Нахождение оптимального метода моделирования трещин гидравлического разрыва пласта в моделях месторождений

Кривые ОФП были усреднены по результатам определения всех опытов и ремасштабированы с учетом концевых точек, рисунок 3.7.

Рисунок - Кривые относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти пласта Ю12+3 при абсолютной проницаемости меньше 10 мД

Таблица 3.2 - Характеристика модифицированных фазовых проницаемостей фильтрационной модели пласта Ю12+3, доли ед.

Средняя насыщенность водой	Фазовая проницаемость для воды	Средняя насыщенность нефтью	Фазовая проницаемость для нефти
0,39	0	0,62	1
0,42	0,005	0,59	0,805
0,45	0,014	0,56	0,634
0,47	0,025	0,53	0,487
0,50	0,038	0,50	0,363
0,53	0,054	0,47	0,260
0,56	0,071	0,45	0,177
0,58	0,089	0,42	0,112
0,61	0,109	0,39	0,064
0,64	0,130	0,36	0,031
0,67	0,152	0,33	0,011
0,69	0,176	0,31	0,002
0,72	0,2	0,28	0
1	1	0	0

3.5 Адаптация модели по данным истории разработки

После подготовки гидродинамической модели необходимо добиться соответствия результатов моделирования данным по истории разработки. В качестве контрольных показателей для разрабатываемых объектов месторождения использовались следующие параметры: накопленная добыча нефти и жидкости, их дебиты, обводненность продукции, данные по закачке, среднее пластовое давление. Адаптация проводилась помесячно в режиме заданных отборов жидкости.

Соответствие фактических и расчетных показателей адаптации обеспечивалось с помощью изменения следующих параметров: для восстановления истории добычи жидкости и соответствия забойных давлений промысловым данным - проницаемость, адаптации обводненности - масштабирование относительных фазовых проницаемостей с использованием кубов связанной и критической водонасыщенности.

Фактические данные по добыче нефти, воды, газа и по закачке воды в нагнетательные скважины взяты из базы данных «Finder» ОАО «ТомскНИПИнефть». Для адаптации по скважинам использовались также оценки пластовых и забойных давлений и данные по ГТМ из карточек по исследованию скважин и фактический материал из дел скважин.

На рисунках 3.9 - 3.11 представлены кроссплоты по следующим основным параметрам моделей: накопленные нефть, жидкость, дебит нефти.



Рисунок - Кроссплот по накопленной добыче нефти исследуемого месторождения

Рисунок - Кроссплот по накопленной добыче жидкости исследуемого месторождения

Представленные результаты позволяют сделать заключение об удовлетворительной адаптации гидродинамической модели и возможности ее использования для дальнейших расчетов и создания прогноза.



3.6 Моделирование трещин гидравлического разрыва пласта

После построения и адаптации фильтрационной модели, можно непосредственно приступать к цели нашего исследования - нахождение оптимального метода моделирования трещин ГРП.

Для достижения поставленной цели, был выбран участок площади месторождения «М» Томской области, на примере которого и будет производиться моделирование трещин гидроразрыва.

На сегодняшний день существует множество способов моделирования ГРП в цифровых гидродинамических моделях нефтяных пластов. В данной работе рассматриваются три метода расчета ГРП на скважинах: наиболее распространенный метод 1 - задание скин-фактора на интервалах перфораций с учётом высоты трещины ГРП; 2 - задание трещины с помощью виртуальных перфораций; 3 - явное моделирование трещин ГРП в гидродинамическом симуляторе «tNavigator».

Исследования проводились на примере работы скважины №29, на которой в 2012 году была проведена операция гидравлического разрыва пласта.

Рисунок - Положение скв.29 на карте кровли пласта Ю1(2+3)

На первом шаге проведения моделирования, скважина была запущена без ГРП, и на графике забойного давления четко прослеживается нехватка пластовой энергии для поддержания необходимого режима работы скважины.

Рисунок - График забойного давления скв.29, без ГРП

На следующем шаге производилось моделирование трещин первым методом. Был задан скин фактор на интервалах перфораций с учётом высоты трещины ГРП равный -4,7. Данный метод учитывается лишь вскрытием выше- и нижележащих объектов моделирования, но не позволяет учесть горизонтальной направленности трещины ГРП. Обусловлено это тем, что определяющим параметром, влияющим на скин является приведенный радиус скважины:

S=ln(rc/rc*), [каневская]

где S-скин фактор, rc- радиус реальной скважины, rc*-приведенный радиус. В случае моделирования трещин гидравлического разрыва (rc<< rc*), соответственно получаем отрицательное значение скин фактора. Непосредственно сам скин фактор участвует в уравнении Дюпюи расчета продуктивности скважины. Данное уравнение в гидродинамическом симуляторе рассчитывается только в тех ячейках, которые вскрыты скважиной. На представлен график забойного давления скв.29. Данный метод недостаточно хорошо согласуется с историческими показателями разработки по забойному давлению на начальном этапе работы скважины.

Рисунок- График забойного давления скв.29, скин фактор -4,7

Второй подход к моделированию трещин ГРП заключается в задании виртуальных перфораций. Суть данного метода в задании псевдо горизонтальных скважин. Полудлина и ширина трещины взята из акта ГРП [Приложение Б] для скважины №29. По результатам выполненных расчетов установлено, что преимущественное направление азимута трещин ГРП составляет 30 градусов. На рисунке 3.15 для наглядности показан разрез скважины 29 и показана эта же скважина на 2Д карте.

Как видно из графика данный подход корректно воспроизводит поведение забойного давления в ГДМ к историческим данным разработки, что говорит о хорошей согласованности данного подхода с физикой процесса.



Рисунок - График забойного давления скв.29, метод виртуальных перфораций

Третий подход заключается в явном задании параметров трещины ГРП в слое сетки для интервала перфорации скважины (ширина, полудлина и высота трещины, множитель продуктивности трещины). Данный способ реализован в ПО «tNavigator» при помощи встроенного инструмента. Для описания гидроразрыва пласта (ГРП) используются следующие данные:

· имя скважины и дата проведения мероприятия;

· свойства закачанного пропанта (проницаемость в зависимости от давления в пласте, количество типов пропанта в модели задается ключевым словом NPROPANTS, имена пропантов - PROPANTNAMES, таблица зависимости свойств пропанта от давления - PROPANTTABLE). Задается в опции Свойства. Пропант;

· эффект вымывания пропанта - функция зависимости проницаемости трещины от потока фазы или от времени (задается при помощи ключевых слов FLOWFUNC, FLOWFTAB, FLOWFNAMES). Задается в Свойства. Функции потока;

· азимут образовавшихся трещин - ц;

· полудлина образовавшихся трещин - L;

· раскрытие (толщина трещины у скважины) - w;

· высота (номера первого и последнего блока, через которые проходит траектория скважины) - h;

· зенитный угол трещин - ш.

ГРП может быть задан интерактивно в графическом интерфейсе, что соответствует ключевому слову WFRACP. Предварительно в графическом интерфейсе могут быть заданы свойства закачанного пропанта (Свойства. Проппант) и эффект вымывания проппанта (Свойства. Функции потока).

Рисунок - График забойного давления скв.29, моделирование в ПО «tNavigator»



4. Анализ результатов

Сравнив три метода моделирования трещин ГРП, можно сделать выводы, что второй и третий подходы являются наиболее корректными для моделирования операции гидравлического разрыва(рисунок 3.20). Первый же подход ограничен, и, по сути, трещина моделируется лишь скин-фактором, без учета ее параметров. Отдельно можно отметить привлекательность метода с виртуальными перфорациями, за счет своей применимости в любом гидродинамическом симуляторе. Тогда как при моделировании трещин в ПО «tNavigator», мы можем использовать данный подход только в данном симуляторе, т.к. используются оригинальные ключевые слова.

На следующем этапе выполнения работы, необходимо сравнить методы при создании прогноза работы скважины за 5 лет. В качестве «прогнозной» выступает скв. 7G, которую мы помещаем в наиболее нефтенасыщенную область моделируемого участка месторождения.

После процесса описания скважины и задания интервалов перфорации, был произведен расчет прогнозных показателей добычи нефти на 5 лет, при использовании трех рассматриваемых методов моделирования трещины ГРП. В результате:

При первом способе моделирования Скин-фактором, равным -4,6 получили на старте дебит нефти 43,9 м3/сут., и 60,7 м3/сут жидкости. За 5 лет скважина отобрала 67,8 тыс. м3 нефти.

При втором способе моделирования виртуальными перфорациями, получили на старте дебит нефти 68,3 м3/сут., и 90,7 м3/сут. жидкости. За 5 лет скважина отобрала 95,6 тыс. м3 нефти.

Третий способ моделирования инструментами «tNavigator», получили на старте дебит нефти 65,2 м3/сут., и 89 м3/сут. жидкости. За 5 лет скважина отобрала 68,5 тыс. м3 нефти. (рисунок 4.3, 4.4)



Рисунок - Расчет прогнозных показателей обводненности продукции на 5 лет скважины 7G

Расчет показал, что все три метода корректно воспроизводят работу скважины, но второй и третий методы обладают лучшими показателями по накопленной добыче нефти, относительно первого. Также было установлено, что третий метод наилучшим образом моделирует эффект «затухания» ГРП.

Моделирование многостадийного гидравлического разрыва пласта на горизонтальной скважине будем проводить методом виртуальных перфораций, т.к. этот метод наилучшим образом адаптирует поведение забойного давления, учитывает направленность трещины, а также является универсальным для любого гидродинамического симулятора.

Для этого также будем использовать скв.№29. На рисунке 4.5 представлено положение горизонтальной скважины в плане и в разрезе.

Рисунок 4.5 - Положение ГС №29 в плане и в разрезе

После задания положения скважины в слое сетки, проведем прогнозный расчет работы скважины на 5 лет, без МГРП. В результате получили следующие показатели: стартовый дебит нефти 21 м3/сут., и 75 м3/сут. жидкости, обводненность 72%.

При моделировании МГРП виртуальными перфорациями, поступаем аналогичным образом, как и при моделировании ГРП на вертикальной скважине. Только вместо псевдо горизонтальных скважин, задаем псевдо вертикальные скважины. Ширина и длина трещин взята такой же, как и в первом случае. Было смоделировано три стадии гидравлического разрыва. В результате получили следующие показатели: стартовый дебит нефти 38 м3/сут., и 202 м3/сут. жидкости, обводненность 81%.



5. Социальная ответственность при моделировании гидравлического разрыва пласта на месторождении «М» Томской области

Социальная ответственность или корпоративная социальная ответственность (как морально-этический принцип) - это ответственность перед людьми и данными им обещаниями, когда организация учитывает интересы коллектива и общества, возлагая на себя ответственность за влияние их деятельности на заказчиков, поставщиков, работников, акционеров (ГОСТ Р ИСО 26000-2012) [6].

Целью настоящей работы является создание гидродинамической модели пласта нефтяного месторождения Томской области, учитывающий неоднородность коллектора с использованием минимального объема исходных данных. А также сравнение методов моделирования гидравлического разрыва пласта и моделирование многостадийного гидравлического разрыва пласта.

При изучении процесса адаптации применялись аналитические и статические методы исследования промыслового и геолого-физического материала. Модели нефтяных месторождений, созданные в программном продукте «tNavigator» и «Petrel», компании Schlumberger. В них наиболее полно реализованы функции моделирования сложных процессов разработки и создан функционал построения гидродинамической модели залежей.

Рабочий процесс проходит в кабинете самостоятельной работы магистров института природных ресурсов, который расположен в 309 аудитории 20 корпуса НИ ТПУ. В кабинете предусмотрено 10 индивидуальных рабочих мест. Каждое место представляет собой компьютерный стол с тумбой и полками для книг, оснащенный стационарным компьютером (процессор: Intel(R) Core(TM) i5-3230M CPU 2,60 GHz) с монитором Samsung Sync Master 715N c диагональю 19 дюймов (яркость 75 %, контрастность 50 %, с частотой обновления 60 Hz и разрешением 1920Ч1080).

Так же кабинет оборудован круглым столом, рассчитанным на 6 человек. Кабинет имеет естественное и искусственное освещение. Естественное освещение осуществляется через световые проемы (окна), искусственное освещение осуществляется системой общего равномерного освещения. Значения размеров комнаты составляют: длина - 8 м, ширина - 6 м, высота - 3,5 м. Одно рабочее место занимает площадь равную 6 м2, а объем на одно рабочее место - 20,0 м3.

Основная работа производится в закрытом помещении (камеральная обработка данных) за компьютером, поэтому в разделе «Социальная ответственность» рассматривается безопасность работы за рабочим местом в компьютерном классе. фильтрация газ коллектор пласт

5.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении камеральных работ в этом помещении описаны в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы моделировании трещин гидравлического разрыва пласта.

Наименование видов работ	Ф а к т о р ы (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ с измен. 1999 г.)	Нормативные документы
	Вредные	Опасные
Сбор, изучение, анализ имеющихся материалов; Камеральная обработка, формирование пояснительной записки при помощи стационарного компьютера.	1. Недостаточная освещенность рабочей зоны 2. Отклонение параметров микроклимата в помещении 3. Степень нервно-эмоционального напряжения	1.Электрический ток 2.Пожарная опасность	СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 [8]. ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ [10] СанПиН 2.2.4.548-96 [7] СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 [9] ГОСТ 12.4.009-83 [10]

Примечание: Пожарная опасность рассмотрена в пункте 5.3 как чрезвычайная ситуация.

1 Недостаточная освещенность рабочей зоны

Оценка освещенности рабочей зоны необходима для обеспечения нормативных условий работы в помещениях и открытых площадках и проводится в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 [8]. Естественное освещение обеспечивается через оконные проемы с коэффициентом естественного освещения КЕО не ниже 1,2% в зонах с устойчивым снежным покровом и не ниже 1,5% на остальной территории. Световой поток из оконного проема должен падать на рабочее место с левой стороны. Искусственное освещение в помещениях эксплуатации компьютеров должно осуществляться системой общего равномерного освещения. Освещенность на поверхности стола в зоне размещения документа должна быть 300-500 лк [8]. Допускается установка светильников местного освещения для подсветки документов. Местное освещение не должно создавать бликов на поверхности экрана и увеличивать освещенность экрана более 300 лк [8]. Прямую блескость от источников освещения следует ограничить. Яркость светящихся поверхностей (окна, светильники), находящихся в поле зрения, должна быть не более 200 кд/м2. Для искусственного освещения помещений с персональными компьютерами следует применять светильники типа ЛПО36 с зеркализованными решетками, укомплектованные высокочастотными пускорегулирующими аппаратами. Допускается применять светильники прямого света, преимущественно отраженного света типа ЛПО13, ЛПО5, ЛСО4, ЛПО34, ЛПО31 с люминисцентными лампами типа ЛБ. Защитный угол светильников должен быть не менее 40 градусов. Светильники местного освещения должны иметь непросвечивающийся отражатель с защитным углом не менее 40 градусов.

Недостаточная освещенность влияет на функционирование зрительного аппарата, этот фактор определяет работоспособность, влияет на психику, частично определяет его эмоциональное состояние, может вызывать усталость центральной нервной системы, которая возникает в результате усилий, прилагаемых для опознавания зрительных сигналов. Недостаточная освещенность может возникать при неправильном выборе осветительных приборов при искусственном освещении и при неправильном направлении света на рабочее место при естественном освещении.

5.2 Отклонение параметров микроклимата в помещении

Показатели микроклимата обеспечивают сохранение теплового баланса человека с окружающей средой и позволяют поддерживать оптимальное или допустимое тепловое состояние организма.

Показателями, характеризующими микроклимат в производственных помещениях, являются:

· температура воздуха;

· температура поверхностей;

· относительная влажность воздуха;

На рабочих местах производственные помещения, на которых выполняются работы операторского типа, связанные с нервно-эмоциональным напряжением в залах вычислительной техники должны выполняться оптимальные условия микроклимата.

Оптимальные параметры микроклимата на рабочих местах должны соответствовать величинам, приведенным в таблице 5.2, применительно к выполнению работ различных категорий в холодный и теплый периоды года.

Из таблицы видно, что показатели характеризуют микроклиматические условия как оптимальные, которые при их воздействии на человека в течение рабочей смены обеспечивают оптимальное тепловое состояние организма. В этих условиях напряжение терморегуляции минимально, общие и локальные дискомфортные теплоощущения отсутствуют, что позволяет сохранять высокую работоспособность.

В помещениях, оборудованных ПЭВМ, проводится ежедневная влажная уборка и систематическое проветривание после каждого часа работы на ПЭВМ. Нормы производственного микроклимата установлены системой стандартов СанПиН 2.2.4.548-96 [7]. В этих нормах отдельно нормируется каждый компонент микроклимата в рабочей зоне производственного помещения: температура, относительная влажность, скорость воздуха в зависимости от способности организма человека к акклиматизации в разное время года, характера одежды, интенсивности производимой работы и характера тепловыделений в рабочем помещении.

Степень нервно-эмоционального напряжения при работе на стационарном компьютере

Длительная непрерывная работа с ПК вызывает усталость и перенапряжение зрения, внимания, нервно-эмоциональное и умственное напряжение. Все это может отрицательно повлиять на производительность труда, качество труда, «эмоциональное здоровье» человека и окружающее его общество.

Во избежание перечисленных последствий продолжительность непрерывной работы с ПК без перерыва не должна превышать 2 часов.

При работе на ПК необходимо осуществлять комплекс профилактических мероприятий:

· проводить упражнения для глаз через каждые 20-25 минут работы на ПК, а при появлении зрительного дискомфорта, выражающегося в быстром развитии усталости глаз, рези, мелькании точек перед глазами и т.п., упражнения для глаз проводятся индивидуально, самостоятельно и раньше указанного времени;

· для снятия локального утомления должны осуществляться физкультурные минутки целенаправленного назначения индивидуально;

· для снятия общего утомления, улучшения функционального состояния нервной, сердечно-сосудистой, дыхательной систем, а также мышц плечевого пояса, рук, спины, шеи и ног, следует проводить физкультпаузы [9].

Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

1. Электробезопасность

Электрические установки, к которым относятся практически все оборудование ЭВМ, представляет для человека большую потенциальную опасность.

Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока и ЭМП зависит от: рода и величины напряжения и тока, частоты тока, пути тока через тело человека, продолжительность воздействия электрического тока на организм человека, условий внешней среды.

Реакция человека на электрический ток возникает лишь при протекании тока через тело. Электрический ток, проходя через организм человека, оказывает на него сложное действие - термическое, электролитическое, биологическое, механическое.

Таблица - Предельно допустимые значения напряжений и токов [10]

Род тока	Напряжение (U), B	Сила тока (I), мА
	не более
Переменный, 50 Гц	2,0	0,3
Переменный, 400 Гц	3,0	0,4
Постоянный	8,0	1,0

Для предотвращения электротравматизма большое значение имеет правильная организация работ, т.е. соблюдение правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и правил устройства электроустановок [9].

Аудитория, где проводится камеральная обработка результатов научной деятельности, согласно [11] относится к помещениям без повышенной опасности поражения электрическим током (относительная влажность воздуха - не более 75 %, температура воздуха +25Со, помещение с небольшим количеством металлических предметов, конструкций)

Основные нормативные акты, устанавливающие требования электробезопасности являются ГОСТ 12.1.019 -79 [12] и ГОСТ 12.1.038-82 [10].

Для предотвращения электротравм следует соблюдать требования, предъявляемые к обеспечению электробезопасности работающих на ПЭВМ:

· все узлы одного персонального компьютера и подключенное к нему периферийное оборудование должно питаться от одной фазы электросети;

· корпуса системного блока и внешних устройств должны быть заземлены радиально с одной общей точкой;

· для отключения компьютерного оборудования должен использоваться отдельный пункт с автоматами и общим рубильником.

2 Экологическая безопасность

В разделе приведена экологическая оценка воздействия на компоненты природной среды разработки нефтяного месторождения «М». Предусмотрены мероприятия, обеспечивающие охрану окружающей среды и недр от возможных негативных воздействий, связанных с разработкой месторождения.

Таблица - Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятия разработке месторождения.

Природные компоненты ОС	Вредные воздействия	Природоохранные мероприятия
Атмосферный воздух	Выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу.	Герметизация технологического оборудования. Контроль соединений трубопроводов. Защита оборудования от коррозии. Утилизация попутного газа на собственные нужды промысла. Контроль выбросов ЗВ в соответствии с РД 52. 04. 186 - 89 [18].
Водные ресурсы	Загрязнение сточными водами и мусором (буровым раствором, нефтепродуктами, минеральными водами и рассолами и др.)	Концентрированное размещение скважин в кустах и линейных сооружений в коридорах коммуникаций. Восстановление обваловки на кустовых площадках. Отвод поверхностных дождевых, талых вод с территории технологических площадок. Складирование твердых отходов и вывоз на полигон для захоронения.
	Загрязнения водоносного горизонта пресных вод	В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор с применением глиняного порошка. Организуется зона санитарной охраны (ЗСО).
Земельные ресурсы, флора и фауна	Разрушение и замена естественных почвенных горизонтов на минерализованные грунты при отсыпке площадок бурения скважин и насыпи автодорог минеральным грунтом.	Рекультивация земельных участков в ходе проведения работ.
	Вырубка леса, повреждение растительного покрова, подтопление суходольных участков, аварийные разливы нефти.	Использовать древесину, вырубаемую на отводимой территории, для нужд строительства. Ликвидировать порубочные остатки. Применять устройство водопропускных труб. Соблюдать правила пожарной безопасности. Вывоз, уничтожение и захоронение остатков нефтепродуктов, химреагентов, мусора, загрязненной земли и т.д.
	Отчуждение части территорий, на которой обитают популяции животных. Беспокойство животных.	Концентрация эксплуатационных скважин и вспомогательного оборудования на ограниченных площадях. Размещение химреагентов и сыпучих материалов в закрытой таре. Проведение планово-предупредительного ремонта эксплуатируемого оборудования.

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

В данном разделе рассматривается чрезвычайная ситуация - пожары в зданиях, сооружениях жилого, социального и культурного назначения, относящаяся к классу ЧС техногенного характера.

В современных ЭВМ очень высока плотность размещения элементов электронных схем. В непосредственной близости друг от друга располагаются соединительные провода, коммутационные кабели. При протекании по ним электрического тока выделяется значительное количество теплоты, что может привести к повышению температуры отдельных узлов до 80-100?С. При повышении температуры отдельных узлов возможно оплавление изоляции соединительных проводов, которое ведет к короткому замыканию, сопровождающееся, в свою очередь, искрением.

Категории помещений по пожарной и взрывопожарной опасности определяются исходя из вида находящихся в помещениях горючих веществ и материалов, их количества и пожароопасных свойств, а также исходя из объемно-планировочных решений помещений и характеристик проводимых в них технологических процессов, Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ (ред. от 13.07.2015) "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" [14]. Категория помещения относится к пониженной пожароопасности (Д). В данном помещении не обнаружено предпосылок к пожароопасной ситуации. Это обеспечивается соблюдением норм при монтировании электропроводки, отсутствием электрообогревательных приборов и дефектов в розетках и выключателях.

Предотвращение распространения пожара достигается мероприятиями, ограничивающими площадь, интенсивность и продолжительность горения. К ним относятся:

- конструктивные и объёмно-планировочные решения, препятствующие распространению опасных факторов пожара по помещению;

- ограничения пожарной опасности строительных материалов используемых в поверхностных слоях конструкции здания, в том числе кровель, отделок и облицовок фасадов, помещений и путей эвакуации;

- снижение технологической взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий;

- сигнализация и оповещение о пожаре.

- план эвакуации людей при пожаре;

- установкой систем автоматической противопожарной сигнализации (датчики-сигнализаторы типа ДТП).

Помещение обязательно должно быть оснащено первичными средствами пожаротушения. Ручные огнетушители должны размещаться согласно требованиям ГОСТа 12.4.009-83 [15]:

- путем навески на вертикальные конструкции на высоте не более 1,5 м от уровня пола до нижнего торца огнетушителя;

-путем установки в пожарные шкафы совместно с пожарными кранами в специальные тумбы или на пожарные стенды.

Огнетушители должны устанавливаться таким образом, чтобы был виден имеющийся на его корпусе текст инструкции по использованию. Конструкции и внешнее оформление тумб и шкафов для размещения огнетушителей должны позволять визуально определить тип установленных в них огнетушителей. Огнетушители должны размещаться в легкодоступных местах, где исключено повреждение попадание на них прямых лучей и атмосферных осадков, непосредственное воздействие отопительных и нагревательных приборов. Для ревизии, ремонта или замены нельзя отправлять все огнетушители сразу.



5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности

При разработке данного раздела учитываются необходимые нормы и требования законов Российской Федерации при работе за компьютером. Продолжительность рабочего дня составляет 8 часов.

В соответствии с приказом Министерства здравоохранения и социального развития Российской Федерации от 12 апреля 2011 г. N 302н работы профессионально связанные с эксплуатацией ПЭВМ не входят в перечень вредных и (или) опасных производственных факторов и работ.

В соответствии с пунктом 13.1 статьи 13 Постановления Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 03.06.2003 № 118 [16] лица, работающие с ПЭВМ более 50% рабочего времени (профессионально связанные с эксплуатацией ПЭВМ), должны проходить обязательные предварительные при поступлении на работу и периодические медицинские осмотры в установленном порядке.

В соответствии с Типовой инструкцией по охране труда при работе на персональном компьютере ТОИ Р-45-084-01 [17] продолжительность непрерывной работы с компьютером без регламентированного перерыва не должна превышать двух часов. Продолжительность и частота перерывов зависит от категории работы с компьютером и уровня нагрузки (табл.5.5).

Согласно статье 92 Трудового кодекса РФ сокращенная продолжительность рабочего времени при проведении работ профессионально связанных с эксплуатацией ПЭВМ не предусмотрена.

В соответствии со статьей 108 Трудового кодекса РФ [13] в течение рабочего дня (смены) работнику должен быть предоставлен перерыв для отдыха и питания продолжительностью не более двух часов и не менее 30 минут, который в рабочее время не включается.



Таблица 5.5 - Категории работ с компьютером [9]

Категории работы с компьютером	Уровень нагрузки за смену при разных видах работ
	А	Б	В
	кол-во знаков	кол-во знаков	часы
I	до 20000	до 15000	до 2
II	до 40000	до 30000	до 4
III	до 60000	до 40000	до 6

При 8-часовой рабочей смене и работе на компьютере регламентированные перерывы следует устанавливать [9]:

· для I категории работ - через два часа от начала рабочей смены и через два часа после обеденного перерыва продолжительностью 15 минут каждый;

· для II категории работ - через два часа от начала рабочей смены и через 1,5-2 часа после обеденного перерыва продолжительностью 15 минут каждый или продолжительностью 10 минут через каждый час работы;

· для III категории работ - через 1,5-2 часа от начала рабочей смены и через 1,5-2 часа после обеденного перерыва продолжительностью 20 минут каждый или продолжительностью 15 минут через каждый час работы.

Негативное воздействие на человека ПЭВМ заключается в том, что к концу рабочего дня операторы ощущают головную боль, резь в глазах, тянущие боли в мышцах шеи, рук, спины, зуд кожи лица. Со временем это приводит к мигреням, частичной потери зрения, сколиозу, кожным воспалениям и т.д. Результаты показали, что наиболее «рискующими» пользователями ПЭВМ являются дети и беременные женщины [9].

Санитарно-гигиенические требования к помещениям для эксплуатации ПЭВМ согласно [9] следующие: рабочие места с ПЭВМ требуется располагать во всех помещениях, кроме подвальных, с окнами, выходящими на север и северо-восток.

Отделка помещения полимерными материалами производится только с разрешения Госсанэпиднадзора. В образовательных помещениях запрещается применять полимерные материалы (ДСП, слоистый пластик, синтетические ковровые покрытия и т.д.), выделяющие в воздух вредные химические вещества.

Оконные проемы должны иметь регулирующие устройства (жалюзи, занавески). Компьютер нужно установить так, чтобы на экран не падал прямой свет (иначе экран будет отсвечивать, что является вредным для экрана). Оптимальное положение на работе - боком к окну, желательно левым.

Высота рабочей поверхности стола составляет 725 мм. Модульными размерами рабочей поверхности стола для ПЭВМ, на основании которых должны рассчитываться конструктивные размеры, следует считать: ширину 800, 1000, 1200 и 1400 мм, глубину 800 и 1000 мм при нерегулируемой его высоте. Рабочий стол должен иметь пространство для ног высотой не менее 600 мм, шириной - не менее 500 мм, глубиной на уровне колен - не менее 450 мм и на уровне вытянутых ног - не менее 650 мм. Конструкция рабочего стола поддерживает рациональную рабочую позу при работе с ПЭВМ, позволяет изменить позу с целью снижения статистического направления мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения утомления. Конструкция рабочего стула должна обеспечивать:

· ширину и глубину поверхности сиденья не менее 400 мм;

· регулировку высоты поверхности сиденья в пределах 400-550 мм и углам наклона вперед до 15° и назад до 5°;

· высоту опорной поверхности спинки 30±20 мм, ширину - не менее 380 мм и радиус кривизны горизонтальной плоскости - 400 мм;

· угол наклона спинки в вертикальной плоскости в пределах ±30°;

· регулировку подлокотников по высоте над сиденьем в пределах 230±30 мм и внутреннего расстояния между подлокотниками в пределах 350-500 мм.



6. Финансовый менеджмент

6.1 Экономические показатели

Коммерческая эффективность разработки нефтяного месторождения «М» оценивалась с использованием системы показателей, отражающих деятельность предприятия применительно к условиям рыночной экономики, с включением в экономические расчеты платежей и налогов, предусмотренных действующим законодательством в области налогообложения согласно действующим “Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов” (издательство «Экономика», 2000 г.).

В соответствии с этим принимается:

* дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации углеводородов и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений, направляемую на освоение месторождения, приведенная к начальному году по ставке дисконта 10%;

* рентабельный срок разработки - период от начала реализации проекта до момента, когда величина накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) после достижения положительного значения начинает уменьшаться;

* срок окупаемости капитальных вложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные отрицательные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующими ее положительными значениями;

* внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой значение дисконта, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный период равна нулю. IRR не может быть вычислена в следующих ситуациях: все значения годового потока наличности отрицательны, все значения годового потока наличности положительны;

* индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы денежного потока от инвестиционной деятельности. PI равен увеличенному на единицу отношению NPV к накопленному дисконтированному объему инвестиций;

* доход государства - налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные фонды страны.

Экономическая оценка разработки месторождения (в условиях безналоговой среды) отражает эффективность проекта с точки зрения интересов недропользователя и государства в целом и определяется как разница между выручкой от реализации углеводородов и затратами - капитальными вложениями и чистыми эксплуатационными (текущими) расходами.

6.2 Оценка капитальных вложений

Капитальные вложения на разработку месторождения «М» включают в себя затраты на строительство скважин и их обустройство, рассчитанные в планируемых на 2016 г. ценах без учета НДС.

Расчет стоимости строительства скважин производился исходя из запланированной на 2016 г. стоимости 1 метра проходки и средней глубины скважины. В стоимости скважин не учтены затраты на подготовительные работы. Затраты на строительство скважин представлены в таблице 6.1.

Расчет капитальных вложений производился по укрупненным нормативам, с учетом существующего обустройства, в разрезе следующих направлений:

- бурение;

- подготовительные работы;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- заводнение и промводоснабжение;

- прочие объекты и затраты;

- оборудование не входящее в сметы строек;

- природоохранные мероприятия.

Прочие капитальные вложения рассчитываются в процентном отношении (10 %) к сумме затрат на нефтепромысловое строительство.

Затраты на оборудование не входящее в сметы строек рассчитаны исходя из необходимости замены каждые 5 лет быстро изнашивающегося оборудования, средняя стоимость оборудования 1555,8 тыс. руб. на 1 новую скважину и 373 тыс. руб. в 5 лет на 1 скважину действующего добывающего механизированного фонда.

6.3 Оценка эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты на добычу нефти рассчитаны в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями вариантов разработки на основе фактических издержек на добычу нефти в ОАО «Томскнефть» ВНК за 2013 г. сложившиеся по месторождению «М».

Себестоимость определена в разрезе следующих статей:

- обслуживание скважин;

- электроэнергия на извлечение жидкости;

- искусственное воздействие на пласт;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- общепроизводственные расходы;

- методы воздействия на пласт;

- амортизационные отчисления.

Затраты на обслуживание скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, затраты на содержание и эксплуатацию оборудования и регламентный капитальный ремонт скважин.

Общепроизводственные затраты, не связанные с добычей нефти (затраты АУП) рассчитываются в зависимости от объема добываемой нефти, так как эти затраты формируются в целом по предприятию и разносятся по месторождениям пропорционально добычи нефти месторождения.

Прочие затраты не зависящие от фонда скважин включают в себя цеховые расходы и прочие производственные расходы и рассчитываются как условно-постоянные затраты, имеющие ступенчатую динамику, зависящую от значительного снижения добычи нефти по отношению к текущему году. При превышении планируемых уровней добычи нефти над уровнями текущего года прочие затраты остаются неизменными на уровне фактических.

Энергетические затраты по извлечению нефти рассчитаны в соответствии с прогнозным расчетом объемов механизированного подъема жидкости.

Искусственное воздействие на пласт складываются из затрат на электроэнергию для закачки воды.

Расходы на сбор и транспорт нефти и газа рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости и газа и затрат по этим статьям калькуляции без учета амортизационных отчислений.

Расходы на технологическую подготовку нефти и газа рассчитываются в зависимости от объема добываемой нефти и газа и затрат по этим статьям калькуляции без учета амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления рассчитаны исходя из классификации основных средств по амортизационным группам и срока полезного использования в соответствии с Федеральным законом РФ №158-ФЗ от 22 июля 2008 года «О внесении изменений в главы 21, 23, 24, 25 и 26 части второй налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации о налогах и сборах».

В состав эксплуатационных затрат включены расходы на мероприятия повышающие нефтеотдачу: ГРП на действующих скважинах, перевод под закачку, ПВЛГ, ПНЛГ, ЗБННС, ЗБГС, вывод из бездействия скважин, изоляционные работы и дополнительная перфорация.

Целевые средства для финансирования работ по завершению эксплуатации месторождения были оценены исходя из сложившегося по каждому варианту объема капитальных затрат и существующего фонда скважин. Размер ликвидационных затрат учтен в статье «Внереализационные расходы» и рассчитан исходя из 20 % от величины новых капитальных вложений на обустройство месторождения и 1 271,1 тыс. руб. на каждую существующую скважину. Отчисление ликвидационных затрат на скважины осуществляются по факту выбытия скважин из эксплуатации, а ликвидационные затраты на объекты обустройства отнесены на последний год разработки.

Кроме традиционных статей затрат в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти учтены также расходы на экологию, платежи и налоги, отчисляемые в бюджетные фонды.

Рисунок - Удельные текущие затраты на тонну условного топлива

Средние операционные затраты на ТУТ, позволяющие получать прибыль составляют 5 510,3 руб./т, т.е. месторождение с прибылью может работать до 2043 г., дальнейшая разработка месторождения для недропользователя невыгодна. Это связано с тем, что все скважины работают до 98 % обводненности при предельной рентабельной обводненности 96,1% и дебите нефти 4,1 т/сут. при этом дебит по жидкости 105,3 т/сут.

6.4 Налоговая система

Недропользователь выплачивает все налоги, предусмотренные действующим законодательством РФ, с учетом поправок, вступивших в силу на момент расчетов. В таблице 6.4 приведено распределение налогов в федеральный, областной и местный бюджеты. В таблице 6.5 представлен перечень налогов и платежей, включенных в экономическую оценку вариантов разработки, и показан порядок их расчета.

Цена «Юралс» на 05.05.15 составляет 62.93 usd/bbl, курс доллара к рублю по ЦБ РФ составляет 51.14 usd/rub.

Таблица - Основные налоги Российской Федерации для нефтегазодобывающих предприятий

Вид налога	Ставка налога и база начисления
1	2
Налоги, относимые на себестоимость
1. Налог на добычу полезных ископаемых	Нефть 2014г. - 5 968 руб. за тонну, 2015г. - 6 416 руб. за тонну, 2016г. - 6 767 руб. за тонну 493 - 2014 г., 530- 2015г., 559 - 2016г. с учетом коэффициента, характеризующего динамику мировых цен на нефть - Кц и коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов - Кв) Кц = (Ц-15)*Р/261, где Ц - средний за налоговый период уровень цен нефти «Юралс» в долларах США за баррель; Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю, устанавливаемого Центральным банком РФ Кв = 3,8-3,5*N/V, где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых. В случае, если степень выработанности запасов не превышает 0,8, то коэффициент Кв принимается равным 1, если степень выработанности запасов превышает 1 коэффициент Кв принимается равным 0,3. В случае, если величина начальных извлекаемых запасов нефти (Vз) по конкретному участку недр меньше 5 млн. тонн и степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр, определяемая в порядке, установленном настоящим пунктом, меньше или равна 0,05, , характеризующий величину запасов конкретного участка недр (Кз) рассчитывается по формуле: Кз = 0,125 х Vз + 0,375, где Vз - начальные извлекаемые запасы нефти в млн. тонн с точностью до 3-го знака после запятой, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода. Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти (Кд), принимается: 1) равным 0 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых; 2) равным 0,2 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 10 ^(-3)мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров; 3) равным 0,4 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 10 ^(-3)·мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи более 10 метров; 4) равным 0,8 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых; 5) равным 1 - при добыче нефти из прочих залежей углеводородного сырья, характеристики которых не соответствуют характеристикам, указанным в подпунктах 1 - 4. Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 1 и 4 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 180 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1. Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 2 и 3, применяется до истечения 120 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1.
2. Страховые взносы	Всего 2014-2015гг. -30 %. (но не более 624 тыс. руб./чел. в год), в том числе:
- пенсионный фонд	2014-2016гг. - 22 % от начисленной суммы фонда оплаты труда
- фонд социального страхования	2,9 % от начисленной суммы фонда оплаты труда
- фонд медицинского страхования	5,1 % от начисленной суммы фонда оплаты труда
3. Страхование от несчастного случая	0,5 % от начисленной суммы фонда оплаты труда
4. Прочие налоги	По месторождению взяты по фактическим данным ОАО «Томскнефть» ВНК на 2013 г. и составляют 9 076 тыс. руб.
Налоги, относимые на выручку от реализации и финансовый результат
1. Налог на добавленную стоимость	18 % от добавленной стоимости, определяемой как разница между стоимостью реализованной продукции и стоимостью материальных затрат, отнесенных на издержки. В случае использования в расчете затрат без НДС, базой начисления налога будет выручка от реализации продукции.
2. Налог на имущество предприятий	2,2 % от стоимости основных фондов.
3. Экспортная пошлина	2014г. - 13 116 руб. за тонну, 2015г. - 12 706 руб. за тонну, 2016г. - 12 297 руб. за тонну (при сложившейся за предшествующий месяц средней ценой нефти сырой марки «Юралс» в долларах США за тонну менее 109,5 доллара США - 0 %, при превышении за предшествующий месяц сложившейся средней цены нефти сырой марки «Юралс» 109,5 доллара США за тонну, но не более 146 долларов США за тонну (включительно) - 35 % от разницы; свыше 146, но не более 182,5 доллара США (включительно) - в размере 12,78 доллара за тонну и 45 % от разницы, свыше 182,5 доллара США - 29,2 доллара за тонну и 2014г. -59 % от разницы, 2015г. - 57%, 2016г. - 55%).
4. Налог на прибыль	20% от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

6.5 Технико-экономический анализ вариантов разработки

Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов

Экономическая оценка вариантов разработки месторождения «М» проведена с целью выбора наиболее эффективной системы разработки.

Технико-экономический анализ проектных решений разработки проведен по месторождению в целом, по двум технологическим вариантам разработки месторождения.

Вариант 1: Планируется к бурению 165 скважин, в т.ч. 139 - добывающих, 26 - нагнетательных, бурение 15 БС и два - БГС. Общий фонд скважин - 1554 в т.ч. добывающих - 1072, нагнетательных - 426, иных - 56. Добыча нефти с начала разработки - 93446 тыс.т. КИН - 0,295 д.ед.

Вариант 2 (рекомендуемый): Планируется к бурению 136 скважины, в т.ч. 103 - добывающих, 31 - нагнетательная, водозаборных - 2, бурение 41 БС и 5 - БГС. длина горизонтальных скважин эксплуатационного бурения 500 м, зарезок боковых стволов 300 м. Общий фонд скважин - 1525 в т.ч. добывающих - 1036, нагнетательных - 431, иных - 58. Добыча нефти с начала разработки - 105625 тыс.т. КИН - 0,333 д.ед.

В соответствии с действующими “Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов” (издательство «Экономика», 2000 г.), рекомендуется использовать прогнозный уровень цен реализации нефти и газа, предложенных уполномоченным органом исполнительной власти (которым является МЭРТ) и долей нефти, поступающей на внутренний и внешний рынки. Министерством экономического развития и торговли (МЭРТ) РФ в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской федерации» на 2014 г. прогнозируется цена нефти на внешнем рынке 104 $/bbl и курс доллара 35,5 руб.

Показатели, характеризующие эффективность разработки месторождения определены при условии сбыта 70 % добываемой продукции на внутреннем рынке и 30 % на внешнем рынке в условиях действующей налоговой системы.

Внутренняя цена нефти рассчитывается на узле учета нефти по методике, используемой во всех ведущих нефтяных компаниях, работающих на территории РФ. В соответствии с этой методикой, цена на КУУ недропользователя (Netback) рассчитывается из цены на внешнем рынке путем вычитания величины экспортной пошлины (в 2014 году 13 116 руб./т., в 2015 году 12 706 руб/т., 12 297 руб./т.) и транспортных расходов.

Величина транспортных расходов при экспортной реализации рассчитывается в соответствии с Приказом Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) №226-э/3 от 27.09.2012 г. Дополнительно в составе транспортных расходов учтены услуги по диспетчеризации, таможенному оформлению и проценты за услуги банка в среднем по региону (72,3 руб. за тонну). Применительно к месторождению «М» величина транспортных расходов при экспорте составит 2 491 руб. за тонну нефти.

Таким образом, при расчете прибыли от реализации принята цена нефти на узле учета недропользователя (без учета транспортных расходов и экспортной пошлины) в 2014 году 11 345,1 руб. за тонну без НДС (13 387,2 руб. за тонну с НДС).

Расчеты выполнены в ценах 2014 года без учета инфляции.

Финансирование проекта предполагается за счет собственных средств недропользователя.

Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта

Выбор варианта рекомендуемого для практической реализации основан на сопоставлении технико-экономических показателей вариантов разработки месторождения «М» в целом.

При реализации рекомендуемого варианта разработки месторождения капитальные вложения за расчетный период составят 30 965 млн. руб.. Добыча нефти за расчетный период составит 44 702 тыс. т., КИН - 0,333 ед. Дисконтированный (с дисконтом 10%) доход недропользователя составит 19 115 млн. руб. Дисконтированный доход государства составит 170 455 млн. руб. (таблица 6.6, рис. 6.4).

Таблица - Сопоставление основных технико-экономических показателей вариантов разработки месторождения

Показатели	Месторождение «М»
	Вариант 1	Вариант 2*
Проектный срок разработки, лет	96	133
Рентабельный срок разработки, лет	30	30
Проектная добыча нефти и ГК, тыс.т.
- за рентабельный срок разработки	26502	33124
- за расчетный срок разработки	32519	44702
Проектная добыча газа, млн. м3.
- за рентабельный срок разработки	1760	2266
- за расчетный срок разработки	2159	3076,8
Коэффициент извлечения нефти, доли ед.
- за рентабельный срок разработки	0,386	0,406
- за расчетный срок разработки	0,295	0,333
Капитальные вложения, млн.руб.	35266	30965
в том числе:
-на бурение скважин	23851	18193
-расходы на ГРР	0	0
-обустройство	8426	9225
-оборудование не входящее в сметы строек	1825	2440
- внешнее обустройство	96	96
- природоохранные мероприятия	1069	1012
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	384586	497694
в том числе:
-текущие затраты	126309	201848
-затраты на проведение МУН	1675	4611
-отчисления и налоги в себестоимости	198812	228060

Подобные документы

• Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

  Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
  
  курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014
  

• Гидравлический разрыв пласта

  Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
  
  презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
  

• Технология гидравлического разрыва пласта

  Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
  
  курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010
  

• Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

  Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008
  

• Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

  Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014
  

• Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"

  Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014
  

• Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

  Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.
  
  презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
  

• Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Cеноманская и неокомские залежи. Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации. Определение давлений и расхода газа. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления.
  
  курсовая работа [216,7 K], добавлен 12.03.2015
  

• Гидроразрыв пласта

  Геологическое строение Малодушинского месторождения, характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза, тектоническое описание продуктивных горизонтов. Технология разрыва пластов для различных условий. Подготовка оборудования и выбор скважин.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 03.06.2015
  

• Подземная гидромеханика

  Основы теории фильтрации многофазных систем. Характеристики многофазной среды. Сумма относительных проницаемостей. Потенциальное движение газированной жидкости. Определение массовой скорости фильтрации капельно-жидкой фазы газированной жидкости.
  
  презентация [255,4 K], добавлен 15.09.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам