Дипломный проект: 105 л., 7 рисунков, 24 таблицы, 17 использованных источников, 2 приложения.

ПЛАСТ, нефть, СКВАЖИНА, НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ, АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД, МАГНИТНЫЙ АКТИВАТОР

 

Объектом исследования являются методы борьбы с асфальтосмоловыми отложениями (АСПО) в добывающих скважинах Туймазинского месторождения и их эффективность.

Цель работы: определение целесообразности применения магнитного активатора для снижения АСПО в добывающих скважинах.

В процессе работы рассмотрен фонд скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), осложненных АСПО.

В результате исследования приводится аргументация в пользу внедрения магнитного активатора в скважинах, оборудованных УЭЦН (показана эффективность работы магнитного активатора в борьбе с АСПО).

Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели:

магнитный активатор устанавливается в нижней части колонны НКТ над ЭЦН и представляет собой специальный патрубок, внутри которого установлены постоянные магниты в определенном порядке для создания направленного магнитного поля. Магнитное поле воздействует на поток проходящей через магнитный активатор пластовой жидкости, меняя при этом физико-химическую структуру жидкости, что приводит к снижению скорости отложений АСПО.

Прибор прост в работе, безопасен и экологичен.

Степень внедрения: проходит опытно-промысловые испытания.

Эффективность характеризуется приростом добычи нефти, снижением её себестоимости и ростом прибыли.

ПРИЛОЖЕНИЕ В.2

(справочное)

Пример оформления реферата дипломного проекта (работы) (для специалистов 130504)

 

РЕФЕРАТ

Дипломный проект 183 л., 56 таблиц, 19 рисунков, 28 источников, 1 приложение.

 

СКВАЖИНА, ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, ДЕПРЕССИЯ, ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ, ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

Цель бурения – повышение качества вскрытия продуктивных пластов.

Объектом исследования являются методы вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления.

В процессе работы анализируются способ достижения отрицательного перепада давления на завершающем этапе бурения скважины.

В результате проведенного анализа получено, что при вскрытии продуктивных пластов с низкопроницаемыми коллекторами и пониженным пластовым давлением рационально использовать способ бурения на депрессии.

Эффективность применения определяется увеличением межремонтного периода ГНО, сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта, следствием чего является увеличение дебита скважины.

В результате расчета годовой экономический эффект составил 2421 тыс.р.

Применение: вскрытие продуктивного пласта.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ В.3

(справочное)

Пример оформления реферата дипломного проекта (работы) (для бакалавров 130500)

 

РЕФЕРАТ

 

Бакалаврская работа 79 л., 7 рисунков, 24 таблицы, 22 использованных источника, 1 приложение.

 

АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, МЕЖРЕМОНТ-НЫЙ ПЕРИОД, СПЕЦИАЛЬНОЕ ПОГРУЖНОЕ КАБЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ЭЛЕКТРОНАСОСНАЯ ДОЗИРОВОЧНАЯ УСТАНОВКА

 

Цель – повышение эффективности эксплуатации скважины.

Объектом исследования являются скважины Туймазинского месторождения, оборудованные установками электроцентробежных насосов. В процессе работы была изучена эффективность работы установок электроцентробежных насосов и рассмотрены различные факторы, снижающие эффективность эксплуатации установок.

В результате исследования был предложен ингибитор парафино-отложений СОНПАР-5401.

Эффективность предлагаемого способа борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями заключается в повышении МРП скважины и восстановлении дебита.

Применяется на месторождениях нефти с высоким содержанием парафина.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(справочное)

Пример оформления содержания ВКР

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Определения, обозначения и сокращения …………………..
Введение …………………………………………………………………...
	Насос ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала …….
1.1	Обзор существующих конструкций ………………………………..
1.1.1	Конструкции отечественного производства ……………………….
1.1.2	Конструкции зарубежного производства…………………………...
1.1.3	Патентная проработка……………………………………………......
1.2	Анализ работы оборудования ……………………………………….
1.2.1	Конструкция, условия работы оборудования ……………………...
1.2.2	Анализ отказов………………………………………………………..
1.2.3	Существующие методы повышения работоспособности …………
1.3	Обоснование основных параметров ………………………………..
1.3.1	Рабочая характеристика оборудования …………………………….
1.3.2	Расчет приводной мощности ………………………………………..
1.3.3	Расчет коэффициента полезного действия ………………………...
1.4	Усовершенствование конструкции …………………………………
1.4.1	Описание усовершенствования …………………………………......
1.4.2	Описание технического эффекта …………………………………...
1.5	Расчет на прочность и долговечность ……………………………...
1.5.1	Расчет вала на прочность и долговечность ………………………...
1.5.2	Расчет узлов клапана на прочность и долговечность ……………..
1.5.3	Расчет усовершенствованного узла на прочность и долговечность ………………………………………………………..
1.6	Уровень унификации и стандартизации …………………………...
1.7	Мероприятия по повышению коррозиестойкости ………………...
1.8	Техническое обслуживание …………………………………………
	Расчет безопасности и экологичности насоса ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала…………………………….....
	Расчет экономического эффекта от применения насоса ЦНС 240-1900 с усовершенствованной опорой вала ……………
Заключение ………………………………………………………………
Список использованных источников …………………….......
ПриложениЕ А. (справочное) – Методика расчета деталей на прочность…………………………………………………………….
Приложение Б. (справочное) – Перечень демонстрационных листов...

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(справочное)

 

Пример оформления перечня определений, обозначений и сокращений

 

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

 

1 Насос – устройство для ….

2 Редуктор – механизм для преобразования…

 

АВПД – аномально-высокое пластовое давление

АНПД – аномально-низкое пластовое давление

ГЗД – гидравлический забойный двигатель
ГТМ – геолого-технические мероприятия

КВД – кривая восстановления давления

ТУДНГ – Туймазинское управление добычи нефти и газа

ЦНС – центробежный насос секционный

 

геол.-минерал. – геолого-минералогический

д-р – доктор

канд. – кандидат

техн. – технический

экон. ­– экономический

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

(справочное)

 

Пример оформления основной части диплома (для специалистов 130503)

 

1 Геолого-физическая характеристика Малобалыкского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

 

Малобалыкское месторождение в административном отношении распо-ложено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты – 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, A_5-6, A₇ – разрабатываемые пласты с относительно высокими ФЕС;

2-я группа: ачимовская толща пачки (Ач¹ БС₁₆, Aч² БС_17-20, 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 И.5

(справочное)

 

Пример оформления иллюстраций (рисунков)

 

 

- трещина разрыва; - продуктивный пласт; - пакер;

 

- задвижка; - манометр; - НКТ.

 

 

Рисунок И.5 – Схема обвязки устья скважины при ГРП

 

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	20°С	59,2	19,73	14,46
50°С	17,65	7,21	5,87
Температура кипения, °С			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 150°С	6,4	6,2	9,3
до 200°С	14,1	10,9	19,2
до 300°С	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
Вид обработки	количество обработок
Физико-химические:	количество скважин
ГКО
ГКС
СКО
ТГХВ
АПК + АМК-2
Гидрофобиз. +HCL
Механический:	количество скважин
ГРП
Σ физико-химические методы
Σ механический метод
Итого:

 

 

Таблица К.3 – Калькуляция затрат

Статьи затрат	До мероприятия	Год	После 1 г., 2 г., 3 г.	Изменение затрат	На 1 тонну 2007 год
Расходы на энергию, тыс.р.	3933735,58		3934860,43 3934741,96 3934633,24	1119,86 1006,38 897,66	72,38
Расходы по искусственному воздействию на пласт, тыс.р.	3607810,21		3608841,87 3608733,21 3608633,50	1027,03 923,00 823,29	66,38
Основная з/п рабочих, тыс.р.	4957580,95		4957580,95 4957580,95 4957580,95	- - -	91,22
Отчисления на соцнужды, тыс.р.	553516,14		553516,14 553516,14 553516,14	- - -	10,18
Амортизация скважин, тыс.р.	3744658,68		3744658,68 3744658,68 3744658,68	- - -	68,90
Расходы по сбору и транспортировке нефти, тыс.р.	4810276,77		4811652,27 4811507,39 4811374,45	1369,42 1230,63 1097,69	88,51
Расходы по технологической подготовке нефти, тыс.р.	1386004,85		1386401,18 1386359,43 1386321,13	394,53 354,59 316,28	25,50
Цеховые расходы, тыс.р.	6364925,74		6364925,74 6364925,74 6364925,74	- - -	117,11
Расходы по эксплуатации оборудования, тыс.р.	8163652,65		8187657,59 8165741,18 8165741,18	23408,4 - -	150,21
Общепроизводственные расходы, тыс.р.	5150107,77		5150107,77 5150107,77 5150107,77	- - -	94,76
Расходы на НДПИ	1274460,6		1300500,61 1297758,61 1295246,35	25931,07 23298,01 20785,75	23,45
Плата за недра, тыс.р.	2759663,95		2760453,08 2760369,96 2760293,69	785,87 706,01 629,74	50,78
Внепроизводственные расходы, тыс.р.	77010,73		77010,73 77010,73 77010,73	- - -	1,42
Общая сумма расходов, тыс.р.	45508944,00		45534004,78 45515253,13 45514571,58	25060,78 6309,13 5627,58	-
Добыча нефти, тыс.т.			54363,5 54361,9 54360,4	15,472 13,904 12,402	-
Себестоимость 1т. нефти, р.	837,4		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

(справочное)

 

Пример оформления перечня демонстрационных материалов (для специалистов 130503)

 

 

Перечень демонстрационных материалов

 

 

Плакат 1	Обзорная карта 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 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 000 ПЗ.

 

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 000 ПЗ.

 

 

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 000 ПЗ.

 

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,