Студопедия
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
|
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
| 2
| 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
| 2
| 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 2 доли 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
1
| 2
| 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
1
| 2
| 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, NO3, Са+2, Mg+2, Naf, 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, NO2, 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
1
| 2
| 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
| 8.4Средняя 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
1
| 2
| 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
1
| 2
| 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
1
| 2
| 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
| 2
| 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
1
| 2
| 16. Газовый фактор при условиях сепарации нефти:
| м3/т
| 1 ступень Рсеп = 6 кгс/см2
|
| Тсеп
| °С
| 2 ступень Рсеп= 3 кгс/см2
|
| Тсеп
| °С
| 3 ступеньРсеп=0кгс/см2
|
| Тсеп
| °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 сооруженийводопроводки 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, Caf, Mg1", IVй, 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
1
| 2
| 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
1
| 2
| 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.АбызбаевИИ., 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 месторождений. - М.: Недра, 2000. - 516 с.
28. Маиланчснко А.М. и др. Специальные машины и механизмы, применяемые в технологических процессах проводки, обустрой-• | на и эксплуатации нефтяных скважин. Спецагрегаты, установ-м| подъемные и буровые. - Уфа: КИВЦ АНК «Башнефть», 2001. 520 с.: ил.
29.Махмудов С.А..Абузерли М.С. Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов. -М.: Недра, 1995.
30.Методические рекомендации по составлению бизнес-планов объектов нефтяной промышленности. - М.: Минтопэнерго РФ, 1997.-201 с.
31.Минликаев В.З., Уразаков К.Р., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В., Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В., Еникеев Р.М. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню. - Уфа: Башни-пинефть, 1998, вып. 94. - с. 179-182.
32.Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, Учебное пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 245 с.
33.Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.: ил.
34.Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. -Оренбург, 1999.
35.Самочкин В.Н. Гибкое развитие предприятия: Эффективность и бюджетирование. - М.: Дело, 2000.
36.Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация насосно-компрессорных труб. - М.: Недра, 1985.
37.Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 247 с.: ил.
38.Сафонов Е.Н., Исхаков И. А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство. - 2001, № 11 -с. 18-19.
39.Сулейманов Р.М., Алексеев Ю.В. Методика оценки экономической эффективности технологического режима добывающих скважин при выборе компоновки насосного оборудования (Материалы III конференции молодых ученых и специалистов). -Уфа: Тр./Башнипинефть. 1999, вып. 98.
40.Сургучев Л.М. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2001, № 5. - с. 50-54.
41.Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра. 1989. - 215 с.
42.Уразаков К.Р., Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальное исследование трения муфт и штанг о насосные трубы. - Уфа: Тр./Башнипинефти, 1985, вып. 72.
43.Уразаков К.Р., Гайсин Д.К., Тимашев Э.М. Методической руководство по выбору технологических параметров эксплуатации наклонно направленных скважин в режиме периодической откачки. - Уфа: Башнипинефть, 1989. - 26 с.
44. Уразаков К.Р., Абдуллина М.Н., Андреев В.В., Талалаев П.А., Алексеев Ю.В.. Горбачев С.В. Метод выбора способа эксплуатации и расчета технологического режима работы механизированного фонда скважин на ПЭВМ. - Уфа: Тр. /Башнипинефть, 1994, вып. 88. - с.72-80.
45.УразаковК.Р.. Алексеев Ю.В.. Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз». // Нефтяное хозяйство. - 1999, № 9. - с. 47-49.
46.Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагулин В.А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. - М: ВНИИОЭНГ, 1997. - 56 с.
47.Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование буровых и нефтегазодобывающих предприятий. - М.. Недра. 1990.
48.Щепотин А.Ф. Сборник инструктивно-методических материалов по организации учебного процесса в среднем профессиональном образовании - М.: НПЦ «Профессионал». 2001. - 52 с.
|