- •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.
- •2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
- •2.1.2 Анализ выработки запасов нефти и газа.
- •2.1.4. Характеристика энергетического состояния месторождения.
- •2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.
- •2.2 Техника и технология добычи нефти и газа.
- •2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин.
- •2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и их дебитов, технологических показателей разработки.
- •2.2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.
- •2.2.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин.
- •EQн – LgEQж,
- •2.3. Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации шгну на месторождении Центрально-Восточная Прорва
- •2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.
- •2.3.2. Коэффициент эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки.
- •2.3.2. Анализ отказов штанговых глубиннонасосных установок.
- •2.3.3. Пути снижения отказов в работе 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 шгну.
- •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.
- •Месторождение вступает в позднюю стадию разработки.
- •Список использованной литературы
Введение
Нефть и газ - фундамент экономики современного Казахстана. По итогам последних трех лет экономику Казахстана можно отнести к быстро растущей: средние темпы прироста ВВП составляет 10-12 % в основном за счет экспорта нефти и металла.
Нефть составляет примерно 30% от общего объема производства энергоносителей в Казахстане, газ – 13-15% от общей доли. Подтвержденные стратегические запасы включают в себя 169 углеводородных месторождений, из них 87 нефтяных, 17 газовых, 30 нефтегазовых, 25 нефте- и газоконденсатных, 20 нефтеконденсатных. В Казахстане доказанные запасы составляют 2,8 млрд. тонн нефти и 1,8 трлн. куб. метров газа, а прогнозные – около 12 млрд. тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. куб. метров газа.
Наибольшие перспективы имеет шельф Каспийского моря и его прибрежная зона. В результате геофизических исследований на площади около 100 тыс. квадратных километров было локализовано 96 структур с прогнозными запасами только нефти около 12 млрд. тонн.
Не менее значимы и другие регионы. Так, на месторождениях актюбинской группы и западного поля месторождения Центрально-Восточная Прорва, рассмотренное в данном дипломном проекте, суммарные извлекаемые запасы оцениваются в 115 млн. тонн и 7,4 млн. тонн соответственно. Большие возможности открываются в других районах Центрального, Южного и Восточного Казахстана, где возможно открытие новых запасов около 1 млрд. тонн нефти. Подобный резкий прирост запасов обеспечил Казахстану место в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и его перспективу превращения в альтернативный странам Персидского залива источник его экспорта.
Месторождение Центрально-Восточная Прорва находится на балансе ОАО «Эмбамунайгаз». Сегодня в состав компании входят шесть нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), включая “Жаикнефть”, “Доссорнефть”,“Макатнефть”, “Кайнар”, “Кульсарынефть” и “Прорванефть”. Она разрабатывает 34 месторождения, общий эксплуатационный фонд которых (на 01/07/2009) составил 1913 добывающих и 297 нагнетательных скважин.
На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.
Компания ОАО «Эмбамунайгаз» приняла специальную программу реабилитации своих старейших месторождений, разрабатываемых уже несколько десятилетий.
В данном дипломном проекте проведен анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки на месторождении Центрально-Восточная Прорва.
1 Геологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения о месторождении.
Месторождение Центрально-Восточная Прорва расположено на юго-востоке Южно-Эмбинского нефтеносного района (рисунок 1.1).
В административном отношении месторождение относится к Жылыойскому району Атырауской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются поселки нефтяников Сарыгамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку от рассматриваемого месторождения.
Ближайшие железнодорожные станции находятся в поселках Кульсары и Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.
Нефть с месторождения по нефтепроводу идет через ЦПС Тенгиз (пос. Каратон), где поступает в магистральный нефтепровод Узень-Самара.
В орографическом отношении район месторождения представляет собой пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой, так как описываемая территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского моря.
Абсолютные отметки рельефа колеблются от минус 20 до минус 27 м. Гидрографическая сеть отсутствует.
С запада район ограничен Каспийским морем, с юга – почти непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.
Климат района резко континентальный. Лето сухое, жаркое, а зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 250С. Преобладающее направление ветров в течение года юго-восточное.
Питьевой водой месторождение снабжается из реки Кигач по водопроводу, проходящему через Макат-Саргамыс.
Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач из г. Атырау.
Месторождение Центрально-Восточная Прорва введено в пробную эксплуатацию в 1963 г. и было начато эксплуатационное разбуривание, с 1966г. вступило в промышленную разработку. Последний проектный документ был составлен в 1988 году институтом КазНИПИнефть. К реализации утвержден II вариант разработки на естественном режиме (на НТС ПО «Тенгизнефтегаз» 23 июня 1988 года) характеризующийся следующими показателями:
1. Максимальный объем добычи нефти - 435 тыс.тн.
2. Максимальный объем жидкости - 1234,9 тыс.тн.
3. Максимальный фонд добывающих скважин - 121 ед.
4. КИН - 0,39
5. Срок разработки - 35 лет
Рисунок 1.1. Обзорная карта района работ месторождения Центрально-
Восточная Прорва
Масштаб 1:1000 000
Начальные утвержденные проектные запасы нефти составляют: 52001 тыс.тн балансовых и 23022 тыс.тн извлекаемых.
Месторождение Центрально-Восточная Прорва находится на балансе ОАО «Эмбамунайгаз» в составе Действующий фонд составил 90 скважин, из них 33 скважин работают фонтанным способом, 55 скважины глубиннонасосным. 2 скважины № 420, 520 находятся в простое. На 12 месторождениях ОАО «Эмбамунайгаз» процент обводненности составляет 98 %. На остальных месторождениях, находящихся в эксплуатации обводненность составляет 86 %.
Компания ОАО «Эмбамунайгаз» приняла специальную программу реабилитации своих старейших месторождений, разрабатываемых уже несколько десятилетий.