- •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 Технологическая часть
2.1 Система разработки месторождения.
Структура Центрально-Восточной Прорвы была выявлена в 1954-1955гг. проведенными гравиметрическими сейсмическими работами МОВ, выявившие по III отражающему горизонту пологую структуру брахиантиклинального типа широкого направления.
В 1959 г. началось глубокое разведочное бурение. Первая скважина №1 установила промышленную нефтегазоносность верхнеюрских отложений на Восточной Прорве и с 1963 года начата пробная эксплуатация месторождения.
Залежи нефти и газа приурочены к горизонтам верхней и средней юры - I, II, III, IV горизонты. Основные промышленные запасы нефти приурочены к II горизонту.
В 1990 г. скважиной № 37 установлена промышленная нефтеносность среднеюрских отложений Центральной Прорвы.
В 1991 г. составлена и утверждена "Технологическая схема разработки юрских горизонтов месторождения Центрально-ВосточнаяПрорва", где предусмотрено бурение 75 скважин в чисто нефтяной части залежи и применение законтурного заводнения. Месторождение вступило в промышленную разработку.
К концу 2001 года залежь нефти II горизонта была полностью разбурена в соответствии с технологической схемой разработки. Залежь разбуривалась высокими темпами. По всем горизонтам выявлена высокая активность контурных вод, что позволило отказаться от закачки воды в пласты.
В 2004 году цниЛом поэн составлен «Проект разработки
месторождения Ц.В.Прорва» где рассмотрены два варианта разработки II горизонта:
I вариант – при сохранении существующей сетки скважин;
II вариант - с бурением 27 скважин, из них 22 скважины на II юрский горизонт и 5 скважин – на III, IV горизонты;
-внедрение бескомпрессорного газлифта для эксплуатации обводненных скважин с использованием газа газовых шапок и залежей месторождения;
-разработку III и IV горизонтов вести единой сеткой скважин с использованием оборудования для одновременно – раздельной эксплуатации.
В 2009г. отделом разработки ЦНИЛ ПОЭН составлен "Проект опытно-промышленной эксплуатации триасовых горизонтов месторождения Центрально-Восточная Прорва". В проекте с учетом пробуренных и находящихся в бурении скважин намечалось довести общий фонд до 12 скважин с дополнительным бурением 9 эксплуатационно-оценочных скважин (№№300 – 308). Бурение намечалось на период 1980 – 1982 годы при оптимальном дебите вводимых скважин 30,0 т/сут. фонтанным способом с годовой добычей от 10,0т.тн до 50,0т.тн. Из них пробурены 5 скважин (№ 300, 302, 303, 304, 306).
1980-1982 гг. Бурение эксплуатационно-оценочных скважин и пробная эксплуатация триасовых горизонтов Восточного поля Северного крыла и Восточного поднятия Южного крыла.
В 1995 г. Институтом «КазНипИнефть» составлен отчет «Изучение текущего состояния разработки».
В 1999, 2006гг. институтом «КазНИПИнефть» составлен "Проект разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва". К реализации принят II вариант где продуктивные горизонты выделены в семь объектов разработки основные положения которого изложены в предыдущем разделе.
В2009 г. институтом «КазНИПИнефть» был представлен в ГКЗ СССР пересчет запасов нефти и газа по месторождению Центрально-Восточная Прорва, где была проведена прогнозная оценка запасов западного поля и его перспективность.
Этот участок был рекомендован для разведки. С этой целью с 1988 года началось разведочное бурение на западном поле.
По результатам бурения 7-и скважин была установлена промышленная продуктивность среднеюрских и триасовых горизонтов.
По состоянию изученности на 01.01.2010г. был произведен подсчет запасов. Запасы рассмотрены и утверждены в ЦКЗ МНП в марте 2010 г.
В 2009 г. ЦНИЛом «Тенгизмунайгаз» составлен «Анализ разработки V среднеюрского горизонта месторождения Ц.В.Прорва».
В 2009 г. институтом «КазНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Западного поля месторождения Ц.В.Прорва».
В 2009 г. институтом «КазНИПИнефть» был составлен «Текущий анализ разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва.
С 2005по 2009 гг. на месторождении Центрально-Восточная Прорва (Западное поле) были дополнительно пробурены еще 9 скважин, вскрывшие весь юрский комплекс.
По состоянию на 01.01.2009г. ЦНИЛом ОАО «Казахойл-Эмба» выполнена «Технологическая схема разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва (западное поле) задачей которой является ввод в промышленную разработку нефтяных залежей Западного поля, обоснование более рационального варианта разработки на базе уточненных запасов с учетом фактического материала пробной эксплуатации скважин и пластов.