Характеристика геологического строения месторождения. Описание стратиграфии и тектоники объекта. История исследований и геолого-физическая изученность Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения. Параметры продуктивных пластов и их неоднородность.
При низкой оригинальности работы "Особенности геологического строения и геолого-промысловый анализ Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
В геологической части работы приведены следующие сведения: литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений, тектоническое строение месторождения, нефтегазоносность и гидрогеологическая характеристика изучаемого участка. В геолого-промысловой части дается описание характеристики эксплуатационного объекта, характеристика геологического строения параметров продуктивных пластов и их неоднородности, режим залежи, физико-гидродинамические характеристик продуктивных пластов, состав и свойства нефти, растворенного газа и пластовой воды, краткая история и текущее состояние разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения. В специальной части проведен анализ разработки месторождения по стадиям, динамический анализ разработки, анализ выработки запасов пласта Ф0 Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения, анализ структуры фонда скважин, также был сделан прогноз конечной нефтеотдачи и приведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки.Коэффициент вариации,д.е Интервал изменения, от до Среднее значение Коэффициент вариации,д.е Интервал изменения, от до Среднее значение Коэффициент вариации,д.е Интервал изменения, от до Среднее значение Коэффициент вариации,д.е Интервал изменения, от до Величина начального давления залежей ненамного превышает условное гидростатическое, но является достаточной для обеспечения фонтанирования скважин нефтью.Фонтаны нефти получены на 8 объектах, непереливающие притоки нефти на 12 объектах, фонтаны нефти с пластовой водой на 1 объекте, непереливающие притоки нефти с пластовой водой на 2 объектах, непереливающие притоки пластовой воды с пленкой нефти на 6 объектах, переливающие притоки воды на 1 объекте, непереливающие притоки воды на 57 объектах. -1696,1-1709,1м) в скважине 3NT получен приток пластовой воды дебитом 1700,0м3/сут при депрессии на пласт 9,40МПА. Плотность исследований составила 0,92 определения на 1м освещенной керном эффективной толщины пласта (155,4м в 17 скважинах). Пласт Ф04 D3zd2 охарактеризован керном в 2-х скважинах 23 и 901. общая толщина пласта изменяется от 5,9м до 17,7м, эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,4 до 8,8м, водонасыщенная - от 1,2м до 9,4м. Значения коэффициента пористости изменяются от 12,0% до 20,6%, в среднем по пласту составляют 14,4%.Анализ разработки любого месторождения проводится с целью оценки режимов работы залежи на различных стадиях, для выявления причин изменения добычи нефти и условий выработки нефти из пласта с целью определения эффективных мер по достижению проектных показателей - темпов добычи нефти, нефтеотдачи. Динамика годовых отборов нефти последующего периода разработки показала, что с вводом новых скважин в разработку вовлекались новые запасы и наблюдался закономерный рост добычи нефти. Это вызвано, в основном, нарушением стабильной работы скважин, связанное с частым их простаиванием, также на падение дебитов повлияли такие факторы, как вовлечение в разработку менее продуктивных зон пластов и рост обводненности скважин. Проанализировав показатели разработки можно выявить, что месторождение разрабатывается на естественном упруговодонапорном режиме , при этом режиме рост добычи нефти зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин. Проанализировав полученные данные и графики разработки можно сделать следующие выводы: Месторождение находится на второй стадии разработки характеризующейся высокими значениями добычи нефти, разработка велась в основном без резких отклонений показателей от проекта, за исключением быстрого роста обводненности.Представленные данные указывают на некоторые различия между фактической и проектной добычей нефти. В 1997 и 1998 гг. фактические показатели разработки отставали от проектных по следующим показателям: - добыча нефти на 34,8 и 72,1 тыс.т, - отбор жидкости на 34,8 и 76 тыс.т, - фонд действующих добывающих скважин на 6 и 9, - темп отбора от НИЗ на 0,5 и 1,1%. Фактические показатели разработки превышали проектные по: - дебиту нефти на 5,9 и 0,9 т/сут, - дебиту жидкости на 6 и 1,4 т/сут, - обводненности скважин на 0.2 и 0.3%. Сравнение за 1999 год показало существенное отставание фактически действующего фонда скважин от проектного в 1,4 раза, добыча нефти не достигает проектного уровня на 34,6 тыс.т; фактический дебит нефти соответствовал проектному, равному 36,9 т/сут. При сравнении фактических показателей разработки месторождения с уточненными проектными уровнями в 2002 и 2003 гг. по следующим показателям незначительное отставание: - добыча нефти на 2,3 и 34,7 тыс.т, - добыча нефти с начала разработки на 2,3 и 37 тыс.т, - отбор от НИЗ на 0 и 0,6%, дебит нефти увеличился в 2002 г. на 0,1 и уменьшился в 2003 г. на 3,3 т/сут дебит жидкости на в 2002 г. увеличился на 0,2 и уменьшился в 2003 г. на 5,5 т/сут, действующий фонд скважин уменьшился на 4 и 6 шт, обводненность скважин увеличилась на 0,1 и 1,4 %.
План
СОДЕРЖАНИЕ стр. Аннотация ................................................................................................................... 4 Список сокращений используемых в тексте ........................................................... 7 Список таблиц………………………………………………………………………. 9 Список рисунков……………………………………………………………………. 11 Список графических приложений…………………………………………………. 12 Введение...................................................................................................................... 13 1. Краткий очерк геологического строения месторождения.................................. 14 1.1.Географо-экономические сведения .................................................................... 14 1.2. История исследований и геолого-физическая изученность............................ 16 1.3.Стратиграфия........................................................................................................ 17 1.4.Тектоника.............................................................................................................. 28 1.5. Нефтегазоносность месторождения .................................................................. 31
2.1. Характеристика эксплуатационного объекта................................................... 47 2.2. Характеристика геологического строения, параметров продуктивных пластов и их неоднородности………………………………… 49 2.3.Режим залежи........................................................................................ 58 2.4.Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов............ 58 2.5. Состав и свойства нефти, растворенного газа и пластовой воды… 66
2.6. Краткая история и текущее состояние разработки Восточно-
4.1Характеристика предприятия и основные показатели разработки ………… 110
4.2 Расчет основных технико-экономических показателей Восточно-
Сотчемью-Талыйюского месторождения………………………… 113 4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения геолого- геолого-технических иероприятий …………………………….. 115 5. Безопасность и экологичность работы …………………………………… 118
5.1. Введение…………………………………………………………….. 118 5.2. Анализ потенциальных опасностей и вредностей с точки зрения воздействия на человека………………………….. 120 5.3. Пожарная безопасность…………………………………………….. 123 5.4. Мероприятия по защите окружающей среды……………………... 127 5.5. Гражданская оборона, Организация работ при чрезвычайных ситуациях……………………………………………………………... 130 5.6 Расчет величины снижения шума…………………………………… 132
Заключение ................................................................................................................. 134 Список литературы..................................................................................................... 135
7
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
АК - акустический каротаж
АСУ - автоматизированная система управлений ВК - водоносный комплекс
ВНК - водонефтяной контакт
ГИС - геофизические исследования скважин ГКЗ - государственная комиссия по запасам ГОСТ - государственный стандарт
ГРЭС - гидроэлектростанция ГС - головные сооружения
ГСМ - горюче-смазочные материалы ГТМ - геолого-технические мероприятия ГФУ - газофакельные установки
ЗАО - закрытое акционерное общество КИН - коэффициент извлечения нефти КС - кривая кажущегося сопротивления ЛЭП - линии электропередач
МОГТ - метод определения глубинной точки НГК - нефтегазоносный комплекс
НГК - нейтронный гамма-каротаж
НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение НГО - нефтегазоносная область
НГР - нефтегазоносный район
НДС - налог на добавленную стоимость НИЗ - начальне извлекаемые запасы ОПЗ - очистка призабойной зоны
ОАО - открытое акционерное общество
ОБУВ - ориентировачный безопасный уровень воздействия ООО - общество с ограниченной ответственностью
Состав газа растворенного в нефти 69 Физико-химические свойства нефти (поверхностные условия) 71
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа 72
Характеристика пластовой воды 73 Факторный анализ фактических уровней добычи нефти 77 Результаты замера давлений на забое 82 Основные показатели разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения 88
Исходные данные для расчета извлекаемых запасов 94 Показатели выработки запасов по пластам Ф01-3D3zd2 и Ф0 4D3zd2 98 Характеристика фонда скважин 100
10
3.1.6.1
3.1.6.2
3.1.6.3
4.1.1
4.2.1
4.3.1
Сравнение проектных и фактических показателей разработки в период 1990 - 2001 гг.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Факторный анализ расхождений проектных и фактических данных добычи нефти
Основные технологические показатели разработки Восточно-
Сотчемью-Талыйюского месторождения
Расчет основных технико-экономических показателей Данные по ГТМ
106
107
108
112
114
115
Исходные данные и нормативы для расчета технико-
4.3.2 экономических показателей 116
4.3.3 Сводные данные расчета эффективности 117 5.2.1 Результаты измерения шума - 1 121 5.2.2 Результаты измерения шума - 2 122
Перечень оборудования - источников выбросов загрязняю-
5.4.1 щих веществ в атмосферу 128
ПДК некоторых загрязняющих веществ выбрасываемых в ат-
5.4.2 129 мосферу
11
СПИСВОК PTRIALOB
№ Рисунка
1.1.1
Название рисунка
Обзорная карта района работ
Схема тектонического районирования (выкопировка из карты страница
15
1.4.1 тектонического районирования Тимано-Печорской НГП, по 30
1.6.1
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
3.1.1
3.1.2
3.1.2.1 3.1.3.1 данным ТП НИЦ) (Масштаб 1: 1000000)
Изменение минерализации пластовых вод задонских отложений по линии скважин 23-21-28-31-62-3 Восточно-Сотчемью-
Талыйюского месторожднения
График разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения.
Карта текущих отборов Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения (масштаб 1 : 50000)
Карта накопленных отборов Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения (масштаб 1 : 50000)
Динамика среднесуточной добычи нефти в 2005 г.
Сводный график разработки накопленных отборов Восточно-
Сотчемью-Талыйюского месторождения
Сводный график разработки годовых отборов Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения
«Фазовый портрет»
Зависимость обводненности от нефтеотдачи
График зависимости отношения текущей добычи нефти к на-
42
76
79
80
83
89
90
91 93
3.1.3.2 копленной от накопленной добычи нефти 95
3.1.3.3
3.1.5.1
5.3.1
Выделенная прямая на поздней стадии разработки добычи нефти 95
Динамика средних дебитов нефти, жидкости и обводненности скважин 102
Приложение № 8 Карта изобар на 01.01.2005г. Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения (Масштаб 1 : 25000)
13
Список литературы
1. За анализируемый период 1997-2005 гг. фонд скважин находился на уровне проектного или несколько выше.
Фактически действующий фонд в 2000 г. по сравнению с 1999 г., увеличился на 8 скважин и приблизился к проектному, в 2001 и 2005 гг. фактически действующий фонд равен проектному - 26 скважин (2001г.), 37 скважин (2005г.), в 2002-2004 гг. фонд уменьшился в связи с выбытием скважин в бездействие, 2. Несмотря на достижение планируемого фонда скважин, проектные уровни добычи нефти по месторождению не выполнялись: в 1997, 1998 гг. соответственно на 19 и 31 % изза меньшего, по сравнению с проектным, добывающего фонда, а также изза большого количества бездействующих скважин, в 1999, 2000, 2001, 2002 2003 и 2004 гг. соответственно на 13, 18, 12, 0.8, 12.8, 13,7 % изза роста обводненности скважин.
Фактическое обводнение залежей продуктивных пластов происходит быстрее прогнозируемого, на 1.01.05 г. фактическая обводненность (63,8%) превышает проектную (59,9%) на 3.9%.
107
Таблица 3.1.6.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки
1990 1991 Показатели фак фак т т
1992 факт
1993 фак т
1994 проект факт
1995 проект факт
1996 проект факт
1997 проект факт
1998 проект факт
1999 проект факт
2000 прое факт кт
2001 проект факт
2
Добыча нефти, тыс.т
В т.ч. из переходящих скважин, тыс.т из новых скважин, тыс.т
Ввод новых скважин, шт
Накопленная добыча нефти, тыс.т
Средняя глубина новой скважины, м
Коэффициент нефтеизвлечения, %
Отбор от НИЗ, %
Обводненность среднегодовая,%
Добыча жидкости, тыс.т
Накопленная добыча жидкости, Эксплуатационное бурение всего, тыс.м
Фонд добывающих скважин на конец года, ед
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти, т/сут
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по жидкости, т/сут
Среднесуточный дебит нефти новых скважин, т/сут
3 4
0,3 2,2
- 2,2
0,3 -
1 0
0,3 2,5
2060 -
- -
- -
0,1 0,1
0,3 2,2
0,3 2,5
- -
1 1
1 1
9,6 17,8
9,6 17,8
9,6 -
5
5,55
5,6
-
0
8,0
-
0,00 1
0,1
0,1
5,6
8,1
-
1
1
24
24
-
6 7
10,5 18
5,9 -
4,6 18
2 7
18,6 18
2368 2000
0 0
0,2
0,2 0
10,5 18
18,6 18
3,2 4
3 7
3 7
21,1 25,7
21,2 25,7
19,8 25,7
8
47,5
27,4
20,1
5
66,1
2328
0,00 4
0,8
0,3
47,6
66,3
6,4
8
7
28,8
28,9
29,6
9
70
50
20
8
88
2000
0,006
1,4
71
89
12
15
14
24,2
24,5
25
10
89
67
22
5
155, 1
1978
0,01
1,5
0,2
112
178, 8
8,4
13
10
37
37
32,6
11
128
117,5
10,5
7
327
2000
0,026
7,2
15,8
152
361
14
30
28
17,7
21,1
15
12
121
112
9,1
3
276, 1
1977
0,01 3
2
0,67
138
312, 2
4
16
11
36,1
36,1
44,9
13 14 15
185 150,2 235
169,4 134,6 204,8
15,6 15,6 30,2
3 2 4
461 426,3 696,0
2000 1925 2000
0,029 0,027 0,044
7,3 6,8 11,1
1,1 1,4 5,6
187 152,2 249
463,8 428,3 712,8
6 5,8 8
19 19 23
18 12 22
34,8 40,6 36,4
35,2 41,2 38,5
40 77,3 55
16
163
151
11,5
4
589, 2
1943
0,04
9,4
5,9
173
602
3,9
22
13
37,3
39,7
23,6
17
192
174
18
2
783,2
2000
0,05
12,4
8,1
209
812,2
4
23
19
36,9
40,2
60
18
166, 2 164, 5
1,7
1
755, 4
1960
0,04 4
11,1
12,1
186, 6 788, 1
1,9
23
13
36,9
41,4
35,7
19
255
238,5
16,5
2
1038, 2
2000
0,066
16,5
10,2
284
1096
4
25
23
37,8
42,1
5
20 21 22
208,3 290 255,4
194 275 247,6
14,3 15 7,9
4 2 3
963,7 1328,2 1219,1
1968 2000 1953
0,064 0,084 0,081
14,1 21,1 17,9
24 12,1 39
259,7 330 418,4
1047,8 1426 1480,7
3,9 4 5,8
29 27 31
22 26 25
34,2 36 30,6
45 41 50,2
35,3 50 17,6
108
Таблица 3.1.6.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки
2002 2003 2004 2005 Показатели Проект Проект Проект Проект
Факт Факт Факт Факт
1 Добыча нефти, тыс.т
В том числе: из переходящих скважин из новых скважин
2 3 272,4 271,0 270,1 236,3
266,2 256,3 232,9 229,7 6,2 14,7 37,2 6,6
4 5 263,7 251,1 223,6 246,9
251,8 242,9 185,2 191,0 11,9 8,2 17,3 55,9
Накопленная добыча нефти, тыс.т
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %
Обводненность среднегодовая, %
Добыча жидкости, тыс.т
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
Коэффициент эксплуатации скважин, доли ед.
Эксплуатационное бурение,всего, тыс.м
Ввод добывающих скважин, ед.
Фонд добывающих скважин на конец года, ед.
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, ед.
Среднесуточный trial одной добывающей скважины, т/сут по нефти по жидкости
Таблица 3.1.6.3 - Факторный анализ расхождений проектных и фактических данных добычи нефти
Показатели Проект Факт
1 2 3
Действующий фонд добывающих скважин 37 37
Отработанное время, 11789 11635 сут
Среднегодовая обводненность, % 66,0 67,1
Средний дебит 1 скв., т/сут по жидкости
62,5 64,6 по нефти
21,3 21,2
Коэффициенты изменения добычи нефти
4
За счет изменения отработанного времени
За счет изменения обводненности
За счет изменения дебита жидкости
Величина, доли ед.
5
0,987
0,967
1,033
Составляющие отклонения добычи нефти от проектной
6
За счет отклонения отработанного времени
За счет отклонения обводненности
За счет отклонения среднего дебита скважин
Величина, тыс.т
7
-3,8
-8,4
8,0
Суммарный 0,986 Всего -4,2
110
3.1.7 Основные выводы и рекомендации
Рассмотрение состояния разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения позволяет сделать следующие выводы: 1. Результаты разбуривания месторождения в основном подтверждают представления о его геологическом строении.
2. В настоящий момент месторождение работает на естественном режиме за счет энергии пластовой нефти и подпора законтурных вод. Рекомендуемая последним документом система разработки предусматривала размещение скважин по треугольной, неравномерной системе, с расстоянием между скважинами 600 м и плотностью сетки 31,2 га/скв. На данный момент месторождение уже разбурено по данной системе, рекомендованной утвержденным проектом разработки.
3.Месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти. Темпы отбора текущих запасов ниже запроектированных.
4. Незначительное расхождение проектного и фактического уровней добычи нефти обусловлено несколько большей обводненностью при удовлетворительном соответствии других показателей разработки.
5. Значительное превышение величины среднегодовой обводненности над степенью использования НИЗ требует принятия мер по вовлечению в разработку недренируе-мых запасов залежи. К ним относятся: - добуривание проектных скважин и бурение уплотняющих скважин резервного фонда (в том числе горизонтальных);
- бурение вторых стволов (в том числе горизонтальных) в скважинах, расположенных в зонах с высокой концентрацией остаточных запасов;
- ревизия технического состояния пробуренных скважин и проведение ремонтных работ по ликвидации заколонных и забойных притоков воды;
- организация циклического режима работы высокообводненых скважин;
- сохранение режима ограничения рабочих депрессий и, соответственно, дебитов скважин по жидкости.
- Капитальный ремонт скважин, в которых выявлены заколонные перетоки;
- Приобщение ранее неперфорированных пропластков.
111
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Характеристика предприятия и основные показатели разработки
В экономической части дипломного проекта представлен расчет основных технико-экономических показателей и расчет экономической эффективности от внедрения геолого-технических мероприятий.
Закрытое акционерное общество “Печоранефтегаз” является обладателем лицензии на право пользования недрами Сотчемьюского и Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяных месторождений (соответственно СЫК №00169 НЭ и СЫК №00168 НЭ , виды работ: разведка и добыча нефти), выданными в г. Сыктывкаре 2 июня 1998 года Комитетом по природным ресурсам республики Коми.
Месторождения были открыты в 1988-1989 гг. и первоначально рассматривались как три самостоятельных площади. В дальнейшем было установлено наличие единой залежи в пределах Восточно-Сотчемьюского, Талыйюского и Северо-Талыйюского поднятий. К настоящему времени на обоих месторождениях пробурено 54 скважины. Запасы нефти Сотчемьюйского Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождений в оперативном порядке подсчитывались несколько раз. В феврале 1996 г. ЦКЗ МПР утвердила запасы, подсчитанные ВНИИ им. акад. А.П.Крылова. В 1998 году ЗАО “Печоранефтегаз” совместно с ООО “Прогресс” выполнена работа по приросту запасов Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения . В 2000 году ЗАО “Печоранефтегаз” выполнен подсчет запасов нефти Северо-Талыйюского месторождения, примыкающего с северо-востока к Восточно-Сотчемью-Талыйюскому месторождению.В соответствии с решением ЦКЗ запасы Северо-Талыйюского месторождения объединены с Восточно-Сотчемью-Талыйюским месторождением. Таким образом, по состоянию на 1 января 2001 года на Государственном балансе числятся следующие запасы нефти: Восточно-Сотчемью-Талыйюское: С1 - балансовые- 17 056 тыс. т;
- извлекаемые - 6 823 тыс. т; С2 - балансовые- 1 180 тыс. т;
- извлекаемые - 472 тыс. т.
112
С 1994 года месторождения находятся в опытно-промышленной эксплуатации.
В настоящее время разработка ведется в соответствии с технологическими схемами, утвержденными ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2141 от 17.04.97 и № 2161 от
17.07.97).
За время разработки месторождений были проведены дополнительные сейсмические исследования, во вновь бурящихся скважинах выполнялся комплекс ГИС, анализировались результаты эксплуатации скважин. Все это послужило основанием для пересчета запасов нефти и растворенного газа месторождений. Работа выполнена в ООО “Геол Исс” по материалам и с помощью специалистов ЗАО “Печоранефтегаз”.
После изучения основных технологических показателей Восточно-Сотчемью-
Талыйюского месторождения (таблица 4.1.1) и проведения геолого-промыслового анализа можно сказать, что месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся высокими показателями добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был отмечен в 2002 году и составил 270,1 тыс.т. Для месторождения характерен быстрый темп обводненности продукции, к концу 2005 года обводненность составила 67,1%. КИН достиг 0,145 долей ед. Средний дебит 1-й скважины по нефти равен 21,2 т/сут. С начала разработки по состоянию на 01. 01. 2006 г. на месторождении добыто 2196,0 тыс.т. нефти, что составляет 36,4 % от начальных извлекаемых запасов.
Расчет основных технико-экономических показателей Воточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения за 2005 - 2004 гг. показал рентабельность предприятия.
Чистая прибыль за 2004 год составила 196848,9 тыс. руб., за 2005 год - 217348,6 тыс. руб.
С целью повышения нефтеотдачи пласта в скважине № 3 была проведена солянокислот-ная обработка призабойной зоны. Таким образом, чистая прибыль от проведения мероприятий составила 1084444,5 руб.
113
Таблица 4.1.1- Основные технологические показатели разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения
Показатели
1 1.Добыча нефти, тыс.т
2.Дtrial воды, тыс.т
3. Добыча жидкости ,тыс.т
4.Накопленная добыча нефти, тыс.т
5.Накопленная добыча воды, тыс.т
6.Накопленная добыча жидкости, тыс.т
7.Обводненность,%
8. КИН, доли ед.
9. Действ. фонд скв. на конец года,шт.
10.Средний дебит 1-й скважины по нефти,т/сут 11. Пластовое давление,Мпа
12.Газовый фактор, м3/т 13,Темп отбора к начальным извлекаемым запасам, %
14,Темп отбора к текущим извлекаемым запасам, %
15. Использование начальных извлекаемых запасов,%
1990 1991
2 3 0,326 2,167 0 0
0,326 2,167
0,326 2,493
0 0
0,326 2,493
0 0
0 0
1 1
9,6 17,8
19,1 19,1
29,4 29,4
1992 1993 1994 1995
4 5 6 7 5,56 10,541 47,472 88,974
0 0 0 0
5,56 10,541 47,472 88,974
8,053 18,594 66,066 155,04
0 0 0 0
8,053 18,594 66,066 155,04
0 0 0 0
0,001 0,001 0,004 0,01
1 3 8 13
24 21,1 28,8 37
19,1 19,1 19,1 19,7
29,4 29,4 29,4 29,4
0,1 0,2 0,8 1,5
0,1 0,2 0,8 1,5
0,1 0,3 1,1 2,6
1996
8 121,005 0
121,005
276,045
0
276,045
0
0,018
14
34,8
19,1
29,4
2
2,1
4,6
1997
9 150,159 2,052
152,211
426,204
2,052
428,256
1,35
0,028
12
40,6
19,1
29,4
2,5
2,6
7,1
Годы
1998
10 162,901 10,28
173,182
589,105
12,33
601,438
5,94
0,039
13
37,3
18,4
29,4
2,7
2,9
9,8
1999
11 166,219 20,4
186,624
755,324
32,73
788,062
10,93
0,05
13
36,9
19
29,4
2,8
3,1
12,5
2000
12 208,326 65,89
274,22
963,65
98,62
1062,28
24,03
0,064
22
33,6
19,4
29,4
3,2
3,7
15,7
2001
13 255,419 163
418,42
1219,07
261,62
1480,7
38,96
0,081
25
30,6
18,6
29,4
4,2
5
20,2
2002
14 270,128 206,59
476,722
1489,2
468,21
1957,42
43,34
0,099
25
30,3
18,1
29,4
4,5
5,6
24,7
2003
15 236,298 277,62
513,915
1725,5
745,88
2471,34
54,02
0,114
26
25,6
18,4
29,4
3,9
5,2
28,6
2004
16 223,614 393,79
617,4
1949,11
1139,62
3088,74
63,78
0,129
29
22,5
19,1
29,4
3,7
5,2
32,3
2005
17 246,9 504,4
751,3
2196
1644,02
3840
67,1
0,145
37
21,2
19,1
29,4
4,1
6
36,4
114
4.2 Расчет основных технико-экономических показателей Восточно-
Сотчемью-Талыйюского месторождения
Основные формулы и определения
Расчет основных технико-экономических показателей произведен за 2004-2005 года.
Выручка от реализации продукции за год (Вр) находится как произведение годовой добычи Q на цену реализации: Вр= Q ?Ц, где: Q- годовая добыча нефти или газа, (тыс.т, тыс.м3);
Ц- цена реализации нефти или газа, (руб/т, руб/1000м3);
Себестоимость реализованной продукции за год находится как произведение годовой добычи Q на себестоимость: Среал.прод.= Q ? С, где: С - себестоимость 1т нефти или 1м3 газа, (руб/т, руб/1000м3).
Прибыль от реализации за год находится как разница между выручкой и себестоимостью реализованной продукции: Преал.= Вр - Среал.прод., где: С реал.прод. - себестоимость реализованной продукции (тыс.руб.).
Из прибыли от реализации в первую очередь вносят в государственный бюджет обязательные платежи- налог на прибыль (Нп), рассчитанный по формуле: Нп = (Преал-Нпроч) ? 0,24
Прочие налоги за счет прибыли находят по формуле: Нпроч.= Преал?0,015
Чистая прибыль Пч или прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты налогов, рассчитывается по формуле: Пч = Преал - Нп - Нпроч.
Расчет основных технико-экономических показателей представлен в таблице 4.2.1.
115
Таблица 4.2.1 - Расчет основных технико-экономических показателей
№
1
2
3
4
5
6
Показатели
1
Добыча нефти
Реализация нефти
Себестоимость 1 т нефти
Цена реализации
Выручка от реализации
Ед. измерения
2 тыс. т тыс. т руб.
руб./ т.
Тыс. руб.
Года
2004 2005
3 4
223,614 246,9
219,13 241,95
2300 2900
3500 4100
766955 991995
7
Себестоимость реализ. продукции
Тыс. руб. 503999 701655
8
9
10
11
Прибыль от реализации
Налог на прибыль
Прочие налоги за счет прибыли
Чистая прибыль
Тыс. руб.
Тыс. руб.
Тыс. руб.
Тыс. руб.
262956
62162,8
3944,3
196848,9
290340
68636,3
4355,1
217348,6
116
4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения геолого-технических мероприятий
Динамика добычи нефти, степень разбуренности Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения и использование его запасов указывают на вторую стадию разработки залежи, характеризующейся высокими показателями годовой добычи нефти. С целью снижения темпов падения добычи нефти проведено значительное количество ГТМ по действующему фонду, а также ГТМ при вводе в эксплуатацию новых скважин.
С целью повышения нефтеотдачи пласта в скважине № 3 была проведена соляно-кислотная обработка призабойной зоны. Данные приведены в таблице 4.3.1
Таблица 4.3.1-Данные по ГТМ
№ скв. Вид ГТМ
1 2
Соляно-
3 кислотная обработка
Дебит до проведения
ГТМ, т/сут.
3
36,47
Дебит после проведения
ГТМ, т/сут.
4
49,15
Время работы после
ГТМ, сут.
5
250
Дополнительная добыча нефти,т
6
3170
Для подсчета экономического эффекта необходимо найти прибыль к налогообложению, чистую прибыль от внедрения мероприятия. Исходные данные и нормативы для расчета технико-экономических показателей приведены в таблице 4.3.2.
117
Таблица 4.3.2- Исходные данные и нормативы для расчета технико-экономических показателей
№ Показатели
1 2
1 Условно-переменные на 1 т дополнительной нефти, 65%
2 Себестоимость добычи 1т нефти
3 Стоимость 1 скважино-обработки
4 Цена предприятия (без НДС)
5 Ставка НДС
6 Налог на добычу полезных ископаемых,
7 Ставка налога на прибыль
8 Прочие налоги за счет прибыли
Ед. измерений
3 руб. руб.
тыс. руб.
руб.
%
руб./т
%
%
Значение
4
1885
2900
260
4100
18
1676
24
1,5
Выручка от реализации определяется произведением цены предприятия и дополнительной добычи нефти: В= 3170?4100= 12997 тыс. руб. Дополнительные эксплутационные расходы: (1885 1676) ?3170=11288370 руб.
Сумма затрат составляет: 260000 11288370=11548370 руб.
Прибыль от реализации определяется разницей между выручкой и общими затратами: 12997000-11548370=1448630 руб.
Прочие налоги за счет прибыли: 1448630?0,015=21729,4 руб. Налог на прибыль: 118
(1448630-21729,4) ?0,24=342456,1 руб.
Чистый доход или прирост чистой прибыли: 1448630-342456,1 -21729,4=1084444,5 руб.
Сводные данные расчета эффективности приведены в табл. 4.3.3
Таблица 4.3.3 - Сводные данные расчета эффективности
Показатели
1 2
1 Дополнительная добыча нефти
2 Выручка от реализации
3 Количество обрабатываемых скважин
4 Затраты на солянокислотную обработку
5 Дополнительные эксплутационные расходы
6 Всего затрат
7 Прибыль от реализации
8 Налог на прибыль
9 Прочие налоги
10 Чистая прибыль
Ед. измерений 3
тонн руб.
Ед.
тыс. руб.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб.
Значение
4
3170
1299 7000
1
260
1128 8370
1154 8370
1448 630
3424 56,1
2172 9,4
1084 444,5
Таким образом, чистая прибыль от проведения мероприятий составила 1084444,5 руб.
119
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ РАБОТ
5.1 Общие сведения
Выполнение дипломного проекта на тему « Особенности геологического строения и геолого-промысловый анализ разработки Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения» предусматривает собой изучение фондовой литературы, анализ результатов гео-логопромыслового контроля за разработкой, детальное геологическое изучение месторождения, изучение изменения условий выработки запасов нефти из пластов; построение графических приложений, таким образом, вся работа выполняется в камеральных условиях, а также возможен выезд на промысел, где на человека могут влиять следующие производственные факторы: - Освещение
Основной задачей производственного освещения является поддержание на рабочем месте освещенности, соответствующей характеру зрительной работы.
Правильно спроектированное и рационально выполненное освещение производственных помещений оказывает положительное психофизиологическое воздействие на работающих, способствует повышению эффективности и безопасности труда, снижает утомление и травматизм, сохраняет высокую работоспособность.
- Микроклимат
Измерения микроклимата производят в рабочей зоне на высоте 1,5 м от пола. Измеряют температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха. Оптимальные микроклиматические условия - это такое сочетание параметров микроклимата, которое при длительном и систематическом воздействии на человека обеспечивает ощущение теплового комфорта и создает условия для высокой работоспособности. Установлено, что при температуре воздуха более 30.°С человек начинает уставать, и его работоспособность начинает падать. При высокой температуре воздуха расходуются углеводы, жиры, разрушаются белки. Оптимальная температура воздуха 22 °С. Переносимость человеком температуры, как и его теплоощущение, в значительной мере зависит от влажности воздуха. Чем больше относительная влажность, тем меньше испаряется пота в единицу времени и тем быстрее начинается перегрев тела. Оптимальная влажность 60-40%
120
Подвижность воздуха создается за счет разницы температур в помещениях. Большая подвижность воздуха и пониженная температура, могут быть причиной переохлаждения организма - гипотермии. Оптимальная скорость движения воздуха 0,1 м/с.
- Неионизирующие поля ( ЛЭП, ЭВМ, и т. п.)
Длительное воздействие на человека электромагнитных полей приводит к расстройствам, которые вызывают головную боль, вялость, расстройство сна, снижение памяти, повышенную раздражительность, нарушение ЦНС поэтому необходимо ограничить время пребывания человека в зоне действия электромагнитных полей. Не рекомендуется работать за ПК больше 2 ч подряд без перерыва.
-Загрязнение атмосферного воздуха
В настоящее время насчитывается более 500 вредных веществ, загрязняющих атмосферу, и их количество увеличивается. Большая часть примесей атмосферного воздуха в городах проникает в жилые помещения. Загрязнение атмосферы ведет к образованию парникового эффекта, появлению кислотных дождей, увеличению числа заболеваний сердца и легких у человека. Защита атмосферы происходит путем рационального размещения источников вредных выбросов по отношению к населенным зонам и рабочим местам, рассеиванием вредных веществ в атмосфере, применения средств отчистки, вентиляции, применение СИЗ.
-Загрязнение земель
Почвенный покров загрязняется захоронением промышленных и бытовых отходов, избыточным количеством удобрений и применении пестицидов, добычей полезных ископаемых, военными учениями. Загрязнение почв ведет к отторжению пахотных земель и уменьшению их плодородности, загрязнению грунтовых вод, живой природы и продуктов питания. Для защиты почв необходимо складировать твердые отходы в поверхностных условиях в специальных помещениях.
- Чрезвычайная ситуация
Чрезвычайные ситуации бывают техногенного и природного происхождения. Техногенные аварии связаны с неконтролируемым, самопроизвольным выходом в окружающее пространство вещества и/или энергии, что приводить к взрывам, пожарам и химическому загрязнению окружающей среды.
Источником природной ЧС является опасное природное явление. (землетрясение, наводнение, лесные пожары, заморозки, гроза, и т. д.)
121
Для республики коми характерны следующие природные ЧС: морозы, наводнения, лесные пожары.
5.2 Анализ потенциальных опасностей и вредностей с точки зрения воздействия на человека
В процессе работы на месторождении человек непрерывно испытывает воздействие негативных факторов. Например, эксплуатация мощных и высокопроизводственных горнопроходческих машин, бурильных установок, вентиляционного, компрессорного и другого оборудования сопровождается интенсивным шумом, вредно действующим на здоровье работающих. Интенсивный шум на производстве способствует снижению внимания и увеличению числа ошибок при выполнении работы.
На Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождении были проведены измерения шума, полученные результаты представлены в таблице 5.2.1, 5.2.2.
122
Поправка на время, ДБА
Широкополосный
Тональный
Постоянный
Прерывистый
Импульсный
Колеблющийся
Измеренное значение trialн
Измеренное значение, ДБА
Равносильный постоянному действию шума в течении рабочей смены, ДБА
Максимальнай уровень звука, ДБА
Допустимый эквивалентный уровень звука, ДБА
Максимальный допустимый уровень звука, ДБА
Таблица 5.2.1 - Результаты измерения шума -1
Характер шума Факт Норма
Продолжительность факт. воздействия шума за смену,%
trialнование рабочего места, параметры измерения
По характеру спектра
По временным характеристикам
Эквивалентный уровень звука
Машинистподъемника (агрегат АР 32/40М)
12 Х Х 88 65 56 69 70 110
-9
Источник шума
Условия проведения замеров
Шум в кабине автомобиля УРАЛ
Работающий ДВС автомобиля УРАЛ
Машинист подъемника Х (агрегат АР 32/40М)
-0,6
88 Х 81 73 72 76 70 110
Источник шума
Условия проведения замеров
Шум в кабине агрегата АР 32/40М
Работа агрегата АР 32/40М
Средний уровень звука 72 76 70 110
123
-12
-6
-1
Поправка на время, ДБА
Широкополосный
Тональный
Постоянный
Прерывистый
Импульсный
Колеблющийся
Измеренное значение
,ДБЛИН
Измеренное значение, ДБА
Равносильный постоянному действию шума в tetrial рабочей смены, ДБА
Максимальнай уровень звука, ДБА
Допустимый эквивалентный уровень звука, ДБА
Максимальный допустимый уровень звука, ДБА
Таблица 5.2.2 - Результаты измерения шума -2
Характер шума Факт Норма
Продолжительность факт. воздействия шума за смену,%
Наименование рабочего места, параметры измерения
По характеру спектра
По временным характеристикам
Эквивалентный уровень звука
Машинист подъемника
(агрегат А 60/80М) на базе ВАЗ 12 Х Х 84
-9
7 3
64 79 70 110
Источник шума
Условия проведения замеров
Работающий ДВС автомобиля
Дорожное покрытие- грунтовое, скорость движения- 40км/ч
Бурильщик капитального и подземного ремонта скважин 88 (А60/80)
Х Х 83
8 0
79 86 65 110
Источник шума Работающий агрегат а 60/80
Условия проведения замеров
Начальник ОПС ДНГ
6 Х Х 75
-12
6 0
48 64 60 110
Источник шума
Условия проведения замеров
Работающий ДВС автомобиля (легковой)
Дорожное покрытие- грунтовое, скорость движения- 40км/ч
Мастер ПРР 25 Х
Источник шума
Х 73 3 57 68 60 110 Работающий ДВС автомобиля (легковой)
6
Условия проведения замеров
Механик по эксплуатации спецтехники и автотракторной техники, 6 начальник участка
Дорожное покрытие- грунтовое, скорость движения- 40км/ч
Х Х 83 3 61 78 70 110
7
Источник шума Условия проведения замеров
Работающий ДВС автомобиля (грузовой) Дорожное покрытие- грунтовое, скорость движения- 40км/ч
124
Вывод: Уровни шума находятся в допустимых пределах, изредка превышая их значения.
На месторождении при организации рабочего места необходимо применять все меры по снижению уровня шума до значений не превышающих допустимые.
Средства индивидуальной защиты.
Для защиты от шума применяют специальные наушники, шлемы, каски, эластичные вкладыши, тампоны из волокнистых материалов.
Средства комплексной защиты.
Обеспечить своевременную регулировку, смазку или замену изношенных деталей и узлов шумящего оборудования. Оборудовать кабину автомобилей звукопоглощающими элементами, установит рациональный режим труда и отдыха, при котором влияние шума сведено к минимуму.
5.3 Пожарная безопасность
Инструкция по противопожарной безопасности ЗАО «Печоранефтегаз». Общие требования.
Ответственность за пожарную безопасность здания возлагается на работника учреждения приказом.
На предприятии запрещается: - допускать провисание электропроводов, а так же пользование электропроводами и шнурами с поврежденной изоляцией;
- пользоваться электроплитками, электрочайниками с открытыми нагревательными элементами;
- забивать и загромождать основные и запасные эвакуационные входы и выходы из здания;
- хранить в помещениях зданий легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, огнеопасные материалы и вещества;
- производить электро- и газосварочные работы без согласования с начальником ДПД и без выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде-допуске на проведения огневых работ.
Включение и выключение электросети должны производиться с помощью рубильников заводского изготовления.
125
Перед началом работы каждый рабочий и служащий должен проверить: - наличие состояние первичных средств пожаротушения;
- противопожарное состояние электрооборудования;
- исправность телефонной связи;
состояние эвакуационных выходов, проходов.
В рабочее время каждый рабочий и служащий должен: - Постоянно содержать в чистоте и порядке свое рабочее место;
- Проходы и выходы не загромождать посторонними предметами и оборудованием; - Не допускать нарушения пожарной безопасности со стороны посторонних лиц;
- Не подключать самовольно электроприборы, исправлять электросеть и предохранители;
- Не курить и не бросать окурки и спички в офисном помещении; - Не накапливать легко воспламеняющийся мусор;
- Не хранить в шкафах, столах легковоспламеняющиеся жидкости;
- Не оставлять включенными без присмотра электрические приборы и освещение;
- Не вешать плакаты, одежду и другие предметы на электроразедки и другие электроприборы.
По окончанию работы необходимо: - Тщательно убрать свое рабочее место;
- Проверить состояние первичных средств пожаротушения; - Эвакуационные проходы, выходы оставлять свободными;
- Запрещается оставлять на рабочем столе ветошь и другие пожароопасные предметы, вещества.
Средства пожаротушения и порядок сообщения о пожаре.
Нельзя использовать средства пожаротушения не по назначению.
В помещении административного здания должны быть обеспечены огнетушителями из расчета не менее двух огнетушителей на этаж.
Места установки средств вязи и сигнализации должны быть снабжены табличками о вызове пожарной части.
В случае возникновения пожара или признаков горения в виде дыма, характерного запаха, необходимо: 126
- немедленно сообщить о случившемся в пожарную часть по телефону 01 с указанием точного места пожара, что горит и свою фамилию;
- до прибытия пожарной части принять меры к эвакуации людей, материальных ценностей и одновременно приступить к тушению пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения. При этом надо помнить, что в помещении, в котором возник пожар, нельзя создавать сквозняки, так как приток свежего воздуха только усилит процесс горения. Для эвакуации людей при пожаре из здания необходимо действовать согласно плану эвакуации данного предприятия (Рис.5.3.1)
Виды огнетушителей на территории организации. Углекислотные огнетушители.
Огнетушители СО2 предназначены для тушения загорания различных веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха, в том числе в электроустановках, находящихся под напряжением до 1000В.
При приведении огнетушителя в действие, углекислота в виде газа из углекислого снега, направленная в зону горения, снижает концентрацию кислорода до такой величины, при которой горение не может происходить, а также охлаждает горящее вещество и окружающую среду.
Температура эксплуатации и хранения от -40 до 50 Со.
Баллон огнетушителя должен пройти переосвидетельствование через 5 лет после изготовления.
Контроль массы заряда огнетушителя необходимо проводить не реже одного раза в два года.
Огнетушители воздушно-пенные ОВП-10.
Предназначен для тушения очагов твердых и жидких веществ, за исключением электрооборудования, кабелей и электропроводки, находящейся под напряжением, а также щелочных металлов.
Принцип действия основан на использовании энергии сжатого газа для выброса огнетушащего состава с образованием с помощью насадки пены средней кратности.
По истечении одного года хранения водные растворы зарядов выборочно должны проверятся на кратность пенообразования по ТУ 4854-050-0857830-94.
Назначенный срок службы огнетушителя - 10 лет. Порошковые огнетушители.
127
Рис.5.3.1- План эвакуации людейпри пожаре
128
Используются в качестве первичного средства тушения загораний твердых, жидких и газообразных веществ и электроустановок, находящихся под напряжением до 1000В.
Огtrialители не предназначены для тушения загораний щелочных и щелочноземельных металлов и др. материалов, горение которых может происходить без доступа воздуха.
На территории предприятия установлены приборы пожарной сигнализации типа
«Ctrial ВК-4».
1. Прибор должен быть постоянно включен, при этом должны гореть 4 индикатора состояния шлейфов и сигнальная лампа.
2. При срабатывании датчиков ПС, начинает мигать индикатор работавшего шлейфа и сигнальная лампа, включится звуковой сигнал. При этом необходимо: - выключить прибор тумблером;
-обойти помещение и в случае возгорания вызвать пожарную охрану.
5.4 Мероприятия по защите окружающей среды
К охране окружающей природной среды относятся: охрана воздушного бассейна, охрана водных ресурсов, охрана земель, охрана животного мира, охрана недр и т.д.
При эксплуатации Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения возможны поступления вредных веществ в атмосферу в таблице 5.4.1 представлен перечень оборудования - источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по данному месторождению. В таблице 5.4.2 представлены предельно допустимые концентрации некоторых загрязняющих веществ.
129
Таблица 5.4.1- Перечень оборудования - источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
Вывод: к наиболее распространенным газам, загрязняющим воздушную среду, относят окись углерода, окиси азота и сернистый ангидрит и вместе с тем высокие концентрации этих газов вызывают тяжелые последствия. На данном месторождении наличие газов не превышает допустимых значений
Мероприятия по охране атмосферного воздуха.
Основным условием охраны атмосферного воздуха является высокое качество герметизации всей системы сбора, подготовки, транспортировки нефти, а также соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех составных частей системы.
Основные мероприятия по охране воздушного бассейна от загрязнения в проектных материалах обустройства месторождений: - закрытая напорная система сброса и сепарации нефти и газа;
- сброс газа с предохранительных клапанов аппаратов, работающих под давлением, в факельную систему;
- полная утилизация попутного газа;
- сжигание газа на факеле в аварийных ситуациях;
- применение в качестве топлива для котельной очищенного попутного газа. Газ, поступающий на факел, непрерывно сжигается. Устройство для зажигания факела является дистанционным, надежным и безопасным. Территория вокруг факела в радиусе не менее 50 м ограждается. В зоне ограждения запрещено размещение оборудования и не допускается устройство колодцев и других углублений.
131
Оптимальная высота факельного ствола должна рассчитываться по программе
"Эфир-6" с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха.
5.5 Гражданская оборона, Организация работ при чрезвычайных ситуациях.
Значительная часть Республики Коми покрыта лесами, возгорание которых является стихийным бедствием чрезвычайного характера.
Известно, что на долю лесных пожаров приходится около 60% всех древостоев, ежегодно погибающих от негативного воздействия всего комплекса антропогенных и природных факторов. Причинами возникновения пожаров являются неосторожное, обращение с огнем, нарушение правил пожарной безопасности, такое явление природы, как молния, самовозгорание сухой растительности и торфа. Известно, что 90% пожаров возникают по вине человека и только 7—8% от молний.
Основными видами пожаров как стихийных бедствий, охватывающих, как правило, обширные территории в несколько сотен, тысяч и даже миллионов гектаров, являются ландшафтные пожары—лесные (низовые, верховые, подземные) и степные (полевые). Лесные пожары по интенсивности горения подразделяются на слабые, средние и сильные, а по характеру горения низовые и верховые пожары — на беглые и устойчивые. Лесные низовые пожары характеризуются горением лесной подстилки, надпочвенного покрова и подлеска без захвата крон деревьев. Лесные верховые пожары развиваются, как правило, из низовых и характеризуются горением крон деревьев. Подземные пожары возникают как продолжение низовых или верховых лесных пожаров и распространяются по находящемуся в земле торфяному слою на глубину до 50 см и более. Степные (полевые ) пожары возникают на открытой местности при наличии сухой травы.
Приемы и средства ликвидации последствий лесных пожаров.
Основными способами борьбы с лесными низовыми пожарами являются: захлестывание кромки огня, trialka его землей, заливка водой (химикатами), создание заградительных и минерализованных полос, пуск встtrialго огня (отжиг).
Отжиг чаще применяется при крупных пожарах и недостатке сил и средств для пожаротушения. Он начинается с опорной полосы (реки, ручья, дороги, просеки), на краю которой, обращенном к пожару, создают вал из го
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
