Предложения по рекомендации системы сбора и подготовки нефти, газа и воды с учетом сокращения потерь и охраны окружающей среды. Предполагаемые УПН но подготовке нефти, газа, воды	-
7.12. Физико-химические свойства нефти, газа и воды до предварительной подготовки нефти (до ДНС и после Д11C, до УПН и после УПН)	-
7 13. Сведения о проектируемых методах повышения нефтеотдачи пластов	-
8. Отдел увеличения нефтеотдачи пластов (для выполнения разделов 3.5 и 6.6)
8.1 Объект воздействия	-
8.2 Тип коллектора	-
8.3 Эффективная толщина объекта разработки	м
8.4 Средняя проницаемость	мкм²
8.5 Коэффициент расчлененности	-
8.6 Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа с
8.7 Плотность нефти	г/см
8.8 Плотность нагнетательной воды	г/см³

Продолжение приложения А


8.9. Объемный коэффициент нефти	-
На начало каждого года
8.10. Фонд действующих добывающих скважин	-
8.11. Фонд действующих нагнетательных скважин	-
8.12. Годовая добыча жидкости	тыс. т
8.13. Годовая добыча жидкости	тыс. м³
8.14. Обводненность	%
8.15. Средний дебит по нефти	т/сут
8.16. Доля рентабельного фонда скважин	-
8.17. Доля действующего фонда скважин с дебитами нефти: - до 2; - с 2 до 5; - более 5	т/сут
8.18.Средний дебит по жидкости	м³/сут
8.19. Средняя приемистость	м³/сут
8.20. Доля нагнетательных скважин с приемистостью 50 и меньше	м³/сут
8.21. Коэффициент использования запасов	%
8.22. Остаточные извлекаемые запасы нефти на начало года	тыс. т
9. Отделы 1, 2, 4, 11, (для создания адресных геологических и технологических моделей разработки месторождения)
9.1. Данные геологического изучения района стратиграфии отложений, тектонических особенностей геологического строения, палеогеологических реконструкций	-
9.2. Данные дистанционных методов исследований (космо- и аэроснимки, аэрограмма и тепловая съемка и т. п.)	-
9.3. Данные грави-, магнито- и электроразведки	-
9.4. Данные площадной и объемной (НВСПО) сейсморазведки на территории месторождения и сопредельной территории, исследований ВСП	-
9.5. Данные каротажа открытого ствола в обсаженных скважинах	-
9.6. Данные каротажа открытого ствола в обсаженных скважинах	-
9.7. Данные потокометрии, термометрии и других геофизических методов контроля за разработкой месторождения
9.8. Исследования КВД, КВУ и гидропросушивания	-

Продолжение приложения А


9.9 Исследования испытателем пластов и испытателем на кабеле	-
9.10 Изменения физических свойств пород на образцах керна (пористость, проницаемость. Остаточная водонасыщенность, электрические, акустические свойства, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, карбонатность)	-
9.11 Гранулометрические и минералогические исследования на образцах керна и шлама и т. д.	-
9.12 Определение в лабораторных условиях на модели пласта параметров: остаточной нефтенасыщенности, относительных фазовых проницаемостей, оптимального темпа заводнения, средней водонасыщенности на фронте вытеснения, средней водонасыщенности в момент прорыва воды, доли воды в потоке жидкостей в порах, доли воды в потоке жидкостей на фронте вытеснения, оптимальных градиентов давления вытеснения нефти	-
9.13 Данные изменения дебитов нефти, газа и нефти, и воды, пластовых давлений, объемов закачиваемых агентов для поддержания пластового давления по пластам и в целом по месторождению с начала разработки	-
10. Отдел экономики (для выполнения экономической части проекта)
а) на проектный период по годам по месторождению в целом и объектам разработки
10.1 Добыча нефти за год	тыс. т
10.2 Добыча жидкости за год	тыс. т
10.3 Обводненность продукции скважин (средняя за год)	% вес.
10.4 Закачка воды за год	тыс. м³
10.5 Добыча нефтяного газа за год	млн. м³
10.6 Бурение добывающих скважин за год	шт.
10.7 Бурение вспомогательных (нагнетательных + контрольно-пьезометрических + специальных) скважин за год	шт.
10.8 Ввод новых добывающих скважин из эксплуатационного бурения за год	шт.
10.9 Ввод новых добывающих скважин из разведочного бурения за год	шт.
10.10 Ввод новых добывающих скважин из освоения прошлых лет	шт.

Продолжение приложения А


10.11. Ввод новых добывающих скважин переводом с других объектов	шт.
10.12. Ввод новых нагнетательных скважин за год	шт.
10.13. Действующий фонд добывающих скважин (средний за год)	шт.
10.14. Действующий фонд нагнетательных скважин (средний за год)	шт.
10.15. Бурение резервных скважин за год	шт.
10.16. Нефтесодержание продукции новых скважин (среднее за год)	доли
10.17. Коэффициент эксплуатации фонда добывающих скважин	доли ед.
10.18. Выбытие добывающих скважин под закачку за год	шт.
10.19. Бурение дублеров добывающих скважин за год	шт.
10.20. Бурение дублеров нагнетательных скважин за год	шт.
10.21. Бурение оценочных скважин за год	шт.
10.22. Бурение водозаборных скважин за год	шт.
10.23. Бурение контрольных скважин за год	шт.
10.24. Ввод из освоения оценочных скважин за год	шт.
10.25. Ввод из освоения водозаборных скважин за год	шт.
10.26. Ввод специальных сооружений за год	шт.
10.27. Количество ликвидированных скважин за год	шт.
10.28. Тип закачиваемых реагентов	-
10.29. Объем закачки по каждому типу⁷ реагента за год	тыс. м³
10.30. Число специальных ремонтов	шт.
10.31. Количество скважин, ожидающих ликвидацию, на начало проектных расчетов	шт.
10.32. Ликвидация скважин по годам	шт.
10.33. Число специальных ремонтов	-
10.34. Капитальный ремонт скважин методом зарезки боковых стволов: - количество скважин;	шт.
- проходка	тыс. м
10.35. Глубина новых скважин, в том числе длина боковых стволов	м
10.36. Количество горизонтальных скважин	-
10.37. Общая длина горизонтальных частей ствола	м

Окончание приложения А

1 2
б) на начало первого проектного года
10.38. Действующий фонд добывающих скважин	шт.
10.39. Действующий фонд нагнетательных скважин	шт.
в) за 15-летний период перед первым проектным годом
10.40. Ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин	шт.
10.41. Действующий фонд нагнетательных скважин	шт.
г) экономические показатели
10.42. Сметная стоимость 1 м проходки в ценах 1991 года или фактическая стоимость 1 м проходки, индекс удорожания	-
10.43. Стоимость оборудования, не входящая в сметы строек	-
10.44. Промысловое обустройство Для новых месторождений - свободный сметно-финансовый расчет в ценах 1991 года и по годам. Для действующих месторождений затраты на: - нефтепромысловое обустройство на ввод в эксплуатацию 1 добывающей скважины; - реконструкцию объектов обустройства; - на ввод 1 добывающей скважины; - замену оборудования на 1 скважину среднегодового действующего фонда Индекс удорожания	тыс. руб.
10.45. Цены на нефть и газ	тыс. руб.
10.46. Затраты на добычу нефти по НГДУ и расшифровка но статьям калькуляции за последний отчетный период (квартал, полугодие, год)	-
10.47. Балансовая стоимость скважин НГДУ	-

Приложение Б (обязательное) - Перечень исходных данных для проектирования сооружений, обустройства нефтяного месторождения

Наименование исходных данных	Единицы измерения

1. Добыча нефти и добывающей жидкости по годам	тыс. т/год
2. Добыча попутного нефтяного газа по годам	млн. м³год
3. Количество эксплуатационных скважин	шт.
4. Примерный тип скважин. Глубина нефтяного пласта	-
5. Продолжительность жизни фонтанных скважин. Среднегодовая продолжительность жизни фонтанных скважин	годы, мес. т/сут
6. Предполагаемый межремонтный период	мес.
7. Среднегодовые показатели эксплуатации скважин по годам: - дебит по жидкости; - дебит по нефти: - обводненность (по массе)	т/сут %
8. Пластовое давление	МПа
9. Давление на буфере фонтанных скважин (до 16 МПа)	МПа
10. Температура нефти: - на устье скважин; - в пластовых условиях	+10 °с +18-25 °С
11. Содержание механических примесей в нефти (не более 500)	мг/л
12. Содержание солей в товарной нефти, (не более 300)	мг/л
13. Физические свойства нефти: - вязкость нефти кинематическая, при температурах +20 °С, +50 °С; - вязкость нефти в зависимости от обводненности при температурах +5 °С, +20 °С: - интервалы обводненности; - температура застывания нефти; - температура вспышки нефти; - содержание парафина (по массе); - плотность	мм²/с м/г/с 10% °с °с % кг/м³
14. Газосодержание	м³/т
15. Давление насыщения газом	МПа

Продолжение приложения Б


16. Газовый фактор при условиях сепарации нефти:	м³/т
1 ступень Р_сеп = 6 кгс/см²
Т_сеп	°С
2 ступень Р_сеп= 3 кгс/см²
Т_сеп	°С
3 ступень Р_сеп =0 кгс/см²
Т_сеп	°С
17. Содержание сероводорода	м³/т
18. Компонентный состав:
- нефтяного газа;	-
- пластовой и разгазированной нефти
19. Молекулярный вес пластовой и разгазированной нефти	-
20. Молекулярный вес остатка	-
21. Температура начала кипения нефти	°с
22. Плотность газа	кг/м³
23. Содержание стабильного конденсата	г/нм
24. Вязкость газа	СП.
25. Конденсантный фактор при условиях сепарации	г/нм³
26. Технические данные для проектирования сооружений водопроводки и закачки воды в продуктивные пласты:	-
26.1. Характеристика продуктивных пластов	-
26.2. Добыча пластовой воды по годам	тыс. м³/год
26.3. Физико-химические свойства пластовых н промысловых сточных вод, в том числе:
- плотность воды;	кг/м³
- вязкость пластовой воды;	мПаС
- содержание мехпримесей;	мг/л
- газосодержание, в том числе сероводорода;
- Общая минерализация воды;	м³/т
- pH;	мг/л
- содержание в воде ионов CL', S0₄” HC0₃, Ca^f, Mg¹", IV^й, Fe' ⁴' и других веществ, влияющих на подготовку и закачку жидкостей в пласт	мг/л
26.4. Коррозионные свойства вод, предназначенных для пачки в пласт для обессоливания нефти
27. Закачка пластовых и сточных вод (система ППД) 27.1. Количество проектируемых нагнетательных скважин 27.2. Давление на устье нагнетательных скважин 27.3. Присмистость нагнетательных скважин	- шт. МПа м³/сут

Продолжение приложения Б


27.4. Количество закачиваемой в пласт воды 27.5. Требования к качеству воды, предназначенной для закачки в пласт (речной, пластовой, промливневой и т. д.), в том числе содержание мехпримесей, нефти 27.6. Принципиальная технологическая схема и состав установок подготовки воды для закачки в пласт 27.7. Материальный баланс установки подготовки вод, добавочно вводимых продуктов (ингибиторов, флокулянтов и др. реагентов, побочных продуктов и отходов (уловленная нефть, газ и нефтешлам) и конечных расходов подготовленных вод) 27.8. Техническая характеристика веществ, добавляемых в воду при ее подготовке 27.9. Техническая и физико-химическая характеристика побочных продуктов и отходов (уловленная нефть, нефтешлам), их использование или ликвидация (с указанием технологии, состава установок и их технологических параметров)	м³/сут мг/л
28. Предлагаемая технология добычи нефти (фонтанная, газлифт, электропогружные насосы, станки-качалки)	-
Рекомендации
1. Применение деэмульгаторов (состав, класс опасности, ПДК, ОБУВ в воздухе, воде рыбохозяйств)	-
2. Меры борьбы с коррозией: - применение ингибиторов коррозии; - антикоррозийные защитные покрытия, - спецоборудование и материалы (состав, класс опасности, ПДК, ОБУВ в воздухе, воде рыбохозяйств)	-
3. Применение реагентов, обеспечивающих эффективное вытеснение нефти из пласта	-
4. Вторичные методы добычи	-
5. Возможность совместной подготовки и закачки в нагнетательные скважины пластовых, промливневых сточных вод, речных вод, дистиллированной жидкости, очищенных и обеззараженных хлором бытовых сточных вод; допустимые сочетания указанных вод при совместной подготовке и закачке
6. Рекомендации по подготовке нефти (с подогревом, предварительным сбором воды, сероводорода)	-

Окончание приложения Б


7. Рекомендации по системе сбора (совместный, раздельный сбор по горизонтам)	-
8. Рекомендации по расположению установок предварительного сбора воды в системе сбора	-
9. Технологические системы установок подготовки нефти, установок предварительного сбора воды	-
11. Водоохранные зоны	-
12. Кустование скважин с учетом наземного положения	-
13. Необходимость отработки добывающих скважин	-
14. Фоновые загрязнения воды, воздуха, почвы	-
15. Рекомендации по подготовке уловленной и ловушечной нефти	-
16. Рекомендации по ввод) реагентов на УПН, УПСВ для улучшения деэмульсации (их марка и характеристика, точки подачи в технологической схеме)	-
17. План расположения оборудования по принятой технологии (характеристика оборудования, его наработка на отказ, параметры потоков отказов)	-

Список литературы

1. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -т. 1, т. 2.

2. Абызбаев ИИ., Тимашев Э.М., Зюрин В.Г. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов (на примере месторождений Башкирии).// Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев: КПН, 1984. - с. 115-125.

3. Акулынин А.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1989. - 480 с.: ил.

4. Алексеев Ю.В. Основные технологические особенности подбора глубиннонасосного оборудования. // Оптимизация доразведки и доразработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин и нефтепромыслового оборудования. (Материалы III конференции молодых ученых и специалистов.). - Уфа: Башнипинефть, 1999.-с. 84-89.

5. Алексеев Ю.В., Штайгервальд А.Э., Уразаков К.Р. Эмпирические зависимости коэффициента подачи штанговой насосной установки. - Уфа: Тр/Башнипинефть, 2000, вып. 103. - с. 9-15.

6. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 368 с.: ил.

7. Бурлакова Г.П., Козловский В.С., Шевченко И.О. Автоматизация расчета колонн насосно-компрессорных труб. // Нефтяное хозяйство. - 1996, № 4.

8. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа. -М.: Финансы и статистика, 1997. - 416 с.

9. Гавура В.Е. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 346 с.

10. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

11. Гилязов Р.М. и др. Строительство и эксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами. - Уфа, 2001. - 254 с.: ил.

12. Густов Б.М., Хатмуллин А.М., Асмоловский В.С., Зюрин В.Г. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении. // Нефтяное хозяйство. - 1996 - № 2. - с. 36-37.

13. Дегтярева С.И., Дрюккер В.М., Исупова И.И., Нуждина И.И. Единые требования к содержанию и оформлению курсовых и дипломных проектов. Методические указания. - М.: 2003. - 46 с.

14. Закиров С.Н. Что такое радикальная разработка месторождений нефти и газа (в порядке обслуживания)./ Нефтяное хозяйство. -2002. -№1 -с. 46-49.

15. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989. - 334 с.

16. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1998. - 628 с.

17. Каплан Л.С. Совершенствование эксплуатации скважин штанговыми насосами. - г. Октябрьский, 2000.

18. Каплан Л.С. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998.

19. Квеско Б.Б. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - Томск, 2001.

20. Квеско Б.Б. Подземная гидродинамика. - Томск, 2001.

21. Климец А.В. Анализ энергопотребления при добыче нефти штанговыми установками и пути энергосбережения. // Оптимизация доразведки и доразработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин и нефтепромыслового оборудования. (Материалы III конференции молодых ученых и специалистов). - Уфа: Тр./Башнипинефть, 1999, вып. 98. - с. 116-121.

22. Климец А.В., Уразаков К.Р. Анализ энергетических характеристик станков-качалок. // Ученые Башнипинефти - дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан. - Уфа: Тр./Башнипинефть, 2000, вып. 100. - с. 121-128.

23. Кузьминов С.З., Лапшин В.И., Стариков Ю.И. - Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности. //Каталог. - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1980. - 24 с.

24. Кулизаде К.Н., Хайкин И.Е. Электроэнергетика насосной нефтедобычи. - М.: Недра.

25. Кутдусов А.Т., Уразаков К.Р. Расчет температурного режима погружного электродвигателя. // Ученые Башнипинефти - дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан. - Уфа: Тр./Башнипинефгь, 2000, вып. 100. -с. 101-115.

26. Лисовский Н.Н., Филиппов В.П. Состояние разработки месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути решения (материалы совещания в | Альметьевске, сентябрь 1995 г.). -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - 35 с.

27. Чысснко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторожден<

⇐ Предыдущая 1 2 3 45