курсовая цветное месторождение. КУРСОВАЯ (1) 2(3). 1 Геология месторождения Расчет запасов нефти и газа
 Скачать 127.45 Kb.
|
|
Содержание: 1 Геология месторождения……………………………………………………….2 2. Расчет запасов нефти и газа……………………………………………………3 3. Выбор оптимальной сетки скважин. ………………………………………….4 4. Расчет оптимальной сетки скважин…………………………………………...6 5.Расчет эффективности работы пласта при естественных режимах и принятие решения о необходимости/отсутствия необходимости применения искусственной системы поддержания пластового давления…………………..8 6. Расчет дебита скважины, радиуса контура питания…………………………9 7. Расчет нагнетательной скважины……………………………………………12 8. Расчет или корректировка расстояния между скважинами и между рядами……………………………………………………………………………16 9. Расчет технологических показателей разработки месторождения………..18 10.Сравнение двух вариантов разработки……………………………………..20 Список использованных источников…………………………………………..23 Геология месторождения. Цветное месторождение расположено в западной части Томской области в центре Каргасокского административного района. Расстояние по прямой до областного центра – г. Томска 410 км, до районного центра – с. Каргасок 73 км (приложение 1). В с. Каргасок имеются речной порт, аэродром, узел связи. Территория месторождения представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируют от 82 м в северо-восточной до 54.5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения - 25.9 м. Залесенность площади составляет 99%, из них 24% - заболоченный лес. Лес представлен лиственными (береза, осина) и хвойными (ель, сосна, пихта, кедр) породами. Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком: Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40 % территории участка. Климат резко континентальный с суровой, длительной зимой и коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от –15 0С до –40 0С, летом – до +35 0С. Снежный покров достигает 1 – 1.5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая. Через месторождение проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи. Геологическое строение месторождения. Стратиграфия. В геологическом строении Цветного нефтяного месторождения принимают участие отложения палеозойского фундамента, терригенноосадочные отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (приложение 2). Расчленение разреза проведено по материалам геофизической интерпретации с использованием реперных геолого-геофизических горизонтов регионального и зонального уровней в тринадцати пробуренных на месторождении поисковых, оценочных и эксплуатационных скважинах. 2. Расчет запасов нефти и газа. Нефтегазоносность верхнеюрских отложений Цветной площади была установлена в1967 году в результате бурения и испытания скважины № 131. При бурении из интервалов 2422.9-2429.6 и 2438.6-2433.6 м (наунакская свита, пласт Ю12) поднято соответственно 0.55 м и 4.85 м песчаников с быстро улетучивающимся запахом нефти), а по данным газового каротажа при бурении интервала пластов Ю11 и Ю12 отмечалась высокая газонасыщенность раствора (по ТВД 20-30 см3 /л). При испытании в колонне одновременно 3-х интервалов залегания песчаных пластов Ю11 и Ю12 в интервалах 2476-2466 м, 2447-2437 м, 2430-2408м. и после повторного прострела интервалов 2408-2412 м, 2426-2430 м, 24412448 м (а.о. –2328.1-2332.1; 2346.1—2350.1; 2361.1-2368.1 м) на динамическом уровне 900 м получен приток нефти 1.5 м3/сутки и газа со среднесуточным дебитом 100 м3/сутки на 8-мм диафрагме. Газовый фактор равен 66.6 м3/м3. Бурением и испытанием скважины № 131 было установлено, что пласты в верхней части юрских отложений нефтегазонасыщены и незначительные притоки из них объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их. Скважина № 132 пробурена на расстоянии 5.4 км к юго-западу от скв №131. Перспективная часть разреза горизонта Ю1, давшая при испытании скважины № 131 приток нефти и газа, в скважине № 132 залегает на 25 м гипсометрически ниже и оказалась представлена двумя маломощными (1,0 и 1,8 м.) пропластками песчаников с низкими коллекторскими свойствами. По керну и материалам ГИС песчаники нефтенасыщены. По окончании бурения в скважине с помощью пластоиспытателя были опробованы отложения наунакской свиты и пласт Ю2 тюменской свиты в интервале 2398-2558 м (а.о. –2338-2498 м). В связи с низкой фильтрационной характеристикой коллекторов и длительным воздействием на них фильтрата глинистого раствора приток пластового флюида не получен. Объект характеризуется как практически «сухой». После бурения 2-х скважин работы на площади были прекращены, и оценка запасов не производилась. Толщины продуктивных пластов представлены в приложении 3, а объем проведенных исследований в приложении 4. Выбор оптимальной сетки скважин. Выбор оптимальной сетки скважин и их ориентации относительно главных осей особенно значим для новых регионов нефтедобычи, где анизотропия проницаемости может достигать высоких значений. Перспективные объемы ресурсов углеводородов сосредоточены в труднодоступных регионах: Восточная Сибирь, Ямал, шельфы замерзающих арктических и субарктических морей, глубоководные шельфы. Данные регионы характеризуются суровыми природно-климатическими условиями и необходимостью разработки инновационных технологий для освоения перспективных месторождений. Для новых месторождений в неосвоенных и трудных для разработки регионах выбор неэффективной сетки скважин может привести к тому, что экономический эффект от реализации всей добываемой нефти будет намного ниже потенциального. В связи с этим проблема получения оптимального соотношения сторон пятиточечной системы, а также нахождение оптимальной ориентации скважин относительно главных осей при учёте анизотропии проницаемости является актуальной и важной. На важность модификации системы расположения скважин, в т.ч. из-за учёта степени анизотропии фильтрационно-емкостных свойств, в своих работах указывал целый ряд авторов: Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С. [2], К.О. Исказиев, П.П. Кибиткин, В.П. Меркулов [3], М.Н. Дмитриев, Н.М. Дмитриев, В.М. Максимов, М.Т. Мамедов [4], А.М. Нуриев [5], И.М. Бакиров [6], А.Е. Касаткин [7], С.И. Зайцев [8] и другие. При помощи формулы Писмана [9], основной формулы, используемой в гидродинамическом моделировании для расчёта дебитов, а также при помощи уравнения фильтрации и обобщённого закона Дарси для анизотропных сред тремя разными способами была получена зависимость:  где Х и Y – стороны четырёхугольника по осям Х и Y соответственно. Именно при такой зависимости между соотношением сторон и величиной анизотропии достигаются самые высокие начальные дебиты нефти и самые высокие значения накопленной жидкости. Помимо этого, в гидродинамическом симуляторе Tempest была найдена оптимальная ориентация скважин для достижения максимальных дебитов нефти при разных значениях анизотропии проницаемости. Для этого пятиточечная система с отношением сторон, равным квадратному корню из отношения проницаемостей, поворачивалась на величину от 0 до 180 градусов с шагом в пять градусов. Оптимальный угол поворота находится в пределах от 30 до 40 градусов в зависимости от величины анизотропии. Именно при таких углах поворота достигаются самые высокие начальные дебиты нефти. Как и предполагалось до начала исследования, значения дебитов нефти оказались симметричными относительно угла поворота в 90 градусов, на который приходится точка минимума. Стоит отметить, что при этом не учитывались боковые перетоки, которые должны образоваться при повороте системы скважин относительно главных осей. Вывод искомой зависимости между соотношением сторон в пятиточечной системе и величиной анизотропии. Рассмотрим стандартную пятиточечную систему расположения скважин с постоянным объёмом дренирования, что является необходимым условием, так как логично, что, если мы просто «раздвинем» скважины, а объём дренирования не сохраним, мы автоматически получим более высокие показатели разработки, исходя из которых, можно сделать неверные выводы. Для нахождения оптимальной зависимости между отношением проницаемостей и отношением расстояний между скважинами выберем определённые критерии, которые позволят выбрать оптимальный вариант. Критерии выбора соотношения сторон в зависимости от величины анизотропии проницаемости в пятиточечной системе при постоянном объёме дренирования: - суточный дебит нефти скважины; - накопленная добыча жидкости. Расчет оптимальной сетки скважин. Необходимая зависимость была выведена тремя различными математическими способами (из уравнения Писмана и из уравнений фильтрации), а затем решение было подтверждено в гидродинамическом симуляторе Tempest More. Каждый из трёх математических выводов будет рассмотрен отдельно. Вывод искомой зависимости из уравнения Писмана. В большинстве гидродинамических симуляторов, в том числе в Tempest More, дебит скважины рассчитывается для каждой вскрытой ячейки отдельно и потом суммируется [10]:   где: qil – дебит i-го компонента из вскрытого скважиной блока l. λil – подвижность i-го компонента в блоке l. Для нагнетательных скважин используется подвижность закачиваемого флюида. WIl – сообщаемость скважина-пласт в блоке l pl – давление в блоке l, приведенное к глубине приведения забойного давления pbh – забойное давление в скважине, приведенное к глубине приведения забойного давления Для каждой вскрытой ячейки производится расчет сообщаемости скважина-пласт WIl по формуле:  где: θ – π/2, π или 2π для скважин, расположенных соответственно в углу, на границе или в центре блока прямоугольной сетки. kl – проницаемость для блока l, где k1 и k2 проницаемости в направлениях, перпендикулярных направлению скважины. hl – мощность интервала перфорации в блоке l. fl – множитель для перфорации в блоке l. rol – эквивалентный радиус блока l. rw – радиус скважины. Sl – скин-фактор в блоке l. Эквивалентный радиус (радиус Писмана (Peaceman)) Для расчета притока используется забойное давление и давление в ячейке (взамен давления на контуре питания). В связи с этим возникла необходимость введения расстояния, на котором будет рассчитываться давление в ячейке. Это расстояние и есть эквивалентный радиус (радиус Писмана). Зная давление на радиусах ri (забойное) и ro (в ячейке) строится логарифмическая кривая распределения давления. С применением этой кривой можно найти давление на любом другом радиусе. Расчет эффективности работы пласта при естественных режимах и принятие решения о необходимости/отсутствия необходимости применения искусственной системы поддержания пластового давления. Исходные данные для расчетов экономической эффективности применения системы поддержания пластового давления (ППД) при эксплуатации пласта месторождения приведены в таблицах 1 и 2. Таблица 1. Исходные данные по пласту месторождения.
Таблица 2. Исходные данные по НГДУ.
Приведенные данные позволяют сделать вывод. Разработка пласта Цветного месторождения является эффективной и рекомендуется продолжение разработки пласта с применением технологии ППД. Расчет дебита скважины, радиуса контура питания. Дебит вертикальной скважины определяется по формуле:  (3)или  =    ,где – дебит вертикальной горизонтальной скважины, м3/с;k – абсолютная проницаемость пласта, м2; h – толщина пласта, м;  – вязкость нефти,  ;Рпл, Рз – пластовое и забойное давление, соответственно, Па; rc – радиус скважины, м; rк – радиус контура питания, м. Расчет производительности горизонтальной скважины. Имеются два способа определения прогнозных дебитов нефти горизонтальных скважин: · по промысловым данным эксплуатации горизонтальных скважин в аналогичных условиях; · по расчетным формулам. В настоящее время предложено большое количество решений для определения производительности горизонтальных скважин. Наиболее простой способ в оценке дебитов ГС возможен по формуле Joshi:  (4)или  ,где  – дебит горизонтальной скважины, м3/с;k – абсолютная проницаемость пласта, м2; h – толщина пласта, м; Рпл, Рз – пластовое и забойное давление, соответственно, Па; rc – радиус скважины, м; L – длина горизонтального участка ствола, м; а – большая полуось эллипса (контура питания), м:  , (5)где rк – радиус контура питания, м. Пример. Определить производительность горизонтальной скважины, сравнить с производительностью вертикальной скважины. Известно: длина горизонтального участка L = 100 м; толщина пласта h = 10 м; проницаемость пласта k = 5 мД; вязкость нефти m = 0,85 сП; пластовое давление Рпл = 29,5 МПа; забойное давление Рз = 19 МПа; радиус скважины rс = 0,1 м; радиус контура питания rк = 500 м. Решение. 1. Определяем коэффициент а:  .2. Вычисляем производительность ГС:    Для сравнения вычислим производительность вертикальной скважины:   Расчет нагнетательной скважины. При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагнетания, схему размещения нагнетательных скважин. Сначала обычно устанавливают схему размещения скважин. Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в подборе такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой. Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора максимальное приближение линии нагнетания или отдельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного заводнения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором удалении за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными скважинами. Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реальных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например, при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой проницаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно нескольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от контура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько километров, наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по периметру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагнетательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части. Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными условиями, выявленными в процессе разработки. При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах. Суммарный объем закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания, а в большинстве случаев также и от коллекторских и упругих свойств пластов (главным образом в законтурной области). Для характеристики давления на линии нагнетания удобно пользоваться понятием «среднее давление на линии нагнетания». Под этим термином следует понимать то давление на линии нагнетания, если бы фактическая система нагнетательных скважин была заменена расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей. При законтурном или приконтурном заводнении, если среднее давление на линии нагнетания  равно начальному пластовомуРпл. то при установившемся процессе объем нагнетаемой воды становится равным объему жидкости, добываемой при эксплуатации. Если >Рпл, то объем нагнетаемой воды складывается из объема, компенсирующего объем отбираемой из залежи жидкости, и объема потерь нагнетаемой воды в законтурную область, вследствие проявления перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью.Если <Рпл, то объем нагнетаемой воды будет меньше объема отбираемой при эксплуатации жидкости на объем воды, притекающей к залежи из законтурной области.Потери или уход (утечка) воды в законтурную область зависит от перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью, от строения пласта, его коллекторских и упругих свойств в законтурной области. Если в пласте на небольшом удалении от залежи имеются области питания, то утечку воды можно определить ко формулам для установившегося движения. Если же область питания отсутствует или находится на значительном удалении от залежи, то процесс движения жидкости в законтурную область будет неустановившимся и потери закачиваемой воды в законтурную область могут быть подсчитаны по формулам для неустановившегося (упругого) режима. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:  , (6)где: Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления; Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления; Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв' -объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Из уравнения (6) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением  , (7)Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (7) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (7) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды. Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. Некоторое регулирование этих величин возможно воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин для улучшения их поглотительной способности (кислотные обработки, гидроразрывы и др.). Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. Коэффициент текущей компенсации  , (8)- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки. Расчет или корректировка расстояния между скважинами и между рядами. Дебит скважин с учетом взаимодействия вычисляют по формуле: Qвз.скв. = aвз. · Qmax.сут., м3/сут (9) Qвз.скв = 0,97 · 3000 = 2910 м3/ сут где авз. – коэффициент взаимодействия, принимают в зависимости от расстояния между скважинами (таблица 3), по таблице 4 расстояния между скважинами принимаем 40 м. Таблица 3. Значение коэффициента взаимодействия авз. от принятого расстояния между скважинами в зависимости от R.
Оптимальные расстояния между скважинами, от которых зависит величина их взаимодействия, устанавливают на основании технико-экономических расчетов. Ориентировочно их можно принимать по таблице 4. Таблица 4. Рекомендуемые расстояния между колодцами (скважинами), м.
Необходимое число рабочих скважин определяют по формуле:  , (10) штПолученный результат округляют до ближайшей большей целой величины. Количество резервных скважин принимают по таблице 5 в зависимости от числа рабочих скважин и категории водозабора n раб =2 шт. Таблица 5. Количество резервных скважин.
Расчет технологических показателей разработки месторождения. Все пласты неоднородны по проницаемости. Если рассматривать проницаемость как случайную величину, то для расчёта процесса обводнения можно использовать теорию вероятности. Знать проницаемость в каждой точке, мы не имеем возможности, но мы можем найти закон распределения проницаемости по объёму пласта. Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной проницаемости. Изменение проницаемости трубок подчиняется закону распределения Саттарова. Проницаемость каждой трубки тока постоянны по её длине. Трубки отделены друг от друга перегородками бесконечно малой толщины, следовательно перетоков между трубками тока нет. Вытеснение поршневое, скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока. Допустим, в какой-то момент времени t по какой-то трубке тока с проницаемостью Кm в скважину подошла вода. По всем трубкам, у которых КKm поступает вода, у которых К<Кm поступает нефть. Количество нефти и воды, поступающей в момент времени t в галерею, определяются по формуле:   , (11)где КН и КВ - средние абсолютные проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть или вода. Количество жидкости определим как сумму нефти и воды: qЖ=qН+qВ, (12) Долю нефти найдём как отношение количества нефти к количеству жидкости: fн=qн/qж, (13) Подставив значения, в конечном итоге получим:  , (14) , (15)Зная долю нефти, мы можем найти долю воды:  , (16)Средняя проницаемость трубок тока, по которым поступает вода в данный момент времени изменяется от бесконечности до Кm, по которым поступает нефть средняя проницаемость изменяется от Кm до 0. Проницаемости трубок тока как нефтяной так и обводнённой части изменяются согласно закону Саттарова:  (17) , (18) , (19)Подставив 17 в 18 и 19 и интегрируя полученные выражения по частям, получим:  , (20) , (21)Таким образом, мы можем вычислить для любого значения проницаемости количество поступающей нефти и воды, а, следовательно, долю нефти и воды в добываемой продукции. Сравнение вариантов разработки. Выбор варианта на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа. Задачей выбора вариантов разработки эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи. В вариантах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС. Варианты разработки месторождения могут экономически оцениваться не только по определяющим показателям, которые рассчитываются за период извлечения большой части запасов газа. Каждый вариант разработки месторождения может быть при помощи соответствующих макетов промыслов выражен в виде объема капиталовложений и вложений металла в промысловое строительство. Известно несколько вариантов разработки месторождений, из которых наиболее правильным с точки зрения разработки и охраны недр является метод с процессом рециркуляции газа в газоконденсатной части залежи. Есть три варианта разработки месторождения: Всех запасов в контуре рудного тела, Запасов по средней кондиции, Запасов по высокой кондиции. Первый вариант разработки является составной частью геолого-экономической оценки месторождений полезных ископаемых. Она сопровождает все последовательные этапы (стадии) поисковых и разведочных работ и непрерывно ведется в процессе эксплуатации месторождения. Второй вариант – это одна из наиболее важных составных частей оценки месторождений — обоснование промышленных кондиций на полезные ископаемые. Такая роль им отводится в связи с тем, что состав и уровень промышленных кондиций определяют качественно-количественную характеристику запасов. От нее зависят порядок отработки месторождений, мощность горно-перерабатывающих предприятий и эффективность их работы, которая определяется размером капитальных и эксплуатационных затрат, вкладываемых в получение продукции, и от ее качественно-количественной характеристики. Поэтому совершенствование методики обоснования кондиций в условиях рыночных отношений является актуальной задачей, от ее успешного решения зависит эффективность работы отдельных горно-перерабатывающих предприятий и всей отрасли в целом. Проведенный анализ чувствительности показал, что представленные экономические показатели поданному варианту разработки месторождения являются устойчивыми к изменению внешних факторов и рисков и проект рекомендуется к практическому применению. Третий вариант разработки запасов по высокой кондиции — и показывает, что критерий максимума суммы прибыли без ее дисконтирования обеспечивает безубыточную отработку балансовых руд и что любое приращение забалансовых запасов приводит к убыткам. Критерий максимальной рентабельности ведет к хищнической эксплуатации. Одним из основных недостатков является то, что до настоящего времени при технико-экономической оценке месторождений и эффективности горного производства, включая обоснование кондиций и разработку проектов строительства предприятий, используются методы, в основу которых положен статический подход, предполагающий неизменность (статичность) условий разработки месторождений на оцениваемый период. Из трех вариантов разработки месторождения рекомендуемый третий и расчетный второй варианты имеют один и тот же комплекс мероприятий по эксплуатационным объектам, а различаются между собой лишь сроком ввода в разработку основного по остаточным запасам. Обоснование и последующее исследование этих вариантов разработки месторождения осуществляется с учетом состояния промышленной освоенности выбранных технологических процессов и способов теплового воздействия на залежь. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1.БД по месторождению «Цветное» Томск - 2009 – 171с. 2.Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта – Москва – Недра- 1986 г. – 165 с. 3. Alfred R. Jennings, Jr. P.E.Enhanced Well Stimulation, Inc. Применение гидравлического разрыва пласта - OGCI/PetroSkills Hydraulic Fracturing Applications, Alfred R. Jennings, Jr. PE Enhanced Well Stimulation, Inc. 2003. - 168 с. 4.А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, В.А. Казаненков, В.А. Конторович, Е.А. Костырева, Е.В. Пономарева, С.В. Рыжкова, П.А. Ян Статья: Баженовская свита – Главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России. – 2014 г. – 8 с. 5.Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта – Москва : Недра-Бизнесцентр, 1999. - 212 с 6.А.Н. Шорохов, М.А. Азаматов, А.А. Артамонов Основные особенности проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта на горизонтальных скважинах – Москва: Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности – 2013г. - 5 с. 7.Михаил И. Самойлов Практика многостадийных ГРП в ТНК-ВР – Москва – 2013г. – 31с. 8.ГОСТ 12.0.003 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация» – Введен 1.01.1976 – Москва: Стандартинформ – 1976г. – 16 с. 9.Мусияченко, Е.В. Безопасность жизнедеятельности: учебное пособие/Е.В. Мусияченко, А.Н. Минкин. – Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2016. – 47 с. 10.СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки. – Введен 31.10.1996. – Москва :МинздравРоссии, 1996. – 8 с. 11.СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий. – Введен 31.10.1996. – Москва: МинздравРоссии, 1996. – 20 с. 12.ГОСТ 12.0.03-74 ССБТ Опасные и вредные производственные факторы. – Введен 01.01.1976. – Москва: Госкомитет стандартов Совета Министров СССР, 1976. – 12 с. 13.ППБО-85 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. – Введен 28.11.1985. – Москва: Министерство нефтяной промышленности СССР, 1985. – 153 с. 14.ГОСТ 12.1.002-84 "Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах. – Москва: Государственный комитет СССР по стандартам , 1986. – 8 с. 15.СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. – Введен 05.01.2009. – Москва: ВНИИПО МЧС России, 2008. – 37 с. 16.ГОСТ Р 55201-2012 «Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Порядок разработки перечня мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера при проектировании объектов капитального строительства» - Введен 01.07.2013 – Москва: (ФГБУ ВНИИ ГОЧС (ФЦ) – 92 с. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||