Структура предприятия 1 страница

Уровень 4

Уровень 3

Уровень 2

Уровень 1

Тесты по теме

1. 1. Укажите, входят ли в составление плана экономической работы определение темы анализа и направлений использования его результатов.

1. 2. Укажите, входят ли в составление плана экономической работы разработка программы, календарного плана и распределение работы между исполнителями.

1. 3. Укажите, входит ли в составление плана экономической работы определение источников информации, а также способов восполнения недостающей информации.

1. 4. Определите, входит ли в составление плана экономической работы разработка макетов графического оформления материалов и результатов анализа.

1. 5. Определите, входят ли в подготовку материалов для анализа подбор имеющейся информации и создание дополнительных источников.

1. 6. Укажите, входит ли в подготовку материалов для анализа проверка достоверности информации.

1. 7. Определите, входит ли в подготовку материалов для анализа аналитическая обработка информации.

1. 8. Укажите, входит ли в предварительную оценку анализа характеристика выполнения плана по изучаемым показателям.

1. 9. Укажите, входит ли в предварительную оценку анализа характеристика изменения показателей по сравнению с предшествующим периодом.

1. 10. Укажите, входит ли в предварительную оценку анализа характеристика степени использования ресурсов.

1. 11. Укажите, является ли экономический анализ в условиях АСУ функцией автоматизированного процесса управления производственно-хозяйственной деятельностью предприятия.

1. 12. Является ли методическим аспектом «привязка» действующих методик осуществления экономического анализа в условиях управления с помощью АСУ?

1. 13. Является ли представление аналитику ряда данных информационным аспектом АСУ?

1. 14. Является ли математическим аспектом АСУ выбор для автоматизации аналитических задач наиболее эффективных средств программирования, алгоритмов решения экономических задач?

1. 15. Является ли организационным аспектом создание самостоятельного подразделения по проведению экономического анализа, регламентации его функций в условиях АСУ?

1. 16. Укажите, является ли проверкой достоверности информации проверка плановых показателей, производимая с точки зрения их увязки и взаимной согласованности в разных формах плана.

1. 17. Определите, является ли проверкой достоверности информации проверка отчетности, используемая на практике.

1. 18. Укажите, является ли проверкой достоверности информации соблюдение правил составления отчетности, которая включает правильность заполнения форм отчета, правильность арифметических подсчетов.

1. 19. Определите, является ли проверка согласованности показателей разных форм отчетности, проводимая путем их сопоставления, проверкой достоверности исходной информации.

1. 20. Укажите, является ли логический контроль достоверности отчетности, проводимый путем сопоставления различных показателей хозяйственной деятельности в процессе анализа, проверкой достоверности информации.

1. 21. Определите, является ли проверкой достоверности исходной информации проверка преемственности показателей отчетов за смежные периоды.

1. 22. Укажите, является ли встречная проверка, т. е. сверка показателей данного предприятия с данными учета тех предприятий, с которыми изучаемое предприятие имеет хозяйственные связи, проверкой достоверности информации.

2. 1. Приведите основные этапы аналитической работы:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) ….

2. 2. Укажите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана определение круга взаимодействующих факторов и их группировка.

2. 3. Определите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана раскрытие связей и зависимостей между факторами.

2. 4. Укажите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана экономический анализ факторов, не зависящих от изучаемого объекта.

2. 5. Определите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана измерение влияния факторов.

2. 6. Укажите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана оценка ущерба, нанесенного отрицательно влияющими факторами.

2. 7. Определите, входит ли в анализ причин динамических изменений и отклонений от плана влияние неиспользованных возможностей улучшения изучаемых показателей.

2. 8. Укажите, входят ли в анализ итоговой оценки и сводного подсчета резервов выводы по результатам анализа, итоговая оценка.

2. 9. Определите, входят ли в анализ итоговой оценки и сводного подсчета резервов подсчет резервов и предложения по их мобилизации.

3. 1. Укажите, является ли задачей анализа экономической информации своевременное получение всей необходимой информации для управления предприятием.

3. 2. Укажите, является ли задачей анализа экономической информации оперативная ее обработка в нужных размерах и выполнение роли связующего звена в принятии оптимальных экономических решений.

3. 3. Укажите наиболее прогрессивную форму экономического анализа:

а) наличие в АСУП отдельной подсистемы анализа;

б) задачи анализа, осуществляемые во многих функциональных подсистемах АСУП.

3. 4. Укажите, какой из приведенных ниже способов автоматизации задач экономического анализа в АСУ является децентрализованным:

а) аналитическая задача решается по месту возникновения информации;

б) при проектировании ряда подсистем бухгалтерского учета, планирования и создания пакетных прикладных программ, проводимых службами бухгалтерии или планового отдела;

в) подсистема комплексного экономического анализа, состоящая из двух этапов:

– автоматизации задач комплексного экономического анализа;

– создания информационного обеспечения, необходимого для функционирования подсистемы экономического анализа.

3. 5. Укажите, какой из приведенных ниже способов автоматизации задач экономического анализа в АСУ является комбинированным:

а) аналитическая задача решается по месту возникновения информации;

б) при проектировании ряда подсистем бухгалтерского учета, планирования и создания пакетных прикладных программ, проводимых службами бухгалтерии или планового отдела;

в) подсистема комплексного экономического анализа, состоящая из двух этапов:

– автоматизации задач комплексного экономического анализа;

– создание информационного обеспечения, необходимого для функционирования подсистемы экономического анализа.

3. 6. Укажите, какой из приведенных ниже способов автоматизации задач экономического анализа в АСУ является централизованным:

а) аналитическая задача решается по месту возникновения информации;

б) при проектировании ряда подсистем бухгалтерского учета, планирования и создания пакетных прикладных программ, проводимых службами бухгалтерии или планового отдела;

в) подсистема комплексного экономического анализа, состоящая из двух этапов:

– автоматизации задач комплексного экономического анализа;

– создания информационного обеспечения, необходимого для функционирования подсистемы экономического анализа.

4. 1. Укажите отличия функции автоматизированного процесса управления производственно-хозяйственной деятельностью предприятия в условиях АСУП в сравнении с неавтоматизированным экономическим анализом:

а) …;

б) …;

в) …;

г) ….

4. 2. Укажите на аспекты совершенствования аналитической работы в условиях АСУП:

а) …;

б) …;

в) …;

г) ….

4. 3. Укажите на существующие способы автоматизации задач экономического анализа в АСУ:

а) …;

б) …;

в) ….

4. 4. Приведите классификацию структуры и состава задач подсистемы экономического анализа:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) …;

е) …;

ж) …;

з) ….

4. 5. Приведите классификацию типов экономической информации:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) ….

4. 6. Приведите классификацию информации по стадиям управления:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) …;

е) ….

4. 7. Приведите классификацию информации для экономического анализа:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) …;

е) ….

4. 8. Приведите классификацию видов экономического анализа:

а) …;

б) …;

в) …;

г) ….

4. 9. Приведите классификацию процесса обеспечения информации:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) ….

4. 10. Укажите способы классификации проверки достоверности информации:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) …;

е) ….

4. 11. Укажите последовательность аналитического процесса при использовании ПЭВМ:

а) …;

б) …;

в) …;

г) …;

д) ….

Под организационной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними. Важны показатели, характеризующие организационную структуру предприятия – это число цехов (участков), а внутри них рабочих мест и других подразделений и их удельное значение на производстве.

В нефтедобыче структурной единицей предприятия является цех – это производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции (или ее части) или выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии выделяют основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

В НГДУ «Лянторнефть» в 2013 году добыча нефти велась на шести месторождениях – Лянторском, Маслиховском, Западно-Маслиховском, Назаргалеевском, Санинском, Западно-Камынском.

На Лянторском месторождении добычу нефти ведут 7 цехов добычи нефти и газа, на Маслиховском, Назаргалеевском, Санинском месторождениях цех по добыче нефти и газа № 8, на Западно-Камынском участок по добыче нефти и газа № 2. В состав ЦДНГ «Лянторнефть» входят 22 бригады по добыче нефти и газа и обслуживанию фонда скважин и 21 бригад по обслуживанию ДНС и УПСВ.

В НГДУ «Лянторнефть» численность рабочих составляет 5212 человек.

В структуру НГДУ «Лянторнефть» в ходят следующие подразделения:

- 8 цехов добычи нефти и газа — ЦДНГ;

- 1 участок добычи нефти и газа — УДНГ;

- участок водоснабжения — УВС;

- цех подготовки нефти — ЦППН;

- 2 цеха подземного и капитального ремонта скважин – ЦКПРС -1, ЦКПРС-2;

- база производственного обслуживания средств автоматизации — БПОСА;

- управление технологическим транспортом — УТТ;

- прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования;

- управление электрохозяйством - УЭХ;

- трубная база;

- цех ремонта трубопроводов — ЦРТ;

- ремонтно-строительный цех — РСЦ;

- цех научно-исследовательских и промысловых работ — ЦНИПР;

- база материально- технического снабжения - база МТС;

- служба охраны окружающей среды — СООС;

- центрально инженерно-технологическая служба — ЦИТС;

- аппарат управления;

- жилищно - коммунальное хозяйство — ЖКХ.

Добыча в НГДУ «Лянторнефть» ведется механическим и фонтанным способами. К механическому способу эксплуатации относится применение установок ЭЦН (отечественного и импортного производства), ШСН. Наблюдается тенденция на рост добычи механическим способом и падение фонтанным. Начато внедрение полнокомплектных гарантийных установок отечественного производства АНП.

2 ПРОХОЖДЕНИЕ ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКИ В ЦЕХЕ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

2.1 Способы и особенности эксплуатации скважин в ЦДНГ-5

В цехе добычи нефти и газа номер 5 применяется два способа добычи нефти – фонтанный и механизированный.

Фонтанный фонд составляет 7 скважин, со средним дебитом 10 т/сут. Добыча по фонтанным скважинам составила 13560,3 тонн в год.

Механизированный способ эксплуатации включает в себя два вида установок – установка электроцентробежного насоса (ЭЦН) и штанговая глубинонасосная установка (ШГН).

Всего в ЦДНГ-5 на балансе находятся 326 скважин оборудованных установками ЭЦН, средний дебит по этим скважинам составляет 12,8 т/сут.

Также наряду с установками ЭЦН применяются установки ШГН, всего установок ШГН – 17, средний дебит по этим скважинам составляет 6,8 т/сут.

2.2 Осложнения при эксплуатации скважин и способы их устранения

Основные неполадки в работе погружного оборудования вызваны отложениями песка, парафина, солей, вредного влияния газа.

Борьбу с вредным влиянием газа на работу УЭЦН осуществляется следующим образом. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, вследствие чего уменьшается объемный расход газа. На ряду с этим широкое распространение получили центробежные газосепараторы, при этом на приеме насоса уменьшается содержание газа в добывающей жидкости.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшением доли вредного пространства можно добиться повышением коэффициента наполнения. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН 2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном).

При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются на приеме насоса. Эффективность сепарации может быть повышена созданием условий для коалесценции (объединения) пузырьков газа в большие пузырьки, скорость всплывания которых больше.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе и, перегретого пара или паровоздушной смеси.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационнй установки. Подъем летающих скребков происходит под действием напора газонефтяного потока, при этом вверху и внизу труд устанавливаются амортизатор проводят периодическую в затрубное пространство скважины горячей нефти (ограничители).

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах − применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

2.3 Способы повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин ЦДНГ -5

Межремонтный период работы скважины (МРП), характеризует продолжительность работы скважины за определенный период времени до очередного ремонта.

Для этого, чтобы увеличить МРП скважины, необходимо осуществлять комплекс определенных мероприятий, а именно: проводить обучение нефтепромысловых работников с целью повышения их технических знаний и практических навыков при работе с насосным оборудованием; плановая проверка соблюдения технологии эксплуатации и ремонта скважин; соблюдение требований «Технологического регламента на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин» в бригадах КРС, ПРС, добычи нефти и газа; продолжить внедрение в производство протекторов для защиты кабеля от механических повреждений; организовать поставку только тестированных насосов, также перевозить погружное оборудование только на оборудованной спецтехнике; необходимо использование частотного преобразователя «Электроспид» для вывода на режимную работу и исследование нестабильно рабоТающего фонда скважин.

Необходимо комплектовать нефтепромыслы и ремонтные бригады ПРС и КРС высококвалифицированными операторами по добыче нефти, а также поземному и капитальному ремонту скважин.

2.4 Система сбора и подготовки скважинной продукции

Технологический процесс предварительного обезвоживания нефтей Лянторского месторождения осуществляется на установке ДНС-УПСВ по следующей схеме.Обводненная нефть с кустов скважин с содержанием воды до 96% под давлением до P = 0,8 Мпа и температуре 10 – 26 °C поступает в нефтегазосепараторы предварительной ступени сепарации С -1/1, С- 1/2, V - 100 м³, где происходит первичное отделение газа под P = 0,4- 0,7 МПа. Частично дегазированная нефть из сепаратора поступает в нефтегазосепарароты ступени 1 сепарации С-2/1, С-2/2, V-100 м³, где происходит основное отделение жидкости от газа под давлением 0,4-0,7 Мпа.

Обводненная разгозированая нефть после сепаратора поступает в трехфазный сепаратор ХТ-1,2,3 для предварительного обезвоживания.

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в 3-х фазной сепаратор через входные патрубки. Эмульсия попадает во входную секцию, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх, через экстрактор влаги, поступает к выпускному газовому фланцу. В экстракторе жидкость в газе коагулируется, сливается в нижнюю часть емкости. Газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа.

Эмульсия, нефть и несвязанная вода проходят вниз вокруг стенок жаровой трубы. Несвязанная вода собирается на дне емкости в зоне отстоя. Нагревание эмульсии до 30-50°С вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивает эмульсию.

Нефть поднимается через отстойник, где за счет гравитации из нее выпадает вся оставшаяся вода. Оставшаяся эмульсия протекает через пластинчатую секцию. Она состоит из множества расположенных рефленых полипропиленовых пластин.

В условиях ламинарного потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластины, где скапливается нефть. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на полипропиленовых пластинах. Собравшаяся нефть поднимается на вверх к нефтяной фразе в форме больших шаров, вода оседает в нижней части емкости. Очищенная нефть поступает в сборную секцию, обезвоженная нефть с температурой 30-50°С и обводненностью до 10% проходит в поточный влагомер и турбинный расходомер.

Предварительно обезвоженная нефть из 3-х фазных сепараторов поступает в сепараторы ΙΙ ступени С -3/1, С-3/2.

После сепаратор ΙΙ ступени сепарации дегазированная и обезвоженная нефть поступает на прием насосных агрегатов внешней откачки нефти.

Нефтяной попутный газ выделившийся в сепараторах предварительной ступени С- 1/1, С- 1/2 из сепаратора Ι ступени С -2/1, С - 2/2 поступает в горизонтальные газосепараторы ГС -1, ГС -2 для очистки от капельной жидкости.

Давление в газосепараторах ГС -1, ГС - 2 поддерживается в пределах давления 0,4 - 0,7 Мпа.

Газ после газосепаратор ГС -1, ГС- 2 пройдя узел учета газа, под собственным давлением по газопроводу направляется в газосборный коллектор на прием ГТЭС и компрессорных УВСИНГ.

Часть газа, выделившаяся в газосепараторах ГС -1, ГС -2 используется как альтернативный источник в качестве топлива для 3- х фазных сепараторов ХТ-1,2,3 и котельной.

Газ, используемый в качестве топлива и подаваемой на установку подготовки топливного газа в центробежный вертикальный газосепаратор ГС УПТГ, где происходит дополнительная очистка газа от капельной жидкости, поступает с выхода газа из газосепараторов.

Уловленная жидкость из газосепараторов ГС -1, ГС -2 протекает в сепараторы С - 2/1, С - 2/2.

Конденсат из вертикального сепаратора ГС УПТГ направляется в дренажную емкость ЕК — 3. При заполнении дренажной емкости ЕК — 5 конденсат откачивается при помощи вакуумной техники.

Газ, выделившийся в трехфазных сепараторах ХТ -1,2,3 поступает в сепараторы С -3/1, С -3/2.

Газ, выделившаяся в сепараторах С -3/1, С -3/2 и газ, поступивший из аппаратов ХТ -1,2,3 может отводится по двум направлениям:

Ø либо сбрасывается на факел аварийного сжигания газа;

Ø либо используется на собственные нужды.

При использовании в качестве топлива газ поступает в гаосепаратор ГС УПТГ. В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел.

2.5 Оборудование и коммуникации

2.6 Осложнения парафина, солей, смол и борьба с ними

Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются давление и температура, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенки труб увеличивается от нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к уменьшению дебита., При добыче высоко парафинистой нефт выпадение пафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материала (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидный лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидро-филизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти – агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150.

Меры борьбы с отложениями солей.

Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогощением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым «пороговым эффектом» покрывают микрокристалические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и другие.

Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия и в осадки карбоната кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия, а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

2.7 Режимные параметры работы скважин

К режимным параметрам работы скважины относятся следущие:

1) коэффициент продуктивности;

2) статический уровень, м;

3) динамический уровень, м;

4) затрубное давление, атм;

5) буферное давление, атм;

6) пластовое давление, атм;

7) забойное давление, атм;

8) среднесуточный дебит жидкости, м³/сут;

9) среднесуточный дебит нефти, т/сут;

10) обводненность, %;

11) число дней работы;

12) глубина спуска насоса, м;

13) перфорированная толщина, м.

2.8 Состояние работы нефтегазопромыслового оборудования и соответствие фактических параметров его работы технологическому режиму

Все параметры работы ДНС-13 фиксируются на специальном бланке, который называется режимной картой ДНС. В этой карте фиксируются такие параметры, как время контроля параметров, давление в сепараторах первой, второй, третьей ступени, и также в газосепараторе, температура на выходе ДНС, уровень жидкости в РВС, давление на приеме насосов, расход реагента, а также обводненность и газовый фактор на выходе ДНС.

Состояние оборудования ДНС-13, хорошее, продолжается установка американского УПСВ, фирмы «Sivals», которая поможет увеличить качество очистки нефти от воды.

Режимные параметры работы ДНС-13 полностью соответствуют нормам технологического регламента. Давление в сепараторах в пределах нормы, происходит небольшой перерасход химического реагента за месяц т.к. происходит перевыполнение плана на добычу пластовой жидкости.

2.9 Анализ работы скважин и определение мер по оптимизации

В ЦДНГ-5 в период с 1.01.2013 по 30.03.2013, вышли из строя и были извлечены из скважины 58 установок из них по причинам:

Дата добавления: 2017-02-01; Просмотров: 53; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!