- •1 Геологическая часть
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Орогидрография
- •1.3 Стpатигpафия
- •Каменноугольная система нижний каpбон туpнейский яpус.
- •Визейский яpус малиновский надгоpизонт.
- •Бобpиковский гоpизонт.
- •Тульский гоpизонт.
- •Окский надгоpизонт.
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоносность
- •1.6 Физико-химические свойства пластовой нефти
- •2 Расчетно-техническая часть
- •2.1 Технико-технологический раздел
- •2.1.1 Текущее состояние разработки
- •2.1.2 Характеристика использованного оборудования
- •2.2 Проектный раздел
- •2.2.1 Анализ добывных возможностей скважин
- •2.2.2 Анализ технологических режимов
- •2.2.3 Выбор методов повышения нефтеотдачи пластов и способов воздействия на призабойную зону скважины
- •3 Организационная часть
- •3.1 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная мероприятия
- •Требования для нефтегазосборных сетей.
- •3.2 Охрана недр и окружающей среды
- •4 Экономическая часть
- •Сумма затрат по выше перечисленным статьям составляет производственную себестоимость товарной нефти (Сп).
- •4.2 Себестоимость дополнительно добытой нефти по пласту т2 от ппд.
4.2 Себестоимость дополнительно добытой нефти по пласту т2 от ппд.
С′доп=З′э+ З′и+ З′с.т.+ З′т.п.+ З′п.п.+ З′к
2007 г. С′доп=17,7+42,9+6,03+8,0+0,69+0,68=76 руб.
2008 г. С′доп=27,4+52,6+16,45+18,45+0,32+0,67=115 руб.
2009 г. С′доп=28,3+71,8+36,03+47,85+1,40+0,84=186 руб.
Определяем экономический эффект от ППД по формуле (С′п- С′доп)∆q,
∆q – прирост добычи от ППД
2007 г. (596,6-76)3080=1603448 руб.
2008 г. (648,5-115)3317,5=1769886 руб.
2009 г. (932,5-186)3012=2248458 руб.
1603448+1769886+2248458=5621792 руб.
Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти от ППД находим по формуле: П=(Ц- С′доп) ∆q
2007 г. П=(466,956-76)3080=1204126 руб.
2008 г. П=(1411,84-115)3317,5=4302266 руб.
-
г. П=(2288,63-186)3012=6633121 руб.
1204126+4302266+6633121=12139513руб.
Вывод:
-
ППД позволило дополнительно добыть за три года 9409.5 тонн нефти.
-
Экономический эффект от ППД за три года составил 5621792 руб.
-
Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти составила 12139513руб.
-
ППД позволило увеличить конечный коэффициент извлечения нефти, сократить сроки разработки пласта Т2.
-
Рекомендуется дальнейшая разработка пласта Т2 с ППД.
Заключение
Пласт Т2 представлен известняками от светло-серой до темно-серой окраски, реже доломитами. Известняки мелкозернистые.
Нефть пласта Т2 сернистая (смол селикагелевых 7,03-11,29%),парафина в нефти 3,45-4,9%,вязкость кинематическая при 20 С0-5,50-13,35 Мпа. Среднеарифметическая величина пористости составляет 11,9, проницаемости-49МД.
В технологической части дан анализ предшествующего периода разработки, сопоставление фактических и проектных показателей разработки. Дана оценка выработки запасов пласта Т2.
В технической части приведены технические условия по эксплуатации УЭЦН.
Основной причиной отказов УЭЦН являются отложения парафина и солей на стенках НКТ, что уменьшает пропускную способность НКТ и производительность насоса, все это вызывает снижение дебита скважин, требует дополнительных затрат на ремонт,усложняет экологическую обстановку на нефтепромысле.
По 10 скважинам был произведен расчет подбора УЭЦН к скважине по методике ЦНИЛа ОКН.
По результатам расчетов можно сделать вывод , что УЭЦН пласта Т2 эксплуатируются в оптимальных режимах , В экономической части был произведен расчет годового экономического эффекта от оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН.
Из расчетов видно, что в случае замены УЭЦН на данных скважинах можно получить дополнительно нефть с экономическим эффектом для предприятия.
В разделе «Охрана труда» были рассмотрены вопросы безопасности труда при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, а также требования безопасности к конструкции оборудования В разделе «Охрана окружающей среды» были рассмотрены вопросы, как состав и структура природоохранительных органов НГДУ «Бузулукнефть», их права и обязанности. Был рассмотрен план мероприятий по охране окружающей среды в НГДУ «Бузулукнефть» на 2009 год.
Лист