WinNavigator

Frigate

Norton Commander

WinNC

Dos Navigator

Servant Salamander

Turbo Browser

Winamp, Skins, Plugins

Необходимые Утилиты

Текстовые редакторы

Юмор

File managers and best utilites

Геологическое строение месторождения Кумколь. Реферат месторождение кумколь

Отложения на месторождении кумколь

Аннотация

В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождении Кумколь, геологическое строение и его нефтегазоносность.

Рассмотрено текущее состояние месторождения Кумколь, описаны мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при разработке месторождения, методы повышения нефтеотдачи пласта, более подробно рассмотрено внутриконтурное заводнение по девятиточечной системе.

Описаны требования и рекомендации к системе внутриконтурного заводнения и качеству закачиваемых вод.

Приведены расчеты экономической эффективности при применении внутриконтурного заводнения по IV объекту разработки.

Также приведены мероприятия по охране окружающей среды.

Содержание Стр.

Введение

1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 История геолого-геофизической изученности и

разработки месторождения

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Водоносность

2 Технико-технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки месторождения

Кумколь

2.2 Мероприятия по предупреждению и борьба с

осложнениями при разработке месторождения Кумколь

2.2.1 Парафиноотложения

2.2.2 Солеотложения

2.2.3 Контроль за сульфаторедукцией

2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе

с осложнениями при эксплуатации скважин

2.4 Регулирование разработки путем оптимизации

работы скважин

2.5 Требования и рекомендации к системе ППД,

качеству воды, используемой для заводнения

2.6 Определение дебитов при площадном заводнении

2.7 Расчеты на ЭВМ

3 Экономическая часть

3.1 Организационная характеристика

3.2 Организация основного и вспомогательного производства

3.3 Особенности организации труда и заработной платы

3.4 Анализ технико-экономических показателей

разработки месторождения Кумколь

3.4.1 Анализ эксплуатационных затрат

3.4.2 Анализ себестоимости единицы продукции

3.4.3 Анализ капитальных вложений

3.5 Расчет экономической эффективности

от внедрения мероприятий внутриконтурного заводнения

4 Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда в системе ППД

4.1.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

4.1.2 Защитные мероприятия

4.1.2.1 Техника безопасности

4.1.2.2 Производственная санитария

4.1.2.3 Пожаробезопасность

4.2 Охрана окружающей среды в системе ППД

4.2.1 Охрана атмосферы

4.2.2 Охрана земель и недр

4.2.3 Охрана водной среды

Список литературы

Приложение А

Введение

Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, занимающая по объему разведанных запасов нефти тринадцатое место, газу и конденсату – пятнадцатое, по уровню добычи нефти – двадцать восьмое место. По разведанным запасам и уровню добычи нефти среди стран СНГ Казахстан прочно занимает второе место, а по запасам газа и конденсата – четвертое место.

На территории Республики установлено 202 нефтяных и газовых месторождений. По состоянию на 01.01.99 года остаточные извлекаемые запасы составляют: нефти 2,2 млрд. тонн, газа – 1,8 трил. м3, конденсата – 690 млн. тонн.

Запасы нефти распределены на территории Республики Казахстан крайне неравномерно. В четырех западных областях находятся более 90% остаточных извлекаемых запасов нефти Республики. Это такие месторождения как Тенгиз, Карачаганак, Жанажол и Кенбай, а также все месторождения с запасами более 100 млн. тонн.

Основные запасы газа сосредоточены в двух областях Республики: Западно-Казахстанской (Карачаганак) и Актюбинской (Жанажол).

По запасам конденсата ведущая роль (более 90% от всех запасов) принадлежит Западно-Казахстанской области (Карачаганак).

Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти Республики оцениваются в 7,8 млрд. тонн (суша), при этом 2/3 их сосредоточены в Западном Казахстане, а прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1 трил. м3, более 70% которых также сосредоточены в Западном Казахстане.

Большие перспективы нефтегазоносности связываются с недрами Казахстанского сектора Каспийского моря. Согласно последним оценкам, прогнозные ресурсы казахстанского сектора Каспийского шельфа составляют около 13 млрд. тонн условного топлива.

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан.

В 1985 году институтом «КазНИПИнефть» составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь.

В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахстанской опытно-методической были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.

Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положением проекта пробной эксплуатации месторождения.

Институтом «КазНИПИнефть» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь»

Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения Кумколь.

В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу «Кумколь-ЛУКойл» выдана лицензия (серия МГ №296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь.

С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями: АО «Харрикейн Кумколь Мунай» и АО «Кумколь-ЛУКойл».

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Кумколь расположено в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д. и административно входит в состав Жездинского района Жезказганской области Республики Казахстан (рис.1.).

Ближайшим населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск.

Непосредственно в районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством (для этой цели площадь передана в аренду Кызылординской области). Район экономически слабо освоен. На площади месторождения имеются только грунтовые дороги. Для обеспечения транспортной связи г. Кызылорда с месторождением Кумколь, согласно утвержденной схеме развития района, ведется строительство автодороги Кызылорда-Кумколь протяженностью 190 км.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена плато обрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.

К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти полностью высохшее соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки рельефа 150-200 м, и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.

Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске) приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество родников и колодцев с пресной водой.

Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые; серо-бурые супесчаные защебененные; солонцы; комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески.

Грунтовые воды залегают на глубине от 100 м.

Климат района – резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры +40 +45°С, максимальные зимние температуры до -38 -43°С.

Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном в зимне-весенний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время часто бураны метели.

Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.

Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенние периоды изобилует сайгой.

Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-70 м. По качеству вода не соответствует стандартам питьевой воды из-за повышенного содержания фтора. На отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив.

Рисунок - 1 Обзорная карта

М 1:2700000

1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения

До начала 70-х годов перспективы Южно-Тургайской впадины связывались с отложениями верхнего палеозоя и основывались на данных гравиметрической, магнитной и геологической съемок масштабов 1:500000 и 1:200000 (1958-64 гг.), по аналогии с Кустанайской седловиной и Чу-Сарысуйской депрессией (Буш В.А.Кирюхин Л.Г.-1972, Кирда Н.Г. и др.-1971). В 1963 г. ПГО «Актюбнефтегазгеология» пробурена параметрическая скважина Iп-Kapacop в северной части Жиланчикского НГР, вскрывшая неблагоприятный в отношении нефтегазоносности разрез.

После выполнения редкой сети региональных сейсмопрофилей КМПВ в Арыскумском и MOB в Жиланчикском НГР и выявления триас-юрских грабен-синклиналей (1968-1972) к перспективному относится и разрез мезозоя. Эти представления отражены в решениях совещаний Мингео СССР по региональным работам на нефть и газ (1975), на карте перспектив нефтегазоносности СССР масштаба 1:2500000 (1976) и Казахской ССР масштаба 1:1500000 (1979), объяснительных записках к ним, в обобщении материалов по теме № 181, выполненном Илийской ГФЭ совместно с Южно-Казахстанской НРЭ (1976) и в ряде публикаций. Во исполнение указанных решений и рекомендаций в период 1973-1975 гг. в Жиланчикском НГР производится поисково-детальная сейсморазведка MOB, которой выявлен ряд локальных структур. Структуры Сазамбай и Кулагак были приняты в фонд подготовленных к глубокому бурению. В период 1976-1981 гг. геологоразведочные работы на нефть и газ в пределах Южно-Тургайской впадины не выполнялись.

Продолжению геологоразведочных работ на нефть и газ предшествовала коллегия Мингео Каз.ССР по решению, которой и договору с Южно-Казахстанской НРЭ в АН Каз.ССР выполнены тематические работы, завершавшиеся в 1981 г. оценкой потенциала углеводородов в отложениях палеозоя и, частично, мезозоя Южно-Тургайской и других впадин.

В 1982 г. Южно-Казахстанской НРЭ по проекту, утвержденному ПГО «Актюбнефтегазгеология», начато профильное структурное бурение в Арыскумском НГР по ранее отработанным профилям КМПВ для изучения его геологического строения в региональном плане, с глубиной скважин до 2000 м.

В этом же году по заданию Мингео Каз.ССР Южно-Казахстанская НРЭ, ПГО «Казгеофизика» и ИГН АН Каз.ССР совместно разработана «Программа региональных геологоразведочных и научно-исследовательских работ на нефть и газ в Южно-Тургайской впадине».

В 1983 г. во исполнение указанной программы начата проходка скважины Iп-Арыскум, региональное сейсмопрофилирование МОГТ, пробурена скважина 2п-Арыскум и продолжено профильное структурное бурение в Арыскумском НГР.

stud24.ru

Геологическое строение месторождения Кумколь

1 Геологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Кумколь расположено в южной части Торгайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д. Лицензионный участок площадью более 150 квадратных километров занимает примерно половину территории месторождения — его северную часть [4].

В районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством. В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.

Грунтовые воды залегают на глубине от 100 м.

Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.

Степь покрыта типичной для полупустынь, в осенне-зимний и весенние периоды изобилует сайгой.

1.1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть.

1985 г. - составляется проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь.

1988 г. - проводится эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь.

1990 г. - начало промышленной разработки месторождения Кумколь.

1991 г. - на Кумколе добыт первый миллион тонн нефти.

Сентябрь, 1996 года - год 10-летия освоения месторождения Кумколь и добычи 10-ти миллионов тонн нефти. На начало деятельности АО «Кумколь-ЛУКойл», то есть на 01.10.95 года добывающих скважин было 32, из них в эксплуатации -18. Действовало 4 ГУ (групповых установок). На сегодняшний день на Контрактной территории АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» по состоянию на 01.11.2006 года эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 251 шт., и 26 шт. групповых, замерных установок и дожимных насосных станций. В связи с решением Общего Собрания Акционеров ЗАО «Кумколь-ЛУКойл» было переименовано в ЗАО «Тургай-Петролеум», а в мае 2005 года в АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ».

В целом на территории Южно-Тургайской провинции находится более 15 разведанных нефтяных месторождений, наиболее крупные из них — Кумколь, Акшабулак, Коныс, Кызылкия, Арыскум, Арысское, Ащисай, Майбулак, Нуралы, Аксай.[4]

На основе анализа геолого-геофизической информации и сейсмических данных планируется закладывание новых скважин в северной части контрактной территории месторождения Кумколь и применять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, что позволит планомерно, с учетом правил по охране недр, разрабатывать месторождение в рамках действующего проектного документа. Остаточные запасы месторождения на сегодня составляют 37 млн тонн.

Несмотря на значительную удаленность месторождения от баз снабжения и сложные природные условия промышленная оценка его была завершена в короткие сроки. Расстояния от месторождения Кумколь до областных центров (до внесения изменений административно - территориального устройства от 27.05.1997 года) Кызылорда и Жезказган составляют соответственно 160 и 290 км [4].

1.1.3 Стратиграфия

Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезо-кайнозоя, залегающими на глубоко выветренной поверхности раннепротерозойского фундамента.

Нижний протерозой (PR1). Образования складчатого фундамента вскрыты в 16 скважинах. В скважине 2, вскрывшей фундамент на максимальную толщину 245 м, верхняя часть его (около 120 м) сложена серо-зелеными массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.

Возраст их устанавливается по сопоставлению с аналогичными образованиями хребтов Улытау и Каратау.

Мезозой-кайнозой (Mz-Kz). Отложения мезозоя-кайнозоя в Арыскумском прогибе и на месторождении расчленяются на два структурных подэтажа, разделенных региональным стратиграфическим несогласием, - верхнетриасового – юрский и мел – палеогеновый [4].

Юра (J). На месторождении Кумколь разрез нижнего подэтажа начинается отложениями среднего отдела юрской системы.

В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба в нижней части разреза участвуют также отложения верхнего триаса-нижней юры.

Стратиграфия триасово-юрских отложений изучена по данным параметрических скважин и поискового бурения на площади Кумколь.

В разрезе подэтажа выделяются три крупные ритмотолщи, по возрасту примерно соответствующие позднетриасово-раннеюрскому, средне- и позднеюрскому времени. Каждая из них начинается пачкой обломочных пород, содержащих коллекторы, и заканчивается глинистыми породами, представляющими собой флюидоупор. Пачки имеют ранг свит.

Нижний отдел юры (J). В грабен-минклиналях эта ритмотолща состоит из нижней кумбулакской (J11kb) и верхней айболинской (J2-3ab) свит. Кумбулакская свита толщиной до 1200 м сложена переслаивающимися разнозернистыми песчаниками, гравелитами и аргиллитами, переходящими в конгломераты. Айбалинская свита толщиной до 535 м состоит из черных аргиллитов и глинистых алевролитов, обогащенных органическим веществом и растительными остатками. Возраст установлен на основании находок спор и пыльцы как плинсбах-тоарский.

Средний отдел юрской системы (J2). Отложения средней юры выделены в дощанскую свиту (J2 d), представленную переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов [4].

В кровельной части свиты обособляется пачка частого переслаивания песчаников и аргиллитов толщиной от 12 (скв. 12) до 56 м (скв. 6), являющаяся нефтегазоносной (горизонт Ю-IV). В низах свиты на крыльях структуры (скв. 4, 5, 6) выделяются пласты угля толщиной 4-6 м. Нижняя часть свиты в присводовой части структуры выклинивается там, где горизонт Ю-IV ложится на породы фундамента или на кору выветривания

В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью выклиниваются, а на крыльях ее толщина достигает 219 м. В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба свита сложена более глинистыми породами толщиной до 502 м. Возраст свиты по находкам спор и пыльцы определен как ааленбатский (нижняя половина).

Средний – верхний отделы юры (J2-3). Отложения отделов объединены в карагансайскую свиту (J2-3 ks), залегающую трансгрессивно на отложениях дощанской, а в местах их отсутствия – на породах фундамента. Литологически она сложена довольно однообразной пачкой черных аргиллитов и аргиллитоподобных глин с небольшими прослоями серых глинистых алевролитов.

В грабен-синклиналях верхняя часть свиты сложена горючими сланцами. Толщина свиты достигает 257 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как поздний бат – ранний келловей.

Верхний отдел юры (J3). Верхнеюрская ритмотолща залегает на аргиллитах карагансайской свиты с размывом и расчленяется на кумкольскую и коскольскую свиты.

Кумкольская свита (J3 k) на месторождении сложена тремя горизонтами продуктивных песчаников, песков и алевролитов с прослойками глинистых алевролитов и глин (Ю-I, Ю-II, Ю-III). Горизонты разделены выдержанными по всей площади слоями глин и глинистых алевролитов. Толщина свиты в пределах структуры изменяется от 37-38 м в присводовых частях, до 82 м на крыльях и в северной части площади. В грабен-синклиналях толщина кумкольской свиты увеличивается до 300м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы в пределах келловея-оксфорда.

Коскольская свита (J3 kk) залегает согласно на кумкольской, имея с ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующие флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов

Меловая система (К). Меловые отложения расчленяются на даульскую и карачетаускую свиты нижнего отдела, кызылкиинскую верхнего отдела.

Нижний отдел (К1). Неокомский надъярус (К1 пс). Отложения неокомского надъяруса выделены в даульскую свиту. Свита залегает с региональным размывом и угловым несогласием на образованиях коскольской свиты и расчленяется на нижнее- и верхнедаульскую подсвиты. Нижнедаульская подсвита в основании содержит арыскумский горизонт, который на месторождении Кумколь представлен песками и алевритами с прослоями коричневых глинистых, карбонатных алевролитов и глин. Пределы изменения толщин арыскумского горизонта 87-123 м.

Нижний – верхний отделы (К1-2). Альб-сеноманский ярус(К al3 – s). Отложения альба-сеномана залегают согласно на карачетауской свите и выделены в кызылкиинскую свиту, сложенную пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина свиты 87-186 м.

Возраст свиты – поздний альб – сеноман – устанавливается по комплексам спор и пыльцы.

Верхний отдел (К2). Туронский ярус (К2 t). Отложения турона выделены в балапанскую свиту. Она залегает трансгрессивно на кызылкинской свите и сложена зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью. Присутствуют обугленные остатки и зерна глауконита. Толщина свиты колеблется в пределах 82-150 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как нижнетуронский.

Палеогеновая система (P). Представлены они темно-серыми глинами, сильно насыщенными обугленным растительным детритом, и прослоями кварц-глауконитовых песков. Максимальная толщина их 66 м.

Неоген-четвертичные отложения (N-Q). Более молодые плиоцен-четвертичные отложения развиты в погруженных частях Арыскумского прогиба. В пределах структуры Кумколь к ним условно отнесены покрывающие поверхность пески, суглинки и супеси, толщина которых не превышает 10 м.

1.1.4 Структурное строение месторождения

Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской системы палеозойских горст-антиклиналей и представляет собой вытянутую брахиантиклинальную складку с простиранием с севера-запада на юго-восток.

Согласно структурной карте по кровле продуктивного горизонта Ю-II структура многокупольная имеет два локальных свода северо-западный и юго-восточный. Юго-восточный свод является основным, оконтуренный изогипсой -1180 м в сводовой части. Наиболее высокая абсолютная отметка свода расположена в районе скважины 24 и равна -1120м, следовательно амплитуда данного локального свода равна 60м. Северо-западный свод оконтурен изогипсой -1220м, является погруженным относительно юго-восточного и значительно меньших размеров. В целом структура Кумколя оконтуривается изогипсой -1220м, следовательно амплитуда структуры в целом равна 100м. Брахиантиклинальная структура слабо нарушена, ограничена с востока одним тектоническим нарушением типа сброса. Кровля древнего фундамента в пределах структуры залегает на отметке минус 1550м, следовательно толщина мезозойского осадочного чехла не превышает 1550м.

1.1.5 Нефтегазоносность

В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.

stud24.ru

Читать курсовая по геологии: "Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь"

(Назад) скачать (Cкачать работу)

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ

. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Общее сведения о месторождении

.2 Характеристика геологического строения

.3 Физические свойства нефти и газа

. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Анализ текущего состояния месторождения

.2 Характеристика фонда скважин

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Проект разработки АЗГУ Спутник принцип действия и назначение

.2 Принцип процесса работы установок

.3 Режимы работы установки

. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Мероприятия по охране труда на месторождении

.2 Мероприятия по охране окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА ВВЕДЕНИЕ

нефть газ скважина

В настоящее время минерально-сырьевой комплекс Казахстана и его важнейшая составляющая - нефтегазовая индустрия вызывают со стороны отечественных и зарубежных инвесторов повышенный интерес. И это не случайно - по разведанным запасам углеводородного сырья республика входит в десятку крупнейших нефтяных держав мира, уступая лишь отдельным государствам Ближнего Востока, Латинской Америки, а также России и США. Доля Казахстана в общемировых разведанных запасах углеводородов составляет по нефти 3,2% (4,8 млрд. т), а по газу - 1,5% (2,2 трлн. м3).

По объемам нефтедобычи Казахстан в настоящее время занимает 18-е место в мире (и 2-е в СНГ) после стран Ближнего Востока, России, Венесуэлы, Китая, Норвегии, Канады, Великобритании, Индонезии, Бразилии и некоторых африканских государств. При этом следует отметить, что основными потребителями углеводородов являются США, Япония, Китай, Корея, Индия и европейские страны (60% мирового потребления).

Оценочный объем добычи нефти в 2010 году по Республике составил 80 млн. тонн.

В перспективе, прогнозируемая добыча нефти в Казахстане в 2015 году составит около 100 млн. тонн.

Такой дисбаланс между уровнем добычи и уровнем потребления обуславливает лидерство на мировом энергетическом рынке государств-экспортеров нефти.

Следует отметить (по данным 2009 года) наиболее крупных нефтеимпортеров: Евросоюз -571 млн. тонн, Китай - 200млн. тонн. и нефтеэкспортеров: Россия -248 млн. тонн, Иран- 118 млн. тонн, Ирак- 90 млн. тонн, Казахстан - 68 млн. тонн, Азербайджан - 44 млн. тонн.

Таким образом, Казахстан, как и другие страны-экспортеры, будучи нетто экспортером нефти, находится между двумя крупнейшими рынками.

По итогам 2010 года на трех отечественных НПЗ переработано -13,7 млн. тонн товарной нефти или 112,8% к 2009 году. Объем производства нефтепродуктов по видам также вырос - с 7,3% до 31,1%. Из указанного объема переработанной товарной нефти 6,1 млн. тонн товарной нефти (44,5%) - это импорт из России, в основном на Павлодарский НПЗ ориентированный на переработку западносибирской нефти.

В 2010 году обеспечена стабильность поставок ГСМ на внутренний рынок, преодолены скачкообразные изменения в динамике цен, были обеспечены дешевым топливом посевные и уборочные работы.

Министерством нефти и газа Республики Казахстан разработана программа по реконструкции и модернизации перерабатывающих заводов, которая предполагает активную реализацию многих высокотехнологичных мега проектов в республике.

В результате чего можно:

увеличить суммарную мощность нефтеперерабатывающих заводов РК по переработке нефти до 17 млн. тонн в год;

обеспечить полную потребность РК высококачественными нефтепродуктами, соответствующих требованиям стандартов ЕВРО;

снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, улучшить экологию;

создать механизм государственного регулирования цен на социально чувствительные нефтепродукты, исключить непрогнозируемые колебания цен на ГСМ;

вывести с рынка нефтепродуктов «посреднические структуры», негативно влияющие на развитие конкуренции на данном рынке.

Программа будет завершена к концу 2014 года.

Сегодня реальные перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли Казахстана связаны, прежде всего, с шельфом Каспия. По оценкам Министерства природных ресурсов Российской Федерации, наибольшим нефтяным потенциалом на Каспии располагают Казахстан и Азербайджан. Кроме того, по утверждениям азербайджанских нефтяных компаний, разведанные запасы высококачественной нефти шельфа Азербайджана составляют 2,3 млрд. т. По оперативным подсчетам Государственного комитета по запасам РК, запасы составляют 4,8 млрд. тонн.

На первом этапе возникновения нефтедобывающей промышленности из-за ограниченной потребности в нефти она добывалась из небольшого числа месторождений, разработка которых не представляла сложности. Основным способом добычи подъема нефти был на поверхность был самый простой - фонтанный. Соответственно примитивным было и оборудование, применяемое для добычи нефти.

На втором этапе потребность в нефти увеличилась, а условия добычи нефти усложнились, возникла потребность добычи нефти из коллекторов на больших глубинах из месторождений с более сложными геологическими условиями. Возникло множество проблем, связанных с добычей нефти и эксплуатированием скважин. Для этого были разработаны технологии подъема жидкости газлифтным и насосным способами. Было создано и внедрено оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом, оборудование для газлифтной эксплуатации скважин с мощными компрессорными станциями, установки для эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами, оборудование для сбора, перекачки, разделения продукции скважин. Постепенно начало складываться нефтяное машиностроение. Одновременно возникла быстрорастущая потребность в газе, что привело к формированию газодобывающей промышленности, в основном на базе газовых и газоконденсатных месторождений. На этом этапе промышленно развитые страны начали развивать топливно-энергетические отрасли и химию за счет преимущественного развития нефтегазовой промышленности. Данный этап характеризуется резким усложнением добычи нефти и газа в современных условиях для добычи нефти и газа в нужных количествах стало необходимым разрабатывать и внедрять принципиально новые технологические процессы, для чего и создаются машины и оборудование, о которых и пойдет речь в данном курсовом проекте.

Целью курсовой работы является:

. Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь;

. Расчет дебита скважин;

. Выбор оборудования АЗГУ «СПУТНИК»;

. Принцип действия и назначение АЗГУ.1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.1 Общее сведения о месторождении Вся деятельность компании АО "Тургай Петролеоум" по разведке и добыче осуществляется на территории 80 000 км2 в Южно-Тургайском бассейне на юге Центрального Казахстана. В настоящее время у АО "Тургай Петролеоум" 5 разведочных лицензионных территорий общей площадью около 16 тыс. км2. Всего АО "Тургай Петролеоум" имеет долю в 11 месторождениях.

Как правило, продуктивные зоны месторождений компании АО "Тургай Петролеоум" расположены на относительно небольшой глубине - от 760 до 1830 м, а некоторые из недавно пробуренных скважин достигли продуктивных слоев на глубине от 2300 м до 3550 м. Нефтеносные слои месторождений АО "Тургай Петролеоум" имеют высокую пористость и высокий уровень проницаемости, находящаяся в них нефть - легкая, малосернистая, с плотностью от 37° до 44° по шкале API и содержанием серы менее 0,4%. Эти благоприятные характеристики позволяют АО "Тургай Петролеоум" разрабатывать свои месторождения, вести добычу и перерабатывать нефть при низких затратах.

Месторождение Кумколь расположено в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д. и административно входит в состав Жездинского района Кызылординской области Республики Казахстан (рис.1).

Ближайшим населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаев (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск.

referat.co

Смотрите также

..:::Новинки:::..

Windows Commander 5.11 Свежая версия.

Новая версия
IrfanView 3.75 (рус)

Обновление текстового редактора TextEd, уже 1.75a

System mechanic 3.7f
Новая версия

Обновление плагинов для WC, смотрим :-)

Весь Winamp
Посетите новый сайт.

WinRaR 3.00
Релиз уже здесь

PowerDesk 4.0 free
Просто - напросто сильный upgrade проводника.

..:::Счетчики:::..