Общая характеристика Средне-Итурского месторождения

    Средне-Итурское месторождение разрабатывается по лицензиям выданным ОАО «Ноябрьскнефтегаз» - Ямало-Ненецким автономным округом (лицензия СЛХ 00233 НЭ) на добычу нефти и газа из залежей пластов группы БВ,Ю и геологическое изучение с последующей разработкой залежей меловых и юрских отложений и Ханты-Мансийским автономным округом (лицензия ХМ 00218 НЭ) на добычу нефти и газа.

    С начала разработки на месторождении добыто 35,429 миллиона тонн нефти, что составило 49,68 % от утвержденных извлекаемых запасов, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,69 %. Закачка воды в пласт на месторождении ведется с 1984 года. Всего в продуктивные пласты закачено 97772,5 тыс. куб.м. воды, накопленная компенсация составила 122,83 % при средней приемистости 161,4 куб. м/сут. Средневзвешенное пластовое давление по продуктивным пластам составило: пласт БВ 6 – 244,4 атм., пласт БВ8 – 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно – 247 атм., 270-280 атм.

    Месторождение претерпело длительную безводную (маловодную) стадию и практически с начала второй стадии перешла позднею, третью стадию падающее добычи. Разработка месторождения в последние годы сопровождается заметным обострением прежних и нарастанием новых трудностей. Не осваивается значительная доза запасов так и в пределах целых участков и зон наблюдается довольно низкая эффективность разработки Средне-Итурского месторождения. Реализация на Средне-Итурском месторождении с самого начала интенсивных систем воздействия на пласт (5,7 и 9-ти точечные) обуславливала проявление существенных негативных тенденций в разработке залежей. Необычная динамика в поведении дебитов скважин заключается в резком снижении их после одного двух месяцев первоначального периода эксплуатации, причем вне зависимости от воздействия в ближайших нагнетательных скважин в неработающий фонд.

     На сегодняшний день существует фонтанный, газлифтный и механизированный способы эксплуатации нефтегазовых скважин. К последнему относится: эксплуатация скважин штанговыми насосными установками, электроцентробежными и гидропоршневыми насосами.

     Средне-Итурское месторождение находится на территории. Оно расположено в зоне лесотундры в верховьях реки Вынгапур и Тырь-Як, относящихся к бассейну рек Пур и Ампута. Реки мелководные (глубина от 0,5м до 2,5м), равнинные, несудоходные. Много мелких озер. Сильная

заболоченность объясняется наличием вечной мерзлоты. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 90м на юге до 135м в центре и 75м на севере площади месторождения.

    Климат резко континентальный. Среднегодовая температура -6 градусов Цельсия. Самый холодный месяц – январь (от -30 градусов Цельсия до – 56 градусов Цельсия), теплый – июль (+36 градусов Цельсия).

    Общее количество осадков в год 400-500мм. Весенняя распутица начинается в апреле. Устойчивый снежный покров достигает 1м, толщина льда – от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта – 3м.

    Крупный ближайший населенный пункт- г. Ноябрьск, который построен вблизи ж/ду станции Ноябрьская железной дороги Сургут-Уренгой.     Кроме нефти и газа в районе имеются месторождения строительных материалов: песчано-гравийная смесь, пески, глины, керамзитовые, кирпичные, аглопоритовые.

Таблица 1.1 - Технико-экономические показатели Средне-Итурского месторождения

РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

Численный и квалификационный состав персонала

Численный и квалификационный состав персонала составляется согласно штатного расписания и режима работы предприятия. Состав персонала рассчитывается для основных, вспомогательных рабочих и работников ИТР. Определяем состав бригады основных рабочих, представленный таблицей (2.1).

Таблица 2.1 - Состав бригады основных рабочих

Примечание: ДН – добыча нефти.

    Таблица 2.2 - Состав бригады вспомогательных рабочих

    Состав бригады вспомогательных рабочих составляет 3 человека