Шпаргалка по "Геологии"

- газовый фактор.

- состояние оборудования (обработана поверхность чем-либо).

- рост обводненности.

Таким образом:

формирование парафина происходит в результате выпадения  из перенасыщенного раствора, твердых  углеводородов на охлажденной поверхности. Отложения формируются при условии  фазового превращения.

       Все методы борьбы с отложениями парафина разделяются на две группы:

1. направленные на предотвращение образования отложений.

К этой группе относятся  методы, связанные с:

• покрытием поверхностей НКТ различными эмалями, стеклом,
• использованием различного рода ингибиторов парафиноотложений
• использованием магнитных индукторов нефти 

2. направленные на удаление отложений

К данной группе относятся  как физические методы (тепловые обработки  скважин с использованием АДПМ, электроподогрев, механический скребок), так и химические методы (применение различных растворителей, контейнерная загрузка)

 

6. Порядок определения причины снижения дебита скважины, оборудованной УЭЦН.

Основные  причины снижения дебита УЭЦН:

   - Износ рабочих  органов насоса.

   - Негерметичность  НКТ.

   - Парафин + Гидрат  на стенках НКТ.

   - Солеотложения на рабочих  органах ЭЦН и на стенках  НКТ.

   - Снижение пластового  давления.

   - Засорение ЭЦН  мех.примесями.

Порядок определения  причины снижения дебита УЭЦН производится согласно «Регламентупо определению  причин снижения или отсутствия дебита скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» от 12.12.2010 года:

     1.  При  отсутствии подачи, до подъема  насоса, производится комиссионная  опрессовка колонны НКТ. Для  этого в НКТ создается избыточное  давление, не превышающее 40атм.  При этом, фиксируется падение  давления за 5 мин и время падения  давления до первоначального.  До опрессовки обязательно фиксируется  Нст. После опрессовки скважина  доливается до устья.         

      2.После  заполнения скважины необходимо  промыть насос, путем закачки  в затрубное пространство жидкости, в объеме равным 3-м объемам  НКТ. Затем запустить насос  и выполнить  замер дебита  скважины в АГЗУ (для скважин  оборудованных УЭЦН время замера - 30 минут). При наличии замера, производить  прослеживание Ндин и изменение  дебита, до срыва подачи. Результаты  исследований (дебит при полной  скважине и Ндин при срыве  подачи) заносятся в акт на  опрессовку НКТ.

3.  Дополнительно производится  смена вращения ЭЦН с замером  силы тока и напряжения.

        4.  Перед  и при проведении ремонта скважины, производятся технологические операции  по определению места утечки:

• глушение скважины производится в затрубное пространство без сбития сливного клапана;
• подъем УЭЦН производится с жидкостью до места обнаружения утечек
• при подъеме НКТ ревизируются и выборочно проверяются резьбовые соединения калибрами РНК (кольцо, пробка)
• при обнаружении негерметичной НКТ с явными дефектами  (трещина, промоина и т.п.) производится комиссионное обследование трубы и ее отправка на базу НПО для дальнейшего дорасследования.

 

7. Какие статьи расходов включаются в себестоимость добычи нефти и газа.

С  целью контроля за затратами по местам их формирования, направлениям и определения  затрат в расчете на единицу определенного  вида продукции применяется классификация  затрат по калькуляционным  статьям  расходов.   Планирование, учет и  калькулирование  себестоимости  добычи нефти и газа осуществляется в разрезе следующих статей:

-Расходы на энергию  по извлечению нефти;

-Расходы по искусственному  воздействию на пласт;

-Расходы на оплату  труда производственных рабочих;

-Отчисления на социальные  нужды;

-Амортизация скважин;

-Расходы по сбору  и транспортировке нефти и  газа;

-Расходы по технологической  подготовке нефти;

-Расходы на содержание  и эксплуатацию скважин и оборудования;

-Цеховые расходы;

-Общепроизводственные  расходы;

-Налог на добычу полезных  ископаемых;

-Внепроизводственные расходы.

          В статью  «Расходы на энергию по извлечению  нефти» включаются энергетические  затраты по механизированному  (ЭЦН,ШГН), компрессорному и бескомпрессорному   газолифтным способам  извлечения  нефти.

          В статью «Расходы по искусственному  воздействию на пласт» относятся  затраты :

1. на работы по поддержанию пластового давления ;
2. на проведение методов вскрытия пласта(ГРП, кислотной обработки забоев, обработки забоев ПАВ, торпедирования в нефтяных, газовых, нагнетательных и контрольных скважинах, находящихся в эксплуатации), а также работ по переводу нефтяных скважин с одного способа добычи на другой(например, установка числящихся в составе основных фондов станков-качалок или электроцентробежных погружных насосов взамен фонтанной  арматуры), включаемых в целях повышения дебита этих скважин;
3. амортизация нагнетательных скважин
4. услуги сторонних организаций по ПНП;
5. стоимость воды и газа и других затрат ЦППД.

              В статью «Расходы на оплату  труда производственных рабочих;»  включаются суммы на оплату  труда производственных рабочих(операторов) цеха по добыче нефти.

              В статью «Амортизация скважин»  включаются амортизационные отчисления  на полное восстановление, производимые  по действующим нормам от стоимости  нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных  и контрольных скважин.

              В статью «Расходы по сбору  и транспортировке нефти и  газа» включаются:

1. затраты, связанные со сбором , перекачкой и хранением нефти;
2. расходы по сбору, сепарации и транспортировке газа;
3. стоимость услуг самостоятельных управлений по сбору газа;
4. стоимость потерь нефти при добыче и хранении в товарных емкостях, а также при перекачке по нефтепроводам, выходящим за товарными нефтяными емкостями.

               В статью «Расходы по технологической  подготовке нефти»  включаются:

1. стоимость реагентов, используемых в технологическом процессе подготовки нефти;
2. затраты по содержанию и эксплуатации технологических установок и оборудования , используемого при подготовке и стабилизации нефти;
3. стоимость технологических  потерь нефти при ее подготовке;
4. амортизационные отчисления от стоимости поглощающих скважин.

          В статью «Расходы на содержание  и эксплуатацию скважин и оборудования»  включаются затраты, связанные  с содержанием  и эксплуатацией  наземного и подземного оборудования  нефтяных, газовых, оценочных, наблюдательных  и контрольных скважин , а также  ремонтом указанных скважин.

          В статью «Цеховые расходы»  » включаются расходы по содержанию  зданий , сооружений и инвентаря  цехов, кроме объектов основных  средств, включаемых в расходы  на производство  по отдельным  статьям, а также затраты на  оплату труда  и отчисления  на социальные нужды от зар.платы  цехового персонала.

          В статью  «Общепроизводственные  расходы»  включаются затраты, связанные  с управлением и организацией  производства предприятия в целом.

           В статью «Внепроизводственные  расходы» включаются затраты  связанные с транспортировкой  нефти от товарного парка НГДУ  до магистрального нефтепровода  управления магистральными нефтепроводами  или емкостей покупателя нефти.

 

8. Действия персонала при возгорании АГЗУ.

Согласно требований Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85, Правил пожарной безопасности в РФ ППБ-01-93 регламентированы следующие  действия персонала при возгорании в АГЗУ:

1.Сообщить о возгорании диспетчеру и руководству предприятия ( при возможности сообщить в пожарную охрану, с предоставлением сведений об объекте  пожара, его точного местонахождения, ведомственной принадлежности).

2.Отключить вентилятор  АГЗУ и электрооборудование.

3.Остановить скважины задействованные на АГЗУ.

4.Принять меры по ликвидации пожара первичными средствами пожаротушения (огнетушитель, песок).

5.При возникновении угрозы взрыва вывести людей из опасной зоны и самому отойти на безопасное расстояние.

6.Встретить пожарные подразделения и сопроводить их к месту пожара.

 

9. Порядок приема скважин, оборудованных УЭЦН, УШГН, после текущего ремонта.

Порядок приемки скважин из ПРС  определен в действующем «Регламентом по приему скважин ТПП «Покачевнефтегаз»  в эксплуатацию после текущего и  капитального ремонта» от 11.08.2011 года.

        Основные  положения Регламента таковы:

1) При запуске скважины  производится опрессовка насосом  и определяется подача жидкости  с составлением соответствующего  акта на опрессовку скважины  и отражением сведений о наличии  опрессовки и подачи в наряд-задании  на ПРС.

2) При запуске обязательно  производится  динамометрирование  для определения работоспособности  УШГН.

3) Если опрессовка минус  (допускается падение давления  с 40 атм до 35атм за 5мин), технолог  по динамограмме определяет причину  неэффективной работы насоса. При  необходимости бригада ПРС после  запуска проводит промывку насоса. При отрицательном результате  технолог ЦДНГ принимает решение  о подъеме УШГН для определения  причин отказа.

4) Бригада ПРС заполняет  соответствующие графы гарантийного  паспорта ШГН. 

5) Основанием для сдачи  скважины и переезда бригады  на следующую скважину является  наличие опрессовки, подачи и  нормальная работа насоса по  динамограмме.

1. По истечении 48 часов с момента опробования штанговыми насосами НСН (НСВ)-57,44,38 и через 72 часа для насосов НСН (НСВ)-27,28,29,32 при подписанном мастером ЦДНГ акте о приеме территории, независимо от выхода скважины на режим, технолог и начальник ЦДНГ в течении 1 суток подписывают акт на текущий ремонт.
2. При отказе в приеме скважины из ремонта по истечении 48(72) часов, начальник ЦДНГ выдает письменный мотивированный отказ.

Причины отказа после повторного ремонта скважины определяются комиссией  по результатам комиссионного расследования  на базе НПО. Оплата повторного ремонта  производится на основании закрытия гарантийного паспорта ШГН

 

10. Определение времени до появления подачи УЭЦН, УШГН.

Время, необходимое для  подъема жидкости до устья, определяется по формуле:

1)    для УЭЦН                                                 

                                             Нст * К                                               

                                     t=--------------- , сек                           

                                                             q                                                                             

где Нст - статический уровень, м.

      К - коэффициент  равный 2 для НКТ 2".

                                                  3 для НКТ2,5".

      q - номинальная  производительность ЭЦН, л/сек. (50м³/сут * 1000 / 86400 = 0,58 л/сек)

 

1. для УШГН

                                       Нст * К * 0,024

                              T =------------------------ , час

                                               Q ф

       Qф – фактический дебит ШГН, определяется по формуле:

                       Qф = Qт * Кпод , м³/сут

где Qт – теоретический дебит ШГН, м³/сут

       Кпод  – коэффициент подачи ШГН

Теоретический дебит определяется по формуле:

                       Qт = Lх * N *  Кшгн , м³/сут

где Lх – длина хода головки балансира СК, м.

      N – число качаний в минуту

      Кшгн –  переводной коэффициент (К=1440 * pi*d²/4000000)

где d – диаметр плунжера, мм

 

11. Перечислить затраты на добычу нефти, зависящие от бригады добычи нефти.

          Себестоимость  добычи нефти и газа представляет  собой стоимостную оценку используемых  в процессе добычи нефти и  газа природных ресурсов, реагентов,  материалов, топлива, энергии, амортизации  основных фондов, трудовых ресурсов  и других затрат. При оценке  работы цеха производится суммирование  плановых и фактических затрат  на производство планово-учетных  подразделений (бригад), входящих  в состав цеха. Затраты  по  статьям «Вспомогательные материалы»  и «Услуги автотранспорта» непосредственно   зависят от бригады  добычи  нефти и газа, поэтому рациональное  использование материальных ресурсов, учет и контроль за их расходованием  ,обеспечение бесперебойной работы  техники являются основными задачами  членов бригады добычи нефти  и газа. Экономия транспортных  и материальных расходов ведет  к одной из главных целей  ТПП снижению себестоимости добычи  нефти и газа.