Технологическая схема процесса ППД

Вода(пресная либо с установки УППН)подается в приемный коллектор с давлением 2-5кг/см2.

Потом на вход насосов БКНС.После насоса через оборотный клапан вода подается в блок гребенок напорного трубопровода.В БГ происходит рассредотачивание потока воды под высочайшим давлением

по фронтам.Потом по напорным водоводам вода подается на ВРП Технологическая схема процесса ППД(водораспределительные

пункты,которые находятся конкретно на кустиках скважин).В ВРП происходит разделение потока воды.От ВРП до скважин положены водоводы,по которым подается вода к скважине.На

устье скважины установлена арматура,через которую поток воды попадает в скважину.На арма-

туре установлен манометр,позволяющий держать под контролем давление закачки.В ВРП на линиях

установлены Технологическая схема процесса ППД приборы учета расхода воды,дозволяющие держать под контролем количество закачивае-

мой воды по каждой скважине.Вода ,подаваемая в приемный коллектор,тоже учитывается на узле учета.

Финансовая деятельность предприятия (НГДУ, цеха). Главные технико-экономические характеристики. Себестоимость добычи нефти, ее статьи. Понятие-рентабельность производства.

Технико-экономические особенности современной разработки и Технологическая схема процесса ППД эксплуатации месторождений нефти и газа обусловили необходимость построения калькуляции себестоимости добычи нефти и газа по последующей номенклатуре статей расходов:

I. Расходы на энергию по извлечению нефти. При глубинно-насосной эксплуатации эти издержки связаны со ценой применяемой энергии (электроэнергии, энергии, движков внутреннего сгорания, пара) для приведения в действие станков-качалок и Технологическая схема процесса ППД групповых приводов, а при компрессорной - сжатого воздуха либо газа, нагнетаемого в скважину через спущенные подъемные трубы.

II. Расходы по искусственному воздействию на пласт связаны с воплощением мероприятий по интенсификации добычи нефти методом воздействия на пласт в целом. Они складываются из зарплаты работников, занятых в цехах поддержания пластового Технологическая схема процесса ППД давления, отчислений на соц страхование, цены закачиваемой воды, сжатого воздуха либо газа со стороны, амортизации нагнетательных скважин и других главных средств и иных расходов.

III. Основная зарплата производственных рабочих. Эта статья включает зарплату производственных рабочих, конкретно занятых обслуживанием нефтяных, газовых н контрольных скважин и находящихся в распоряжении инженерно-технологических служб Технологическая схема процесса ППД (операторов по добыче нефти и газа, по замеру давлений и др.). Зарплата инженеров-технологов и техников этих служб также относится па эту статью. Премии, выплачиваемые им из фонда вещественного поощрения, в себестоимости не отражаются.

IV. Дополнительная зарплата производственных рабочих включает выплаты, предусмотренные законодательством (коллективными договорами) за не проработанное на производстве Технологическая схема процесса ППД время: оплата очередных и дополнительных отпусков, оплата льготных часов подростков, и др.

V. Отчисления на соц страхование состоят из отчислений на эту цель по установленным нормам с суммы основной и дополнительной зарплаты производственных рабочих.

VI. Амортизация скважин. По этой статье показываются амортизационные отчисления от балансовой цены нефтяных, газовых и контрольных Технологическая схема процесса ППД скважин.

разными методами.

VII. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа состоят из издержек по эксплуатации системы сбора и транспорта нефти и газа.

VIII. Расходы по технологической подготовке нефти включают издержки по подготовке нефти разными методами.

IX. Расходы на подготовку и освоение производства состоят из издержек на Технологическая схема процесса ППД предварительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих управлений на вновь вводимых в разработку площадях, также отчислений в фонд премирования за создание и освоение новейшей техники.

X. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования объединяют издержки на содержание и эксплуатацию технологического и энергетического оборудования - фонтанной арматуры, насосно-компрессорных труб, глубиннонасосных штанг, станков Технологическая схема процесса ППД-качалок, эксплуатационных вышек и мачт, погружных электронасосов, электродвигателей к стенкам-качалкам и групповым приводам, морских эстакад.

На эту статью относят издержки прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтного цеха электрического оборудования и электроснабжения, цеха эксплуатации и ремонта морских сооружений. В этой же статье отражаются и особо выделяются расходы Технологическая схема процесса ППД по подземному текущему ремонту скважин, состоящие из издержек по оплате труда бригад по подготовке к ремонту и ремонту скважин и отчислениям на соц страхование, на материалы (глубинные насосы, канаты и др.)) на работу тракторов-подъемников, услуги вспомогательных производств и иных расходов.

XI. Общепроизводственные расходы включают издержки по Технологическая схема процесса ППД содержанию районных инженерно-технологических служб, эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, сооружений и инструментария общепроизводственного предназначения, содержанию нефтегазодобывющих управлений в целом (включая центральные инженерно-технологические службы), также другие расходы общепроизводственного предназначения. Тут отражаются непланируемые непродуктивные расходы .

XII. Остальные производственные расходы состоят из: 1) отчислений на геологоразведочные работы по установленным ставкам с Технологическая схема процесса ППД 1 т реализованной нефти и с 1000 м3 реализованного попутного газа; 2) отчислений либо расходов на научно-исследовательские и бывалые работы; 3) оплаты за нефть, приобретенной от буровых и геологоразве-дочных организаций. Попутно добытая этими организациями нефть сдается нефтегазодобывающему управлению и оплачивается им по установленной для него плановой себестоимости 1 т нефти, кроме отчислений на Технологическая схема процесса ППД геологоразведочные работы, которые особо выделяются в составе этой статьи.

Все расходы по вышеперечисленным статьям калькуляции составляют производственную себестоимость валовой продукции. Кроме этих расходов в себестоимость добычи нефти и газа включают внепроизводственные расходы.

Основный технико-экономические характеристики:

Добыча нефти с газовым конденсатом, всего (тыс.тонн)

Бурение, всего (тыс Технологическая схема процесса ППД.м)

Прирост мощностей по добыче нефти (тыс.тонн)

Ввод новых скважин (скв.)

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин (скв.)

Действующий фонд нефтяных скважин (скв.)

Неработающий фонд нефтяных скважин (скв.)

Поставка нефти (реализация), всего в т.ч. внутренний рынок, далекое зарубежье(тыс.тонн)

Среднесписочная численность работников (чел)

Фонд зарплаты (без совместителей) (тыс Технологическая схема процесса ППД.руб)

Среднемесячная оплата труда 1 работника (руб)

Стоимость 1 т.нефти с НДС и акцизом (руб) в т.ч. на внутр.рынок и далекое зарубежье (руб)

Акциз (руб/тонна)

Экспортная пошлина (руб/тонна)

Выручка от реализации продукции, продуктов, работ, услуг по отгрузке (с налогами)

Себестоимость 1 т. реализованной нефти (руб)

Прибыль от реализации продукции Технологическая схема процесса ППД, работ, услуг (тыс.руб)

Операционные доходы (тыс.руб)

Операционные расходы (тыс.руб)

Внереализационные доходы (тыс.руб)

Внереализационные расходы (тыс.руб)

Балансовая прибыль (тыс.руб)

Налог на прибыль (тыс.руб)

Незапятнанная прибыль (тыс.руб)

Отвлеченные средства (тыс.руб)

Нераспределенная прибыль (тыс.руб)

Аммортизация осн. Средств

Излишек (недостаток) денег до Технологическая схема процесса ППД финансирования и конфигурации в обратном капитале (тыс.руб)

Конфигурации в обратном капитале (тыс.руб)

Наружное финансировани (тыс.руб)

Излишек (недостаток) денег после финансирования и конфигурации в обратном капитале (тыс.руб)

Наличность после финансирования (тыс.руб)

Обьем незавершенного строительства (тыс.руб)

Начисленные налоги (тыс.руб)

Дебиторская задолженность на конец периода (тыс.руб)

Кредиторская Технологическая схема процесса ППД задолженность на конец периода (тыс.руб)

Рентабельность - относительный показатель характеризующий степень прибыльности производства. Рентабельность предприятия рассчитывают двойственно: как процентное отношение балансовой прибыли к полной себестоимости реализованной продукции либо как процентное отношение прибыли к цены производственных фондов (главных фондов и обратных средств), функционирующих в процессе производства.


Билет № 2

Разработка нефтяных месторождений Технологическая схема процесса ППД с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические базы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Увеличение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

В мировой практике, в том числе и у нас в Рф, одним из главных методов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается Технологическая схема процесса ППД для интенсификации разработки нефтяных месторождений и роста нефтеотдачи пластов.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью увеличения нефтеотдачи используются насыщенный водяной пар либо жгучая вода. Конкретно эти теплоносители характеризуются большим посреди узнаваемых рабочих агентов теплосодержанием и, как следует, дают возможность обеспечить наилучшую эффективность термического воздействия на пласт Технологическая схема процесса ППД.

Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и сразу диффузионным методом. Как следует, тепло, вводимое в пласт, передается не только лишь жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, да и породе продуктивного пласта, также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность тепловых способов и их преимущество перед другими способами Технологическая схема процесса ППД увеличения нефтеотдачи, в каких перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват термическим воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в конечном итоге обеспечивает значимый прирост коэффициента нефтеизвлечения.

Росту коэффициента нефтеизвлечения содействуют последующие главные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, термическое расширение Технологическая схема процесса ППД пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Если вязкость нефти существенно понижается с повышением температуры (томные нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в повышение нефтеотдачи заносит механизм улучшения дела вязкостей нефти и воды. Если же вязкость нефти с конфигурацией температуры изменяется равномерно либо слабо, то преимущество получают Технологическая схема процесса ППД механизмы термического расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил. Значение последних 2-ух устройств в особенности велико для трещиновато-пористых пластов, в каких основная масса нефти сосредоточена в низкопроницаемых поровых блоках (матрицах) и вытеснить ее можно только за счет активизации тепломассообмена меж трещинками и блоками.

При нагнетании в Технологическая схема процесса ППД пласт пара, в отличие от жаркой воды, проявляется дополнительный механизм роста нефтеотдачи - дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.

Невзирая на то, что термические способы могут обеспечить довольно высшую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической необходимостью. Дело в том, что эти способы очень энергоемки, требуют огромных энергозатрат на создание Технологическая схема процесса ППД теплоносителя и они экономически нерентабельны для разработки месторождений с малой и завышенной вязкостью нефти (наименее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические способы и др.

Из суждений экономической необходимости в документе министерства нефтяной индустрии "Методическое управление по проектированию внедрения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений" (РД 39.0147035.214.87) в Технологическая схема процесса ППД качестве главных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.

Потом мировой опыт показал, что термические способы отлично используются и на месторождениях наименее вязких нефтей (от 30 мПа×с и выше) и, как следует Технологическая схема процесса ППД, область внедрения их существенно расширена.

Опыт указывает, что термические способы на месторождениях высоковязких нефтей могут обеспечить очень существенное (время от времени кратное) повышение нефтеотдачи относительно естественных режимов разработки либо способов заводнения.

Обширно известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия жаркой водой (ВГВ) . Сущность этих технологий состоит в Технологическая схема процесса ППД том, что при всех системах размещения скважин (площадных либо рядных) на первом шаге в нагнетательные скважины производят непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются необъятные прогретые зоны (этот процесс именуется созданием оторочки теплоносителя в пласте), потом, на втором шаге в те же нагнетательные скважины безпрерывно закачивают ненагретую (прохладную Технологическая схема процесса ППД) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, нужного для сотворения термический оторочки, находится в зависимости от определенных геолого-физических критерий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и меняется в широких границах от 0,4 до 1,2 порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до Технологическая схема процесса ППД 1,8 порового объема - при закачке жаркой воды.

Более большими базисными объектами внедрения термических способов в бывшем СССР явились месторождения Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Оха (Сахалин), Гремихинское (Удмуртия), Усинское (Коми), Зыбза - Глубочайший Яр (Краснодарский край).

На Гремихинском месторождении работы по воздействию жаркой водой были начаты в 1983 году. В итоге проведения научно Технологическая схема процесса ППД-исследовательских и промысловых исследовательских работ в течение ряда лет были обусловлены, сделаны и внедрены в создание последующие новые технологии: разработка импульсно-дозированного термического воздействия на пласт - ИДТВ, импульсно-дозированного термического воздействия на пласт с паузами - ИДТВ(П), разработка теплоциклического воздействия на пласт - ТЦВП.

Оборудование для нагнетании в пласт пара Технологическая схема процесса ППД (жаркой воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Разглядим каждый вид оборудования в отдельности.

Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты употребляют, в главном, особые парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и жаркую воду требуемых характеристик и свойства. При давлении нагнетания до 40 МПа могут Технологическая схема процесса ППД употребляться паровые котельные общего типа, в каких применяется котел типа ДКВР. Теплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким макаром, чтоб она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с данными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из нужного рабочего давления Технологическая схема процесса ППД и производительности. В случае закачки жаркой воды нужное давление водянистого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление жаркой воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом утрат давления в наземных трубопроводах и при данной температуре нагрева жаркой воды Технологическая схема процесса ППД должно быть выше давления насыщения для пара при температуре жаркой воды, чтоб не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.

При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются последующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годичного объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки Технологическая схема процесса ППД на месторождениях устанавливаются в группы. Наибольшее число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превосходить 4. Исходя из практических суждений и унификации оборудования в каждой группе должна быть запасная установка.

Главные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к последующему:

- конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную Технологическая схема процесса ППД работу в критериях нагнетания в пласт теплоносителя и следующей закачки в пласт прохладной воды для продвижения термический оторочки:

- конструкция скважины должна обеспечивать тепловые напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.

Действенным средством понижения тепловых напряжений в элементах конструкции является понижение температуры на внутренней поверхности Технологическая схема процесса ППД обсадной колонны методом установки пакеров и термический изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.

На всех месторождениях, где используются термические способы добычи нефти, должны быть разработаны регламенты крепления ПНС, на основании которых составляется проектная разработка крепления скважин. В регламенте на крепление ПНС должны быть приведены тщательно сведения Технологическая схема процесса ППД о конструкции скважины и способах понижения температурных напряжений.

Расчет обсадных колонн ПНС нужно создавать с учетом температурных усилий и цикличности термический нагрузки. В тех случаях, когда проект разработки месторождения предусматривает- применение теплоносителя с температурой 300 С и поболее, то при расчете обсадных колонн нужно учесть явление ползучести металла. При значимых механических напряжениях, которые Технологическая схема процесса ППД испытывают обсадные колонны ПНС, ползучесть металла может кратно уменьшить срок службы скважин. Потому расчет обсадных колонн на ползучесть обязателен.

Разработка крепления ПНС должна предугадывать способы понижения как температуры нагрева обсадных колонн, так и температурных напряжений. Эти способы можно поделить на две группы. Используя первую группу способов Технологическая схема процесса ППД понижают температуру нагрева обсадной колонны, как следует, и температурные напряжения методом оборудования ПНС теплостойким внутрискважинным оборудованием (термоизолированные НКТ, пакерующие средства, теплоизоляция затрубного места и др.). При всем этом к тому же сокращаются теплоотдачи. При помощи 2-ой группы понижают уровень температурных напряжений методом сотворения критерий свободной деформации либо сотворения в обсадной Технологическая схема процесса ППД колонне подготовительных механических напряжений знака оборотного знаку температурных напряжений. В скважинах, применяемых для нагнетания теплоносителя в пласт, эксплуатационная колонна перед ее цементированием натягивается на расчетное усилие и закрепляется на устье скважины. Таким макаром, в сечениях обсадной колонны создаются подготовительные напряжения, обратные по знаку термальным напряжениям, которые равномерно по мере Технологическая схема процесса ППД нагрева обсадной колонны исчезают ("погашаются").

В для закачки теплоносителя в нефтяной пласт могут применяться последующие схемы конструкции нагнетательных скважин.

1. Нагнетание теплоносителя по обыденным НКТ, подвешенным на устьевом фланце без пакера и другого внутрискважинного оборудования. В данном случае характеристики теплоносителя (сначала температура) не должна превосходить расчетные для колонны труб и Технологическая схема процесса ППД цементного камня.

2. Нагнетание теплоносителя по обыденным НКТ с внедрением теплостойкого пакера, термокомпенсатора и специальной устьевой арматуры. В данном случае при обеспечении плотности резьбовых соединений НКТ и частей внутрискважинного оборудования после выпаривания воды (либо подмены на воздух) в затрубном пространстве создаются подходящие условия для увеличения характеристик нагнетания теплоносителя и уменьшения утрат Технологическая схема процесса ППД тепла по стволу скважины.

3. Нагнетание теплоносителя по НКТ, изолированными теплоизолирующими материалами. В данном случае пар (либо жаркую воду) подают по колонне нагнетательных труб в качестве которых употребляются 73-мм либо 88,9-мм насосно-компрессорные трубы), спущенные до либо ниже кровли продуктивного пласта. Для уменьшения утрат тепла в стволе скважины и предохранения Технологическая схема процесса ППД обсадной колонны от воздействия высочайшей температуры кольцевое место меж нагнетательной и эксплуатационной колоннами целенаправлено разобщать теплостойким пакером, устанавливаемым над кровлей продуктивного пласта.

Утраты тепла в стволе нагнетательной скважины являются одним из принципиальных критериев внедрения способа закачки теплоносителя для разработки нефтяных месторождений. В ОАО "Удмуртнефть" термические способы отыскали Технологическая схема процесса ППД применение на Гремихинском месторождении. При всем этом для закачки теплоносителя в пласт использовались, как термоизолированные трубы произведенные объединением "Удмуртнефть" ТТНК 89/50-343, так и термоизолированные трубы ТТ 48/89-350-1(Краснодар).


tehnologii-upravleniya-informaciej-v-deyatelnosti-smi-diplomnaya-rabota.html
tehnologii-v-krasochnom-i-uvlazhnyayushem-apparate-statya.html
tehnologii-virashivaniya-i-hraneniya-razlichnih-sortov-kartofelya-elektivnij-kurs-vladelec-lichnogo-podsobnogo-hozyajstva.html