Создан 22 февр. 2017 г., 22:40
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 2660
Санкт-Петербургский университет МВД России

Работа выверена, антиплагиат 75-80%.

Бесплатные файлы: плагиат.docx
Создан 27 янв. 2021 г., 1:12
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 1800
Медицинский колледж

Объект исследования – болезни органов дыхания у детей.

Предмет исследования – обструктивный бронхит у детей грудного возраста.

Задачи исследования.

Для достижения цели необходимо изучить:;

1) Определить причины, факторы риска, механизм развития обструктивного бронхита у детей.

2); Охарактеризовать клинические проявления заболевания у детей первого года жизни.

3); Выявить основные принципы леченияобструктивного бронхита у детей грудного возраста.

4); Изучить особенности ухода и профилактики обструктивного бронхита у детей.

5) Провести экспериментальное исследование роли медицинской сестры в выхаживании детей грудного возраста с обструктивным бронхитом.

6) Разработать методические рекомендации по совершенствованию сестринской деятельности в выхаживании детей грудного возраста с обструктивным бронхитом.

Для решения поставленных задач использовались следующие методы исследования:

• изучение и анализ научной литературы;

• изучение и обобщение отечественной и зарубежной практики;

• сравнение, анализ и синтез.

• анкетирование.

Теоретическая значимость определяется полученными научными результатами исследования, которые могут дополнить теорию и методику сестринской помощи при обструктивных бронхитах у детей грудного возраста.

Структура работы. Данная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы.

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ 2

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ОБРОНХИТАХ У ДЕТЕЙ 4

1.1. Классификация бронхитов, этиопатогенез 4

1.2.; ;Клинические проявления обструктивного бронхита у детей грудного возраста, диагностика 8

2. ОСОБЕННОСТИ ЛЕЧЕНИЯ И УХОДА ПРИ ОБСТРУКТИВНОМ БРОНХИТЕ ДЕТЕЙ ГРУДНОГО ВОЗРАСТА 12

2.1. Основные принципы лечения обструктивного бронхита 12

2.2. Особенности ухода за грудными детьми с обструктивным бронхитом 15

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ РОЛИ МЕДИЦИНСКОЙ СЕСТРЫ В ВЫХАЖИВАНИИ ДЕТЕЙ ГРУДНОГО ВОЗРАСТА С ОБСТРУКТИВНЫМ БРОНХИТОМ 22

3.1. Организация и методы исследования роли медицинской сестры в выхаживании детей грудного возраста с обструктивным бронхитом 22

3.2. Анализ результатов исследования роли медицинской сестры в выхаживании детей грудного возраста с обструктивным бронхитом (анкетирование) 26

3.3. Разработка методических рекомендации по усовершенствованию сестринской деятельности в выхаживании детей грудного возраста с обструктивным бронхитом 36

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 41

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 42

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 44

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 45

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 46

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 47

Создан 29 авг. 2016 г., 10:57
257
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кристальное месторождение расположено в Красногвардейском районе Оренбургской области. В орогидрографическом отношении район приурочен к водоразделам рек Большого и Малого Кинеля, Боровки и Тока. В строении осадочного чехла района исследования принимают участие бавлинские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. В региональном тектоническом плане площадь исследования располагается в восточной части Бузулукской впадины. По товарной характеристике нефть высокосернистая (2,81%), смолистая (16,04%), высокопарафинистая (6,5%). Покрышкой пласта Т1 служат непосредственно перекрывающие его плотные аргиллиты и алевролиты елхово-радаевского и бобриковского горизонтов. Аргиллиты темно-серого цвета, плотные, тонкослоистые. Алевролиты темно-серые, плотные, глинистые. На разработку Кристального месторождения выполнено 7 проектных документов. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Кристального месторождения Оренбургской области» (протокол ЗС ТО ЦКР № 1373 от 26.12.2014). В настоящее время турнейский объект разрабатывается единичными скважинами на естественном режиме, система разработки не сформирована. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составила – 362,1 тыс.т, жидкости – 745,7 тыс.т, текущий КИН – 0,136 д.ед (при утвержденном – 0,349 доли ед.), отбор от НИЗ – 39,1% при обводнённости продукции – 61,9%. Отмечающееся опережающее обводнение связано с тем что 3 скважины из 4-х перебывавших в добыче работали с высокой обводненностью из-за неоптимальных геологических условий. Максимальный уровень добычи нефти отмечается в 2007 году на уровне 20,1 тыс. т, при темпе отбора от НИЗ – 1,8%, от ТИЗ – 2,3 %. Объект находится на последней, завершающей стадии разработки. Основные положения действующего проектного документа выполняются, отклонения фактической добычи нефти от проектных уровней находятся в допустимых пределах. Начальное пластовое давление по пласту Т1 принято на уровне 22,3 МПа по Южному куполу и 19,6 МПа – по Северному куполу. Текущее пластовое давление в зонах отборов составляет 19,3 МПа, что на 3,0 МПа ниже первоначального значения. Уточнение гидродинамических параметров пластов осуществляется с помощью гидродинамических исследований, проведение которых рекомендуется и в дальнейшем с соблюдением технологических норм. В целом за 2011 – 2015 гг. планировалось проведение 11 мероприятий, из них ГКРП (6 мероприятий), ЗБС (2 операции), РИР и ОВП (3 скважино-операции). Фактически за рассматриваемый период проведено 13 ГТМ, запланированная программа ГТМ выполнена. Невыполнение объемов по проведению БОПЗ и бурению БС связано с объективными причинами – фактические результаты проведенных БОПЗ в скважинах 134 и 1206 и бурение бокового ствола из скважины 132 не дали ожидаемого эффекта. Таким образом, наиболее удачными видами ГТМ явились гидродинамические методы (оптимизация режима работы скважин). Бурение бокового ствола и БОПЗ не дали ожидаемого эффекта из-за неоптимальных геолого-технических условий. Для расчета перспективного плана добычи нефти турнейского объекта Кристального месторождения применялась эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Из полученных значений следует, что без применения ГТМ запроектированный КИН 0,349 не будет достигнут. Для довыработки запасов рекомендуется вовлечение всей площади залежи в разработку путем бурения новых скважин и боковых стволов, как это предусмотрено действующим проектным документом. На 01.01.2016 г. на Кристальном месторождении работают четыре добывающих скважины. Скважины 134, 137 и 1206 эксплуатируются при помощи электроцентробежных насосов (ЭЦН), скважины 132 переведена в консервацию из-за высокой обводненности продукции. Для насоса ЭЦН5-80-2250, установленного на скважине №1206, рабочая область по отбору жидкости составляет 60<80<125 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 37 м3/сут данным типоразмером насоса находится за приделами рабочей области характеристик насоса. Следовательно, рекомендуется заменить работающий в скважине насос на ЭЦН5-45-2450. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки турнейского объекта экономически целесообразна. Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ-8 ОАО «Оренбургнефть». Недра представляют собой многокомпонентную, весьма динамичную, постоянно развивающуюся систему, находящуюся под воздействием инженерно-хозяйственной деятельности человека. Концентрации веществ, определяемых в атмосферном воздухе месторождения составляют десятые и сотые доли ПДК и даже находятся за пределами нижней границы диапазонов измерений, применяемых аналитических методов. В ОАО «Оренбургнефть» разработан «Проект нормативов образования и лимитов размещения отходов», согласно которому проводится регулярная инвентаризация и учет всех отходов. В работе проведен: Литературный обзор «Технологии теплового и физико-химического воздействия на пласт» Патентный обзор на тему «Способы воздействия на пласт.» Специальный вопрос на тему «Провести анализ геолого-технологических мероприятий и их эффективность.» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический разрез по линии I-I` 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т1 3. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Т1 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта Т1 на 01.01.2016 г. 6. Карта накопленных отборов нефти пласта Т1 на 01.01.2016 г. 7. Электроценробежный насос, модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 04 окт. 2016 г., 12:01
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Месторождение Сухановское в административном отношении находится в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 48 км к юго-востоку от г. Нефтекумска. Гидрографическая сеть района развита слабо. Обеспечение глубоких скважин технической и питьевой водой производится из артезианских скважин, пробуренных до глубины 400 м. Грунтовые воды для питья не пригодны вследствие их высокой минерализации. Барремский ярус (IX пласт) сложен известняками темно-серыми с прослоями алевролитов аргиллитов и песчаников. Толщина яруса 10 м. Глубинные пробы нефти из залежи не отбирались, поэтому параметры приняты по аналогии с параметрами залежи K1brIX пласта месторождения Русский Хутор Северный. Поверхностная нефть легкая (0,825 г/см3), малосернистая (0,2 %), малосмолистая (4,29 %), содержание парафина 5,9 %, содержание асфальтенов 0,81 %. По проведенному пересчету запасов нефти и газа объемным методом остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 59 тыс.т и 17,4 млн.м3 соответственно. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Сухановского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненный в 2014 г. Залежь нефти K1brIX IX пласта нижнемеловых отложений разрабатывается с 1992 г. На 01.01.2016 г. на залежи работают четыре скважины. Процесс поддержания пластового давления не осуществлялся. Всего на 01.01.2016 г. из залежи было извлечено 115,7 тыс. т нефти и 212,5 тыс. т жидкости. Максимальные отборы нефти были достигнуты в 2014 году – 20,7 тыс.т. За 2015 г. из залежи было извлечено 17,1 тыс.т нефти и 27 тыс.т жидкости. Текущий КИН равен 0,200, проектный – 0,301. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляю 59 тыс.т. Выработка извлекаемых запасов оставляет 66,1%. в 1994-1995 гг., 2003 г., 2010-2011 гг. добыча на объекте не велась, по причине проблем технического характера, связанных с единственной скважиной, эксплуатирующей данный объект. В 2013 г. за счет ввода в эксплуатацию необводненного фонда снижается средняя обводненность продукции. Анализ динамики пластового давления показывает, что по K1brIX пласту нижнемеловых отложений текущее пластовое давление уменьшилось по сравнению с начальным значением на 5,5 МПа. Пластовые давления намного превышают соответствующие давления насыщения. Это связано с двумя основными факторами: активными водонапорными системами и малыми сроками разработки залежи. Таким образом, можно сделать вывод, что текущих энергетических запасов пласта вполне достаточно для осуществления процесса доразработки. Фактическая добыча нефти по пласту ниже проектной в 2015 году на 2,4 тыс.т. Средняя обводненность продукции ниже проектной только в последние два года эксплуатации. Для расчета перспективного плана добычи нефти по K1brIX пласту нижнемеловых отложений использовалась эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнен при условии, что объект будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых. Анализируя полученные значения видно, что при существующей системе разработки без применения ГТМ запроектированный КИН 0,301 будет достигнут в 2023 г. На 01.01.2016 г. на залежи K1brIX работают четыре скважины. Первоначальный способ эксплуатации фонтанный. По мере прекращения фонтанирования осуществлялся перевод на механизированную добычу (УЭЦН). Все скважины работают в оптимальном режиме, т.е. режимы работы скважин соответствуют характеристикам насосов. Наиболее опасным осложнениями по эксплуатационным факторам являются: высокая пластовая температура; углекислотная коррозия; солеотложение; мех. примеси. Основная причина остановки скважин это эксплуатационные отказы: солеотложение, ГТМ, механические примеси, недостаточный приток. В меньшей степени влияние на надежность оборудования влияют конструкционные отказы. По методике Ю.И. Бородина проведен расчет подбора ЭЦН к скважине 133. Результат расчета - скважина 133 работает в оптимальном режиме и не требует ревизии насоса. Вследствие высокой обводнённости, основными осложнениями являются: коррозия нефтепромыслового оборудования и вынос мехпримесей. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки Сухановского месторождения экономически целесообразна. Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ОАО «Ставропольнефтегаз». Состояние атмосферного воздуха в районе населенного пункта Г. Нефтекумска, расположенного близ рассматриваемого месторождения на существующее положение не вызывает опасений (концентрация ни по одному из вредных веществ не превышает ПДК). Состояние почвенно-растительного покрова территории Сухановского месторождения на существующее положение оценено как «ограниченно благоприятное». В работе проведен: Литературный обзор: «Технологии перехода скважин на другие горизонты как метод увеличения нефтеотдачи» Патентный обзор: «Технологии перехода скважин на другие горизонты» Специальный вопрос: «Рассчитать потребное количества реагентов для проведения СКО» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический профильный разрез баремского яруса по линии I-I 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин баремского яруса 3. Структурная карта по проницаемой части кровли баремского яруса 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта К1brIХ на 01.01.2016 г. 6. Накопленная добыча нефти пласта К1brIХ на 01.01.2016 г. 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 04 окт. 2016 г., 12:19
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В административном отношении Твердиловское месторождение расположено на территории Бузулукского района Оренбургской области. От районного центра г. Бузулук месторождение удалено на расстояние 34 км в северо-восточном направлении. В орографическом отношении месторождение расположено на водоразделе рек Боровка и Ток. Визейский ярус на Твердиловской площади представлен в полном объеме и подразделяется на нижневизейский (кожимский надгоризонт) и вехневизейский (окский надгоризонт) подъярусы. Отличительной особенностью его разреза в пределах западной части Самаркинской дислокации является наличие в нижней части мощной толщи терригенных пород. По состоянию изученности месторождения на 01.01.2016 г. в пределах рассматриваемого участка продуктивными являются отложения верейского горизонта (пласт А3), башкирского яруса (пласт А4), бобриковского горизонта (пласты Б2 и Б3), турнейского яруса (пласт Т1), пашийского (пласт Д0), бийского (пласт Д5) и койвенского (пласт Д6) горизонтов. В пласте А3 выделено три залежи нефти: в р-не скв.10, в р-не скв.8, в р-не скв.4. В районе скв.10 пробурены новые скважины 510 и 531. Все залежи пластовые сводовые литологически ограниченные, контролируются брахиантиклинальной складкой западного-северо-западного простирания и зонами замещения коллекторов. По товарной характеристике нефть пласта А3 сернистая (массовое содержание серы 1,35%), смолистая (13,94%), парафинистая (3,56%). Продуктивный пласт верейского горизонта (А3) представлен песчаниками, темно- серыми, средне- и мелкозернистыми, в различной степени пористыми, слоистыми, а также алевролитами, отличающимися от песчаников только размерностью зерен. В разделе проведен подсчет запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по пласту А3. Балансовые/извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 711/216 тыс.т, что соответствует запасам на балансе ОАО «Оренбургнефть». Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Твердиловского нефтяного месторождения Оренбургской области», выполненное в 2013 г. Объект А3 разрабатывается с 2009 года. Средний дебит нефти и жидкости скважин действующего фонда составляет 4,6 и 8,9 т/сут. Низкие дебиты скважин и высокая обводненность объясняются сложным геологическим строением объекта, который представлен переслаиванием нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов. В 2015 г. добыча нефти по объекту А3 составила 4,9 тыс.т, жидкости – 9,3 тыс.т при средней обводненности продукции 47,3%, отбор от НИЗ 13,1%. Фонд скважин три единицы. В 2015 г. организована система ППД – одна нагнетательная скважина. В пласт было закачено 4,7 тыс.т воды. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составила 28,2 тыс.т, жидкости – 41,1 тыс.т. Текущий КИН 0,04 при утвержденном 0,304. Пластовое давление в зонах отборов снижено относительно начального и на 01.01.2016 г. средневзвешенное давление по залежи (р-н скв.8) составило 11,8 МПа, что на 35,9% ниже начального (18,4 МПа). В районе скв. 10 пластовое давление на 01.01.2016 г. составило 17,1 МПа, что на 7% ниже начального (18,4 МПа). В декабре 2015 г. под закачку введена скв. 531, пробуренная в 2014 г. В насоящее время судить об эффективности заводнения на объекте не представляется возможным из-за короткого временного периода. В 2015 г. из залежей пласта А3 отобрано 4,9 тыс. т, что ниже проектного уровня (29,9 тыс. т). За последние 3 года обводненность выше проектной и к концу 2015 г. составила 47,3% при проектном уровне 25,8%, что обусловлено скважиной 510, введенной в эксплуатацию в 2014 году с высокой обводненностью (43,7%). Недостижение за 2015 г. проектных уровней добычи нефти обусловлено меньшим количеством введенных в 2013, 2014 и 2015 гг. добывающих скважин из бурения (одна при проектном количестве пять скважин). Проведенный расчет перспективного плана добычи нефти показал, что при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,304 не будет достигнут. Для достижения проектного КИН необходимо выполнять комплекс ГТМ, запланированных в проектном документе, а именно: Фонд скважин для бурения – две добывающие, ПНГ – шесть скважин в добывающий фонд, бурение БГС – три скв./опер., вывод из консервации – две скважины (переведены на другой объект), ОПЗ – восемь скв./опер. За период 2011 – 2015 гг. на Твердиловском месторождении проведено одно геолого-техническое мероприятие: глино-кислотная обработка призабойной зоны в скважине № 125 (июль 2011 г., пласт А4). Эффект от проведенного мероприятия длился 30 дней, дополнительная добыча нефти составила 42 т. Исходя из текущего состояния разработки объекта А3, основные направления по ее совершенствованию сводятся к вовлечению в разработку всех запасов, для этого необходимо рассмотреть возможность разбуривания верейского объекта самостоятельной сеткой скважин и организации системы ППД, для довыработки запасов рекомендуется использовать фонд скважин с других объектов и бурение БГС. По состоянию на 01.01.2016 г. в фонде числится шесть скважин: три добывающие (все действующие), одна нагнетательная (находится под закачкой), две скважины находятся в консервации. Коэффициент использования фонда – 1,0. Коэффициенты подачи ЭЦН составляют 0,76–0,77, что свидетельствует об их работе в оптимальной области. С целью обеспечения проектных дебитов скважин при дальнейшей разработке месторождения рекомендуется механизированный способ добычи нефти с помощью установок ШГН и ЭЦН. Проведен расчет по подбору УЭЦН в скважине №8. Для насоса ЭЦН5-25-2240, установленного на скважине №8, оптимальный отбор жидкости данным насосом составит 25 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 21,4 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Следовательно, насос работает в оптимальном режиме и замены не требует. Особенностями состава извлекаемых из пластов флюидов и условиями эксплуатации скважин объясняется наличие осложнений, которые на Твердиловском месторождении наблюдаются в основном в виде АСПО, отложений мехпримесей, образования высоковязких водонефтяных эмульсий, коррозии оборудования. Таким образом, на месторождении необходимо применять весь имеющийся стандартный комплекс мероприятий по борьбе с осложнениями. Выполнение перечисленных в работе требований и рекомендаций создаст необходимую основу для надежного обеспечения запланированных показателей разработки. В результате проведенных расчетов полная себестоимость товарной добычи 1 т нефти на ЭО составила 19418,79 руб. Несмотря на все предусмотренные мероприятия, направленные на предупреждение загрязнения окружающей среды, нарушение экологических систем возможны. Уровень этих нарушений будет полностью зависить от выполнения всего комплекса мероприятий, неуклонного соблюдения технических и технологических норм, а также от экологической культуры работников. В работе проведен: Литературный обзор: «Методы увеличения нефтеотдачи в условиях разработки рассматриваемого месторождения» Патентный обзор: «Методы увеличения нефтеотдачи в условиях разработки рассматриваемого месторождения» Специальный вопрос: «Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Разрез I - I по линии скважин 3 - 10 - 11 продуктивного пласта А3 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А3 3. Структурная карта по кровле продуктивного пласта А3 верейского горизонта 4. График разработки 5. Карта текущих отборов жидкости пласта А3 на 01.01.2016 г. 6. Карта накопленных отборов нефти пласта А3 на 01.01.2016 г. 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 11 окт. 2016 г., 9:21
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Южно-Неприковское месторождение расположено на территории Борского административного района в 90 км к востоку от г. Самары. Южно-Неприковское месторождение располагается в междуречье рек Самары и Кутулука. Каширский горизонт в верхней своей части представлен известняками светло-серыми и серыми, реже коричневыми, известняки органогенные и кристаллические, местами пелитоморфные, трещиноватые, неравномерно пористые. В нижней части каширского горизонта залегают известняки серые и темно-серые, органогенные и органогенно-обломочные, участками сульфатизированные, с включениями пирита. Толщина каширского горизонта – 81-100 м. В региональном тектоническом плане рассматриваемая площадь приурочена к северной части Бузулукской впадины, а по осадочным отложениям к юго-восточной прибортовой зоне Мухано-Ероховского прогиба, входящего в Камско-Кинельскую систему прогибов, представленного на данной территории увеличением толщины терригенных отложений нижнего карбона, включающих породы елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. По товарной характеристике нефть пластов Ао` и Ао сернистая, малосмолистая, парафинистая и высокопарафинистая. Со времени ввода Южно-Неприковского месторождения в эксплуатацию было составлено 13 основных проектных документов. Дейстующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Южно-Неприковского месторождения», выполненный в 2013 г. В разработке пластов Ао`Ао учавствуют совместные скважины, но в один объект эти пласты не выделялись. Поэтому анализ разработки этих обектов рассматривается отдельно. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти пласта Ао`– 1703 тыс.т, жидкости – 5677,4 тыс.т. Отбор от НИЗ – 61,3% при обводненности 90%, текущий КИН - 0,313 при утвержденном 0,511. в 2015 г. добыча нефти пласта Ао составила 16 тыс.т. при средней обводненности 89,8%, добыча жидкости – 156,1 тыс. т. Среднегодовой дебит нефти составил 6,5 т/сут, жидкости –63,8 т/сут. Для обеспечения заданных или повышенных отборов нефти в добывающих скважинах рекомендуется проведение большеобъемных соляно-кислотных обработок (БСКО). По состоянию на 01.01.2016 г. в добывающем фонде пластов Ао`Ао числится 29 скважин, из них 12 скважин работают в периодическом режиме эксплуатации и две скважины остановлены на исследования. Таким образом, постоянно действующий фонд скважин составляет 15 единиц. Из них пять скважин эксплуатируются совместно. Все действующие скважины эксплуатируются с помощью установок ЭЦН. Скважины оборудованы установками ЭЦН с номинальной производительностью насосов 30-125 м3/сут. Более часто используются ЭЦН5-80 (5 скважин). Минимальный дебит нефти зафиксирован в скважинах №407, 477 и равен 1 т/сут, максимальный дебит - в скважине №408 и равен 20 т/сут. Минимальный дебит по жидкости зафиксирован в скважине №816, равен 22 м3/сут. Максимальный дебит по жидкости фиксируется в скважине №706 и равен 144 м3/сут. Средний дебит по жидкости равен 69,2 м3/сут. Минимальная обводненность зафиксирована в скважине №816 и ровна 49,3%. Максимальная обводненность зафиксирована в скважине №477, равная 97,8%. Минимальная глубина спуска насоса в анализируемом фонде равна 1339 м в скважине №407, максимальная – 1656 м в скважине №816. В среднем глубина спуска равна 1514 м. Минимальный динамический уровень равен 381 м в скважине №817, максимальный – 1413 м в скважине №498 и в среднем составил 986 м. Минимальный коэффициент подачи насоса составил 0,5, а максимальный – 1,7 и в среднем равен 1,1. Для оптимальной работы оборудования коэффициент подачи должен быть близок к единице. Большая часть скважин рассматриваемого фонда работает в оптимальном режиме, т.е. режимы работы насосов соответствуют характеристикам «Q-H» для данных типоразмеров насосов. На рассматриваемом объекте в 2015 г. произошло 4 отказа оборудования. Два отказа преждевременные - с наработкой до 180 суток. Причинами отказов стали: брак ПЭД - 1 отказ, снижение изоляции до 0 - 2 отказа, брак кабеля – 1 отказ. Средняя наработка на отказ по скважинам составила 391 сутки. Оптимизация работы фонда скважин имеет важное значение в процессе разработки. От правильного подбора депрессии на пласт и устойчивой работы скважин во многом зависит коэффициент нефтеотдачи. Правильность установленного режима работы скважин уменьшает или полностью предотвращает проявления осложняющих факторов (песок, парафин, соли, коррозия, газосодержание). Как показала практика, эффективность использования электроцентробежных насосов, в значительной степени зависит от правильности подбора УЭЦН к каждой скважине. Проведен расчет по подбору ЭЦН к параметрам скважины 803, которая эксплуатируется ЭЦН5-80-1400, коэффициент подачи составляет 1,4. Проведенный расчет показал, что для оптимальной работы скважины 803 рекомендуется во время ремонта скважины провести ревизию насоса на ЭЦН5-125-1000. Пять скважин добывающего фонда эксплуатируются совместно на пласты Ао`Ао. Данные скважины оборудованы УЭЦН с производительностью насосов 30-50 м3сут. Учет продукции с каждого пласта в отдельности вести не возможно, т.к. стандартное оборудование этого не позволяет. Поэтому, для разработки пластов Ао`Ао можно рекомендовать одновременно-раздельную эксплуатацию пластов. С помощью ОРЭ решаются такие задачи как:  Приобщение второго пласта, не изолируя существующий  Получение геофизических данных в режиме реального времени  Раздельный учет продукции Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии. В работе рассмотрены возможные схемы ОРЭ для применения на объекте Ао`Ао. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки ЭО Южно-Неприковского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 1270176 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ ОАО «Самаранефтегаз». Комплексная оценка воздействия на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что природные условия в районе Южно-Неприковского месторождения являются ограниченно благоприятными по состоянию атмосферного воздуха, водного бассейна, и почвенного покрова. В работе проведен: Литературный обзор: «Применение забойных фильтров для борьбы с выносом песка из пласта» Патентный обзор: «Применение забойных фильтров для борьбы с выносом песка из пласта» Специальный вопрос: «Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) залежей Южно-Неприковского месторождения.» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический профильный разрез по линии I-I 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ао` 3. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Ао` 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта Ао` на 01.01.2016 г. 6. Анализ фонда скважин 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 12 окт. 2016 г., 11:25
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Самарский государственный технический университет (СамГТУ)
В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара. В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими, мезозойскими, кайнозойскими породами, и архейский кристаллический фундамент. Максимально вскрытая толщина разреза Бариновско-Лебяжинского месторождения составляет 3490 м. В региональном тектоническом плане Бариновско-Лебяжинское месторождение расположено в пределах северо-западной части Бузулукскской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Кулешовскому валу. Месторождение является многокупольным и многопластовым. В настоящем дипломном проекте рассмотрены пласты окского надгоризонта (О-1,О-2,О-3) раннего карбона на Бариновском поднятии. Пористость по объекту составляет 12%, начальная нефтенасыщенность 85%, проницаемость достаточно низкая 0,016 мкм2. Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 822,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 4,00 мПа•с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,87 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 30,40 м3/т. По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 850,0 кг/м3, газосодержание – 24,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,070, динамическая вязкость разгазированной нефти – 15,10 мПа•с. Пробная эксплуатация пластов объекта началась в 1974 г. в скв.400. За пять месяцев работы скважина отобрала 1,2 тыс.т нефти, за следующий год добыча выросла в 20 раз и составила 19,7 тыс.т. В период 1976-1979 гг. на залежь было пробурено девять скважин. Практически все добывающие скважины вступали в эксплуатацию с водой. Максимальная добыча нефти 173,1 тыс.т (10,3% от НИЗ) была получена в 1977 г., при годовых отборах жидкости 302,8 тыс.т и текущей обводненности добываемой продукции 42,8%. В добыче пребывало 6 скважин с дебитами 121,5 т/сут по нефти и 212,5 т/сут по жидкости. Годовые отборы жидкости стремительно росли, однако из-за быстрого роста обводненности, добыча нефти уже с 1978 г. начала снижаться. В 1980 г. на залежи начато поддержание пластового давления путем закачки воды в скв.354, в 1990г. была введена еще одна скв.402. В 2015г. было добыто 26,53 тыс.т нефти (1,6% от НИЗ), жидкости – 502,1 тыс.т, среднегодовая обводненность достигла 94,7%. Средний дебит нефти одной скважины в 2015г. – 5,8 т/сут, жидкости – 110,0 т/сут. В объект закачано 42,4 тыс.м3 при текущей компенсации 9,7%. Среднегодовая приемистость двух нагнетательных скважин 47,2 м3/сут. На 01.01.2016г. суммарно отобрано 1442,7 тыс.т нефти (85,8% от НИЗ), жидкости – 13502,5 тыс.т, текущий КИН равен 0,393 при утвержденном 0,458. Суммарная закачка в объект составляет 1722,3 тыс.м3 при накопленной компенсации 14,3%. Начальное пластовое давление принято равным 22,3 МПа по замерам в разведочных скважинах при вводе их в эксплуатацию. В начальный период разработки замеры пластовых давлений были единичными или не проводились вовсе. В 2015 г. текущее пластовое давление по скважинам изменяется в пределах 14,3-24,2 МПа в среднем составляя 19,5 МПа при принятом начальном 22,3 МПа. Таким образом, в зонах повышенных отборов очаги нагнетания необходимы. Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологическому проекту разработки Бариновско-Лебяжинского газонефтяного месторождения Самарской области» [1], выполненное ООО «СамараНИПИнефть». В 2014,2015 гг. фактические отборы нефти отставали от проектных на 15,4-37,9%, фактические отборы жидкости превышали проектные на 30,6-58,6%. Отставание обусловлено менее благоприятной динамикой обводнения продукции (факт – 90,4-94,7%, проект- 85,2-86,5%), а также меньшим фондом скважин из-за большего фактического выбытия скважин по сравнению с заложенным в проекте (2 против 1). На 01.01.2016г. в действующем фонде 13 добывающих (в т.ч. одна – совместная с пласта Б-2, две – с пласта В-1) и две нагнетательные (одна из которых в режимной остановке) скважины. В пьезометрическом фонде пласта числятся 12 скважин, в т.ч. 11 из добывающего фонда и одна скважина из нагнетаельного фонда. Ликвидированный фонд – две скважины. Практически весь действующий фонд - высокодебитный и высокообводненный, что говорит о необходимости проведения работ по выяснению причин обводнения (пластовая вода или негерметичность колонны) с проведением дальнейших работ по ограничению водопритока в скважинах. Все скважины оборудованы УЭЦН. Анализ скважин, оборудованных УЭЦН на объекте показывает, что применяются следующие типоразмеры насосов – от ЭЦН-30 до ЭЦН-400. Насосы в скважинах спущены на глубину 1196-2006 м, динамический уровень в скважинах находится на отметках 0-1348 м, в трех скважинах установлен пакер. Для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины 515 объекта О1-3 рекомендуется во время следующего ППР или ТРС провести смену насоса ЭЦН5-30-1950 на оптимальный для режима работы данной скважины ЭЦН5-18-2000 согласно расчету, приведенному в дипломе. В период с 2010 по 2015 гг. за счет методов повышения нефтеотдачи на объекте О1-3 общая дополнительная добыча нефти составила 86,8 тыс.т. В основном за последние пять лет были проведены мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти – ОПЗ, вводы из бездействия, дополнительная перфорация, интенсификация добычи нефти (ИДН). Единичными мероприятиями были ремонтно-изоляционные работы (РИР) и планово-предупредительный ремонт (ППР). Можно сделать вывод об эффективности проведения ГТМ на скважинах объекта О1-3, все операции проведенные в период 2010-2015 гг. оказались успешными, прирост за 1 скв.-операцию составлял 0,4-12,5 тыс.т, в среднем 3,6 тыс.т. В дальнейшем необходимо продолжить проведение работ на существующем фонде с привлечением транзитного фонда других горизонтов. Проведенное экономическое обоснование показывает, что проведение обработок кислотными составами экономически целесообразна: по расчету годовой объем добычи нефти может увеличиться на 12,7%, что обеспечит снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти на 0,12%. Годовой прирост прибыли в результате реализации мероприятия составит 25169,7 тыс.руб., что позволяет сделать вывод об эффективности проведения мероприятия. С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов, а также режима работы залежей и скважин, для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на объекте О1-3 Бариновско-Лебяжинского месторождения рекомендованы следующие методы воздействия на пласты и призабойную зону скважин: • Гидравлический разрыв пласта • Обработка призабойных зон кислотными составами • Работы по ограничению водопритоков • Потокоотклоняющая технология с использованием состава «Карфас» Все действующие скважины объекта О1-3 уже достаточно обводнены, поэтому для обработки призабойных зон таких скважин рекомендуются комплексные обработки. Однако при вводе новых скважин с других пластов или бурении боковых стволов, необходима очистка призабойной зоны, что рекомендуется делать соляной кислотой. Поэтому в разделе приводится расчет потребного количества реагента для проведения СКО на объекте О1-3. В дипломе рассмотрены мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними. В целом по объекту О1-3 необходимо провести ревизию фонда добывающих скважин, после чего, рассмотреть вопрос о переводе высокообводненных и малодебитных скважин на вышележащие горизонты или ликвидации, подобрать, если представляется возможным скважины для перестрела с улучшением условий вскрытия или зарезки БС. Также, в зоны, неохваченные разработкой, наметить к переводу с нижележащих пластов добывающие скважины. В работе проведен: Литературный обзор: «Проведение ремонтно-изоляционных работ для ограничения водопритока в скважинах» Патентный обзор: «Проведение ремонтно-изоляционных работ для ограничения водопритока в скважинах» Специальный вопрос: «Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Схематический геолого-литологический профиль продуктивных пластов О-1+ О-2+ О-3+ О-4 окского надгоризонта по линии скважин I-I 2. Структурная карта кровле проницаемой части пластов окского надгоризонта 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пластов окского надгоризонта 4. Карта текущих отборов жидкости пластов окского надгоризонта Бариновско-Лебяжинского месторождения (по состоянию на 01.01.2016 г.) 5. Карта суммарных отборов нефти пластов окского надгоризонта Бариновско-Лебяжинского месторождения (по состоянию на 01.01.2016 г.) 6. График разработки объекта О1-3 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 28 янв. 2021 г., 1:18
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 1800
Социально-правовой институт экономической безопасности (СПИЭБ)

Объектом исследования является пенсионное обеспечение военнослужащих РФ.

Предметом исследования являются научные труды по теории государства и права, работы в области конституционного, административного, трудового права, права социального обеспечения, нормативно-правовые акты такие, как: Конституция РФ, федеральные конституционные и федеральные законы РФ, указы Президента РФ, Постановления Правительства РФ, постановления и определения Конституционного Суда России, правоприменительная практика судов судебной системы России.

Итак, цель данной работы состоит в комплексном анализе вопросов правового регулирования пенсионного обеспечения военнослужащих.

Для достижение этой цели поставлены следующие задачи:

• исследуется история пенсионного обеспечения военнослужащих;

• характеризуются виды пенсий, назначаемых и выплачиваемых военнослужащим;

• анализируются порядок назначения и выплаты государственного пенсионного обеспечения.

Методологической основой исследования являются общенаучные методы исследования, а также частно-научные методы: исторический, сравнительно-правовой, технико-юридический метод и системный анализ.;

В соответствии с указанными задачами определена структура настоящей работы. Работа состоит из введения, основной части, включающей в себя три главы и шесть параграфов, заключения и списка использованной литературы.;

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ 3

ГЛАВА 1. СОЦИАЛЬНО-ПРАВОВОЙ СТАТУС ВОЕННОСЛУЖАЩИХ И ЧЛЕНОВ ИХ СЕМЕЙ 6

1.1. История развития законодательства о пенсионном обеспечении служащих Вооруженных сил Российской Федерации 6

1.2. Военнослужащие и члены их семей как субъекты правоотношений по социальному обеспечению 14

1.3. Правовые гарантии реализации пенсионных прав военнослужащих 22

ГЛАВА 2.ПОНЯТИЕ И ВИДЫ ПЕНСИЙ ВОЕННОСЛУЖАЩИХ 29

2.1. Пенсия за выслугу лет 29

2.2. Пенсия по инвалидности 37

2.3. Пенсия в случае потери кормильца 42

3.ПОРЯДОК НАЗНАЧЕНИЯ И ВЫПЛАТЫ ГОСУДАРСТВЕННОГО ПЕНСИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ 46

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 64

Создан 29 авг. 2016 г., 11:34
260
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Крымское месторождение расположено на территории Крымского района Краснодарского края в 80-ти км на запад-юго-запад от г. Краснодара. С севера на юг, пересекая нефтеносную площадь, протекают не-большие реки: Шибик, Куафо и Вторая, берущие свое начало в предгорьях. Источниками рек являются выходы меловых вод на дневную поверхность, но основное питание гидросеть получает за счет атмосферных осадков. В строении Крымской антиклинали, во вскрытой ее части, принимают участие породы от верхнемеловых до эоценовых (белоглинская свита). Физико-химические свойства нефти кумского горизонта охарактеризованы 8 глубинными и 8 поверхностными пробами. При дифференциальном разгазировании нефть имеет плотность 0,880 г/см3, газосодержание – 55,5 м3/т, газовый фактор – 142 м3/т, вязкость пластовой нефти составляет 2,0-2,3 мПа*с. Нефть содержит серы 0,42 %, асфальтенов и смол 20,1 %, парафина 1,3%. Основными коллекторами кумского горизонта являются прослои алевролитов и реже песчаников, отделенных друг от друга глинистыми разделами мощностью от нескольких сантиметров до 7-8 м. Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 8,2 тыс.т и 1000,4 тыс.м3 соответственно. Действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Крымского месторождения», выполненный ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» в 2014 г. Залежь кумского горизонта введена в разработку позже всех остальных залежей – в 1990 г., с начальной обводненностью порядка 30%. Все скважины работали фонтанным способом, и в настоящее время, при обводненности более 90%. Залежь кумского горизонта характеризуется самым высоким текущим и утвержденным КИН (0,477 и 0,500, соответственно) и самой высокой обводненностью продукции. Залежь кумского горизонта разрабатывается при активном водонапорном режиме. На 01.01.2016 г. из залежи кумского горизонта добыто 173 тыс. т нефти, текущий КИН составляет 0,477 при обводненности 90%. Добыча нефти за 2015 г. составила 2,0 тыс.т, жидкости 20,6 тыс.т, при средних дебитах по нефти 1,9 т/сут, по жидкости 19,6 т/сут. Степень выработки извлекаемых запасов – 95,3%. Всего на залежи перебывало в эксплуатации на нефть 17 скважин. На 01.01.2016 г. залежь кумского горизонта разрабатывается 3 скважинами. По состоянию на 01.01.2016 г. разработка залежи кумского горизонта находится на завершающем этапе разработки – отбор от НИЗ составляет 95,6%. По кумскому горизонту выполнено только одно из запланированных мероприятий. Скважина 243 после дополнительной перфорации переведена на ШГН, но сразу выбыла по техническим причинам и на 01.01.2016 г. находится в ожидании ликвидации. Также кроме проектных мероприятий была проведена дополнительная перфорация в скважине 267 и крепление призабойной зоны в скважине 259. Все проведенные мероприятия были эффективными и позволили удержать средний дебит нефти на 15% выше проектного. Но проектные показатели не достигаются, т.к. мероприятия были проведены не в полном объеме. Обводненность действующих скважин выше проектной всего на 1,6%, действующий фонд скважин в 2 раза меньше проектного. В период с 2013 по 2015 было проведено 15 замеров пластового давления по 5 скважинам, значение изменяется от 11,2 до 21,2 МПа, составляя в среднем по горизонту 20,1 МПа. В период с 2013 по 2016 годы самыми эффективными были: обработка призабойной зоны и ГРП. Для расчета перспективного плана добычи нефти кумского горизонта применялась эмпирическая методика, или характеристикой вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнен для условий, что объект будет разрабатываться без применения ГТМ. Из полученного расчета можно сделать заключение, что без применения ГТМ утвержденный КИН 0,500 будет достигнут в 2020 г., что говорит об эффективной системе разработки. По состоянию на 01.01.2016 г. на кумском горизонте в добывающем фонде числится 3 скважины. Скважины оборудованы установками ЭЦН с номинальной производительностью 30 – 45 м3/сут. Две скважины работают в режиме периодической эксплуатации. Приведен расчет на скважине 283, которая эксплуатируется ЭЦН5-45-1300 с дебитом жидкости 49 м3/сут. Результат расчета показал, что для обеспечения оптимальной работы скважины 283 нет необходимости заменять работающий в скважине насос ЭЦН5-45-1300. Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении вызваны следующими причинами: – мехпримеси; – влияние свободного газа; – смолопарафиновые отложения. Механические примеси На месторождении ведётся замер и учёт поступления мехпримесей (КВЧ). По данным техрежима весь фонд скважин осложнён поступлением мехпримесей из пласта, ряд скважин является пробкообразующими. Причиной, предопределяющей осложнения из-за влияния свободного газа, является высокий газовый фактор продукции, по отдельным скважинам превышающий 900 м3/т. Основным приёмом предотвращения попадания газа на приём насосов является погружение под динамический уровень, которое в условиях Крымского месторождения составляет от 40 до 880 м, в среднем составляя 234 м. Так же для устранения вредного влияния свободного газа, приводящего к снижению коэффициента подачи или срыву подачи, применяются газовые сепараторы. Содержание в продукции скважин смоло-парафиновых веществ приводит к образованию отложений во внутрискважинном и наземном оборудовании. Отложения образуются при охлаждении газонефтяного потока до температуры ниже температуры насыщения нефти АСПВ вследствие теплообмена через стенки подъёмной и эксплуатационной колонн. На месторождении применяются промывки скважин горячей водой и пропарки НКТ
Создан 12 окт. 2016 г., 12:05
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара в её среднем течении и занимает часть северо–восточного склона водораздела рек Самара и Чапаевка. В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Для геологического строения района характерно общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении. Район характеризуется региональным погружением слоев по всем отложениям в юго-восточном и в южном направлении, на фоне которого выделяется ряд поднятий и структурных зон. В составе месторождения рассматриваются собственно Бариновское и Лебяжинское, Парфеновское, Терешкинское, Тополевское, Ростошинское и Южно-Промысловое поднятия. В составе Лебяжинского поднятия выделяются Восточный и Северо-Восточный купола, в составе Парфеновского – Северо-Парфеновский и Южно-Парфеновский купола. Примыкающее с запада двухкупольное Парфеновское брахиантиклинальное поднятие морфологически более выражено в отложениях нижнего карбона. В пределах Южно-Парфеновского купола геологическое строение отложений нижнего карбона осложняется приуроченностью его к пограничной области окского ангидритового плато, развитого на юге Самарской области. В пределах плато прослеживаются достаточно мощные ангидритовые прослои, которые замещаются карбонатными отложениями за его границами. Месторождение является многокупольным и многопластовым. В настоящем дипломном проекте рассматривается пласт О2 Южно-Парфеновского купола. На Южно-Парфеновском куполе, расположенном в границах ангидритового плато, развитие окских отложений происходило в краевой части сульфатнонакопляющей лагуны, что определяет их иную литологическую характеристику. Общая эффективная толщина в целом по пласту изменяется от 4,5 до 7,7 м, суммарная нефтенасыщенная толщина – от 4,3 до 7,5 м. В разрезе выделяется один, реже два проницаемых пропластка, невыдержанных по толщине. Толщина пористых прослоев доломитов колеблется от 0,4 до 7,5 м, а толщина разделяющих их плотных разностей варьирует в пределах – 0,6-1,3 м. Коэффициент доли коллектора в границах залежи составляет 0,97, расчлененность – 1,3. Залежь пластовая сводовая. Ширина водонефтяной зоны незначительна и колеблется в пределах 25-175 м. Размеры залежи в плане составляют 2,6x2,3 км, высота – 31,5 м. Плотность пластовой нефти – 802,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,72 мПа•с. Соответственно, нефть относится к особо легким и с незначительной вязкостью. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,74%), смолистая (6,88%), парафинистая (4,50%). Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение является многокупольным, многопластовым и разрабатывается с 1967 г. Впервые Парфеновкий купол был рассмотрен в работе «Проект разработки Бариновско-Лебяжинского нефтяного месторождения» 1992 г. По данному куполу ранее было выполнено пять проектных работ. Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Технологический проект разработки Бариновско-Лебяжинского газонефтяного месторождения Самарской области» 2013 г. В 2013-2014 гг. наблюдается соответствие отборов нефти (расхождение не более 6%). Фактический фонд в 2013 г. 11 скважин превышал проектный на одну скважину, в 2014 г. - 7 скважин отставал от проектного на две скважины. Объект О-2 Южно-Парфеновского поднятия разрабатывается с 1984 г. В 1989 г. фонд добывающих скважин достиг максимального значения, из объекта отобрано 29,8 тыс.т нефти, обводненность возросла до 20,1%. Разработка залежи с 2003 по 2007 гг. характеризовалась резким падением добычи нефти и ростом обводненности. В 2009 г. по пласту достигнут максимум в добыче нефти – 33,0 тыс.т (2,2% от НИЗ) при среднем дебите по нефти 7,3 т/сут, по жидкости – 15,4 т/сут и обводненности – 52,6%. Дальнейшая разработка сопровождалась снижением отборов как нефти так и жидкости. С 2014 г. объект разрабатывается с ППД, под закачку переведены добывающие скв.106 и 108 с совместной перфорацией с пл.О-1. В 2015 г. добыто 17,9 тыс.т нефти (1,2% от НИЗ), жидкости – 59,1 тыс.т, закачано 108,9 тыс.м3 воды, среднегодовая обводненность достигла 69,8%. На 01.01.2016 г. суммарно отобрано 492,0 тыс.т нефти (33,4% от НИЗ), жидкости – 917,2 тыс.т, текущий КИН равен 0,152 при утвержденном 0,456. Текущее пластовое давление по скважинам изменяется в пределах 8,1-20,9 МПа в среднем составляя 15,6 МПа при принятом начальном 21,2 МПа. В 2015 г. наблюдается превышение в добыче нефти на 19%, в добыче жидкости на 80%. При меньшем фактическом фонде 6 скважин против запроектированных 8 скважин, это объясняется более высокой производительностью скважин, чем проектные величины. За период 2011-2015 гг. на пласте О-2 Южно-Парфеновского купола выполнены виды ГТМ: 1 ввод из бездействия, 1 перевод с нижележащего горизонта, 5 кислотных обработок и на нагнетательном фонде 1 ГРП и увеличение приемистости. Наибольшая дополнительная добыча нефти получена от проведения кислотных обработок – 1,511 тыс.т или 0,302 тыс.т на 1 скв.-опер. По состоянию на 01.01.2016 г. фонд добывающих скважин включает 6 действующих и 4 пьезометрических скважин. Нагнетательный фонд состоит из 3-х действующих скважин. Специальный фонд включает в себя 1 водозаборную скважину. В общей сложности добыча из пласта О-2 велась 14 скважинами. Закачка велась в три нагнетательные скважины, из них в две - совместно с пл.О-1. Глубина спуска насосов по скважинам находится в пределах 1434,5 – 1960 м, динамический уровень по скважинам 599 – 1690 м, в среднем 1140 м. Забойное давление на скважинах находится в пределах 28,0-110,7 атм. Давление насыщения по пласту О-2 составляет 69,8 атм, в нашем случае три из пяти скважин эксплуатируются с забойным давлением ниже давления насыщения. Разработка пласта О-2 Южно-Парфеновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения ведется недостаточно эффективно. Остаточные извлекаемые запасы, можно предположить, сосредоточены в недренируемых зонах в центральной части залежи. Для достижения утвержденного значения КИН необходимо внедрение геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение охвата залежи разработкой. На данном этапе можно рекомендовать следующие мероприятия: - ввод под добычу скважин пьезометрического фонда после проведения соответствующих работ по устранению причин простоя; - бурение проектных добывающих скважин; - усиление системы заводнения путем перевода под закачку добывающих скважин; - мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС. Из физико-Химического воздействия рекомендуется: - для интенсификации притока – соляно-кислотные обработки (СКО); - для изоляция водопритока - селективные методы изоляции водопритока с использованием полимерных композиций (VEК, ПолиРИР); - для вовлечения в работу слабодренируемых прослоев, выравнивания профиля приемистости (ВПП) в нагнетательных скважинах карбонатных пластов – использование потокоотклоняющей технологии. с использованием состава «Карфас», состоящего из карбамида, хлорида алюминия и некоторых химических добавок. Осложнения, которые могут возникнуть при работе внутрискважинного оборудования – это формирование АСПО, солеотложения, вынос песка в скважину. Для борьбы с АСПО рекомендуются следующие методы защиты от АСПО: применение скребков, очистки НКТ с помощью горячей нефти, химизация скважин, применение технологии теплоизоляции и электроподогрева устьевой арматуры и коллекторов. Для предупреждения и борьбы с солеотложениями рекомендуется применение магнитных активаторов МАС42/62-2, МАС73/130, магнитный аппарат «МАГ-1» и применение ингибиторов: «ПАФ-13А», «ПАФ-13А – зимняя форма», «Акватек-511, Акватек-512, Акватек-515, Акватек-525». Для предупреждения и борьбы с мехпримесями рекомендуется после ремонта целесообразно проводить очистку забоев, производить контроль за выносом мехпримесей и применять гравийные и противопесочные фильтры различных конструкций. В работе проведен: Литературный обзор: «Методы интенсификации добычи нефти» Патентный обзор: «Кислотные обработки» Специальный вопрос: «Расчет технологических показателей на прогноз (при текущем состоянии) с использованием характеристик вытеснения» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Схематический геолого-литологический профиль пластов O-1, O-2 по линии I-I 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта О-2 окского надгоризонта Южно-Парфёновского купола 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта О-2 окского надгоризонта Южно-Парфёновского купола 4. Карта текущих отборов жидкости пласта О2 (по состоянию на 01.01.2016 г.) 5. Карта суммарных отборов нефти пласта О2 (по состоянию на 01.01.2016 г.) 6. График разработки объекта О2 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам