- •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
4 Охрана труда
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов.
К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтедобывающих предприятиях относятся неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрация, взрывоопасные вещества и так далее. Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает +40+45°С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Температура воздуха зимой понижается до -30°С. Атмосферных осадков выпадает мало.
Согласно нормам температуры воздуха в производственных помещениях плюс 16+22 С в холодный и переходный период года, плюс 18+25°С в теплый период года. Влажность составляет 60%.
Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих взрывоопасных и агрессивных веществ), вызывает поражение обслуживающего персонала.
Опасными элементами нефти являются углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 75,97% метана, 5,89% этана, 2,7% пропана, 1,25% бутана, 4,9% углекислоты, 0,81% азота, 3,29% сероводорода. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых и пожароопасных. При содержании их в воздухе около 10% человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.
Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицу.
Таблица 4.1
Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны
|
Вещество |
ПДВК |
Вещество |
ПДВК | ||||
|
Об.% |
Мг/м3 |
Мг/л |
Об.% |
Мг/м3 |
Мг/л | ||
|
Аммиак |
0,75 |
5500 |
5,50 |
Н-пентан |
0,07 |
2050 |
2,05 |
|
Бензол |
0,07 |
2250 |
2,25 |
Пропан |
0,11 |
1900 |
1,90 |
|
Бутан |
0,09 |
2250 |
2,25 |
Метан |
0,30 |
4600 |
4,60 |
|
Метан |
0,25 |
1650 |
1,65 |
Этан |
0,15 |
1800 |
1,80 |
|
Керосин |
0,07 |
3700 |
3,70 |
Этилен |
0,15 |
1700 |
1,70 |
Таблица 4.2
Пределы взрываемости некоторых газовоздушных смесей
|
Название смеси |
Пн.% |
Пв.% |
|
Бензин |
1,1 |
5,4 |
|
Бензол |
1,4 |
9,5 |
|
Ацетилен |
1,5 |
82,0 |
|
Водород |
4,1 |
75,0 |
|
Метан |
5,0 |
16,0 |
4.2 Защитные мероприятия
4.2.1 Производственная санитария
4.2.1.1 Санитарно-бытовое обслуживание.
Все производственные помещения включая групповые установки и операторские, где непосредственно находятся операторы и слесари, обеспечиваются отоплением (батарейным), в соответствии со СНиП 2.04.09.84.
Для групп рабочих, работающих на открытых площадках, предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла «Эмбамунай» в соответствии с РД-39-22-358-80 и СНППО-96. В их состав входят душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды.