Дипломный проект 102 л., 22 рисунка, 15 таблиц, 20 использованных источников, 2 приложения
УСТАНОВКА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНАЯ ПОГРУЖНАЯ, НАСОС ПОГРУЖНОЙ, МУФТА ШАРНИРНАЯ, МУФТА СТРАХОВОЧНАЯ, ШАРНИР
Объектом исследования является насос электроцентробежный погружной для добычи нефти.
Цель работы – профиль добывающей скважины не всегда прямолинейный, имеются отклонения от идеального профиля. Те же искажения повторяет колонна НКТ и установка электроцентробежного насоса, состоящая из нескольких жесткозакрепленных длинномерных узлов.
В результате такого положения установка находится в постоянном напряженном состоянии, которое может привести к аварийным ситуациям.
Основные конструктивные и технико-эксплуатационные характеристики: в конструкцию насосной установки вводятся компенсаторы с определенным углом отклонения, что в итоге позволяет увеличить угол между валами и корпусами секций насоса и повысить защиту соединений насоса от чрезмерных изгибающих нагрузок на его элементы.
Степень внедрения: предлагаемое усовершенствование проходит промышленное испытание в условиях НГДУ ……
Область применения: насосная установка с предлагаемым усовершенствованием может быть использована в добывающих скважинах с углом наклона профиля 4…80.
Экономический эффект от применения новой конструкции защиты заключается в уменьшении износа, деформаций элементов насоса, что увеличивает межремонтный период работы всей насосной установки.
Предлагаемая конструкция насоса безопасна и экологична.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г.1
(справочное)
Пример оформления содержания ВКР (для специалистов 130602)
СОДЕРЖАНИЕ
|
Определения, обозначения и сокращения ………………….. |
6 | |
|
Введение …………………………………………………………………... |
7 | |
|
1 |
Насос ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала ……. |
9 |
|
1.1 |
Обзор существующих конструкций ……………………………….. |
9 |
|
1.1.1 |
Конструкции отечественного производства ………………………. |
9 |
|
1.1.2 |
Конструкции зарубежного производства…………………………... |
15 |
|
1.1.3 |
Патентная проработка……………………………………………...... |
18 |
|
1.2 |
Анализ работы оборудования ………………………………………. |
21 |
|
1.2.1 |
Конструкция, условия работы оборудования ……………………... |
21 |
|
1.2.2 |
Анализ отказов……………………………………………………….. |
24 |
|
1.2.3 |
Существующие методы повышения работоспособности ………… |
25 |
|
1.3 |
Обоснование основных параметров ……………………………….. |
26 |
|
1.3.1 |
Рабочая характеристика оборудования ……………………………. |
26 |
|
1.3.2 |
Расчет приводной мощности ……………………………………….. |
28 |
|
1.3.3 |
Расчет коэффициента полезного действия ………………………... |
29 |
|
1.4 |
Усовершенствование конструкции ………………………………… |
30 |
|
1.4.1 |
Описание усовершенствования …………………………………...... |
30 |
|
1.4.2 |
Описание технического эффекта …………………………………... |
35 |
|
1.5 |
Расчет на прочность и долговечность ……………………………... |
40 |
|
1.5.1 |
Расчет вала на прочность и долговечность ………………………... |
40 |
|
1.5.2 |
Расчет узлов клапана на прочность и долговечность …………….. |
50 |
|
1.5.3 |
Расчет усовершенствованного узла на прочность и долговечность ……………………………………………………….. |
55 |
|
1.6 |
Уровень унификации и стандартизации …………………………... |
65 |
|
1.7 |
Мероприятия по повышению коррозиестойкости ………………... |
67 |
|
1.8 |
Техническое обслуживание ………………………………………… |
71 |
|
2 |
Расчет безопасности и экологичности насоса ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала……………………………..... |
75 |
|
2.1 |
Основные направления обеспечения безопасности и экологичности при проведении ремонтных работ………………… |
75 |
|
2.2 |
Характеристика производственной среды с точки зрения опасностей и вредностей……………………………………………. |
77 |
|
2.3 |
Анализ опасных и вредных производственных факторов………… |
79 |
|
2.4 |
Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда………………………………………………………… |
83 |
|
2.5 |
Экологичность проекта……………………………………………… |
85 |
|
3 |
Расчет экономического эффекта от применения насоса ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала …………….. |
88 |
|
3.1 |
Общие сведения……………………………………………………… |
88 |
|
3.2 |
Исходные данные для расчетов…………………………………….. |
89 |
|
3.3 |
Расчет капитальных вложений……………………………………… |
91 |
|
3.4 |
Расчет годовых текущих издержек потребителя………………….. |
94 |
|
3.5 |
Расчет экономического эффекта при внедрении модернизированной установки нагнетания газа…………………... |
96 |
|
Заключение ……………………………………………………………… |
99 | |
|
Список использованных источников ……………………....... |
100 | |
|
Приложение А. (обязательное) – Перечень демонстрационных листов.................................................................................................... |
103 | |
|
ПриложениЕ Б. (справочное) – Методика расчета деталей на прочность………………………………………………………… |
107 | |
ПРИЛОЖЕНИЕ Г.2
(справочное)
Пример оформления содержания ВКР (для специалистов 130503)
СОДЕРЖАНИЕ
|
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ …………………... |
6 | |
|
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………… |
7 | |
|
1 |
Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождении…………………………………………………………. |
8 |
|
1.1 |
Общие сведения о Мало-Балыкском месторождении ………...……... |
8 |
|
1.2 |
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ……………… |
10 |
|
1.3 |
Общая характеристика продуктивных пластов …..…………………. |
16 |
|
1.4 |
Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов ………. |
22 |
|
1.4.1 |
Свойства и состав нефти и газа …………………………….………… |
22 |
|
1.4.2 |
Свойства и состав воды ………………..……………………………… |
23 |
|
2 |
Динамика и состояние разработки Мало-Балыкского месторождения………………………………………………………….. |
25 |
|
2.1 |
Основные проектные документы и решения…………………………. |
25 |
|
2.2 |
Анализ показателей разработки ………………………………………. |
27 |
|
2.3 |
Анализ фонда скважин ………………………………………………… |
35 |
|
2.4 |
Современные технологии повышения нефтеотдачи…………………. |
38 |
|
3 |
Гидравлический разрыв пласта как рекомендуемый МУН для Мало-Балыкского месторождении………………………………... |
41 |
|
3.1 |
Механизм ГРП…………………………………………………………... |
42 |
|
3.2 |
Технологические схемы ГРП…………………………………………... |
45 |
|
3.3 |
Физико-химические свойства жидкостей, применяемых для ГРП в ООО «РН-Юганскнефтегаз»…………………………………………. |
52 |
|
3.4 |
Проектирование технологии ГРП……………………………………… |
60 |
|
3.5 |
Выбор скважин для ГРП……………………………………………….. |
62 |
|
3.6 |
Анализ промыслового материала и применяемой техники………….. |
64 |
|
3.7 |
Подготовительные работы при ГРП…………………………………… |
66 |
|
3.8 |
Осуществление процесса ГРП…………………………………………. |
71 |
|
3.9 |
Разработка мероприятий по проблеме обводненности скважины после ГРП……………………………………………………………….. |
77 |
|
3.10 |
Определение дебита скважин после проведения гидроразрыва пласта……………………………………………………………………. |
80 |
|
3.11 |
Выбор проппанта для нефтяных скважин…………………………….. |
84 |
|
4 |
Безопасность и экологичность проекта……………………………….. |
88 |
|
4.1 |
Анализ состояния охраны труда в ООО «РН-Юганскнефтегаз»……. |
88 |
|
4.2 |
Обеспечение безопасности и природоохранные мероприятия при проведении ГРП…………………………………………………… |
91 |
|
4.3 |
Расчет обратного клапана……………………………………………… |
98 |
|
4.4 |
Экологическая характеристика Мало-Балыкского месторождения… |
99 |
|
5 |
Технико-экономическая и организационная структура ООО «РН-Юганскнефтегаз»…………………………………………… |
104 |
|
5.1 |
Организационная структура…………………………………………… |
105 |
|
5.2 |
Технико-экономические показатели…………………………………... |
105 |
|
5.3 |
Экономическое обоснование проводимых мероприятий…………….. |
107 |
|
5.3.1 |
Расчет дополнительной добычи нефти………………………………... |
107 |
|
5.3.2 |
Расчет себестоимости продукции……………………………………… |
109 |
|
5.3.3 |
Расчет годового экономического эффекта……………………………. |
116 |
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………... |
120 | |
|
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………. |
121 | |
|
Приложение А. (обязательное) – Перечень демонстрационных материалов…………………..................................................................... |
122 | |
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(справочное)
Пример оформления перечня определений, обозначений и сокращений
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
1 Насос – устройство для нагнетания жидкости из одного объекта в другой.
2 Редуктор – механизм для преобразования частоты вращения.
3 Стопор – ограничитель вращения элементов редуктора.
4 …..
5 …..
АВПД – аномально-высокое пластовое давление
АНПД – аномально-низкое пластовое давление
ГЗД – гидравлический забойный двигатель ГТМ – геолого-технические мероприятия
КВД – кривая восстановления давления
ЦНС – центробежный насос секционный
ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)
Пример оформления основной части диплома (для специалистов 130503)
1 Геолого-физическая характеристика Малобалыкского месторождения
Общие сведения о районе работ
Малобалыкское месторождение в административном отношении распо-ложено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты – г. Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово (рисунок 1.1).
…
В качестве основного строительного материала следует выделить песок, распространенный в виде песчаных карьеров в северо-западной части района Мало-Балыкского месторождения. В пределах месторождения также имеются крупные залежи торфа, керамзитовых и кирпичных глин. Кроме того, важней-шим строительным материалом является лес.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Малобалыкского месторождения (до 3000 м и более) представлен толщей песчано-глинистых отложений мезозойско-кайно-зойского возраста, залегающей на метоморфизованных породах палеозойского складчатого фундамента (рисунок 1.2).
Четвертичная система (Q)
Отложения имеют повсеместное распространение, сложены аллювиаль-ными и озёрно-аллювиальными образованиями, представленными супесями, серыми и желтовато-серыми песками с прослоями серых и бурых песчанистых глин. Встречаются прослои спрессованного торфа, линзы галечников. Толщина этих образований 20-60 м.
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов
Нефтеносные пласты Малобалыкского месторождения можно сгруп-пировать в три группы, отличающиеся глубиной залегания, типом залежей, фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов (ФЕС), а также стадией разработки:
1 я группа: пласты А4,A5-6,A7 – разрабатываемые пласты с относительно высокими ФЕС;
2-я группа: ачимовская толща пачки (Ач1 БС16,Aч2 БС17-20, Ач3 БС22) разрабатываемые пласты с низкими ФЕС.
…
Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина по основной залежи достигает 32,6 м (скважина № 3750), средняя составляет 13,3 м, по восточной залежи максимум 15,5 м (скважина № 7816) при средней 7,7 м.
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
1.4.1 Свойства и состав нефти и газа.
Свойства и состав нефтей Малобалыкского месторождения изучались институтом СибНИИНП и ЦЛ «Главтюмньгеологии» - среди исследованных преобладают поверхностные пробы нефтей, отобранные на устьях скважин.
3 Технология и техника по совершенствованию технологической схемы подготовки газа
3.1 Конструкция скважин, оборудование забоя и устья
3.1.1 Конструкция скважин.
Скважина – цилиндрическая вертикальная или наклонная горная выработка, глубина которой многократно превышает диаметр, скважину создают с поверхности земли в массиве горных пород при помощи механических приспособлений, без доступа рабочих во внутрь этой выработки. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, а ее дно в массиве горных пород – забоем.
3.1.2 Оборудование устья скважин.
Схема оборудования устья эксплуатационных скважин Северо-Соленинского ГКМ представлена на рисунке 3.1. После спуска эксплуатацион-ной колонны и ее цементирования большое значение имеет обвязка верхних концов обсадных труб, спущенных в скважину, колонными головками, которые герметизируют межтрубное пространство.
3.2 Технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа
к дальнему транспорту
3.2.1 Краткая характеристика системы сбора и подготовки газа
к дальнему транспорту.
Система сбора газа и конденсата на Северо-Соленинском газокон-денсатном месторождении является централизованной и выполнена по лучевой схеме (рисунок 3.5) [4]. Индивидуальные шлейфы для скважин, вскрывающих яковлевскую свиту выполнены из труб диаметром 159 мм с толщиной стенки 10 мм, для скважин вскрывающих конденсатосодержащие суходудинские залежи – из труб диаметром 219 мм с толщиной стенки 14 мм.
3.2.2 Анализ работы системы сбора и подготовки газа к дальнему
транспорту.
В процессах подготовки газа к дальнему транспорту одним из значительных звеньев технологического процесса подготовки природного газа к дальнему транспорту является его очистка от капельной влаги. Эффективность работы первичного сепарационного оборудования, намного определяет оптимальные условия работы аппаратов последующих технологических циклов обработки природного газа, расход и безвозвратные потери дорогостоящих адсорбентов, ингибиторов и т.д. [4].
3.2.3 Технологическая схема установки промысловой подготовки газа.
3.2.3.1 Характеристика технологической схемы технологического корпуса ТК-1. На каждой технологической нитке в технологическом корпусе ТК-1 на входе в сепараторы ЦРС-1, ЦРС-2, ЦРС-3, ЦРС-4, установлены: кран, клапан регулятор, штуцер с вентилем для монтажа прибора контроля давления. Клапан регулятор предназначен для регулирования подачи газа по технологическим ниткам. В сепараторе происходит окончательное разделение флюида поступающего со скважины на газ и жидкость (таблица 3.4, 3.5, 3.6).
Технологическая схема ТК-1 приведена в приложении А.
3.2.3.2 Характеристика технологической схемы технологического корпуса ТК-2. На каждой технологической нитке в технологическом корпусе ТК-2 на входе в рабочие сепараторы С-201-1, С-201-2 установлены кран, клапан регулятор, штуцер с вентилем для монтажа прибора контроля давления.
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж
(справочное)
Пример оформления списка использованных источников
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Нормативные документы
1 Российская Федерация. Законы. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: Федер. закон № 116-ФЗ: принят 21.07.97.
2 ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышлен-ности (система стандартов безопасности труда).
3 ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Правила выполнения конструкторских докумен- тов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ (государственный стандарт).
4 РД 153-39-007-96. Регламент составления технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. – М.: Минтопэнерго РФ, 1996. – 202 с.
Научно-технические документы
1 Калинин В.Ф. Геолого-физические критерии оптимизации технологии повышения продуктивности скважин (на примере месторождений Саратовского Поволжья) / В.Ф. Калинин. – Саратов: ИРЦ, 2005. – 464 с. (если 1 автор)
2 Ипатов А.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременицкий. – Ижевск: РХД, 2005. – 780 с. (если 2 автора)
3 Зубарева В.Д. Проектные риски в нефтегазовой промышленности: учебное пособие / В.Д. Зубарева, А.С. Саркисов, А.Ф. Андреев. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 236 с. (если 3 автора)
4 Гидроприводные теплогенераторы (конструкции, теория, эксперимент) / Е.П. Запорожец, А.И. Демин, К.П. Иванеев и др. – М.: ИРЦ Газпром, 2003. – 39 с. (если 4 автора)
5 Прикладной статистический анализ данных: Теория. Компьютерная обработка. Области применения: учеб.-практ. пособие / С.В. Алексахин, А.В. Балдин, В.В. Криницын и др. – М.: ПРИОР, 1998. – 336 с. (если 5 и более авторов)
6 Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов // Геология нефти и газа. – 2007. – № 1. – С. 3-12. (статья в журнале)
7 Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших нефтяных месторождений СНГ и США / В.Н. Щелкачев. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 74 с. (обзорная литература)
8 Повышение эффективности разработки месторождений с трудно-извлекаемыми запасами / под ред. В.С. Рудой, С.А. Жданова // Сб. науч. тр. ВНИИНефть. – М., 2005. – Вып. 132. – 180 с.: ил. ( продолжающееся издание)
9 Базив В.Ф. Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений / В.Ф. Базив, Н.Н. Лисовский // Проектирование и разработка нефтяных месторождений: сб. ВНИОЭНГ. – М.: ЦКР, 1999. – С. 28-35. (статья в сборнике)
10 Зайцев Л.А. Комплексный метод расчёта гидравлических параметров трубопроводов / Л.А. Зайцев // Трансп. и хранение нефти нефтепродуктов: экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. – 1985. – № 16. – С. 2-5. (статья в экспресс-информации)
11 Хисамов Р.С. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений: дис. … канд. техн. наук; защищена 09.11.06; утв. 11.05.07 / Хисамов Рим Сальманович. – М., 2007. – 212с. – 04820016743.(диссертация)
12 А.с. 1007997 СССР, МКИ Е21В 49/12. Устройство для испытания пластов / М.М. Нагуманов (СССР). - № 3360585/03; заявл. 23.11.81; опубл. 30.08.83, бюл. № 24 (авторское свидетельство)
13 Пат. 2283426 Российская Федерация, МПК Е21В 43/20. Способ разработки нефтегазовых месторождений / В.Н. Рукавицын, Н.Д. Цхада, Я.В. Рукавицын, С.Н. Нестеренко; заявитель и патентообладатель Ухтинский гос. техн. ун-т; – заявл. 23.12.04; опубл. 10.09.06, бюл. № 27. (патент)
14 Кирсанов А.С. ПАВ для обработки скважин / А.С. Кирсанов, В.Н. Брацук; Сиб. гос. технол. ун-т. – Красноярск, 2005. – 8 с. – Деп. в ВИНИТИ 24.03.05, № 462- В00. (депонированная научная работа)
15 Цветков Виктор Яковлевич. Компьютерная графика: рабочая программа для студентов заочной формы обучения геодез. и др. специальностей / В.Я. Цветков. – Электрон. дан. и прогр. – МИИГАК, 1999. – 1 дискета. – Систем. требования: IBMPC, WINDOWS 95, WORD 6.0 (ресурсы локального доступа: под автором).
ПРИЛОЖЕНИЕ И.1
(справочное)
Пример оформления иллюстраций (рисунков)
1 – подшипник; 2 – вал; 3 – крышка всасывания; 4 – колесо рабочее; 5 – аппарат направляющий; 6 – шпилька; 7 – кожух; 8 – крышка нагнетания; 9 – подшипник
Рисунок И.1 – Насос центробежный секционный ЦНС
усовершенствованной конструкции
ПРИЛОЖЕНИЕ И.2
(справочное)
Пример оформления иллюстраций (рисунков)
1 – кольцо; 2, 5 – несущая металлическая деталь; 3, 4 – кольца пар трения; 6 – болт; 7 – шайба; 8 – крышка; 9, 10 – уплотнительные кольца; 11 – пружины; 12 – штифт; 13, 14, 15 – кольца; 16 – штифт
Рисунок И.2 – Торцевое уплотнение
мультифазного насоса с карбидокремниевыми кольцами
ПРИЛОЖЕНИЕ И.3
(справочное)
Пример оформления иллюстраций (рисунков)
1 – пьезоэлектрическая излучающая пластинка; 2 – контролируемая деталь; 3 – усилитель; 4 – показывающий прибор; 5 – генератор высокой часто-ты; 6 – дефект детали; 7 – приемная пластинка
Рисунок И.3 – Схема ультразвукового контроля
при теневом методе контроля
ПРИЛОЖЕНИЕ И.4
(справочное)
Пример оформления иллюстраций (рисунков)
1 – приемка оборудования; 2 – наружная мойка; 3, 4 – разборка оборудо-вания на узлы и детали; 5 – очистка и мойка деталей; 6 – контроль и сортировка деталей; 7 – детали, требующие ремонта; 8 – ремонт деталей; 9 – склад ком-плектовочный; 10 – заменяемые детали; 11 – склад запасных частей; 12 – год-ные детали; 13 – сборка узлов; 14 – испытание узлов; 15 – сборка оборудова-ния; 16 – испытание; 17 – сдача оборудования заказчику; 18 – ремонт базовой детали
Рисунок И.4 – Схема индивидуального ремонта оборудования
ПРИЛОЖЕНИЕ К
(справочное)
Пример оформления таблиц
Таблица К.1 – Характеристики нефтей
|
Параметры |
Пласт группы «АС» |
Пласт БС92 |
Ачимовская толща | ||
|
Плотность, т/м3 |
0,892 |
0,878 |
0,863 | ||
|
Вязкость, мм2/с при Т |
20С |
59,2 |
19,73 |
14,46 | |
|
50С |
17,65 |
7,21 |
5,87 | ||
|
Температура кипения, С |
89 |
69 |
82,5 | ||
|
Содержание, % массы |
серы |
1,25 |
1,16 |
1,08 | |
|
смолы |
11,16 |
10,01 |
6,78 | ||
|
асфальтены |
4,03 |
1,06 |
0,93 | ||
|
парафины |
3,27 |
2,68 |
2,36 | ||
|
Содержание светлых фракций, % |
до 150С |
6,4 |
6,2 |
9,3 | |
|
до 200С |
14,1 |
10,9 |
19,2 | ||
|
до 300С |
31,9 |
34,5 |
42,1 | ||
|
Давление насыщения, МПа |
7,2 |
9,1 |
9,7 | ||
|
Газосодержание, м3/т |
40,00 |
39,40 |
73,18 | ||
|
Газовый фактор при условии сепарации, м3/т |
31,42 |
35,57 |
56,18 | ||
Таблица К.2 – Динамика применения методов повышения нефтеотдачи с 2001-2008 г
|
Годы |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
|
Вид обработки |
количество обработок | |||||||
|
Физико-химические: |
количество скважин | |||||||
|
ГКО |
6 |
6 |
42 |
31 |
5 |
14 |
16 |
8 |
|
ГКС |
2 |
68 |
80 |
35 |
27 |
24 |
39 |
82 |
|
СКО |
4 |
4 |
7 |
2 |
0 |
0 |
3 |
0 |
|
ТГХВ |
8 |
5 |
10 |
4 |
1 |
0 |
0 |
16 |
|
АПК + АМК-2 |
0 |
1 |
11 |
43 |
23 |
6 |
3 |
0 |
|
Гидрофобиз. +HCL |
1 |
0 |
0 |
60 |
6 |
0 |
7 |
0 |
|
Механический: |
количество скважин | |||||||
|
ГРП |
27 |
34 |
49 |
45 |
48 |
46 |
52 |
59 |
|
Σ физико-химические методы |
21 |
84 |
150 |
175 |
62 |
44 |
68 |
106 |
|
Σ механический метод |
27 |
34 |
49 |
45 |
48 |
46 |
52 |
59 |
|
Итого: |
48 |
118 |
199 |
220 |
110 |
90 |
120 |
165 |
Таблица К.3 – Калькуляция затрат
|
Статьи затрат |
До мероприя-тия |
Год |
После 1 г., 2 г., 3 г. |
Изменение затрат |
На 1 тонну 2007 год |
|
Расходы на энергию, тыс. р. |
3933735,58 |
1 2 3 |
3934860,43 3934741,96 3934633,24 |
1119,86 1006,38 897,66 |
72,38 |
|
Расходы по искусственному воздействию на пласт, тыс. р. |
3607810,21 |
1 2 3 |
3608841,87 3608733,21 3608633,50 |
1027,03 923,00 823,29 |
66,38 |
|
Основная з/п рабочих, тыс.р. |
4957580,95
|
1 2 3 |
4957580,95 4957580,95 4957580,95 |
- - - |
91,22 |
|
Отчисления на соцнужды, тыс.р. |
553516,14 |
1 2 3 |
553516,14 553516,14 553516,14 |
- - - |
10,18 |
|
Амортизация скважин, тыс. р. |
3744658,68 |
1 2 3 |
3744658,68 3744658,68 3744658,68 |
- - - |
68,90 |
|
Расходы по сбору и транспортировке нефти, тыс. р. |
4810276,77 |
1 2 3 |
4811652,27 4811507,39 4811374,45 |
1369,42 1230,63 1097,69 |
88,51 |
|
Расходы по технологической подготовке нефти, тыс. р. |
1386004,85 |
1 2 3 |
1386401,18 1386359,43 1386321,13 |
394,53 354,59 316,28 |
25,50 |
|
Цеховые расходы, тыс. р. |
6364925,74 |
1 2 3 |
6364925,74 6364925,74 6364925,74 |
- - - |
117,11 |
|
Расходы по эксплуатации оборудования, тыс. р. |
8163652,65 |
1 2 3 |
8187657,59 8165741,18 8165741,18 |
23408,4 - - |
150,21 |
|
Общепроизводственные расходы, тыс. р. |
5150107,77 |
1 2 3 |
5150107,77 5150107,77 5150107,77 |
- - - |
94,76 |
|
Расходы на НДПИ |
1274460,6 |
1 2 3 |
1300500,61 1297758,61 1295246,35 |
25931,07 23298,01 20785,75 |
23,45 |
|
Плата за недра, тыс. р. |
2759663,95 |
1 2 3 |
2760453,08 2760369,96 2760293,69 |
785,87 706,01 629,74 |
50,78 |
|
Внепроизводственные расходы, тыс. р. |
77010,73 |
1 2 3 |
77010,73 77010,73 77010,73 |
- - - |
1,42 |
|
Общая сумма расходов, тыс. р. |
45508944,00 |
1 2 3 |
45534004,78 45515253,13 45514571,58 |
25060,78 6309,13 5627,58 |
-
|
|
Добыча нефти, тыс. т. |
54348 |
1 2 3 |
54363,5 54361,9 54360,4 |
15,472 13,904 12,402 |
- |
|
Себестоимость 1т. нефти, р. |
837,4 |
1 2 3 |
837,58 837,26 837,27 |
0,18 0,14 0,13 |
837,4
|
ПРИЛОЖЕНИЕ Л
(справочное)
Пример оформления формул
Объёмная производительность по газу в рабочих условиях определяется по формуле:
,
(1)
где
- объёмная производительность по газу
в рабочих условиях, м3/с;
- производительность
сепаратора по газу, м3/ч;
,
- рабочая и нормальная (273 К) температура,
К;
,
- рабочее и нормальное (0,102 МПа) давление,
МПа;
,
- коэффициент сверхсжимаемости при
рабочих и нормальных
(
)
условиях.
Суммарную площадь верхних овальных оснований барабанов определяем из выражения:
,
(2)
где
- суммарная площадь верхних овальных
оснований барабанов, м2;
- количество
барабанов, шт.,
шт.;
площадь
верхнего овального основания барабана,
м2.
,
(3)
где
- ширина овального основания, м,
м;
- длина овального
основания, м,
м.
ПРИЛОЖЕНИЕ М.1
(справочное)
Пример оформления перечня демонстрационных материалов (для специалистов 130503)
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Перечень демонстрационных материалов
(обязательное)
|
Плакат 1 |
Обзорная схема Туймазинского месторождения |
|
Плакат 2 |
Геологический профиль Туймазинского месторождения |
|
Плакат 3 |
Характеристика продуктивных пластов и объектов. Характеристика нефти и газа |
|
Плакат 4 |
Динамика показателей разработки Туймазинского месторождения |
|
Плакат 5 |
Область применения реагентов – деэмульгаторов. Схема блочной установки по дозированию реагентов – деэмульгаторов |
|
Плакат 6 |
Модифицированный блок-дозирования в исполнении с тремя насосами-дозаторами, двумя расходными емкостями и двумя смесителями |
ПРИЛОЖЕНИЕ М.2
(справочное)
Пример оформления перечня демонстрационных материалов (для специалистов 130602)
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Перечень демонстрационных материалов
(обязательное)
|
Номер листа |
Формат листа |
Название чертежа (плаката) |
Формат чертежа |
Шифр чертежа |
|
1 |
А1 |
Установка ЭЦН5-50-1200 (схема принципиальная) |
А1 |
КЛУШ 4330 00 000 С3 |
|
2 |
А1 |
Насос ЭЦН5-50-1200 (чертеж общего вида) |
А1 |
КЛУШ 4330 00 000 ВО |
|
3 |
А1 |
Насосная секция (сборочный чертеж) |
А1 |
КЛУШ 4330 00 000 СБ |
|
4 |
А1 |
Узел усовершенствован-ный насоса (сборочный чертеж) |
А1 |
КЛУШ 4330 05 000 СБ |
|
5 |
А1 |
Корпус |
А2 |
КЛУШ 4330 05 001 |
|
Крепёжный элемент |
А3 |
КЛУШ 4330 05 002 | ||
|
Палец |
А4 |
КЛУШ 4330 05 003 | ||
|
Скоба |
А4 |
КЛУШ 4330 05 004 | ||
|
6 |
А1 |
Вал |
А3 |
КЛУШ 4330 05 005 |
|
Упор |
А3 |
КЛУШ 4330 05 006 | ||
|
Кольцо |
А4 |
КЛУШ 4330 05 007 | ||
|
Втулка |
А4 |
КЛУШ 4330 05 008 | ||
|
Крышка |
А3 |
КЛУШ 4330 05 009 | ||
|
7 |
А1 |
Колесо рабочее |
А3 |
КЛУШ 4330 02 001 |
|
Аппарат направляющий |
А3 |
КЛУШ 4330 02 002 | ||
|
Переходник |
А3 |
КЛУШ 4330 02 003 | ||
|
Шпонка |
А3 |
КЛУШ 4330 02 004 | ||
|
8 |
А1 |
Зависимость нагрузки на вал от частоты вращения (теоретический чертеж) |
А1 |
КЛУШ 4330 00 000 ТЧ |
|
9 |
А1 |
Клапан сливной (сбороч-ный чертеж) |
А2 |
КЛУШ 4330 03 000 СБ |
|
Клапан обратный (сбороч-ный чертеж) |
А2 |
КЛУШ 4330 04 000 СБ | ||
|
10 |
А1 |
Модуль входной (сбороч-ный чертеж) |
А2 |
КЛУШ 4330 07 000 СБ |
|
Соединение фланцевое (сборочный чертеж) |
А2 |
КЛУШ 4330 08 000 СБ | ||
|
11 |
А1 |
Технико-экономические показатели |
- |
- |
ПРИЛОЖЕНИЕ Н.1
(справочное)
Правила шифровки ВКР для дипломников
по специальности 130503 и бакалавров 130500
Шифр ВКР складывается из тринадцати цифр, объединенных в три группы АБВГ 123456.789.
В соответствии с ГОСТ 2.201 вместо букв АБВГ первой группы необходимо внести код Уфимского государственного нефтяного технического университета – КЛУШ.
Вторая группа из шести цифр содержит следующую информацию:
На первом месте - условный знак специализации:
1 – Нефтегазовое дело (130500).
2 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (130503).
3 – Бурение нефтяных и газовых скважин (130504).
4 – Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов (130602).
На втором месте указывается форма обучения:
1 Дневное обучение.
2 Вечернее обучение.
3 Заочное обучение.
На третьем и четвертом месте - условные цифры, соответствующие теме ВКР, которые выбираются из приведенного ниже классификатора.
01 Свойства нефтегазосодержащих пород.
02 Свойства нефти, газа и пластовой воды.
03 Фильтрация однокомпонентных жидкостей и газов в пористой среде.
04 Фильтрация многокомпонентных систем в пористой среде.
05 Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.
06 Нефтеотдача пластов.
07 Проектирование разработки нефтяных месторождений.
08 Анализ разработки нефтяных месторождений.
09 Фонтанный способ эксплуатации скважин.
10 Газлифтный способ эксплуатации скважин.
11 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.
12 Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН.
13 Эксплуатация скважин с помощью ГПН.
14 Текущий ремонт скважин.
15 Капитальный ремонт скважин.
16 Изоляция пластовых вод.
17 Интенсификация притока нефти к забоям скважин.
19 Одновременно-раздельная эксплуатация.
20 Анализ работы отдельных подразделений НГДУ.
21 Охрана труда, недр и природы.
22 Сбор и промысловая подготовка нефти и газа.
23 Оборудование для добычи нефти.
24 Применение ЭВМ в расчетах нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
25 Контроль и регулирование процессов извлечения нефти.
Две последние цифры группы (5 и 6) указывают агрегаты и узлы оборудования, их используют при составлении сборочных чертежей и схем. Текстовый документ шифруется двумя нулями (00).
Третья группа из трех цифр на чертежах деталей заполняется номером позиции детали по спецификации. Для всех прочих документов сборочных чертежей, спецификаций, текстовых документов и на всех схемах в этой группе подставляются три нуля (000).
Примеры:
1 Шифровка дипломного проекта студента очного отделения, обучающегося по направлению 130500 Нефтегазовое дело, на тему «Анализ эффективности эксплуатации скважин с применением ЭЦНУ в осложненных условиях»» обозначается следующим образом:
КЛУШ 111200 000ПЗ.
2 Шифровка дипломного проекта студента заочного отделения, обучающегося по специализации 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на ту же тему «Анализ эффективности эксплуатации скважин с применением ЭЦНУ в осложненных условиях» обозначается:
КЛУШ 231200 000ПЗ.
ПРИЛОЖЕНИЕ Н.2
(справочное)
Правила шифровки ВКР для дипломников
по специальности 130504
Шифр ВКР складывается из тринадцати цифр, объединенных в три группы АБВГ 123456.789.
В соответствии с ГОСТ 2.201 вместо букв АБВГ первой группы необходимо внести код Уфимского государственного нефтяного технического университета – КЛУШ.
Вторая группа из шести цифр содержит следующую информацию:
На первом месте - условный знак специализации:
1 – Нефтегазовое дело (130500).
2 – Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений (130503).
3 – Бурение нефтяных и газовых скважин (130504).
4 – Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов (130602).
На втором месте указывается форма обучения:
1 Дневное обучение.
2 Вечернее обучение.
3 Заочное обучение.
На третьем и четвертом месте - условные цифры, соответствующие теме ВКР, которые выбираются из приведенного ниже классификатора.
01 Буровые долота.
02 Бурильная колонна.
03 Компоновка низа бурильной колонны.
04 Выбор буровых растворов.
05 Регулирование свойств буровых растворов.
06 Приготовление и очистка буровых растворов.
07 Поглощение бурового раствора.
08 Проявление пластов при бурении.
09 Потеря устойчивости стенки скважины.
10 Прихваты и затяжки инструмента.
11 Способы бурения скважин.
12 Проектирование режимов бурения.
13 Самопроизвольное искривление скважин.
14 Наклонно направленное бурение.
15 Управление искривлением скважин.
16 Первичное вскрытие пластов.
17 Испытание пластов в процессе бурения.
18 Вторичное вскрытие скважин.
19 Крепление скважин.
20 Цементирование скважин.
21 Тампонажные материалы.
22 Бурение скважин на континентальном шельфе.
23 Бурение скважин на море.
24 Бурение скважин на воду и пар.
25 Новые методы бурения.
26 Бурение скважин большого диаметра.
Две последние цифры группы (5 и 6) указывают агрегаты и узлы оборудования, их используют при составлении сборочных чертежей и схем. Текстовый документ шифруется двумя нулями (00).
Третья группа из трех цифр на чертежах деталей заполняется номером позиции детали по спецификации. Для всех прочих документов сборочных чертежей, спецификаций, текстовых документов и на всех схемах в этой группе проставляются три нуля (000).
Пример. Шифровка дипломного проекта студента очного отделения, обучающегося по направлению 130504 Бурение нефтяных и газовых скважин, на тему «Выбор оптимальных типов долот при бурении под эксплуатационную колонну в районе деятельности Азнакаевского УБР ОАО «ТАТНЕФТЬ-БУРЕНИЕ» обозначается следующим образом:
КЛУШ 310100 000ПЗ.
ПРИЛОЖЕНИЕ Н.3
(справочное)
Правила шифровки ВКР для дипломников
по специальности 130602
Шифр ВКР складывается из тринадцати цифр, объединенных в три группы АБВГ 123456.789.
В соответствии с ГОСТ 2.201 вместо букв АБВГ первой группы необходимо внести код Уфимского государственного нефтяного технического университета – КЛУШ.
Вторая группа из шести цифр содержит следующую информацию:
На первом месте - условный знак специализации:
1 – Нефтегазовое дело (130500).
2 – Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений (130503).
3 – Бурение нефтяных и газовых скважин (130504).
4 – Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов (130602).
На втором месте указывается форма обучения:
1 Дневное обучение.
2 Вечернее обучение.
3 Заочное обучение.
На третьем и четвертом месте - условные цифры, соответствующие теме ВКР, которые выбираются из приведенного ниже классификатора.
01 Установка для структурного и поискового бурения.
02 Установка для эксплуатационного и разведочного бурения.
03 Узел талевой системы.
04 Предохранительные устройства.
05 Вертлюги.
06 Роторы.
07 Насосы буровые, компрессоры и узлы обвязки.
08 Приводы и отдельные силовые агрегаты.
09 Передачи и соединения (цепные трансмиссии, редукторы, муфты).
10 Механизмы подачи долота.
11 Механизмы, приспособления и наземный инструмент для СПО.
12 Системы управления буровыми установками.
13 Оборудование для приготовления, обработки, очистки промывочной жидкости.
14 Оборудование для герметизации устья скважины.
15 Вышки, основания и укрытия.
16 Морские буровые сооружения.
17 Механизмы и приспособления для монтажа, демонтажа и транспортирования буровых установок.
18 Оборудование для цементирования скважин.
19 Забойные двигатели и специальное оборудование.
20 Подземный бурильный инструмент, трубы и приспособления.
21 Оборудование для эксплуатации фонтанно-компрессорных скважин.
22 Оборудование устья.
23 Прочее наземное оборудование.
24 Внутрискважинное оборудование и приспособления.
25 Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосами.
26 Приводы ШГНУ.
27 Насосы штанговые.
28 Прочее внутрискважинное оборудование.
29 Оборудование для эксплуатации скважин бесштанговыми насосами.
30 Насосы погружные электроцентробежные.
31 Насосы винтовые.
32 Насосы киберные.
33 Насосы гидроприводные.
34 Системы гидрозащиты.
35 Оборудование устья.
36 Вспомогательное оборудование.
37 Оборудование для воздействия на пласт.
38 Насосные агрегаты.
39 Пескосмесительные агрегаты.
40 Автоцистерны.
41 Обвязка устья скважины.
42 Внутрискважинное оборудование (пакеры, якоря).
43 Насосы для закачки воды в пласт.
44 Станции кустовые блочные.
45 Агрегаты для кислотной обработки.
46 Установки паровые передвижные и оборудование для подачи горячей воды в пласт.
47 Оборудование для сбора горячей воды в пласт.
48 Насосы всех типов.
49 Компрессоры.
50 Замерно-сепарационные установки.
51 Установки по обезвоживанию нефти.
52 Установки для осушки и очистки газа.
53 Теплообменное оборудование.
54 Теплопроизводящие установки.
55 Оборудование и инструмент системы сбора нефти и газа.
56 Оборудование и инструмент для подземного и капитального ремонта скважин.
57 Передвижные агрегаты для подземного ремонта скважин.
58 Подъемники.
59 Механизмы подъема, свинчивания и развинчивания труб.
60 Оборудование для исследования скважин и испытательные стенды.
61 Передвижные лаборатории.
62 Глубинные приборы.
63 Стенды для испытания труб нефтепромыслового сортамента.
64 Стенды для штанг.
65 Стенды прочие.
Две последние цифры группы (5 и 6) указывают агрегаты и узлы оборудования, их используют при составлении сборочных чертежей и схем. Текстовый документ шифруется двумя нулями (00).
Третья группа из трех цифр (7, 8, 9) на чертежах деталей заполняется номером позиции детали по спецификации. Для всех прочих документов сборочных чертежей, спецификаций, текстовых документов и на всех схемах в этой группе проставляются три нуля (000).
Пример:
1 Шифровка дипломного проекта студента заочного отделения, обучающегося по специальности 130602 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов, на тему «Насос штанговый, повышенной производительности» обозначается следующим образом:
КЛУШ 432700 000ПЗ.
Сборочный чертеж штангового насоса, выполненный тем же студентом, обозначается:
КЛУШ 432700 000СБ.
Редактор Н.В. Исхакова
Подписано в печать 30.05.12. Бумага офсетная. Формат 60х84 1/16.
Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 3,2. Уч.-изд. л.2,8.
Тираж 100 экз. Заказ
Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес издательства: