Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Характеристика геологического строения

2.2 Основные параметры пласта

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении

3.2 Анализ выработки пластов

3.3 Характеристика показателей разработки

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

4. Расчет технологических показателей разработки

4.1 Методика расчета

4.2 Расчет технологических показателей разработки

5. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождения

Заключение

Литература

месторождение пласт флюид геологический



Введение

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особое внимание уделяется разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при этом коэффициент нефтеизвлечения был незначительным.

Для точного прогнозирования объемов добычи нефти из разрабатываемых горизонтов кроме ужесточения требований к применяемому оборудованию и качеству закачиваемой воды, а также проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин невозможно обойтись и без применения научно обоснованной и испытанной методики проведения прогнозных расчетов показателей разработки. Также необходимо учитывать особенности взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин и режимы их работы, разрабатывать новые требования к системе сбора и подготовки нефти и газа и технологии, позволяющие эффективно эксплуатировать скважины малодебитного фонда. В настоящее время проблема расчета технологических показателей разработки стоит очень остро, что связано с падением уровня добычи нефти вследствие ухудшения структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов в глинистых высоко- и малопродуктивных коллекторах на ряде площадей и месторождений, разрабатываемых ОАО «Татнефть», существенно возросла.



1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

Залежь №31 расположена в Альметьевском, Заинском, Сармановском и Азнакаевском районах республики Татарстан. Являясь северной окраиной Ромашкинского нефтяного месторождения, на востоке залежь граничит с Азнакаевской, на юге с Алькеевской, на западе с Березовской площадями. Населенные пункты, расположенные на площади залежи, соединены шоссейными, гравийными и проселочными дорогами, магистральная дорога, пересекающая площадь залежи - городов Бугульма, Набережные Челны, Альметьевск, рабочий поселок Муслюмово.

Кроме нефти на площади залежи существуют месторождения строительного материала: известняков, глин, песчаников, гравия.

В орогидрографическом отношении исследуемая площадь расположена в относительно возвышенной области Татарстана и занимает часть водораздельных пространств между реками Степной Зай, Мензеля, Ик, Шешма и их протоками. Гидрографическая сеть района сформировалась под влиянием общей направленности понижения рельефа к Камской долине. По берегам рек прослеживаются пойменная и надпойменная террасы, к которым приурочены самые низкие отметки рельефа (+90-100 м).

Поверхность водораздельного пласта сильно расчленена на отдельные валообразные холмы и мелкими речками и оврагами, далеко заходящими в область водораздела. Абсолютные отметки рельефа местности колеблются от 140 до 320 м.

Климат района резко континентальный: суровая, холодная зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Средняя январская температура - минус «-» 10,7 - минус «-» 14,5^оС, средняя июльская температура - плюс «+»18,5 - плюс «+» 19,5^оС, максимальное количество осадков выпадает в июле месяце - 0,44мм, минимальное в феврале - до 12мм.

На площади имеется развитая система сбора и транспорта нефти и газа, которая осуществляется по грунтовой герметизированной системе.

Источником снабжения воды является Камский водовод и очищенные сточные воды Чишминского товарного парка.

Источником электроснабжения является Заинская ГРЭС и подстанция «Бугульма 500».

Территория по растительному покрову относится к зоне лесостепи, значительная часть которой занята сельскохозяйственными угодьями. Среднее атмосферное давление составляет 730-735 мм.рт.ст. Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же может осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями в города Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами, находящимися в близости от двух последних.



2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Характеристика геологического строения

Бобриковско-радаевский продуктивный горизонт разновозрастной. В него входят пропласты радаевского - С₁бр₁, С₁бр_-2, С₁бр_-3 - нижняя часть, бобриковского - С₁бр_-3 - верхняя часть и тульского возраста - С₁бр_-4.

Нижний пласт залегает на аргиллитах елховского горизонта на большей части площади залежи (72,4%). Он замещен глинистыми породами. Встречающиеся песчаные тела пропластка имеют линзовидную форму залегания. Гидродинамическая связь с вышележащим пропластком С₁бр_-2 обеспечивается за счет слияния смежных пропластков на 84% площади распространения нижнего пропластка.

Пропласток С₁бр_-2 наиболее развит по площади. Песчаные тела имеют полосообразную, линзовидную и площадную форму залегания, занимают 50% площади развития пласта всей залежи. Пропласток имеет хорошую гидродинамическую связь с ниже и выше лежащими пропластками за счет слияния соответственно 30% и 49% случаев своего присутствия.

Пропласток С₁бр_-3 формировался в прибрежно-континентальных условиях позднерадаевского и континентальных условиях бобриковского времени при продолжающемся подъеме территории.

Бобриковские отложения не имеют повсеместного развития. Форма залегания песчаных тел пропластка С₁бр_-3 площадная, полосообразная, реже линзовидная. Пропласток сливается с выше и нижележащими пропластками соответственно, в 22% и 63% случаев своего присутствия.

Пропласток С₁бр_-4 формировался в условиях морской трансгрессии в тульское время, что обусловлено его повсеместное развитие. Чаще всего коллектор замещен глинистыми алевролитами, аргиллитами или сильно глинистыми известняками.

В целом по залежи 31 песчаные тела пропластка С₁бр_-4 сливается с нижележащими коллектором в 56% случаев присутствия пропластка С₁бр_-4. Наилучший прогноз для выработки запасов нефти из пропластка имеет третий блок, так как здесь пропласток С₁бр_-4 сливается в 86% случаев своего присутствия обеспечивая тем самым гидродинамическую связь линзам и небольшим телам пропластка С₁бр_-4 с более распространенным пропластком С₁бр_-3.

Рисунок 1 Ситуационный план расположения площадей где 2 - Северо-Альметьевская; 3 - Альметьевская; 7 - Ташлиярская; 8 - Чишминская; 9 - Алькеевская; 11 - Абдрахмановская; 14 - Павловская; 17 - Азнакаевская; 18 - Холмовская; 21 - Сармановская

Литологическая связанность пропластков имеет немаловажное значение при проектировании системы разработки, анализе заводнения коллекторов и выработке запасов нефти. При большей литологической связанности пропластков затруднен контроль, анализ заводнения коллекторов и учет выработки запасов нефти по отдельным пропласткам.

Общая толщина бобриковских отложений залежи № 31 изменяется в широких пределах от 4,2м в нормальных разрезах до 149м.

Максимальная общая толщина бобриковских отложений в нормальных разрезах достигает 21,2м. Средняя толщина по блокам изменяется от 7,2м до 14,4м. Больших колебаний средних значений нефтяных насыщенных толщин по блокам не отмечается.

Анализ изменения эффективных нефтяных насыщенных толщин пропластков в разрезе бобриковского горизонта показан, что наименьшую среднюю толщину имеет пропласток С₁бр_-4 ( по блокам его толщина изменяется от 1,1м до 1,4м), наибольшую - пропласток С₁бр_-3 (по блокам его толщина изменяется от 2,8м до 4,7м). Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка С₁бр_-2 (по блокам изменяется от 2,0м до 2,6м), пропластка С₁бр_-1 (от 1,3м до 1,9м). В ряде скважин семи блоков площади, где имеют место распространения «врезы» пропласток С₁бр_-0 является нефтенасыщенным. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка по блокам изменяется от 3,5м до 6,1м. Более чем в половине скважин по площади залежи смежные пропластки коллекторов находятся в слиянии.

На тех участках, где пропластки не сливаются, они разделены глинистыми породами, толщина которых изменяется от 0,4м до 8,0м. Средняя толщина глинистого раздела между пропластками составляет два метра.

2.2 Основные параметры пласта

При изучении емкостно-фильтрационных свойств коллекторов залежи 31 использовался геофизический материал, результаты гидродинамических исследований скважин, данные изучения кернового материала.

Проницаемость продуктивных коллекторов первого и второго блоков в среднем равна 1,027 и 1,090 мкм², в то время как на пятом и восьмом блоках она равна 0,572мкм², на седьмом блоке - всего лишь 0,386мкм², что является довольно низким показателем емкостно-фильтрационных свойств для коллекторов бобриковского горизонта.

Наибольшую среднюю величину пористости имеют коллекторы второго блока, наименьшую - седьмого блока (0,225 и 0,202).

Начальная нефтенасыщенность коллекторов зависит от емкостнофильтрационных свойств коллектора, но и от положения его относительно ВНК коллектора первого и второго блока, имеющие лучшие показатели пористости и проницаемости, но и широкое распространение ВНЗ, характеризуется более низкой первоначальной нефтенасыщенностью, чем коллекторы второго блока, где наименьшая из всех блоков площадь развития ВНЗ.

Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов первого блока выше, чем на втором блоке, а нефтенасыщенность ниже. Если принять все три параметра второго блока за эталон для залежи 31 и считать, что коэффициент водонасыщенности, равный 0,192, соответствует величине связанной воды в паровом пространстве коллектора и на большинстве блоков, где емкостно-фильтрационные характеристики коллекторов больше или равны значениям параметров второго блока, а нефтенасыщенность при этом ниже, остаточная водонасыщенность коллекторов указывает не только на содержание связанной воды, но и на наличие свободной воды, которая имеет при определенных условиях лучшую фазовую проницаемость, чем нефть. Два блока 11 и 12 имеют одинаковую характеристику емкостно-фильтрационных свойств коллекторов. Нефтенасыщенность коллекторов 12 блока, где почти половина площади нефтеносности составляет ВНЗ, значительно ниже нефтеносности коллекторов второго блока, что и явилось причиной появления воды в большинстве скважин 12 блока с начала эксплуатации.

При проектировании на перспективу добычи нефти на залежах с высоковязкой нефтью и следует учитывать наличие свободной воды в первоначальном насыщении коллекторов. Следует разработать методику определения содержания свободной воды при определении начальной насыщенности коллекторов, зависящую от физических, емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, вязкости нефти, положения коллектора от ВНК и прочих факторов.

Анализ сопоставления значений проницаемости, полученных по данным геофизических и гидродинамических исследований, показывает большие труднообъяснимые расхождения по скважинам в одну и другую сторону. Причины пониженных значений проницаемости является углистость песчано-алевролитовых коллекторов. Среднее значение проницаемости коллекторов залежи 31 по ГИС составляет 0,799мкм², по данным гидродинамических исследований скважин среднегеометрическое значение проницаемости, равно 0,475мкм². Средняя пористость и начальная нефтенасыщенность коллекторов определения по ГИС и составляют в среднем по залежи 0,218 и 0,737.

При проектировании в расчетах использовалось среднегеометрическое значение проницаемости, определенное по данным гидродинамических исследований.

На основании обобщения материала геофизических, геолого-промысловых исследований, а также результатов работ, приведенные отделом метрофизики и гидродинамики пластовых систем можно сделать выводы:

- залежь 31 состоит из ряда самостоятельных залежей нефти, имеющий собственный контур нефтеносности и собственные отметки ВНК;

- пропластки коллекторов залежи имеют хорошую гидродинамическую связь, обусловленную смешением смежных пропластков, с коэффициентом связанности, изменяющимся по блокам от 0,46 до 0,84;

- изменение проницаемости коллекторов имеет определенную территориальную направленность, преимущественно, субмеридиальную;

- более чем в десяти случаях из ста турнейские отложения на площади размыты на глубины от нескольких до 149м;

- внутриврезовой комплекс отложений состоит из чередующихся песчано-алевролитовых пластов, углей, углистых сланцев, карбонатных пород значительной толщины с четко фиксированными реперами;

- выявлено наличие гидродинамической связи между турнейскими бобриковскими отложениями;

- определение типов внутриврезовых залежей нефти необходимо проводить при проектировании системы разработки этих залежей, при анализе заводнения и выработки запасов нефти;

- выявленное при изучении керна наличие углистости песчано-алевролитовых пород залежи требует разработки методики, характеристики углистости песчано-алевролитовых пород, ее влияние на емкостно-фильтрационные свойства коллекторов;

- при распределении добываемой нефти и воды по пропласткам в промысловой практике рекомендуется вести учет нефти и воды без деления на пропластки.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось как в институте ТатНИПИнефть, так и в лабораториях объединения «Татнефть». Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппаратуре с применением водного раствора хлористого Nа и на установках УИПН-2М и АСМ-300. Вязкость пластовых нефтей определялась вискозиметром ВВДУ-1. Отбор глубинных проб нефти производился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М. Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах.

Содержание сероводорода в газе определили газометрическим методом, а плотность газа - пикнометром. Результаты исследований показывают, что параметры нефти по залежи изменяются в следующих пределах.

Давление насыщения изменяется по залежи от 1,2 до 6,1 МПа, среднее значение - 4,1 МПа, газовый фактор равен 8,7 м³/т, вязкость пластовой нефти изменяется от 10,3 до 83,0 МПа·с, среднее - 29,5 МПа·с, плотность пластовой нефти изменяется от 0,841 до 0,940 т/м³, среднее значение 0,876 т/м³, плотность дегазированной нефти при дифразгазировании равна 0,908 т/м³. Вязкость поверхностной нефти при 20^оС равна 97,4 МПа·с, при 50^оС - 26,1 МПа·с.

Нефти бобриковского горизонта относятся к группе высокосернистых, смолистых и парафинистых нефтей. Содержание серы изменяется от 1,3 до 5,0%, среднее 3,4%; асфальтенов от 2,9 до 12,3%, среднее 5,9%; парафинов от 1,3 до 7,1%, среднее 3,6%; смол от 16,0 до 30,4%, среднее 21,7%.

Таблица 1

Свойства пластовой нефти и газа

Наименование	Залежь 31
	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значе-ние
	скважин	проб
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	37	110	1,2-6,1	4,1
Газосодержание, мі/т	37	108	3,7-24,2	13,4
Газовый фактор при дифференциале разгазировании в рабочих условиях, мі/т
Р1=0,5 МПа Т1=9 оС				5,7
Р2=0,1 МПа Т2=9 оС				3,0
Плотность, кг/мі	35	98	0,841-0,940	0,876
Вязкость, МПа·с	34	97	10,3-83,0	29,5
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии, доли единиц	37	106	1,012-1,093	1,039
Температура насыщения парафином, оС				25
Пластовая температура, оС				25
Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, т/мі	35	98	0,840-0,918	0,908

Результаты исследований пластовой и поверхностной нефти по залежи приведены в таблицах 1, 2, 3.

Таблица 2

Компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании (мольное содержание)

Наименование	Залежь 31
Сероводород	0,21
Углекислый газ	1,27
Азот + редкие
Гелий	38,18
Метан	33,10
Этан	14,12
Пропан	7,71
Изобутан	1,47
Бутан	2,01
Изопентан	0,70
Пентан	0,45
Гексан	0,78
Плотность газа, кг/м3	1,1616

Таблица 3

Физико-химические свойства флюидов

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
1. Месторождение, площадь	Ромашкинское	залежь 31
2. Вязкость, МПа·с
при 20оС	543	987	16,4-241,0	97,4
при 50оС	543	967	4,8-110,0	26,1
3. Температура застывания, оС	9	9	-18- -20	-20
4. Температура насыщения парафином, оС	2			25
5. Массовое содержание, %
- смол селикогелевых	510	944	16,0-30,4	21,7
- сера	510	988	1,3-5,0	3,4
- асфальтенов	510	934	2,9-12,3	5,9
- парафинов	50	90	1,3-7,1	3,6
6.Объемный выход фракций, %
н.к. - 100 оС	472	895	1,8-15,0	5,7
до 150оС, до 200оС	472	895	3,7-36,2	20,3
до 300оС	472	895	13,1-69,5	38,7

В отложениях бобриковского горизонта водонасыщеные песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 18 до 61 м³/сут. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках плюс «+»20-40м.

Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация 210,4-252,4 г/л, плотность в пределах 1,145-1,170 м/м³, вязкость 1,69 МПа·с, рН-5,0-7,6. Растворенный в воде газ азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,085 м³/т, упругость газа 20-45 МПа. В составе водорастворенного газа присутствует сероводород объемный коэффициент 1,0040.

Таблица 4

Физические свойства пластовых вод

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Газосодержание сероводорода, м3/т			0,08-0,09	0,085
Объемный коэффициент, доли единиц			1,0045-1,005	1,0040
Вязкость, МПа·с	20	21	1,62-1,75	1,69
Общая минерализация, г/л	20	21	210,4147-252,4059	233,7
Плотность, т/м3	20	21	1,145-1,169	1,160

Таблица 5

Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Сl-	20	21	3620,789-4343,085	4057,6
SO?	20	21	следы-13,408	5,522
HCO-3	20	21	0,095-5,60	3,556
Ca++	20	21	172,45-485,975	230,5
Mg++	20	21	63,70-200,383	162,1
К++Na++	20	21	2462,439-3759,43	3297,1
Примеси	-	-	-
рН	20	6	5,0-7,0



3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении

В НГДУ «Джалильнефть» добывается нефть девонских и угленосных горизонтов Восточно-Сулеевской, Чишминской, Сармановской, Ташлиярской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения. Существующая схема сбора продукции скважин НГДУ «Джалильнефть» предусматривает раздельный сбор девонской и высокосернистой нефтей.

Продукция скважин 12, 29, 31 залежей Бобриковского горизонта НГДУ «Джалильнефть» после предварительного сброса воды на ДНС-2С, ДНС-3С и с ДНС-1С, ДНС-4С, ДНС-5С, ДНС-7С, ДНС-11С без предварительного сброса воды поступает на Дюсюмовскую установку подготовки высокосернистой нефти (ДУПВСН). С ДУПВСН готовая нефть через узел учёта нефти № 219, смонтированный на Сулеевском товарном парке, откачивается на головные сооружения АРНУ.

Продукция скважин с ДНС-16АС, ДНС-20С, ДНС-6АС, ДНС-2С через ДНС-10С без предварительного сброса воды поступает на Сулеевскую термохимическую установку (СТХУ). Готовая нефть СТХУ через узел учёта нефти № 214 откачивается на головные сооружения АРНУ.

Девонская нефть после предварительного сброса воды на Сулеевском и Чишминском товарных парках поступает на Якеевскую установку комплексной подготовки нефти (ЯУКПН).

Кроме собственной нефти НГДУ «Джалильнефть» на Дюсюмовской УПВСН подготавливается нефть НГДУ «Азнакаевскнефть» с обводнённостью продукции до 10 %, что отвечает договорным условиям между НГДУ.

Учёт количества и качества поступающей на объекты подготовки скважинной продукции, а также замер межфазных уровней в резервуарах товарных парков осуществляются устаревшими, трудоёмкими методами. В товарных парках НГДУ «Джалильнефть» отсутствуют узлы промыслового учёта нефти, в результате чего оборудование товарных парков разделено на параллельные потоки для промыслов.

3.2 Анализ выработки пластов

За 2008 г. было добыто 683,895 тыс. т жидкости, в точности, 172,906 тыс. т - нефти и 510,989 тыс. т - воды [4].

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил в 2008 г. 1,9 %, а от текущих извлекаемых запасов 2,68 %. Пластовое давление в зоне отбора составило 10,2 МПа. Обводненность продукции постепенно увеличивается в диапазоне от 35,6% (в начале разработки) до 81,2 % (к 2009 г). Закачка воды в пласт составила в 2006 г. 505,48тыс. м³, в 2007 г. 602,38 тыс. м³ и 705,6 тыс. м³ в 2008 г. Баланс с начала разработки составляет около 78,1 %.

Таблица 6

Основные технологические показатели разработки залежи

Год	Добыча нефти тыс.т	Добыча воды тыс.т	Добыча жидкости	Темп годового отбора нефти	Водонефтяной фактор
	факт	с начала разработки	факт	с начала разработки	факт	с начала разработки	от НБЗ	от НИЗ	от ТИЗ
1993	18,585	26,699	4,903	5,519	23,488	32,218	0,1	0,2	0,2	0,4493
1994	77,533	104,232	41,314	46,833	118,847	151,065	0,3	0,9	0,9	0,5659
1995	125,382	229,614	83,113	129,946	208,495	359,560	0,5	1,4	1,0	0,6129
1996	155,182	384,796	105,893	235,839	261,075	620,635	0,6	1,7	1,7	0,6160
1997	161,698	546,494	100,806	336,645	262,504	883,139	0,7	1,8	1,9	0,6675
1998	18/6,223	732,717	152,464	489,109	338,687	1221,830	0,8	2,0	2,2	0,6924
1999	210,660	943,377	164,099	633,208	374,759	1596,590	0,9	2,3	2,5	0,7417
2000	217,84	1161,161	208,018	861,226	425,802	2022,390	0,9	2,4	2,7	0,7763
2001	218,307	1379,468	209,694	1070,920	428,001	2450,390	0,8	2,4	2,7	0,8252
2002	207,247	1586,715	238,381	1309,301	445,628	2896,020	0,7	2,3	2,7	0,8815
2003	182,204	1768,919	250,003	1559,304	432,207	3328,220	0,8	2,0	2,4	0,9455
2004	193,814	1962,733	296,420	1855,724	490,234	3818,460	0,7	2,1	2,6	1,0239
2005	186,604	2149,337	345,026	2200,750	531,530	4350,090	0,6	2,0	2,6	1,1040
2006	147,483	2296,820	334,871	2535,621	482,354	4832,440	0,4	1,6	2,1	1,5994
2007	103,915	2400,735	304,094	3839,715	408,009	5240,450	0,7	1,1	1,5	1,3019
2008	172,906	2573,641	510,989	3350,704	683,895	5924,350	0,7	1,9	2,6	1,4069

3.3 Характеристика показателей разработки

На максимальный уровень добычи - 4761 тыс. т. (темп отбора от НИЗ - 3,6 %) площадь вышла в 1972 году. Добыча нефти на уровне 4,6 - 4,7 млн. т удерживалась в течение пяти лет. С 1976 г. при отборе 50 % от НИЗ добыча нефти по площади начала снижаться. В 1995 г. она составила 895 тыс. т и последующие 11 лет разработки стабилизировалась на уровне 830 - 890 тыс. т в год. Обводненность в последние 20 лет растет незначительно благодаря проводимым мероприятиям по всемерному ограничению отбора попутной воды. Годовая добыча жидкости в 2006 году соответствует уровню добычи 1995 года. Согласно классификации Ивановой М.М. в настоящее время площадь находится в четвертой завершающей стадии разработки, которая характеризуется низкими медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью продукции, выбытием из действующего фонда значительного количества скважин.

За более чем 50-летний период промышленной разработки залежи из недр горизонтов Д₀, Д₁ добыто 119,6 млн. т нефти или 90,5 % от НИЗ. По площади достигнута сравнительно высокая нефтеотдача 52 % при обводненности 82,7 %. Попутно с нефтью отобрано 172,7 млн. т воды, водонефтяной фактор - 1,44. Для компенсации отбора жидкости в пласты закачано 341,3 млн. м³ воды, что составляет 104,4 % к отбору жидкости в пластовых условиях. Средневзвешенное пластовое давление по площади поддерживается близким к первоначальному: 16,3 - 16,8 МПа. Среднее давление на забое добывающих скважин составляет 8,0 - 9,0 МПа.

В течение всего периода разработки шло постепенное увеличение общего фонда скважин залежи за счет бурения новых добывающих и нагнетательных скважин. Наибольшее количество действующих добывающих и нагнетательных скважин, равное 563, было в 2003 году. В 2006 году их число уменьшилось до 532. Изменение количества действующих скважин происходит в зависимости от выхода скважин в тираж и бездействие из-за высокой обводненности и нерентабельного дебита нефти и последующего их возврата в эксплуатацию после ОПЗ и КРС.

В связи с совершенствованием системы заводнения, путем освоения очаговых скважин и линий надрезания, в последние годы значительно вырос фонд нагнетательных скважин. Соотношение действующих добывающих скважин к нагнетательным под закачкой составляет 1,8. Среднее давление на устье нагнетательных скважин - 13,6 МПа.

За 2006 год с залежи добыто 884 тыс. т нефти, темп отбора от НИЗ - 0,7%, от ТИЗ - 11,8 %. Жидкости добыто 5116 тыс. т, отбор жидкости компенсирован закачкой на 114,8 %. Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин - 211 м³/сут. Среднесуточные дебиты скважин по нефти в последние годы не только не снижаются, но даже и выросли и составили в 2006 году 5,5т/сут. Дебит жидкости равен 31,8 т/сут.

Анализ динамики технологических показателей залежи выявил несоответствие отборов от начальных извлекаемых запасов (в 2006 г. - 90,5 %) и обводненности продукции скважин (82,7%), что свидетельствует о заниженных запасах нефти.

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Проектный пробуренный фонд скважин составил 147 скважин: 186 добывающих, 32 нагнетательных, 31 других [3]. По состоянию на 01.01.2009 г. на залежи № 31 пробурено 147 скважин [4]. Характеристика фонда скважин, пробуренных на залежи, приводится в таблице 7.

Плотность сетки скважин по всему фактическому фонду составляет 39 га/скв, по действующему добывающему - 63,2 га/скв.

Фонд добывающих скважин состоит из 87 скважины. Все скважины работают механизированным способом: 23оборудованы ЭЦН, а 64 - ШГН.



Таблица 7

Характеристика фонда скважин

Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Пробуренный фонд	147
в том числе:
добывающие	87
нагнетательные	21
наблюдательный фонд	14
в консервации	10
разведочные, выполнившие назначение	15



4. Расчет технологических показателей разработки

4.1 Методика расчета

Расчет технологических показателей разработки включает определение проницаемости пласта, изменения обводненности добываемой продукции, дебита скважин, коэффициента нефтеотдачи с начала разработки залежи на период 15 лет.

Расчет показателей разработки элемента системы осуществляется в следующем порядке.

Вначале определяется проницаемость к_* пропластка, обводнившегося ко времени t=t_*

(1)

где m - пористость пласта, д. ед.;

S_н.ост. - остаточная нефтенасыщенность

µ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа^.с;

µ_в - вязкость воды, мПа^.с;

k_н - проницаемость нефти, мкм²;

k_в - проницаемость воды, мкм²;

l - длина элемента разработки, м;

t - время, сутки.

Находим Х

(2)

где k* - проницаемость пропластка;

k - проницаемость.

Находим обводненность по элементу

(3)

где Ф - подбираем по таблице.

(4)

где q_ж - дебит по жидкости;

v_э - обводненность;

q_вэ - дебит по воде.

Определяем дебит нефти элемента

(5)

где q_нэ - дебит по нефти.

Объем нефти в пластовых условиях будет равен

(6)

Коэффициент нефтеотдачи

(7)

Для нахождения текущей нефтеотдачи элемента вычислим

для каждого элемента (8)

Находим технологические показатели для всего месторождения. В разработку ежегодно вводится 14 элементов

(9)

(10)

4.2 Расчет технологических показателей разработки

Вначале определяем проницаемость к_* пропластка, обводнившегося ко времени t=t_*

Приведем к виду, удобному для вычислений зависимость k_*=k_* (t)

При t=365сут ?3.15·10⁷ с, проницаемость

По формуле (2) находим Х

Находим обводненность по элементу по формуле (3)

При Ф3.59)=0.99 отсюда при t=3.15·10⁷ с, значение v_э=0.005

При t=2 года=6.3·10⁷ с, проницаемость

Находим обводненность по элементу по формуле (3)

При Ф(2.5)=0.9874 отсюда при t=6.3·10⁷ с, значение v_э=0.0063

При t=3 года=9.5·10⁷ с, проницаемость

При Ф(1.9)=0.9426 отсюда при t=9.5·10⁷ с, значение v_э=0.029

При t=4 года=12.6·10⁷ с, проницаемость

При Ф(1.53)=0.9164 отсюда при t=12.6·10⁷ с, значение v_э=0.04

При t=5 лет=15.7·10⁷ с, проницаемость

При Ф(1.05)=0.7062 отсюда при t=12.6·10⁷ с, значение v_э=0.147

При t=6 лет=18.9·10⁷ с, проницаемость

При Ф(0.9)=0.6318 отсюда при t=12.6·10⁷ с, значение v_э=0.18

При t=7 лет=22.1·10⁷ с, проницаемость

При Ф(0.69)=0.5098 отсюда при t=22.1·10⁷ с, значение v_э=0.24

При t=8 лет=25.2·10⁷ с, проницаемость

При Ф(0.45)=0.3472 отсюда при t=12.6·10⁷ с, значение v_э=0.33

При t=9 лет=28.4·10⁷ с, проницаемость

При Ф(0.3)=0.2358 отсюда при t=28.4·10⁷ с, значение v_э=0.38

При t=10 лет=31.5·10⁷ с, проницаемость

При Ф(0.13)=0.1034 отсюда при t=31.5·10⁷ с, значение v_э=0.45

При t=11 лет=34.7·10⁷ с, проницаемость

При Ф(-0.02)= -0.016 отсюда при t=34.7·10⁷ с, значение v_э=0.5

При t=12 лет=37.8·10⁷ с, проницаемость

При Ф(-0.15)= -0.1192 отсюда при t=37.8·10⁷ с, значение v_э=0.56

При t=13 лет=40.9·10⁷ с, проницаемость

При Ф(-0.21)= -0.2485 отсюда при t=40.9·10⁷ с, значение v_э=0.59

При t=14 лет=44.2·10⁷ с, проницаемость

При Ф(-0.35)= -0.3844 отсюда при t=44.2·10⁷ с, значение v_э=0.65

При t=15 лет=47.3·10⁷ с, проницаемость

При Ф(-0.46)= -0.4772 отсюда при t=47.3·10⁷ с, значение v_э=0.69

По формуле (4) рассчитываем дебет воды в зависимости от времени

По формуле (5) определяем дебет нефти

Объем нефти в пластовых условиях рассчитываем по формуле (6)

Коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле (7)

Для нахождения текущей нефтеотдачи элемента вычислим формулу(8)

;

Определяем технологические параметры разработки

Полученные результаты сводим в таблицу 8.

Таблица 8

Результаты расчетов

t, годы	Qв, м3/сут	Qн м3/сут	Qж, м3/сут	N, скв	, %	1
1	2,2	441,8	443	14	0,005	0,174
2	2,9	452,1	455	28	0,0063	0,214
3	15,3	510,7	526	42	0,029	0,228
4	23,7	568,3	592	56	0,04	0,242
5	76,4	443,6	520	70	0,147	0,279
6	106,0	483,0	589	84	0,18	0,306
7	156,5	495,5	652	98	0,24	0,327
8	150,5	305,5	456	112	0,33	0,332
9	241,7	394,3	636	126	0,38	0,372
10	281,7	344,3	626	140	0,45	0,402
11	315,5	315,5	631	154	0,5	0,432
12	333,2	261,8	595	168	0,56	0,453
13	310,3	215,7	526	182	0,59	0,493
14	382,9	206,2	589	196	0,65	0,504
15	376,1	169,0	545	210	0,69	0,511



5. Охрана недр и окружающей среды при разработке месторождения

Интенсивное развитие нефтегазового комплекса и его вспомогательных служб, расширение сельскохозяйственного производства, увеличение транспортного автопарка - все это оказывает огромную техногенную нагрузку на окружающую среду, в том числе на такую ее жизненно-важную составляющую, как атмосфера.

Современное санитарно-гигиеническое состояние воздушного бассейна на рассматриваемой территории не вызывает опасений (ни по одному ингредиенту концентрации не превышают ПДК).

Основным видом воздействия строительства скважины на состояние воздушного бассейна являются выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) от организованных и неорганизованных источников выбросов.

Строительство скважины во времени ограничено и может рассматриваться в качестве временного объекта выбросов ЗВ в атмосферу. Воздействие на компоненты окружающей среды при строительстве скважины кратковременно и составит несколько месяцев. Период эксплуатации гораздо более длительный.

Источники загрязнения атмосферного воздуха подразделяются на неорганизованные и организованные.

Согласно определениям ОНД-90, организованным называется источник загрязнения атмосферы (ИЗА), оборудованный устройством для направленного вывода в атмосферу загрязняющего вещества. Неорганизованный, в отличие от первого типа, не имеет специального устройства для вывода ЗВ в атмосферу.

Источники загрязнения атмосферного воздуха подразделяются на точечные, линейные или площадные. Каждый источник выброса имеет ряд характеристик, таких как высота, конфигурация, ширина устья источников выбросов, температура и средний расход газовоздушной смеси и др.

Неорганизованными источниками загрязнения атмосферного воздуха при строительстве и эксплуатации скважин являются:

- работающая спецтехника;

- площадка проведения сварочных работ;

- дыхательные клапаны емкости для хранения ГСМ;

- склад химических реагентов;

- неплотности устьевой арматуры, сальников и т.п.

Организованными источниками являются:

- буровая установка;

- котельная установка;

- факела, выкидные линии.

На разных этапах строительства и эксплуатации скважин в атмосферный воздух могут выделяться ряд загрязняющих веществ. Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу, а так же безопасные уровни содержания основных вредных веществ в атмосферном воздухе населенных мест [109] представлен в таблице 9.

Таблица 9

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

Код вещества	Вещество	Класс опасности	ПДК, мг/м3
			в рабочей зоне	в населенных пунктах
				максимальная	среднесуточная	ОБУВ
0328	Сажа; Углерод черный	3	-	0,15	0,05	-
0123	Железо (II)(III) оксиды, Железа диоксид (пыль, пары) (в пересчете на Fe)	3	-	-	0,04	-
0143	Марганец и его соединения (в пересчете на MnO2)	2	-	0,01	0,001	-
2908	Пыль неорганическая, содерж. 20-70% двуокиси кремния; Шамот, Цемент	3	-	0,3	0,1	-
0344	Фтористые соединения: плохо растворимые неорганические фториды (в пересчете на фтор)	2	-	0,2	0,3	-
0301	Диоксид азота	2	2,0	0,085	0,04	-
Код вещества	Вещество	Класс опасности	ПДК, мг/м3
			в рабочей зоне	в населенных пунктах
				максимальная	среднесуточная	ОБУВ
0304	Азота оксид; Азот (II) оксид	3	5,0	0,4	0,06	-
0330	Ангидрит сернистый; Сера диоксид	3	10,0	0,5	0,05	-
0703	Бенз[а]пирен; 3,4-Бензпирен	1	0,00015	-	1,0 нг/м3
0342	Фтористые соединения газообразные, / HF, SiF4/ Фтористый водород (по фтору)	2	-	0,02	0,005	-
0337	Углерода оксид	4	200,0	5,000	3,000	-
2754	Углеводороды предельные С12-С19 (растворитель РПК-265П)	4	-	1,0	-	-
0333	Сероводород; Дигидросульфид	2	10,0	0,008	-	-
0401	Углеводороды	4	-	5	1,5	-
2902	Взвешенные вещества	3	-	0,5	0,15
2754	Углеводороды предельные С12-С19 (растворитель РПК-265П)	4	-	1,0	-	-
0415	Смесь углеводородов предельных С1-С5	-	-	-	-	50,0
0416	Смесь углеводородов предельных С6-С10	-	-	-	-	30,0

Необходимо отметить, что при использовании бурового оборудования и котельной установки с электроприводом перечень и объем выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшается.

Приведем краткую характеристику веществ, а так же возможное влияние данных веществ на организм человека и окружающую среду при условии превышения предельно допустимых концентраций (ПДК).

Зоной влияния промышленного объекта согласно ОНД-90, считается территория, на которой суммарное загрязнение атмосферы от всей совокупности источников данного объекта превышает 0,05 ПДК.

Таблица 10

Влияние основных загрязнителей на здоровье человека и окружающую среду

Код и наименование загрязняющих веществ	Класс опасности	Влияние на организм человека и окружающую среду
123 - Оксиды железа (II)(III), железа диоксид (пыль, пары) (в пересчете на Fe)	III	Оказывает воздействие на эндокринную, мочевыделительную и кровеносную системы организма. Вызывает изменения в легких.
143 - Марганец и его соединения (в пересчете на MnO2)	II	Воздействует на эндокринную систему, а так же на нервную систему организма. Обладает мутагенным эффектом.
328 - Сажа (углерод черный)	III	Оказывает воздействие на органы дыхания человека. Снижает уровень поступления солнечной радиации на поверхность земли, что приводит к изменению терморежима.
337 - Углерода оксид	IV	Может оказывать воздействие на кроветворную систему. Вступает в реакцию с гемоглобином крови. Образует карбоксигемоглобин вместо оксигемоглобина, тем самым препятствует переносу кислорода к тканям и сердцу. Способствует увеличению количество сахара в крови. Опасен для человека в локальном масштабе. Обладает эффектом суммации.
330 - Ангидрит сернистый, сера диоксид, SO2	III	Бесцветный газ с сильным запахом. Нервный яд. Раздражение глаз и дыхательных путей. Оказывает воздействие на бронхо-легочную систему. Может привести к анемии. При увеличении его содержания в воздухе возрастает число респираторных заболеваний.
703 - Бенз[а]пирен; 3, 4-Бензпирен	I	Обладает канцерогенным эффектом.
304 - Азота оксид	III	Обладает неспецифическим рефлекторным и общетоксическим действием.
301 - Азота диоксид	II	Обладает гепатоксическим эффектом. Воздействует на кровеносную систему, вызывает раздражение слизистых дыхательных путей. С диоксидом азота связывают рост числа заболеваний дыхательных путей.
401- Углеводороды	IV	Обладают наркотическим действием, в малых концентрациях вызывают головную боль, головокружение и т.п. Действие их ослабляется ничтожной растворимостью в воде и крови, вследствие чего только при высоких концентрациях создается опасность отравления этими веществами. С увеличением числа атомов углерода сила наркотического действия растет.
Код и наименование загрязняющих веществ	Класс опасности	Влияние на организм человека и окружающую среду
333 - Сероводород, Н2S	II	Бесцветный газ, имеет неприятный запах. Главная особенность состоит в том, что с увеличением концентрации сероводорода, его запах становится все менее заметным для человека. Нервный яд. Вызывает раздражение глаз и дыхательных путей. В основе токсидинамики лежат три процесса - действие на ЦНС, окислительные процессы и кровь.

Источниками воздействия на среду обитания и здоровье человека (загрязнение атмосферного воздуха и неблагоприятное воздействие физических факторов) являются объекты, для которых вклад в загрязнение жилых зон превышает 0,1 ПДК. Современный уровень техники и технологии бурения позволяет предусмотреть минимальное воздействие на окружающую природную среду в процессе строительства скважин, соблюдение щадящего природу режима при производстве буровых работ, предупредить и ликвидировать аварийные выбросы и сливы, утилизировать отходы бурения и испытания скважин. Для улучшения экологической обстановки в районе населенных пунктов и исключения загрязнения родников, артезианских скважин, больших и малых рек выделяются санитарно-защитные и водоохранные зоны, в которых ограничивается или полностью запрещается строительство новых промышленных и бытовых объектов.

Ширина санитарно-защитной зоны устанавливается с учетом санитарной классификации, результатов расчетов ожидаемого загрязнения атмосферного воздуха и уровней физических воздействий, а для действующих предприятий и натурных исследований.

Санитарно-защитные зоны вокруг предприятий по добыче нефти при выбросе сероводорода согласно СанПиН, устанавливаются:

- от 0,5 до 1 т/сутки, а также с высоким содержанием летучих углеводородов устанавливаются на расстоянии 1000 м до жилой застройки;

- до 0,5 т/сутки с малым содержанием летучих углеводородов устанавливаются на расстоянии 500 м до жилой застройки;

- до 0,5 т/сутки с малым содержанием летучих углеводородов устанавливаются на расстоянии 300 м до жилой застройки.

Комплекс мероприятий по уменьшению выбросов в атмосферу включает: планировочные, технологические и специальные мероприятия, направленные на сокращение объемов выбросов и снижение их приземных концентраций.

Планировочные мероприятия предусматривают устройство санитарно-защитной зоны и размещение стационарных источников выбросов вредных веществ с учетом господствующего направления ветра в районе бурения для обеспечения санитарных норм рабочей и селитебной зон.

Технологические мероприятия включают использование более прогрессивной технологии, увеличение единичной мощности агрегатов, надежную схему технологического оборудования, исключающую значительные аварийные выбросы и сбросы.

К специальным мероприятиям, направленным на сокращение объемов и токсичности выбросов и на снижение приземных концентраций, относятся: сокращение неорганизованных выбросов; очистка и обезвреживание вредных веществ из отходящих газов; улучшение условий рассеивания выбросов.

Подъездные пути для автотранспорта к различным коммуникациям на площадке должны быть сделаны по возможности прямолинейными, без крутых поворотов и резких подъемов, вызывающих усиление выбросов выхлопных газов.

Загрязнение приземного слоя воздуха, создаваемое выбросами на буровой, в большей степени зависит от метеорологических условий. К неблагоприятным метеорологическим условиям (НМУ) относятся опасные значения скорости ветра, при которых затруднено рассеивание загрязняющих веществ, а также туманы и штили.

При возникновении НМУ возможно накопление загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы и повышение концентраций примесей в воздухе.

При получении предупреждения о НМУ следует сокращать выбросы загрязняющих вредных веществ от организованных и неорганизованных источников.

Выполнение мероприятий по регулированию выбросов загрязняющих вредных веществ не должно приводить к существенному сокращению производственной мощности предприятия в периоды НМУ.

Мероприятия по регулированию выбросов выполняются в соответствии с прогнозными предупреждениями местных органов Росгидромета. Соответствующие предупреждения по городу (району) подготавливаются в том случае, когда ожидаются метеорологические условия, при которых превышается определенный уровень загрязнения воздуха.

В соответствии с этим различают три степени опасности загрязнения воздушного бассейна.

Мероприятия по регулированию выбросов по первому режиму должны обеспечить сокращение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы на 15-20 %. Эти мероприятия носят организационно-технический характер и не приводят к снижению производственной мощности предприятия.

По второму режиму, мероприятия по регулированию выбросов должны обеспечивать сокращение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы на 20-40 %. Эти мероприятия включают в себя все мероприятия первого режима, а также мероприятия, связанные с технологическими процессами производства и сопровождающиеся незначительным снижением производительности проектируемого объекта.

По третьему режиму мероприятия должны обеспечивать сокращение концентрации загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы на 40-60 %, а в особо опасных случаях следует осуществлять полное прекращение выбросов. Мероприятия по третьему режиму включают в себя все мероприятия, разработанные для первого и второго режима, а также мероприятия, разработанные на базе технологических процессов, имеющих возможность снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу за счет временного сокращения производственной мощности предприятия.

В окрестностях отсутствуют изолированные препятствия, вытянутые в одном направлении, нет частых туманов и смога. В связи с этим маловероятна возможность образования длительных застоев вредных веществ при сочетании слабых ветров с температурными инверсиями.

Учитывая возможное наличие соседних источников можно рекомендовать мероприятия при НМУ в целом для объекта, по 1-му режиму работы, сокращающие выбросы:

-прекратить испытание оборудования, связанное с изменением технологического режима, приводящего к увеличению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

-усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента производства;

-усилить контроль за работой контрольно-измерительных приборов и автоматических систем управления технологическими процессами;

- запретить работу оборудования на форсированном режиме.

Для обеспечения экологической безопасности населения и эффективного решения экологических проблем необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

В целях снижения техногенного воздействия на атмосферу предусматривается ряд мероприятий по уменьшению выбросов:

- в процессе испытания и освоения скважин до начала работ проверяется и обеспечивается герметичность и надежность в работе внутрискважинного и устьевого оборудования, выкидных линий, замерных устройств, емкостей для приема продуктов испытания и освоения;

- ГСМ хранится в емкостях, оборудованных дыхательными клапанами;

- сыпучие материалы и химические реагенты будут храниться в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.007-76*ССБТ [86], в герметичных и закрытых помещениях, или на огражденных площадках, с гидроизолированным настилом и снабженных навесом;

- приготовление бурового и тампонажного раствора при помощи гидроэлеватора, исключающего пыление порошкообразного материалов;

- использование мультифазных насосов;

- сепарация нефти на концевых участках систем сбора нефти и газа;

- утилизация факельного газа с выработкой электроэнергии;

- контроль швов сварных соединений трубопроводов;

-оснащение резервуаров существующих очистных сооружений газоуравнительными линиями;

- перевод котлоагрегатов на природный газ;

-увеличение срока службы труб и оборудования за счет их антикоррозийного покрытия;

- ремонт и замена резервуаров на объектах подготовки нефти и сточных вод, антикоррозийное покрытие резервуаров.

- контроль за состоянием атмосферного воздуха на нефтепромысловых объектах и в населенных пунктах;

- контроль, автоматизация и телемеханизация технологических процессов для предупреждения аварийных ситуаций, собственно уменьшение выбросов вредных веществ в атмосферу за счет точного соблюдения заданных технологических параметров.

Реализация этих мероприятий позволит решить проблемы экологической чистоты технологических процессов при разработке и обустройстве нефтяных месторождений, максимально снизить ущерб, наносимый окружающей среде и обеспечить экологическую безопасность населения.

Правила организации наблюдений за уровнем загрязнения атмосферного воздуха в населенных пунктах изложены в ГОСТ и СанПиН.

На основании вышеизложенного, можно сделать выводы, что при работах вне санитарно-защитных зон населенных пунктов, выполнение регламентов и рекомендаций, изложенных выше, будет достаточным условием для сохранения существующего состояния атмосферного воздуха в районе работ.



Заключение

Если в предыдущий период в основном накапливались производи венные мощности за счет ввода и эксплуатацию новых площадей, то и настоящее время задача заключается в качественном улучшении разработки нефтяных месторождений и быстрейшей реализации технологии, обеспечивающих максимальную нефтеотдачу.

Работы по сохранению окружающей среды ведутся согласно выработанному проекту, соблюдаются меры по охране труда при разработке нефтяных месторождений.

Доля запасов в высокопродуктивных пластах безводной части залежи непрерывно уменьшается неответственно увеличивается доля трудно извлекаемых запасов. Наблюдается массовое обводнение пластов и продукции скважин.

Дальнейшее стабильное функционирование стан, сложной системы как технологический процесс добычи нефти невозможно без применения технологий, предусматривающих использование различных химических реагентов (индивидуальных веществ и композиций на их основе).



Литература

Государственные стандарты

1. ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ.

2. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

3. ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы.

4. ГОСТ 2.104-06 ЕСКД. Основные надписи.

Нормативная

5. Геологический отчет НГДУ «Джалильнефть».

6. Промысловые данные базы данных АРМИТС за 2002-2010 гг.

Учебная

7. Захарова И.М. Конспекты лекций для студентов по дисциплине Охрана труда для специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. -Казань: издательский центр Школа, 2010.

8. Муслимов Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. - Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ, 2010.

9. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2010.

10. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - В.: Ин-Фолио, 2009.

11. Сулейманов М.М. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 2011.

Размещено на Allbest.ru