На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Экономическая оценка полезных ископаемых

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 08.07.2012. Сдан: 2010. Страниц: 10. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание 

 

Введение

     Тема  работы: «Экономическая оценка запасов полезных ископаемых».
     Для определения промышленной ценности месторождений полезных ископаемых, наиболее эффективных и безопасных способов их отработки при геологическом изучении недр и при постановке запасов полезных ископаемых на государственный баланс осуществляется геолого-экономическая оценка месторождений на основе критериев и требований, устанавливаемых федеральным органом управления государственным фондом недр.
     В настоящее время в мире происходят постоянные изменения стратегий  и методов оценки запасов полезных ископаемых, и проблематика данного исследования по-прежнему несет актуальный характер.
     Представляется, что анализ тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых достаточно актуален и представляет научный и практический интерес.
     Характеризуя  степень научной разработанности  проблематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых, следует учесть, что данная тема уже анализировалась у различных авторов в различных изданиях: учебниках, монографиях, периодических изданиях и в интернете. Тем не менее, при изучении литературы и источников отмечается недостаточное количество полных и явных исследований тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых.
     Научная значимость данной работы состоит в  оптимизации и упорядочивании существующей научно-методологической базы по исследуемой  проблематике – еще одним независимым авторским исследованием. Практическая значимость темы Экономическая оценка запасов полезных ископаемых состоит в анализе проблем как во временном, так и в пространственном разрезах.
     С одной стороны, тематика исследования получает интерес в научных кругах, с другой стороны, как было показано, существует недостаточная разработанность и нерешенные вопросы. Это значит, что данная работа помимо учебной, будет иметь как теоретическую, так и практическую значимость.
     Определенная  значимость и недостаточная научная разработанность проблемы Экономическая оценка запасов полезных ископаемых определяют научную новизну данной работы.
     Нормативно-правая база состоит из действующего законодательства Российской Федерации по состоянию  на сентябрь 2009 года.
     Теоретико-методологическую базу исследования составили четыре группы источников. К первой отнесены авторские издания по исследуемой проблематике. Ко второй отнесены учебная литература (учебники и учебные пособия, справочная и энциклопедическая литература, комментарии к законодательству). К третьей отнесены научные статьи в периодических журналах по исследуемой проблематике. И к четвертой отнесены специализированные веб-сайты.
     Эмпирическую  базу составил практическая информация касательно Экономическая оценка запасов полезных ископаемых.
     При проведении исследования Экономическая оценка запасов полезных ископаемых были использованы следующие методы исследования:
    анализ существующей источниковой базы по рассматриваемой проблематике (метод научного анализа).
    обобщение и синтез точек зрения, представленных в источниковой базе (метод научного синтеза и обобщения).
    моделирование на основе полученных данных авторского видения в раскрытии поставленной проблематики (метод моделирования).
     Будущие исследования Экономическая оценка запасов полезных ископаемых также актуальны в целях постоянного и обоснованного решения проблемы данной работы.
     Объект  работы  - система реализации экономической оценки запасов полезных ископаемых.
     Предмет исследования – частные вопросы  экономической оценки запасов полезных ископаемых.
     Цель  работы – изучение темы экономическая оценка запасов полезных ископаемых как с российской, так и с зарубежной точек зрения.
     Поставленная  цель определяет задачи исследования:
    Изучить геологическую и технологическую оценку месторождений;
    Изучить классификацию запасов полезных ископаемых по их экономическому значению;
    Рассмотреть теоретические подходы к экономической оценке запасов полезных ископаемых;
     2. Выявить основную проблему оценки запасов в современных условиях;
     3. Обозначить тенденции развития тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых.
     Работа  состоит из введения, основной части, выводов (заключения), списка литературы. 
 

 

1. Геологическая  оценка месторождений

1.1. Нефтяная отрасль

     Долгое  время нефтяная практика имела дело с месторождениями, связанными с горными странами и предгорьями, в формировании которых, как отмечал И. М. Губкин, ведущая роль принадлежала тектоническим процессам; основным типом месторождений этих зон были антиклинальные складки. Гораздо меньше внимания обращалось на поиски залежей, образование которых обусловлено главным образом стратиграфическим соотношением свит и литологическим особенностями пород. Такие залежи, впервые открытые в России, стали широко известными лишь с 20-х гг. XX в. Быстрое распространение разведочных работ на больших территориях после первой мировой войны показало, что нефтяные месторождения можно встретить не только на периферии горных сооружений и в межгорных впадинах, но и на равнинных — платформенных — территориях среди отложений внутриконтинентальных морей прошлых геологических эпох.
     Ниже  даётся подсчёт добытой до 1947 нефти за весь период добычи по отдельным геологическим системам в процентах . Из третичных отложений было добыто 53 % общего количества, причём из отложений плиоцена получено 20 %, миоцена-21 %, олигоцена-7 % и эоцена-5 %. Из отложений мезозойского возраста добыто 17 %, причём наибольшее количество этой добычи (15,5 %) приходится на меловые отложения, на юрские — всего 1 %, а на триас — лишь 0,5 %. На палеозойские слои приходится в общей сложности 30 %; из них пермские и каменноугольные отложения дали 20 %, девонские — 3 %, верхнесилурийские — 1 %, ордовикские ? 5 % и кембрийские — 1 %. Из верхней трещиноватой части докембрийских пород до глубины 15 м добыто всего 0,004 % нефти, полученной из осадочных толщ. В СССР наибольшее количество нефти добывалось из отложений плиоцена и девона. Несмотря на то, что нефть встречается в осадочных породах всех геологических периодов, её месторождения распределены по земному шару далеко не равномерно.
           Месторождения
     1. Месторождения нефти на территории России и стран бывшего СССР:
    Азербайджан — в XIX в. было открыто одно из крупнейших месторождений в мире на Апшеронском полуострове (так называемый Бакинский нефтегазоносный район),
    Россия — отдельные месторождения в районе Грозного, Краснодарском крае, в Ставропольском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области. В 50—60-х гг. XX в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения нефти.
    Выявлены месторождения в Западной Туркмении, на Украине и в Белоруссии.
    В Казахстане выявлены месторождения нефти в Прикаспийской, Южно-Мангыстауской, Южно-Тургайской, Бузашино-Северо-Устюртской бассейнах и т.д.
     2. Среди остальных стран ряд  месторождений имеется в Румынии,  а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии и Монголии. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).
     3. Страны Азии и Африки, Австралия.  Наиболее крупные месторождения  открыты в странах Ближнего  и Среднего Востока. Крупные  месторождения нефти открыты  в 50—60-х гг. XX в. также в странах  Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам — в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии.
     4. Северная Америка В США известно  свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений нефти; наиболее  крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения нефти выявлены в Канаде и Мексике.
     5. Южная Америка В Южной Америке  месторождения с большими запасами  открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на северо-восточном побережье озера Маракайбо (Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях.
     6. Остальные Месторождения нефти  открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Эквадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов.

1.2. Газовая отрасль

     Приро?дный  газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.
     Природный газ относится к полезным ископаемым. Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. В стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °С) природный газ находится только в газообразном состоянии.
     Также природный газ может находиться в виде естественных газогидратов.
     Газовые месторождении классифицируется на:
    мелкие - до 10 млрд. м3 газа;
    средние - 10 - 100 млрд. м3 газа (Астрикс, Амангельды);
    крупные - 100 - 1000 млрд. м3 газа (Ормен Ланге, Кенган, Хангиран);
    крупнейшие (гигантские) - 1 - 5 трлн. м3 газа (Хасси Р'мейль, Шах-Дениз, Гронингенское, Дхирубхай);
    уникальные (супергигантские) - 5 трлн. м3 и более (Северное/Южный Парс, Уренгойское, Южный Иолотань-Осман).
    В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при бо?льших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.
    Огромными запасами природного газа обладает Россия (Уренгойское месторождение), США, Канада. Из других европейских стран стоит отметить Норвегию, но её запасы невелики. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеет Туркмения, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение)
    Во второй половине XX века в университете им. И. М. Губкина были открыты природные газогидраты (или гидраты метана). Позже выяснилось, что запасы природного газа в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном.
    Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли, однако они тоже не представляют интереса.
    Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам.
    Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.
    Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.
    В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 548 млрд м?. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м? через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км1.

1.3. Угольная отрасль

 
     У?голь — вид ископаемого топлива, образовавшийся из частей древних растений под землей без доступа кислорода. Международное название углерода происходит от лат. carbo («уголь»).
     Уголь был первым из используемых человеком  видов ископаемого топлива. Он позволил совершить промышленную революцию, которая в свою очередь способствовала развитию угольной промышленности, обеспечив её более современной технологией. В 1960 году уголь давал около половины мирового производства энергии, к 1970 году его доля упала до одной трети.
     Уголь, подобно нефти и газу, представляет собой органическое вещество, подвергшееся медленному разложению под действием биологических и геологических процессов. Основа образования угля — растительные остатки.
     В мировых запасах ископаемого топлива на долю угля, горючих сланцев и торфа приходится по объему 90%, а на долю нефти и газа 7-8%. В настоящее время добыча угля ведется в 60 странах: Германия, Польша, ЮАР, США, КНР, Россия,Индия. На долю этих стран приходится 85% мировой добычи. От 10 до 100млн.т добывает Польша, Германия, Великобритания, ЮАР, Канада, Турция. Если в 1923г. на земле добывалось 2,3 млрд.т, то 200г. планируется добыть от 5-7млрд.т, в 1996г. – 3,350млрд.т из них КНР –1350млн.т, США 964млн.т, Индия 108млн.т, Россия 255млн.т, Австралия 250млн.т. Мировые геологические запасы угля составляют 14трлн.800млрд.тонн. Мировые, доказанные 1035млрд.тонн – этих запасов хватит на 225лет, и в России этих запасов хватит на 500лет. На земном шаре находится 3600 угольных  бассейнов и месторождений 7бассейнов это 27500млрд – бассейны гиганты, к ним относятся Ленский, Тунгусский, Таймырский, Канско-Ачинский, Аппалагский, и Кузбаский, Аммазона. 4 бассейна от 200-500млрд. Нижнерейсковестфальский, Донецкий, Печорский, Иллинойс. Около 250 бассейнов имеют запасы от 0,5-200млрд.т. В Азии 57%, Америке 30%, Европе 9% ,  Африка и Австралия по 2%, Россия из 14100 – 6800
     Основные  направления использования  углей
     В настоящее время угли используются в основном для производства энергии и получения кокса, в меньшей степени для получения газа и жидкого топлива.
     Основные  тенденции роста потребления  угля связаны со спросом на: 1 энергетический уголь, для производства электроэнергии, 2 коксующийся уголь для развития черной металлургии, 3 энергии как источник получения тепла в случае неизбежного перехода с жидкого и газообразного на твердое топливо, 4 уголь как источник получения различных элементов и веществ, 5 уголь для получения жидкого и газообразного топлива.
          Основные угольные бассейны России.
     В Европейской части России – Донецкий, Подмосковный, Печорский. В пределах Урала – Кизелевский, Челибанский, Южно Уральский. В западной Сибири – Кузнецкий и Горновский. В восточной Сибири – в Красноярском крае и Иркутской области (Канско-Ачинский, Минусинский, Иркутский, Южно Липетский). На северо - востоке – Магаданский и Камчатский. Дальнем Востоке – Хабаровского, Приморских краев и Амурской области.
     Условия залегания всех месторождений сильно отличаются по мощности пластов, углу падения, по глубине разработки, по свойствам вмещающих пород и т.д.
          Способы разработки: открытый, подземный, комбинированный, подводный, геотехнологический.

 

 

2. Технологическая  оценка месторождений

2.1.  Технология бурения  скважин

 
     Бурение - процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы — скважины, шпура или шахтного ствола — путём разрушения горных пород на забое, бурение осуществляется, как правило, в земной коре, реже в искусственных материалах (бетоне, асфальте и др.). В ряде случаев процесс бурения включает крепление стенок скважин (как правило, глубоких) обсадными трубами с закачкой цементного раствора в кольцевой зазор между трубами и стенками скважин.
     Область применения бурения многогранна: поиски и разведка полезных ископаемых; изучение свойств горных пород; добыча жидких, газообразных и твёрдых (при выщелачивании и выплавлении) полезных ископаемых через эксплуатационные скважины; производство взрывных работ; выемка твёрдых полезных ископаемых; искусственное закрепление горных пород (замораживание, битумизация, цементация и др.); осушение обводнённых месторождений полезных ископаемых и заболоченных районов; вскрытие месторождений; прокладка подземных коммуникаций: сооружение свайных фундаментов и др.
     Классификация способов бурения. По характеру разрушения породы, применяемые способы бурения делятся на: механические — буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, и немеханические — разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё (термическое, взрывное и др.). Механические способы бурения подразделяют на вращательные и ударные (а также вращательно-ударные и ударно-вращательные). При вращательном бурении порода разрушается за счёт вращения прижатого к забою инструмента. В зависимости от прочности породы при вращательном бурении применяют буровой породоразрушающий инструмент режущего типа; алмазный буровой инструмент; дробовые коронки, разрушающие породу при помощи дроби. Ударные способы бурения разделяются на: ударное бурение или ударно-поворотное (бурение перфораторами, в том числе погружными, ударно-канатное, штанговое и т.п., при которых поворот инструмента производится в момент между ударами инструмента по забою); ударно-вращательное (погружными пневмо- и гидроударниками, а также бурение перфораторами с независимым вращением и т.п.), при котором удары наносятся по непрерывно вращающемуся инструменту; вращательно-ударное, при котором породоразрущающий буровой инструмент находится под большим осевым давлением в постоянном контакте с породой и разрушает её за счёт вращательного движения по забою и периодически наносимых по нему ударов. Разрушение пород забоя скважины производится по всей его площади (бурение сплошным забоем) или по кольцевому пространству с извлечением керна (колонковое бурение). Удаление продуктов разрушения бывает периодическое с помощью желонки и непрерывное шнеками, витыми штангами или путём подачи на забой газа, жидкости или раствора. Иногда бурение подразделяют по типу бурового инструмента (шнековое, штанговое, алмазное, шарошечное и т.д.); по типу буровой машины (перфораторное, пневмоударное, турбинное и т.д.), по методу проведения скважин (наклонное, кустовое и т.д.). Технические средства бурения состоят в основном из буровых машин (буровых установок) и породоразрушающего инструмента. Из немеханических способов получило распространение для бурения взрывных скважин в кварцсодержащих породах термическое бурение, ведутся работы по внедрению взрывного бурения.
     Бурение развивалось и специализировалось применительно к трём основным областям техники: наиболее глубокие скважины (несколько км) бурятся на нефть и газ, менее глубокие (сотни м) для поисков и разведки твёрдых полезных ископаемых, скважины и шпуры глубиной от нескольких м до десятков м бурят для размещения зарядов взрывчатых веществ (главным образом в горном деле и строительстве).
     Бурение скважин на нефть  и газ. Бурение первых скважин в России относится к 9 в. и связано с добычей растворов поваренной соли (Старая Русса). Затем соляные промыслы развиваются в Балахне (12 в.), в Соликамске (16 в.). На русских соляных промыслах издавна применялось ударное штанговое бурение. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. В 17 в. в рукописном труде «Роспись, как зачать делать новая труба на новом месте» («Известия императорского археологического общества», 1868, т. 6, отд. 1, в. 3, с. 238—55) подробно описаны методы этого периода. Первый буровой колодец, закрепленный трубами, был пробурен на воду в 1126 в провинции Артуа (Франция), отсюда глубокие колодцы с напорной водой получили название артезианских.
     Впервые в мировой практике М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корневым запатентован (1922) турбобур, примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Этот турбобур был выполнен на базе одноступенчатой турбины и многоярусного планетарного редуктора. Турбобуры такой конструкции применялись при бурении нефтяных скважин до 1934. В 1935—39 П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали и запатентовали более совершенную конструкцию многоступенчатого безредукторного турбобура, благодаря которому турбинный способ бурения стал основным в СССР. Совершенствование турбинного бурения осуществляется за счёт создания секционных турбобуров с пониженной частотой вращения и увеличенным вращающим моментом.
     В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного  момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.
     Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С. Г. Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте  Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания. В 1938—41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.
     В 1941 Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение.
     Работы  по сверхглубокому бурению для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе «Верхняя мантия Земли». В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км. Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения.
     Основное  направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР — создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов Б. шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн/м2 (100 атм) вместо 1—1,5 Мн/м2 (10—15 атм). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800—100 об/мин) для бурения алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком бурении многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.
     Большой интерес представляет механизированное бурение вертикальных горных выработок  больших поперечных сечений (диаметром  свыше 3,5 м) — шахтных стволов.
     Успехи  в создании эффективных средств  и способов бурения базируются на изучении физико-механических свойств  разрушаемых пород, механизма разрушения породы при различных способах и  режимах бурения В СССР проводятся фундаментальные работы в области изучения и определения базовых физических свойств горных пород для оценки эффективности основных процессов разрушения породы при бурении.

2.2. Управление технологическими  процессами по  интенсификации добычи нефти и газа

     В данном разделе попытаемся провести оценку технико-экономической эффективности методов интенсификации добычи нефти, уже внедренных или прошедших стадию опытно-промышленного внедрения. При этом используемое оборудование и порядок производства работ детально не будут рассматриваться.
     Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.
     С середины 1980-х годов в России выполнено  около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.
     Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в  раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.
     Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.
     По  дальности разрыва выделяют следующие  виды ГРП:  
- локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.  
- глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта.

     Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта. После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.
     При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.
     Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при  ГРП. Производительность может быть 4 – 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной  мощностью 8-10 метров.
     Реагентная обработка скважин. Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями – это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:
     - кислотного действия, растворяющая  способность которых основана  на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
     - окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на  переносе электронов от восстановителя  к окислителю, что сопровождается  изменением фазового состояния  компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;
     - комплексного действия, обеспечивающие  образование растворимых комплексных  соединений с участием моно- и  поливалентных металлов;
     - полифункциональные реагенты. Их  растворяющая способность основана  на сочетании кислотного и  окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.
     К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин  их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти  составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.
     В ЗАО «Норд Сервис» разработана  технология реагентной разглинизации  скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.
     Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.
     Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем  на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.
     Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ). При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3 х10-6 сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования. Основными параметрами электрогидравлической обработки, определяющими ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации.
     Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины – от 6 до12 часов, успешность - 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.
     Азотно-импульсная обработка. Технология предназначена для избирательного воздействия импульсами давления, которые создают газогенераторы, на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискваженной зоны.
     Областью  применения технологии являются низкодебитные  и простаивающие скважины. Она  может быть использована и для  повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения дебита нагнетательных скважин.
     В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50 скважин составила 90 %, в среднем  их дебит возрос в 3,7 раза, а количество отобранной нефти на одной скважине увеличилось на 510 т.
     Объемное волновое воздействие на месторождение. При этом на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющиеся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.
     Технология  предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи  неоднородных продуктивных пластов  с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости (терригенные - коллекторы, представленные породами различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и характером цементирующих веществ). Применяется на разных стадиях эксплуатации месторождений при выработанности запасов и обводненности не более 70 %. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5 –3 км.
     Технология  создает объемный характер воздействия на нефтяную залежь и обеспечивает интенсификацию добычи за счет ряда факторов, каждый из которых или в сочетании друг с другом может преобладать в определенных геолого-технических условиях, способствуя добыче дополнительной нефти.
     В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле - до года и более.
     Для возбуждения волновых колебаний  используются серийные виброисточники, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц. Количество виброисточников  на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка. Технология эффективно применялась в терригенных и карбонатных коллекторах на 7 месторождениях. В зоне воздействия находилось 205 скважин, из которых в среднем реагировало на воздействие 75,6 %. При этом добыча нефти увеличилась в среднем на 33,5%.
     Газодинамический разрыв пласта (ГДРП). Технология разработана в ЗАО «Пермский инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные генераторы давления с сжиганием пороха и жидкие термогазообразующие композиции.
     Для рассматриваемых технологий в таблице  представлены в порядке возрастания  результаты оценки удельного веса затрат на 1 т дополнительно добытой нефти.
     Комбинация  методов повышает эффективность  обработки скважин.
 

Таблица 1
Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти2
Технология Технологические показатели Стоимость, тыс. руб.**
Удельные затраты,
рубль на тонну
Количество скважин
(выборка)
Успешность обработок,
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.