- •Введение
- •1 Геологическая часть
- •1.1 Характеристика геологического строения месторождения
- •1.1.1 Общие сведения о месторождении.
- •1.1.2 Стратиграфия.
- •1.1.3 Тектоника.
- •1.1.4 Нефтегазоносность. Нефтегазоносность определялась только по данным гис, в среднем составляет 65%. Характеристика параметров пласта по горизонтам приведены в таблице 1.2.
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Система разработки месторождения.
- •В 2004 году цниЛом поэн составлен «Проект разработки
- •В 1995 г. Институтом «КазНипИнефть» составлен отчет «Изучение текущего состояния разработки».
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки.
- •2.1.2. Анализ выработки запасов нефти и газа.
- •2.1.3. Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработки.
- •2.1.4.Система ппд и применяемые методы нефтеотдачи пластов добычи.
- •2.2. Техника и технология добычи нефти и газа.
- •2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.
- •2.2.3.Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
- •2.2.4. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
- •2.3. Специальная часть
- •2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.
- •2.3.3. Технологический расчёт надежности оборудования шгну
- •3 Экономическая часть
- •3.1 Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей промышленности и экономическая эффективность новой техники и технологии
- •3.1.1 Сущность и основные направления научно-технического прогресса в промышленности.
- •3.1.2 Совершенствование технологии и организации производства.
- •3.1.3 Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии.
- •3.1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и их экономическая эффективность.
- •3.1.5 Организация производства в нефтегазовой промышленности.
- •3.2 Расчет удельной себестоимости нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки скважины шгн.
- •3.2.1 Расчет амортизации.
- •3.2.2 Расчет фонда оплаты труда.
- •3.2.3 Отчисления от фот.
- •4 Охрана труда
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов.
- •4.2 Защитные мероприятия
- •4.2.1 Производственная санитария
- •4.2.1.1 Санитарно-бытовое обслуживание.
- •4.2.1.2 Производственное освещение.
- •4.2.2 Техника безопасности
- •4.2.2.1 Безопасность проведения ремонтных работ при осложнении работы шгну
- •4.2.3 Пожаро-взрывоопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Охрана атмосферного воздуха
- •5.1.1 Основные загрязнители атмосферного воздуха.
- •5.1.2. Номенклатура загрязняющих веществ.
- •5.1.3. Количественные показатели загрязняющих веществ.
- •5.1.4. Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ.
- •5.2. Охрана водных ресурсов.
- •5.3 Охрана земельных ресурсов
- •5.4. Охрана флоры и фауны
- •5.5. Промышленные отходы
- •Заключение
- •Список использованной литературы.
2.2.3.Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
В целях контроля за процессом разработки месторождения проектом предусмотрены виды и объем исследовательских работ в соответствии с утвержденным комплексом:
1. Определение дебитов жидкости и устьевых давлений
2. Определение обводненности продукции
3. Определение газового фактора
4. Определение пластового давления
5. Определение забойного давления
6. Определение источников и интервалов обводнения пластов
Кроме того, для целей контроля за выработкой пластов и залежей рекомендовалось проведение геофизических и гидродинамических исследований по контролю скважин, оборудованных глубинными насосами, обязательное выполнение геофизических исследований до и после проведения ремонтных работ в скважинах.
Отделом ГИС и контроля за разработкой проводятся исследования скважин, работающих ШГН. В результате выявлено 100% обводнение по 20 скважинам (№ 45,57, 90,91, 153, 245, 246, 115, 139, 148, 169, 177, 134, 135, 243, 221, 403, 312,174, 302), периодически работают 7 скважин (№№ 413, 420, 423, 425, 428, 422, 68). 26 скважин работают с обводненностью от 45% до 98%. Обработка динамометрирования ШГН показывает состояние, производительность глубинного насоса , состояние штанг, влияние газа.
Исследования по замерам статических и динамических уровней скважин проведены по 36 скважинам, в результате чего определены расчетным путем пластовое, забойное давления и давление на приеме насоса скважин. Замерен дебит газа по 23 скважинам, в том числе в 16 скважинах, работающих фонтанным способом.
Для контроля работы механизированных скважин необходимо установить манометры для замера затрубного давления.
В результате исследований основными причинами низкой производительности механизированного фонда являются:
Влияние газа на работу насоса.
Малый приток ( низкий динамический и статический уровни).
Для оценки общего энергетического состояния залежи необходимо выполнить исследования скважин по замеру пластового, забойного давлений в фонтанных и наблюдательных скважинах.
2.2.4. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
К мероприятиям по регулированию процесса разработки относятся методы воздействия на залежь, усовершенствующие существующую систему разработки. Из известных ныне геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки на месторождении осуществляются:
1.Перевод на механизированный способ эксплуатации после прекращения фонтанирования;
2.Отключение высообводненных скважин;
3.Бурение дополнительных скважин;
4.Изоляция пластовых вод;
5.Дополнительный прострел.
От геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки за последние пять лет получена дополнительная добыча в следующем количестве:
1) ввод из бурения - 23,721 тыс.тн;
2) ввод из освоения - 17,0 тыс.тн;
3) пуск из консервации - 14,17 тыс.тн;
4) пуск из бездействия - 10,23 тыс.тн;
5) изоляция пластовой воды - 9,459 тыс.тн;
6) перевод на механизированную добычу - 7,568 тыс.тн;
7) форсированный отбор жидкости - 4,87 тыс.тн. и другие мероприятия.
Всего дополнительная добыча составила 91,900 тыс. тн. Такое количество для месторождения за пять лет, конечно, незначительно.
Как изложено в предыдущей главе, в связи с истощением пластовой энергии, с увеличением обводненности продукции, основное количество фонда переведены с фонтанного способа на механизированный способ (49 скважин). 18 скважин - 100% обводнены. 19 скважин находятся в консервации из-за высокого газового фактора. Такие немаловажные причины снижают эффективность механизированного фонда, а значит и процесс разработки в целом.