Литература

1. Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г., Евченко В.С. и другие. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири Москва Недра 1979.

2. Беззубов А.В., Шаров В.Н., Дубовой В.И. Машинист насосной станции по закачке рабочего агента в пласт. Москва Недра 1988.

3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва Недра 1990.

4. Бухаленко Е.И., Вершковой В.В., Джафаров Ш.Т-О. и другие. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Москва Недра 1990.

5. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. Москва Недра 1987.

6. Мищенко И.Т. Расчёты в добыче нефти. Москва Недра 1989.

7. Сургучёв Л.М. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Москва Недра 1985.

8. Подтуркин В.Г. Работы в области повышения нефтеотдачи пластов управления Юганскнефтепромхим за 1992-1995 гг . Годовые отчёты. Нефтеюганск 1996.

Содержание

1. 
   Введение ………………………………………………………………. 5
   
2. 
   Геологический раздел ………………………………………………... 7
   
   1. 
      Общие сведения о месторождении …………………………………. 8
      
   2. 
      Характеристика продуктивных пластов ……………………………10
      
   3. 
      Свойства и состав пластовых флюидов …………………………… 12
      

3 Технико-технологический раздел ………………………………….. 14

3.1 Общая схема ППД ………………………………………………….. 15

3.2 Анализ работы нагнетательных скважин …………………………. 17

2. 
   Мероприятия по увеличению нефтеотдачи ……………………… 20
   
3. 
   Факторы влияющие на приёмистость нагнетательных
   

скважин ………………………………………………………………22

3.5 Расчёт приёмистости нагнетательной скважины ………………… 25

3.6 Расчёт промывки нагнетательной скважины ……………………. 28

3.7 Расчёт СКО для увеличения приёмистости …………………….… 32

3.8 Технологический процесс СКО …………………………………... 37

3.9 Материалы и реагенты применяемые при СКО ………………… 39

3.10 Технологический процесс обработки нагнетательной

скважины реагентом Темпоскрин.……………………………… 41

3.11 Выводы и предложения ……………………………………………44

4 Техника безопасности и противопожарная защита …………….…. 45

5 Охрана недр и окружающей среды ………………………………… 48

6 Экономический раздел …………………………………………….…50

---

6.1 Расчёт стоимости закачки 1 тонны реагента Темпоскрин…….. 51

6.2 Расчёт стоимости закачки реагента Гивпан ……………………… 58

6.3 Расчёт экономической эффективности от применения

одного метода по сравнению с другим …………………………… 63

6.4 Выводы и предложения …………………………………………… 65

Литература ……………………………………………………………… 66

Таблица 6.9 Технико – экономические показатели

п/п	Наименование	Ед. изм.	Темпоскрин	Гивпан	
1.	Стоимость закачки 1 тонны	тыс.руб	21.29	177.15	+ 155.86
2.	Продолжит. закачки	часы	24	8	16
3.	Численность персонала	чел.	2	2	0
4.	Средняя зарплата	руб/час	3833	1863	1970
5.	Экономическая эффективность	руб.	1693170	602040	+1091130
6	Дополнительная добыча	тонн	6800	6800	0

2. 
   Выводы и предложения
   

Расчёт стоимости закачки 1 т реагентов Темпоскрин и Гивпан и их экономической эффективности выполнен для опытного участка Усть-Балыкского месторождения. Число нагнетательных скважин – 7, число

реагирующих добывающих скважин –19. Продолжительность технологического эффекта7 месяцев, а ожидаемая дополнительная добыча нефти – 6.8 тыс. т или примерно 12% от общей добычи по данному участку.

Оценивая технико-экономические показатели применяемых реагентов видно, что закачки 1т реагента Темпоскрин намного меньше стоимости реагента Гивпан и составляет 21.29 тыс. рублей против 177.15 тыс. рублей.

---

Продолжительность закачки 1 т реагента Темпоскрин в 3 раза больше продолжительности закачки реагента Гивпан. Так же больше и зарплата операторов, производящих закачку Темпоскрина и составляет–3833 рубля, а по реагенту Гивпан – 1863 рубля на человека. Однако экономическая эффективность от применения метода закачки химреагента Темпоскрин по сранению метода закачки химреагента Гивпан значительно выше и составляет 1693.17 тыс. рублей. Экономическая эффективность закачки реагента Гивпан составляет всего лишь – 602.04 тыс. рублей.

Таким образом целесообразно для повышения нефтеотдачи пласта применять метод закачки реагента Темпоскрин.

Для увеличения продолжительности технологического эффекта можно предложить увеличить расход 0.05% - го раствора полимерно-гелевого состава Темпоскрин , т. е. на 10 м³ приёмистости брать 10 м³ раствора или другими словами объём закачиваемого в скважину рабочего раствора равен суточной приёмистости нагнетательной скважины.

2000 г.

Немков С.А.

0906

5Эз₂ - 97

---

Смотрите также файлы

• По роли лицо, совершившее преступление государственные органы.docx

• Отчет по преддипломной практике на тему Обзор сетей транкинговой связи (название темы) Специальность.docx

• Практическое задание к теме 3.docx

• Контрольная работа вариант 1 Выполнил (а) обучающийся заочного отделения по специальности 40. 05. 04.doc

• Конспект занятия по словарной работе в средней группе.doc