Прогнозирование показателей разработки месторождения

Прогнозирование показателей разработки месторождения

Содержание

Введение

Реферат

. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения по месторождению

.2 Характеристика геологического строения

.3 Основные параметры горизонтов

.4 Свойства и состав пластовых газа и воды

.5 Запасы газа

. Состояние разработки месторождения

.1 Характеристика фонда скважин

.2 Технологические показатели разработки

.3 Результаты газодинамических исследований

.4 Оценка запасов газа по методу падения пластового давления

. Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений

.1 Аппроксимация дифференциального уравнения конечно-разностным аналогом

.1.1 Аппроксимация производных

.1.2 Учет неоднородности

.1.3 Явная и неявная разностные схемы

.2 Многомерные задачи теории фильтрации

.2.1 Исходные уравнения

.2.2 Типы сеточных областей

.2.3 Полностью неявная разностная схема

.2.4 Учет дебитов и местоположения отдельных скважин

.3 Задача теории разработки газовых месторождений

.3.1 Постановка задачи

.3.2 Дискретизация уравнений

.3.3 Понятие о фиктивной скважине

.3.4 Алгоритм решения задачи

. Воспроизведение истории разработки месторождения

.1 Построение расчетной модели

.1.1 Аппроксимация области интегрирования

.1.2 Поля фильтрационных параметров

.2 Расчет воспроизведения процесса разработки

.2.1 Исходные данные

.2.2 Учет взаимодействия между пластами

.2.3 Результаты расчета

. Прогнозирование показателей разработки месторождения

.1 Прогнозирование добычи газа

.2 Отборы по скважинам

.3 Результаты расчета прогнозирования

.4 Регулирование процесса разработки месторождения

.4.1 Постановка задачи

.4.2 Применение градиентного метода

.4.3 Определение функциональных производных

.4.4 Определение весовых коэффициентов

.4.5 Последовательность расчетов

.4.6 Результаты расчетов по регулированию

. Технико-экономические показатели разработки месторождения

.1 Формирование прибыли

.2 Характеристика системы налогообложения

.3 Расчет технико-экономических показателей

. Безопасность и экологичность проекта

.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности эксплуатации газовых скважин в НГДУ “Оханефтегаз”

.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности

.3 Обеспечение мер по ликвидации чрезвычайных ситуаций

.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Введение

Опыт проектирования и разработки газовых месторождений показывает необходимость прогнозирования показателей разработки с первых лет эксплуатации месторождений с использованием численных методов и ЭВМ. При этом речь идет, прежде всего, о численном интегрировании уравнения неустановившейся фильтрации газа к системе скважин при соответствующих краевых условиях, на чем основывается современная теория разработки газовых месторождений.

Нахождение решения практически интересных задач осуществляется в результате использования методов вычислительной математики. Решение соответствующих краевых задач на некотором временном слое сводится к решению системы алгебраических уравнений, что требует большого объема вычислений. Поэтому современные методы решения и исследования задач разработки газовых месторождений базируются на применении быстродействующих ЭВМ.

Однако методы вычислительной математики позволяют определить не только зависимость изменения во времени показателей разработки для одного расчетного варианта, но и произвести регулирование этих показателей с целью удовлетворения критерию рациональности разработки месторождений природных газов. На данный момент теория проектирования и разработки месторождений природных газов успешно развивается в этом направлении.

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения по месторождению

Месторождение Шхунное расположено в северо-восточной части острова, близ юго-восточного берега залива Байкал, в междуречье Волчинка-Правый Кобзак (рисунок 1.1). В орографическом отношении приурочено к северному окончанию Гыргыланьи-Глухарской горной гряды. Рельеф полого-холмистый. В пределах площади гряда представлена невысокой и сглаженной возвышенностью с наибольшими высотными отметками (до 79 м) в южной части площади. К северу рельеф выполаживается, высотные отметки не превышают 50 м. Возвышенность вытянута в северо-западном направлении и является водоразделом притоков рек Волчинка, Шхунный Ключ.

Гидрографическая сеть площади представлена притоками вышеуказанных рек. Реки и ручьи имеют спокойное и медленное течение, заболоченные поймы и несудоходны. Уровень воды в них имеет сезонное колебание и зависит от количества выпадающих атмосферных осадков.

Площадь залесена, преобладающие породы деревьев - лиственница и кедровый стланик.

Климат района морской, довольно суровый. Зима продолжительная, холодная, с частыми буранами и сильными ветрами северо-северо-западного направления. Наиболее низкая температура (до минус 33 ^оС) отмечается в январе. Продолжительность морозного периода 150-180 дней в году. Лето короткое с максимальной температурой 28 - 30 ^оС в июле-августе. В летний период преобладают ветры восточного и юго-восточного направления.

В административном отношении месторождение расположено в пределах Охинского района, центр которого - г.Оха расположен в 36 км к северо-востоку от месторождения и связан с ним грунтовыми дорогами.

Рисунок 1.1 - Карта размещения месторождений северного Сахалина.

1.2 Характеристика геологического строения

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре, расположенной на северном окончании Гыргыланьинской антиклинальной зоны.

Структура месторождения представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку. По данным геофизических исследований свод складки состоял из двух куполов, разделенных неглубокой седловиной. В подсчете запасов по материалам глубокого бурения, структура трактуется как однокупольная антиклинальная складка, осложненная разрывными нарушениями, причем наибольшей нарушенностью характеризуется северная периклиналь структуры. В последующем материалы бурения эксплуатационных и разведочных скважин установили еще более сложное ее строение. На данном этапе изученности Шхунная структура представляет собой двукупольную антиклинальную складку, осложненную многочисленными разрывными нарушениями. Длина складки 7-8 км, ширина - 2,5 км, простирание оси - северо-западное. В целом структура имеет широкий пологий свод, крылья с удалением от свода имеют более крутые углы падения, причем восточное крыло более крутое. С глубиной свод структуры смещается к западу, в сторону более пологого крыла. Так, если по кровле VII горизонта (в южном куполе) наибольшие гипсометрические отметки фиксируются в скважинах №№ 5 и 8, и осевая линия проходит через скважину № 5 и между скважинами №№ 8 и 16 по кровле XVI горизонта она проходит между скважинами №№ 5-11 и №№ 8-15, то есть на 400 м к западу.

Северный купол более рельефный, южный - более пологий. Купола разделены неглубокой (менее 10 м) седловиной. Наличие северного купола определяется повышением гипсометрических отметок кровли VII и VII^a.

Структура осложнена многочисленными разрывными нарушениями. Основной разрыв I-I, определивший характеристику продуктивности разреза и разных частей структуры - сбросо-сдвиг, плоскость которого падает на северо-запад, проходит по своду северного купола. По нему северная часть структуры сдвинута к востоку на 700-800 м. Вертикальная амплитуда его за счет сдвига и контакта различных элементов складки изменяется от 300 м западной части структуры до нуля на востоке. Плоскость сбросо-сдвига экранирует с севера газовые залежи VII, VII^a горизонтов.

Северная часть структуры вблизи этого сбросо-сдвига на уровне VII-VIII горизонтов осложнена пятью разрывами, падающими на юго-восток и с глубиной экранирующимися сбросо-сдвигом. Остальные разрывы в северной части структуры осложняют ее за пределами площади продуктивности.

Разрывы III-III и IV-IV, осложняющие южную периклиналь южного купола, скважинами не подсекаются, контролируются несоответствием гипсометрических отметок горизонтов в скважинах и характеризуются как сбросо-сдвиги с горизонтальной амплитудой 300-500 м. За счет сдвиговых деформаций вертикальная амплитуда их колеблется от 0 до 60 м и характеризуется сменой знака на западном и восточном крыльях структуры. Разрыв III-III делит залежи VII и VII^a горизонтов на две части.

Изученный скважинами литолого-стратиграфический разрез месторождения представлен отложениями нутовской, окобыкайской и дагинской свит (рисунок 1.4). Основная продуктивность месторождения связана с отложениями окобыкайской свиты.

Общая толщина окобыкайской свиты на месторождении составляет 1600 м. В песчаный верхний комплекс выделена верхняя часть свиты, включающая III-X горизонты общей толщиной порядка 600 м. Пласты песчаных пород составляют порядка 80 % разреза комплекса. Толщины песчаных пластов (горизонтов) колеблются от 30 до 80 м. Они неоднородны, включают пропластки и линзы глинистых и алевритных пород малой толщины.

Песчаные горизонты разделены глинистыми пластами толщиной 5 - 42 м. Самый мощный глинистый раздел (38-42 м) перекрывает кровлю VII горизонта. Песчаные горизонты VII-X четко распознаются на электрокаротажных диаграммах.горизонт вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами, большинство которых пробурено в северной части.

Литологически горизонт представлен песками, песчаниками, алевритами и глинами, что и определило пористый тип коллектора. Глинистый раздел толщиной 2-8 м делит горизонт на два песчаных пласта, которые неоднородны по составу и содержат тонкие прослои глин и алевритов. Наблюдается и глинизация пород горизонта в северо-западном направлении, что зафиксировано и уменьшением эффективных толщин горизонта от 42 м в скважине № 8 до 29 м в скважине № 26. Эта закономерность подтверждена и скважинами, пробуренными после подсчета запасов. Так, в скважине № 58, самой северо-западной, вскрывшей залежь, эффективная толщина составляет 23 м. Газоносность горизонта установлена испытанием скважин №№ 5, 8, 10, 11, 15, 18, 75 при опробовании которых получены фонтаны сухого газа с дебитами от 90 до 96 тыс. м³/сут. на 9 мм штуцерах.

Залежь горизонта пластово-сводовая, тектонически экранированная с севера плоскостью сбросо-сдвига I-I. Кроме того, разрывом III-III залежь разделена на две части. Амплитуда разрыва III-III в пределах большей части залежи не превышает толщины горизонта, что позволяет предполагать единую гидродинамическую систему в обоих блоках, разделенных этим разрывом. Это подтверждается и совпадением абсолютных отметок ГВК в обоих блоках. Общий размер залежи 3 км ´ 1,5 км.

Залежь водоплавающая и ГВК подсечен всеми скважинами, пробуренными в пределах контура. Абсолютные отметки ГВК (минус 728 м, минус 727 м), принятые в подсчете запасов, подтверждаются и материалами ГИС скважин, пробуренных после подсчета запасов, которые расположены в северо-западной части залежи, в них отметки ГВК колеблются в пределах от минус 728,3 м до минус 727,2 м (средняя минус 727,6). Таким образом, положение ГВК залежи устанавливается по материалам ГИС скважинах и по результатам опробования горизонта.^a горизонт вскрыт так же всеми пробуренными на месторождении скважинами. К югу от сбросо-сдвига I-I вскрывается шестнадцатью скважинами на гипсометрических отметках от минус 736 м в скважине № 8 до минус 790 м в скважине № 6.

Наибольшие толщины горизонта (55-57 м) в III и IV блоках зафиксированы скважинами №№ 5, 8, 14, 15, 16, наименьшие (44-47 м) - скважинами №№ 58 и 85, то есть наблюдается та же закономерность: уменьшение толщины горизонта в северо-западном направлении.

Литологически горизонт сложен песчаными породами, алевритами и глинами, что также определило тип коллектора как поровый. Верхняя часть горизонта толщиной 30-40 м сложена монотонными песчаными породами. Алевриты, алевролиты и глины встречаются в основном в нижней части горизонта в виде маломощных прослоев и линз. Отмечена некоторая глинизация подошвенной части горизонта в северо-западном направлении, о чем говорит и уменьшение эффективных толщин от 55,6 м в скважине № 15 до 40 в скважине № 58.

Газоносность горизонта установлена испытанием скважин №№ 5, 8, 10, 16, 75, при опробовании которых получены фонтаны сухого газа с дебитами от 49 до 68,6 тыс. м³/сут. на 6,5-7,5 мм штуцерах.

Залежь горизонта пластово-сводовая, тектонически-экранированная, водоплавающая. Разрывом III-III так же разделена на две части, но как и в залежи VII горизонта, здесь предполагается единая гидродинамическая система обоих блоков. Общий размер залежи - 3 км ´ 1,25 км.

1.3 Основные параметры горизонтов

К коллекторам VII и VII^а горизонтов относятся песчано-алевритовые породы, слагающие разрез этих горизонтов. Поскольку специальных исследований для установления нижнего предела пористости пород коллекторов не проводилось, то по аналогии с другими месторождениями Северного Сахалина, к коллекторам отнесены породы с пористостью не меньше 10 % и проницаемостью не меньше 0,001 мкм².

Лабораторных исследований керна, из скважин, пробуренных после подсчета запасов в газоносных блоках этих горизонтов не проводилось и новых данных не поступало.

Интерпретация материалов промыслово-геофизических исследований новых скважин по результатам близка к результатам интерпретации материалов ГИС скважин, вошедших в подсчет запасов. Учитывая, что вновь пробуренные скважины, как уже отмечалось, пробурены на небольшом локализованном участке залежей газа этих горизонтов, изменения в средних значениях параметров полученных по материалам интерпретации ГИС этих скважин не следует считать корректными.

Учитывая изложенное, приняты параметры коллекторов (пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность) по подсчету запасов (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Характеристика параметров горизонтов.

Наибольшие толщины VII горизонта зафиксированы в юго-восточной части залежи в скважинах №№ 16, 8, 15, 10 (44-41 м) и наименьшие в северо-западной в скважинах №№ 26, 85, 58 (37-32 м). Такая же закономерность характерна и для изменения эффективных толщин. Они уменьшаются от 42-39 м (скважины № 16, 18, 15) до 24,6-22,3 м в скважинах №№ 85, 58, 86. Эти закономерности связаны с глинизацией разреза горизонта также в северо-западном направлении. Если в скважинах №№ 16, 15 общая толщина непроницаемых прослоев и линз в разрезе горизонта не превышает 2 м, то в скважинах №№ 81, 86 она составляет уже 14,6-14,7 м, глинизируется, в основном, средняя часть горизонта. Количество глинистых прослоев и линз в северных скважинах достигает пяти, а их толщина колеблется в пределах 1-7 м; в нижней части горизонта - количество их не превышает трех и толщины так же не более 3 м. В кровельной же части горизонта появляется лишь один прослой толщиной около двух метров и то только в одной скважине.

Наибольшие толщины VII^а горизонта так же фиксируются в юго-восточной части залежи, где они варьируют от 57 м (скважина № 15) до 55 м (скважина № 16), наименьшие же (47-44 м) - в северо-западной части (скважины №№ 85, 58) . Эта же закономерность отражается и в изменении эффективных толщин, которые изменяются от 55,6 м (скважина № 15) до 42,8 м (скважина № 58). По коллекторским свойствам горизонт почти однороден. Незначительные по толщине (1-1,5 м) прослои и линзы непроницаемых пород приурочены к подошвенной части и за редким исключением встречаются в средней части. Сколько-нибудь заметной закономерности в изменении их по площади залежи не наблюдается.

1.4 Свойства и состав пластовых газа и воды

Свободные газы месторождения Шхунное преимущественно сухие, метанового состава с незначительным содержанием тяжелых углеводородов.

Метан является основным компонентом в составе газа и его содержание в объемных процентах изменяется от 96,5 до 98,5.

Тяжелые углеводороды присутствуют в незначительных количествах: этан - от следов до 0,7; пропан - от следов до 0,4; содержание паров бутана и пентана обнаружены лишь в пробах из скважин №№ 5 и 10: бутана - от 0,2 до 0,4, пентана - 0,1.

Неуглеводородные компоненты представлены СО₂ и N₂, содержание которых в газе соответственно составляет : углекислого газа - 0,2-1,4; азота - 0,6-2,0.

Относительная плотность газа колеблется в пределах 0,5643 - 0,5806.

Гидрогеологические исследования вод VII и VII^а горизонтов в блоках с газовыми залежами проводились в четырех скважинах №№ 11, 14, 15, 16. Причем в скважине № 14 исследования проводились в законтурной зоне VII горизонта, а в остальных изучалась подошвенная вода газовой залежи VII^а горизонта.

Состав вод изучался по глубинным пробам, взятым из зоны перфорации во всех четырех скважинах, состав растворенного газа - в двух скважинах. Кроме того, состав воды изучался в пробах, отобранных при сепарировании в процессе исследования газовой залежи в скважинах №№ 5 и 8.

По составу воды относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу, слабосолоноватые с минерализацией 2-3 г/л. В большинстве случаев недонасыщенные водорастворенными газами, состав которых метановый с содержанием азота до 21 %.

Вязкость подземных вод зависит, в основном, от температуры и на глубине 680 м составляет порядка 1∙10^-3 Па∙с.

1.5 Запасы газа

Запасы VII и VII^а горизонтов были утверждены ГКЗ в 1970 г. (VII горизонт - 1647 млн. м³ и VII^а горизонт - 1023 млн. м³ категории С₁) и с тех пор не пересматривались. Позднее пробуренные скважины, сконцентрированные на небольшом участке северо-западной части залежей, не внесли сколько-нибудь заметных корректив в основные параметры залежей. Запасы сопутствующих компонентов не подсчитывались и не утверждались.

2. Состояние разработки месторождения

.1 Характеристика фонда скважин

В газоносной части Шхунного месторождения (III и IV блоки VII и VII^а горизонтов) пробурено 7 разведочных скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 26) (таблица 2.1) и в водяной части три скважины (№№ 2, 6, 14). Скважина № 6 ликвидирована без спуска колонны. Скважина № 2, находящаяся в обособленном блоке, для использования в процессе эксплуатации непригодна. Скважина № 14 вскрыла все газоносные залежи в водной их части.

Таблица 2.1 - Действующий фонд скважин

По состоянию разработки на 1.01.98 г. для залежей VII и VII^а горизонтов, содержащих промышленные запасы газа, эксплуатационный фонд составляет 7 скважин (№№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 75). Скважина № 26 переведена в консервацию из-за парафинизации фонтанных труб.

Скважины эксплуатируются по 2,5 и 2 дюймовым насосно-компрессорным трубам и работают без признаков обводнения.горизонт вскрыт перфорацией раздельно в скважинах №№ 11 и 15. В скважинах №№ 5, 8, 10, 16, 75 залежи газа VII и VII^а горизонтов вскрыты перфорацией совместно.

2.2 Характеристика технологических показателей разработки

На 1.01.1999 г. в разработке находились залежи VII+VII^a горизонтов в III и IV блоках.

Добыча газа в период 1993-1998 гг. изменялась в пределах 59-221 млн. м³. Максимальный темп отбора таза был достигнут в 1994 г. в объеме 221 млн. м³, затем месторождение вступает в период падающей добычи. Добыча газа занижается искусственно по причине низких устьевых давлений и отсутствия шлейфа низкого давления (менее 4,5 МПа). Снижение дебитов скважин в летние месяцы связаны с отсутствием потребителя. Среднесуточный дебит снизился со 115 до 44 тыс. м³/сут.

За время разработки из месторождения отобрано 718,4 млн. м³, что составляет 26,9 % от начальных запасов газа, утвержденных ГКЗ.

Разработка залежей VII+VII^а пластов в III блоке, началась в марте 1993 г. скважиной № 5. В настоящее время залежь дренируется четырьмя скважинами. В скважинах №№ 5, 10, 75 залежи газа VII и VII^a пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 11 только залежь VII пласта.

Разработка VII+VII^a горизонтов в IV блоке началась в марте 1993 года скважиной № 8 и продолжается до настоящего времени. Залежь дренируется тремя скважинами. В скважинах №№ 8, 16 залежи газа VII и VII^а, пластов вскрыты перфорацией совместно, в скважине № 15 - только залежь VII пласта.

Пластовое давление снизилось с 7,68 МПа до 5,86 МПа, потери давления составляют 1,82 МПа (23,7 % от начального).

Первые признаки появления пластовых вод в эксплуатационных скважинах были зафиксированы в конце 1996 г. в скважине № 16.

Учитывая, что скважина находится на удалении всего 100 м (VII^a горизонт) от начального контура газоносности, а расстояние от нижних дыр перфорации (VII^a горизонт) до начального положения контакта “газ-вода” составляет 4,2 м, а также то, что район расположения скважины в VII^a горизонте характеризуется высокими значениями проницаемости (0,968 мкм²) и удельный рабочий дебит (5 тыс. м³/(сут.∙м)) превышал предельный безводный дебит, установленный расчетным путем и равный 4 тыс. м³/(сут.∙м), можно предположить, что был подтянут конус воды и произошел прорыв её в скважину.

В массивных залежах с подошвенной водой, обводнение скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса воды. За счет перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение её прогрессирует довольно быстро, поэтому полное обводнение продукции скважины может наступить задолго до выработки основных запасов газа.

Технологические показатели разработки приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Фактические технологические показатели разработки месторождения Шхунное за 1993 - 1998 гг.

2.3 Результаты газодинамических исследований

Общие гидрогеологические условия месторождения характеризуются близостью областей питания (Гыргыланьинская гряда) и разгрузки (залив Байкал), движением подземных вод в северо-северо-западном направлении со средним напорным градиентом 1-2,4 м/км, хорошими фильтрационными свойствами пород, обуславливающими значительный инфильтрационный водообмен, повышенным значением относительного напора подземных вод, возможным ощутимым влиянием водонапорного режима.

Однако залежи VII и VII^a горизонтов находятся в зоне затрудненного водообмена. Относительный напор подземных вод VII и VII^a горизонтов в III и IV блоках составляет 29-30 м абс, что меньше, чем в ниже и вышезалегающих толщах (соответственно 47 и 40 м абс) и говорит об изолированности горизонтов и можно предположить, что разработка залежей VII и VII^a горизонтов будет происходить в условиях смешанного режима (газоводонапорного).

В период разведки 1964-1966 гг. на месторождении проведены исследования скважин методом установившихся отборов c целью определения пластовых давлений и температуры, проницаемости и продуктивности скважин, допустимых рабочих дебитов.

Опробование газовых VII и VII^а горизонтов производились раздельно, и только в скважинах № 10, 16 после исследования VII^а горизонта был дострелян VII горизонт и проведено их совместное исследование.

Скважины отрабатывались на 7-17 режимах (5 мм - 27 мм), дебиты при этом изменялись от 30 тыс. м³/сут. до 560 тыс. м³/сут. при депрессии 0,1-1,3 МПа.

Пластовые давления определялись путем замера глубинными манометрами и рассчитывались по барометрической формуле.

По полученным данным, начальное пластовое давление равно условному гидростатическому и изменяется по блокам и горизонтам в зависимости от глубины залегания.

Замеры пластовой температуры выполнены в семи скважинах. Геотермическая ступень составляет 34 м/градус.

Устьевые температуры определены для рабочих режимов в процессе исследования и приведены в таблице 2.2.

В результате обработки данных по исследованию на режимах стационарной фильтрации определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, проницаемости и пьезопроводности (таблица 2.2).

Для коллекторов продуктивных горизонтов VII и VII^a в газонасыщенной части характерна высокая проницаемость, особенно в коллекторах VII^a горизонта.

За период разработки месторождения 1993-1995 гг. по скважинам выполнен комплекс газодинамических исследований, направленный на уточнение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и допустимых дебитов (таблица 2.2).

Нужно отметить, что за период эксплуатации газовых залежей по скважинам выполнен недостаточный комплекс газодинамических исследований.

Периодичность исследований на продуктивность установлена не реже 1 раза в год по каждой действующей скважине, однако, анализ данных, приведенных в таблице 2.2, свидетельствует о том, что периодичность исследований на продуктивность, в основном, составляла 1 раз в 2 - 3 года.

Из семи скважин действующего фонда определение продуктивной характеристики выполнено только в четырех скважинах.

Закономерности изменения фильтрационных коэффициентов устанавливались по скважинам, исследованным более одного раза.

Таблица 2.2 - Результаты исследования скважин

Так, по скважине № 15, при первоначальных исследованиях, выполненных сразу после бурения скважины, получены самые низкие коэффициенты (А=0,001 МПа²/(тыс. м³/сут.), В=0,00001 МПа²/(тыс. м³/сут.)²). Исследования, проведенные после задавки скважины глинистым раствором (скважина находилась в консервации), показали, что фильтрационное сопротивление притоку газа возросло и составило А=0,0021 МПа²/(тыс. м³/сут.), В=0,00025 МПа²/(тыс. м³/сут.)². В процессе же эксплуатации скважины происходила очистка призабойной зоны, вследствие которой уменьшалось фильтрационное сопротивление и коэффициент А почти достиг своей первоначальной величины 0,0014 МПа²/(тыс. м³/сут.) (В=0,00013 МПа²/(тыс. м³/сут.)²).

В скважине № 16, величина коэффициента А в процессе разработки постоянно увеличивается: 0,0005, 0,002, 0,0024. Увеличение коэффициента А связано с ухудшением фильтрационных параметров призабойной зоны за счет поступления пластовой воды и уменьшения пластового давления.

Коэффициент проницаемости, определенный по результатам промысловых исследований в скважине № 5, вскрывшей совместно коллекторы VII и VII^а горизонтов, значительно ниже коэффициентов проницаемости скважине № 5, вскрывшей в отдельности коллекторы VII и VII^а горизонтов в период разведки. Все это указывает на то, что продуктивная характеристика в районе скважины значительно ухудшилась в результате загрязнения призабойной зоны.

2.4 Оценка запасов газа по методу падения пластового давления

В основе метода определения запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменения во времени среднего пластового давления лежит уравнение материального баланса для газовой залежи:

 (2.1)

или

, (2.2)

где p_н - начальное пластовое давление;

Q_доб(t) - суммарное добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению p_ат и стандартной температуре Т_ст;

 - газонасыщенный объем порового пространства залежи;

 - коэффициент газонасыщенности;

 - поровый объем залежи;

z_н и  - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Т_пл и давлениях p_н и .

Из данного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости .

Определив по промысловым данным средние пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты времени, построим график зависимости приведенного пластового давления  в функции суммарного отбора газа (рисунок 2.2).

На рисунок 2.2 пунктиром обозначена линия газового режима для запасов, определенных объемным методом. Сплошной же линией интерполированы промысловые замеры.

Рисунок 2.2 - Определение запасов по методу падения пластового давления

Газовая залежь, работающая при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение суммарного количества газа, добытого за определенный промежуток времени к падению средневзвешенного приведенного давления в залежи за тот же промежуток времени есть величина постоянная. Для данной зависимости эта величина постоянна и равна 520 млн. м³/МПа.

Как видно, по промысловым данным можно уточнить начальные запасы газа, экстраполировав линию газового режима до оси Q_доб. Уточненные запасы оцениваются в 2788 млн. м³.

Говорить о внедрении краевых или подошвенных вод с уверенностью невозможно, так как к настоящему времени ни одна скважина не обводнилась (за исключением скважины № 16, в продукции которой появилась вода), хотя по некоторым скважинам (№ 15) нижние перфорационные отверстия находятся на абсолютной отметке ГВК (минус 727 м) и, к тому же, никаких специальных исследований (применение радиоактивного метода каротажа, замера избыточного давления в водяных скважинах (№ 14), подтверждающих перемещение ГВК не проводилось.

3. Применение численных методов в теории разработки газовых месторождений

3.1 Аппроксимация дифференциального уравнения конечно-разностным аналогом

.1.1 Аппроксимация производных

В теории фильтрации решение краевой задачи обычно сводится к интегрированию дифференциального уравнения в частных производных при тех или иных начальном и граничном условиях. При численном интегрировании исходное дифференциальное уравнение аппроксимируется (заменяется) системой конечно-разностных уравнений. При этом производные от искомой функции по времени и пространственным координатам заменяются разностями значений функции в соседних узловых точках. Это - один из главных моментов в численных алгоритмах решения краевых задач.

Известно, что любую функцию Р = Р(х), непрерывную и имеющую все необходимые производные при х = а, можно разложить в ряд Тейлора:

. (3.1)

Здесь Р(a) - значение функции в точке x = а; Р(х) - значение функции в близрасположенной ( к точке х = а ) точке х; Р'(а), Р"(а),... - значения первой, второй и т.д. производных по х в точке x = а.

Если для рассматриваемой функции Р = Р(х) в точке х = а известны ее значение Р(a), величины первой, второй и т.д. производных, то ряд Тейлора позволяет найти значение функции Р(х) в близлежащей точке х.

Предположим теперь, что на оси ОХ имеется некоторый отрезок МN, который разбит на п равных частей так, как указано на рисунке 3.1. Тогда расстояние (шаг) между двумя точками равен h = (N-М)/n.

Рисунок 3.1 - Схема разбиения отрезка MN на n равных элементарных отрезков

Выберем произвольные точки i-1, i и i+1 на отрезке МN. При помощи ряда Тейлора (3.1) запишем значения функции в точках i-1 и i+1 через значения функции и ее производных в i-й точке. Для точки i-1 величина (х-а) =-h, а для точки i+1 она равна h. Следовательно,

, (3.2)

. (3.3)

Здесь Р_i, Р_i-1, P_i+1 соответственно значения функции в i-й, (i-1)-й, (i+1)-й точках; Р’_i, Р"_i , ... - соответственно значения первой, второй и других производных по х в i- й точке.

Из выражений (3.2) и (3.3) легко получить значения первой производной в точке i:

, (3.4)

. (3.5)

Здесь R₁(h) и R₂(h) - суммы остаточных членов, причем первый из отбрасываемых членов имеет порядок малости h (пропорционален шагу h).

Таким образом, формула (3.4) без R₁(h) дает значение первой производной для конца интервала [(i-1), i], а формула (3.5) без R₂(h) - для конца интервала [i, (i+1)] с погрешностью порядка малости h, так как R₁(h) и R₂(h) - члены первого порядка относительно шага h.

Более точное выражение для первой производной по х в точке i получим, если вычтем (3.3) из (3.4). В результате имеем:

. (3.6)

Здесь R₂(h) - член второго порядка малости относительно шага h. Обратимся к графической интерпретации полученных формул. На рисунке 3.2 приводится зависимость Р = Р(х) вблизи точки i. Линия 4 представляет собой касательную к функции Р = Р(х) в точке i,значит тангенс ее наклона к оси х равняется значению первой производной в точке i. Согласно (3.4), при пренебрежении остаточным членом R₁(h) значение производной в точке i заменяем тангенсом угла наклона секущей 1. Согласно (3.5), при пренебрежении остаточным членом R₂(h) значение производной в точке i заменяем тангенсом угла наклона секущей 3 . При использовании выражения (3.6) без остаточного члена R₃(h) первая производная в точке i приравнивается к тангенсу угла наклона секущей 2. Теперь становится понятным, почему выражение (3.6) (без остаточного члена) точнее аппроксимирует производную в точке i, чем выражения (3.4) и (3.5) (также без остаточных членов).

Рисунок 3.2 - Графическая интерпретация аппроксимирующих выражений для первой производной

Сложив (3.2) и (3.3), получим аппроксимирующее выражение для второй производной в точке i:

. (3.7)

Отсюда видно, что для аппроксимации второй производной в точке i используются значения функции в самой точке i и в соседних (слева и справа) точках. При этом отбрасываемый член R₄ имеет второй порядок малости относительно шага h.

Теперь рассмотрим дифференциальное уравнение неустановившейся плоскопараллельной фильтрации жидкости (в безразмерном виде):

. (3.8)

Интересующий нас интервал времени [0, T] разобьем на k равных частей. Точки разбиения временного интервала обозначим через 0, 1,.., j, j+1,..., k Давление в точке с координатой х = i∆x в момент t = j∆t обозначим через p_i,j, соответственно давление в точке пласта с координатой х = i∆x в момент t = (j-1)∆t - через p_i,j-1 и т.д.

Тогда уравнение (3.7) с учетом (3.5) и (3.7) для точки i можно записать следующим образом:

. (3.9)

Здесь O[∆t+(∆x)²] - погрешность аппроксимации уравнения (3.8) конечно-разностным уравнением. В дальнейшем считаем, что данным членом можно пренебречь.

3.1.2 Учет неоднородности

Результаты предыдущего пункта обобщим на случай пласта, неоднородного по своим коллекторским свойствам. Изменение свойств пласта будет задаваться некоторой функцией пространственной координаты k=k(x). Тогда уравнение (3.8) перепишется в виде

. (3.10)

Аппроксимируем это уравнение системой разностных уравнений. Введем обозначение . На серединах интервалов [(i-1)∆x, i∆x] и [i∆x, (i+1)∆x] введем промежуточные точки с номерами соответственно i-1/2 и i+1/2. Тогда значение производной  в i-й точке можно записать в виде

, (3.11)

где O[(∆x)²] - остаточный член порядка (∆x)²;

через k_i+1/2 обозначена величина k[(i+1/2)∆x].

Нетрудно видеть, что

, (3.12)

. (3.13)

В дальнейшем, как и ранее, остаточными членами будем пренебрегать.

Подставив (3.11) - (3.13) в уравнение (3.10), получим следующий ее конечно- разностный аналог

. (3.14)

3.1.3 Явная и неявная разностные схемы

Уравнение (3.9) можно записать двояким образом в зависимости от того, к какому временному слою относить его левую часть. Допустим, что решение уравнения (3.8) на момент (j-1)∆t уже известно. Отыскивается решение на момент j∆t.

Запишем левую часть уравнения (3.9) на временном слое t=(j-1)∆t:

. (3.15)

Если левую часть уравнения (3.9) записать на временном слое t=j∆t ,то получим

. (3.16)

Уравнение (3.15) соответствует явной, а уравнение (3.16) - неявной разностной схеме.

Из уравнения (3.15) видно, что в него входит лишь одна неизвестная величина - p_i,j, (рисунок 3.3). Если решение задачи на слое (j-1)∆t известно, то, применяя последовательно уравнение (3.15) к каждой i-й точке (с учетом граничных условий), можно отыскать искомое решение на временном слое j∆t и так далее. Это поясняет, почему данная схема называется явной: уравнение (3.15) позволяет явным образом находить решение задачи в каждой i-й точке в момент j∆t.

Рисунок 3.3 - Явная разностная схема

В уравнении (3.16) имеются три неизвестные величины: p_i,j, p_i+1,j, p_i-1,j (рисунок 3.4). Записав уравнение (3.16) для точек i =1,2, ... ,n-1, получим систему из п-1 уравнений с п+1неизвестными. Граничные условия в точках. i=0 и i=n дают еще два уравнения. Следовательно, для нахождения решения задачи на слое j∆t требуется решить систему из n+1 алгебраических уравнений с n+1 неизвестными: p_0,j; p_1,j; p_2,j; …; p_n-1,j; p_n,j.

Рисунок 3.4 - Неявная разностная схема

Итак, использование численного метода сводит интегрирование дифференциального уравнения (3.8) при соответствующих краевых условиях к решению чисто алгебраической задачи. При этом практическое применение получила неявная схема, так как для явной схемы характерно наличие следующего ограничения на шаг по оси времени:

. (3.17)

Данное ограничение является жестким, поэтому выгодно, с точки зрения затрат времени на ЭВМ, на каждом временном слое решать систему алгебраических уравнений, используя ∆t, значительно превышающий временной шаг, диктуемый неравенством (3.17) для явной схемы.

3.2 Многомерные задачи теории фильтрации

.2.1 Исходные уравнения

Большинство практически интересных задач в области разработки газовых и нефтяных месторождений решаются в двумерной и трехмерной постановках. Это означает, что в простейшем случае требуется проинтегрировать двумерное уравнение неустановившейся фильтрации газа (или жидкости) при соответствующих краевых условиях.

Рассмотрим случай неустановившейся фильтрации жидкости в пласте, однородном по коллекторским свойствам. Тогда рассмотрение интересующих идей оказывается наиболее простым и плодотворным.

Известно, что двумерная неустановившаяся фильтрация жидкости в однородном пласте описывается следующим дифференциальным уравнением параболического типа:

. (3.18)

Данное уравнение необходимо решить при заданном начальном условии, в качестве которого примем условие невозмущенности нефтеносного (водоносного) пласта, то есть

. (3.19)

Условие (3.19) означает, что до начала разработки нефтяной залежи давление везде одинаково и равно начальному р_н. Запись  читается так: x и y принадлежат области интегрирования G.

Внешнюю границу области G обозначим через Г. На ней могут задаваться те или иные граничные условия, например:

 (3.20)

или

. (3.21)

Здесь  - нормаль к внешней границе пласта Г.

Если в формулировке задачи требуется соблюсти условие (3.20), то предполагается непроницаемость внешней границы. Условие (3.21) характеризует известную зависимость давлений на границе Г от времени. В частном случае на внешней границе задается, например, некоторое постоянное давление p₀ и т.д.

Кроме того, при решении уравнения (3.18) необходимо учесть условия на внутренних границах - граничные условия на скважинах. Проще всего это сделать, введя в дифференциальное уравнение (3.18) член, учитывающий действие источников или стоков.

Примем пока, что добывающие скважины расположены равномерно на площади нефтеносности и характеризуются плотностью источников (стоков) жидкости q=q(x,y,t). Этот факт учитывается следующей формой записи исходного дифференциального уравнения:

. (3.22)

Здесь  - плотность отбора нефти из единицы площади нефтеносности в единицу времени в момент времени t в точке с координатами х и у.

Таким образом, для определенности будем рассматривать решение уравнения (3.22) при соблюдении условий (3.19) и (3.20).

3.2.2 Типы сеточных областей

При исследовании двумерных задач теории разработки область фильтрации разбивается на элементарные площадки с шагами ∆x и ∆y соответственно по осям Ох и Оу. При этом наиболее распространены сетки двух типов (рисунки 3.5, 3.6).

. Блоковая сеточная область. Здесь искомые давления вычисляются в центрах элементарных ячеек. Она предпочтительна в том случае, когда на внешней границе Г задано значение нормальной производной - условие (3.20).

Рисунок 3.5 - Схема блоковой сеточной области

. Узловая сеточная область. В данном случае давления вычисляются в узлах пересечений линий сетки. Подобная сетка целесообразна, когда на внешней границе Г задаются значения давлений - условие (3.21).

Рисунок 3.6 - Схема узловой сеточной области

Сеточные области рассматриваемых типов взаимообратимы. Так блоковая сеточная область обращается в узловую, если узловые точки разместить в центрах блоков. Наложение блоковой сетки на узловую при сохранении центрального положения узлов переводит узловую сетку в блоковую.

Для сформулированной задачи рассуждения будем проводить применительно к блоковой сеточной области.

При решении исходной задачи могут использоваться те или иные разностные схемы. Явную разностную схему не будем рассматривать из-за необходимости соблюдения достаточно жесткого ограничения на величину временного шага.

3.2.3 Полностью неявная разностная схема

Элементарным ячейкам (блокам) в направлении оси Ох будем приписывать индекс i, вдоль оси Оу - индекс j и по оси времени - индекс k.Тогда, например, p_i,j,k будет означать давление в точке пласта с координатами х=i∆x и y=j∆y в момент времени t=k∆t. Применение неявной разностной схемы к уравнению (3.22) дает следующее разностное уравнение для (i, j)-й ячейки:

. (3.23)

Уравнение (3.23) записано дня (i, j)-й элементарной ячейки. В этом уравнении пять неизвестных давлений: давление в самой (i, j)-й ячейке и в четырех соседних ячейках, то есть неизвестны p_i,j,k, p_i+1,j,k, p_i-1,j,k, p_i,j+1,k, p_i,j-1,k

Записывая уравнение (3.23) для всех элементарных ячеек области интегрирования, приходим к системе из (m-1)(n-1) алгебраических уравнений с (m+1)(n+1) неизвестными. Здесь (m-1)(n-1) - число ячеек, на которое разбита рассматриваемая область интегрирования. Получаемая система уравнений такова, что в каждом из уравнений имеем по пять неизвестных давлений. Поэтому говорят, что такая система уравнений характеризуется пятидиагональной матрицей. При учете граничного условия на границе Г число алгебраических уравнений составит (m+1)(n+1) с таким же числом неизвестных давлений.

Таким образом, в случае двумерной фильтрации упругой жидкости задача интегрирования (3.22) при соответствующих краевых условиях сводится к чисто алгебраической. Здесь на каждом временном слое необходимо найти решение системы алгебраических уравнений с пятидиагональной матрицей.

3.2.4 Учет дебитов и местоположения отдельных скважин

В предыдущем изложении дебиты скважин предполагались "размазанными" по всей площади нефтеносности.

Пусть теперь в точке с координатами x и y находится одна добывающая скважина. Этот факт учитывается следующей формой записи исходного дифференциального уравнения:

. (3.24)

Здесь δ - дельта-функция Дирака, определяется следующим образом: , если абсцисса x равняется абсциссе расположения скважины x_ν противном случае .

При численном решении двумерной задачи теории фильтрации дельта-функция Дирака заменяется своим разностным аналогом. Значения произведений дельта-функций в (i, j)-й ячейке равны:

3.3 Задача теории разработки газовых месторождений

.3.1 Постановка задачи

Перейдем теперь к формулировке и решению одной из основных задач теории проектирования разработки газовых месторождений. Предположим, что задан отбор газа из месторождения во времени Q = Q(t). Известны коллекторские свойства пласта, продуктивные характеристики скважин в разных зонах месторождения, начальные пластовые давление и температура, состав газа. Продуктивный пласт дренируется нерегулярной сеткой скважин. Места расположения добывающих скважин известны, а также предопределены время ввода и месторасположения для проектных скважин. Скважины эксплуатируются при заданных переменных во времени дебитах газа. Необходимо определить изменение во времени пластовых давлений и, в частности, забойных давлений в добывающих скважинах.

Сказанное означает, что требуется найти решение дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа

(3.26)

при следующих граничных условиях

, (3.27)

. (3.28)

Применение уравнения в виде (3.26) избавляет от необходимости выделения и специального учета граничных условий на скважинах. При этом учтены реальные свойства газа и то, что вследствие деформации коллектора изменяется (уменьшается) коэффициент проницаемости в каждой точке пласта.

Область газоносности G покрываем сеточной областью с шагами ∆x и ∆y вдоль осей Ох и Оу соответственно. Внешнюю границу Г аппроксимируем сеточной границей Г'. При использовании узловой сеточной области граница Г' располагается между соответствующими узловыми точками.

Предполагаем, что скважины попадают в узловые точки (или центры ячеек). Этого всегда можно добиться соответствующим перемещением сеточной области до наилучшего совпадения мест расположения скважин с узловыми точками и некоторым "сдвигом" отдельных скважин. Эта операция осуществляется до аппроксимации внешней границы Г сеточной границей Г'.

3.3.2 Дискретизация уравнений

Имеются различные алгоритмы решения рассматриваемой одной из основных задач теории разработки газовых месторождений при газовом режиме. Остановимся на одном из них. Для этого уравнение (3.26) запишем в виде

(3.29)

Введем обозначения:

.

Тогда уравнение (24) примет вид

 (3.30)

Для решения задачи (3.30), (3.27), (3.28) воспользуемся полностью неявной разностной схемой. В (k-1)-й момент времени считаем, что решение уже найдено. Отыскивается решение задачи в k-й момент времени. Разностный аналог уравнения (3.30) для (i, j)-й узловой точки записывается в виде

 (3.31)

Здесь положили, что в (i, j)-й узловой точке находится скважина;  - дебит рассматриваемой скважины в k-й момент времени (в течение интервала [(k-1)∆t, k∆t]), приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре.

Очевидно, что в уравнении (3.31) последний член будет равен нулю во всех узловых точках, где нет скважин. Кроме того, он равен нулю и в точках расположения скважины, если она в этот момент времени не эксплуатировалась или еще не введена в эксплуатацию.

Уравнение 3.(31) - нелинейное. Его можно линеаризовать, приняв следующие допущения:

.

Здесь, например,

.

Тогда уравнение (31) записывается в виде

 (3.32)

Условие (3.27) - начальное условие, означающее, что при t=0 в пласте имеенся заданное распределение давления. Условие (3.28) характеризует непроницаемость внешних границ. Это означает, что при  скорость фильтрации за пределы области G равна нулю. Из закона Дарси  вытекает, что условие  равносильно заданию условия. Это выражение можно аппроксимировать с использованием выражения второго порядка точности .

А условие (3.23) аппроксимируется в виде

. (3.33)

3.3.3 Понятие о фиктивной скважине

Использование дифференциального уравнения с распределенными в области интегрирования источниками избавляет от необходимости специального учета и задания граничных условий на скважинах. При численном интегрировании данного уравнения в узловых точках сеточной области, на которые приходятся скважины, задаются плотности источников, пропорциональные дебитам скважин (дебиты скважин, деленные на элементарную площадь ∆x∆y). В иных узловых точках плотности источников принимаются равными нулю.

Следовательно, при численном решении двумерной задачи неустановившейся фильтрации газа действие добывающих скважин заменяется воздействием на пласт соответствующих источников с равномерно распределенными плотностями отборов газа из квадратов (прямоугольников) со сторонами ∆x и ∆y , в центре которых находятся скважины. Поэтому неочевидно, каким решением краевой задачи в каждом конкретном случае мы располагаем. Это связано с тем, что контуры реальных скважин не аппроксимируются сеточной границей и условия на этих сеточных контурах скважин не задаются.

Проведенные Г.Г. Вахтовым исследования показали, что получаемые при численном решении двумерных задач теории фильтрации поля давлений соответствуют работе не реальных, а некоторых фиктивных скважин. Это означает, что во всех узловых точках, кроме точек расположения скважин, вычисляемые давления соответствуют действительным (точным - при решении модельных задач). В точках расположения скважин вычисляемые давления равняются давлениям не на забое реальной, а забое фиктивной скважины с радиусом R_сф. При этом радиус фиктивной скважины зависит только от шага сеточной области ∆x (при ∆x =∆y) по пространственной координате и удовлетворяет соотношению R_сф = 0,2077∆x Таким образом, при численном интегрировании на ЭВМ двумерной задачи неустановившейся фильтрации газа в точках расположения скважин получаем давления, которые можем соотнести с пластовыми давлениями в районе рассматриваемых скважин. Тогда для отыскания забойного давления в каждой скважине требуется учесть фильтрационные сопротивления в зоне пласта между радиусом фиктивной скважины R_сф и радиусом реальной скважины R_c.

Указанная зона у каждой скважины является зоной квазиустановившегося течения. Это означает, что в каждый момент допустимо рассматривать в этой зоне фильтрационный поток стационарным, установившимся. Следовательно, для каждой скважины можем записать следующее уравнение притока газа:

, (3.34)

где p_сф(t) - давление на забое фиктивной скважины (в точке расположения скважины на сеточной модели пласта) в момент t;

p_c - давление на забое реальной скважины;

q - дебит скважины;

а, b - коэффициенты фильтрационных сопротивлений зоны пласта между радиусами R_c и R_сф.

Итак, при численном решении задачи о неустановившемся притоке газа к системе скважин задаемся плотностями источников, пропорциональными дебитам отдельных скважин (переменными во времени). Находятся давления в каждом узле сеточной области, в том числе и в точках расположения скважин. Пусть в (i, j) -й точке находится ν-я скважина. Согласно сказанному, давление в точке p_i,j,k отождествляется с давлением на стенке фиктивной скважины p_сфν(t), т.е. p_сфν(t) = p_i,j,k. Вычисленные давления p_сфν(t) позволяют с использованием (34) находить забойные давления в каждой ν-й реальной скважине.

Одна из особенностей притока газа к скважине - значительные потери давления именно в призабойной зоне пласта. Поэтому допустимо принятие допущений а≈А и b≈В. Здесь А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений рассматриваемой ν-й скважины, найденные в результате интерпретации данных ее исследования при установившихся режимах.

3.3.4 Алгоритм решения задачи

Учитывая (3.33), запишем (3.32) в виде

 (3.35)

где

Применяя уравнение (3.35) к каждой внутренней точке, учитывая условия вдоль всей сеточной границы Г', получаем замкнутую систему линейных алгебраических уравнений с пятидиагональной матрицей (рисунок 3.9).

На рисунке 3.9 элементы, не равные нулю, отмечены знаками ´. К примеру для девятой строки (i=3, j=2) эти элементы следующие: g_3,2; c_3,2; a_3,2; b_3,2; f_3,2.

Решаемое матричное уравнение можно записать в виде

. (3.36)

где A - матрица вида, показанного на рисунке совокупность неизвестных значений давления на разностной сетке, а также правых частей системы - векторы вида

. (3.37)

Поскольку система (3.35) является нелинейной, получение ее решения возможно только на основе численных методов интегрирования дифференциальных уравнений в частных производных. Методы численного решения подобных систем могут быть различными. В настоящей работе используется метод неполной разностной факторизации [].

Сущность метода заключается в следующем. Пятидиагональная матрица системы разностных (алгебраических) уравнений представляется в виде произведения двух матриц - верхней и нижней (рисунок 3.11) треугольных матриц. На рисунке элементы, не равные нулю, отмечены знаками ´ (к примеру для девятой строки (i=3, j=2) эти элементы следующие:1; b_3,2; f_3,2). На рисунке элементы, не равные нулю, отмечены знаками ´(к примеру для девятой строки (i=3, j=2) эти элементы следующие: g_3,2; c_3,2; a_3,2).

Обычное разложение (факторизация) матрицы А на верхнюю U и нижнюю L треугольные матрицы приводит к появлению ненулевых членов в области между главной диагональю и диагональю g для нижней матрицы и в области между главной диагональю и диагональю f для верхней матрицы. При значительном числе узлов разностной сетки решение такой факторизованной (то есть разложенной на множители) системы требует большой памяти для хранения ненулевых членов матриц и значительных затрат машинного времени на решение.

Однако матрицу А можно модифицировать добавлением некоторой вспомогательной матрицы N таким образом, чтобы ненулевые члены сохранялись только на двух дополнительных диагоналях.

Модифицированная матрица (A+N) легко факторизуется (разлагается) на произведение матриц LU.

Согласно идее рассматриваемого метода решения добавим справа и слева в (3.36) вспомогательную матрицу. Следует отметить, что для определения матрицы N можно использовать несколько методов. Мы воспользуемся методом, предложенным Стоуном. Тогда будем иметь

, (3.38)

где матрица (A+N) по условию легко разлагается.

Система (3.38) решается, если величины в правой части известны. Для этого применим следующую итерационную схему:

, (3.39)

где m - номер итерации.

Некоторые исследователи указывают, что для улучшения сходимости решения удобнее решать задачу не относительно итерируемой величины p^m+1, а относительно вектора невязки (приращений):

. (3.40)

Добавим и вычтем из правой части (3.38) величину Ap^m.

. (3.41)

Тогда

 (3.42)

или окончательно

, (3.43)

где ;

А - матрица коэффициентов разностных уравнений;

N - вспомогательная матрица;

р - искомая функция (вектор);

d - правая часть разностных уравнений (вектор).

Модифицированная матрица (А+N) должна по условию легко факторизоваться на верхнюю и нижнюю треугольные матрицы, то есть

, (3.44)

где L - нижняя, а U - верхняя треугольные матрицы.

Из (3.43) и (3.44) следует, что

. (3.45)

Обозначим

, (3.46)

тогда из (3.45) следует:

. (3.47)

Решение системы (3.43) можно получить следующим образом. Так как L и U - треугольные матрицы, то сначала из (3.47) определяем вектор V:

, (3.48)

а затем из (3.46) определяем вектор приращений dp^m+1 искомых давлений на (m+1)-й итерации

. (3.49)

Элемент матрицы в уравнении (3.43) для некоторой точки пространственной сетки имеет вид

 (3.50)

В (3.50) две последние строки выражают вспомогательную матрицу N, α - итерационный параметр, рассматриваемый ниже. Для решения имеем следующие рекуррентные выражения для коэффициентов прогонки:

,

,

, (3.51)

,

.

Прямая прогонка имеет вид

. (3.52)

Обратная прогонка

. (3.53)

Рекомендуется использовать последовательность итерационных параметров α в цикле. Эти параметры распределены в соответствии с геометрической прогрессией в. интервале между 0 и α_max, где (1-α_max) равен минимуму по сетке для выражения

 (3.54)

Итерационные параметры вычисляют по формуле

 (3.55)

где М - число параметров для одного цикла.

Рекомендуется использовать минимум четыре параметра.

4. Воспроизведение истории разработки месторождения

.1 Построение расчетной модели

.1.1 Аппроксимация области интегрирования

Здесь применяется следующий метод. Залежь заключается в прямоугольник, состоящий из m´n ячеек со сторонами ∆x и ∆y. Проводится наилучшая аппроксимация границы Г сеточной границей Г'. В пределах области интегрирования задаются реальные значения параметров пласта. Вне продуктивной области задаются значения коэффициента проницаемости, равные нулю.

На рисунках 4.1 и 4.2 приведены расчетные схемы для VII и VII^a горизонтов. Шаги для обеих схем ∆x = ∆y = 100 м.

Для VII^a горизонта i = 1..n = 1..16, j = 1..m = 1..34. Скважины №№ 5, 8, 10, 16, 75 находятся соответственно в ячейках (9, 13), (9, 26), (5, 15), (6, 29), (8, 5).

Для VII горизонта i = 1..n = 1..19, j = 1..m = 1..34. Скважины №№ 5, 8, 10, 11, 15, 16, 75 находятся соответственно в ячейках (10, 13), (10, 26), (6, 15), (15, 11), (14, 23), (7, 29), (9, 5).

4.1.2 Поля фильтрационных параметров

Различные параметры, необходимые для определения геометрических размеров пласта и для вычисления его фильтрационных параметров в течение цикла моделирования, должны быть представлены в определенной форме. Перечислим эти данные: проницаемость, пористость, толщина пласта, насыщенность пласта флюидами.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема для VII горизонта

Рисунок 4.2 - Расчетная схема для VII^а горизонта

Эти параметры составляют наиболее обширную часть исходных данных, необходимых для модели. Конкретные значения упомянутых параметров необходимо определять для каждой ячейки модели. Обычно предполагается, что в пределах любой ячейки параметры пласта неизменны, то есть пласт однороден по всей ячейке.

Средние значения параметров, задаваемых в конкретные ячейки можно рассчитать следующим образом. “Объем параметров” ячейки определяют как объем призмы, образованной между поверхностью значений параметра и вертикальными границами ячейки, как это показано на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 - Схема определения среднего значения параметра

Если построить прямоугольную призму (параллелепипед) на том же основании и имеющую тот же “объем параметра”, то высота этой призмы будет равна среднему значению в ячейке. Для тех областей, где линия нулевого контура проходит через ячейку, если эта ячейка является частью модели, принимается среднее значение параметра по области с ненулевой толщиной, а затем это значение приписывается всей ячейке. Такая процедура необходима, так как только целая ячейка рассматривается как часть модели и при этом вся информация относится ко всей ячейке.

Применительно к VII и VII^a горизонтам составлены матрицы значений эффективной газонасыщенной толщины (рисунки 4.4 и 4.5).

Рисунок 4.4 - Матрица значений эффективной газонасыщенной толщины для VII горизонта

Рисунок 4.5 - Матрица значений эффективной газонасыщенной толщины для VII^a горизонта

Значения газонасыщенности, пористости и проницаемости приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Распределение фильтрационных параметров

Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от давления аппроксимировалась следующим полиномом

, (4.1)

где р - давление в МПа.

4.2 Расчет воспроизведения процесса разработки

.2.1 Исходные данные

Для воспроизведения истории разработки необходимо иметь сведения о динамике отборов, вводе скважин и их дебитах.

Динамика отбора по всему месторождению за воспроизводимый период показана на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - Динамика фактических отборов по месторождению за 1993-1998 гг.

Отбор по каждой скважине и срок ее ввода в эксплуатацию представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Данные об отборах по скважинам и срокам их ввода

4.2.2 Учет взаимодействия между пластами

Так как залежи VII и VII^a горизонтов в скважинах №№ 5, 8, 10, 16, 75 вскрыты перфорацией совместно, то при расчетах необходимо учесть их взаимодействие.

Рассмотрим наше двухпластовое месторождение (рисунок 4.7).

Рисунок 4.7 - Расчетная схема при дренировании двухпластового месторождения

Пусть задан суммарный отбор из скважины q, пластовые давления p₁ и p₂, коэффициенты фильтрационных сопротивлений A₁ и B₁, A₂ и B₂. Необходимо найти q₁ и q₂. Тогда расчет производится в следующей последовательности.

1) Задаемся начальным приближением q₂, например =q/2.

) Находим забойное давление

. (4.2)

) Находим забойное давление p_C1. Если расстояние L между пластами мало, то можно принять p_C1≈p_C2. Если же необходимо учесть это расстояние, то можно воспользоваться формулами Г.А.Адамова (при учете направления потока газа):

, (4.4)

, (4.5)

, (4.6)

где X - расстояние между пластами, м;

d - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

 - относительная плотность газа по воздуху.

) Находим q₁

 (4.7)

) Находим величину

. (4.8)

) Проверяем соотношение

. (4.9)

где e - заданная точность.

Если соотношение (4.9) выполняется, то расчет считают оконченным; если нет - присвивают  значение  и переходят к пункту 2, учитывая, что если <0, то выражение (4.2) перепишется следующим образом

. (4.10)

4.2.3 Результаты расчета

По методике, приведенной в предыдущей главе, была составлена программа на языке Turbo Pascal и выполнены расчеты.

Критерием того, что процесс разработки залежи (модельного пласта) рассчитывается правильно как с физической точки зрения, так и с численной, служит следующая относительная погрешность:

, (4.11)

где Q_Н.ЗАП - начальные запасы газа в залежи;

Q_Т.ЗАП - текущие запасы газа в залежи;

Q_ДОБ - накопленная добыча газа.

Во время данных расчетов δ не превышала 0,4 % при ∆t=1 сутки.

Результаты расчета приведены на рисунках 4.8, 4.9 и таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Сопоставление расчетных и фактических данных.

Рисунок 4.8 - Сопоставление фактических и расчетных средневзвешенных приведенных давлений

Рисунок 4.9 - Сопоставление динамики фактического и расчетного средневзвешенных давлений

По полученному в результате расчета полю давлений построены карты изобар, приведенные на рисунке 4.10.

Проанализировав результаты расчета можно видеть хорошее совпадение процессов разработки модельного и реального пластов, из чего можно сделать вывод, что построенная модель довольно точно описывает процессы, происходящие в реальном пласте. Этот вывод позволяет использовать данную модель для прогнозирования дальнейшего процесса разработки реального месторождения.

Рисунок 4.10 - Расчетные карты изобар для VII (а) и VII^a (б) горизонтов

5. Прогнозирование показателей разработки месторождения

.1 Прогнозирование добычи газа

Для прогнозирования показателей разработки необходимо задаться годовым отбором из месторождения. Чтобы учесть неравномерность отбора, связанную с сезонными изменениями потребности, проанализируем динамику добычи за последние 20 месяцев (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 - Аппроксимация динамики добычи

Из рисунка видно, что данную зависимость можно аппроксимировать периодической функцией. На рисунке пунктиром приведена линия, построенная по следующей зависимости

, (5.1)

газовое месторождение геологический

где q - добыча за месяц;

N - номер месяца.

Таким образом, используя зависимость (5.1), можно прогнозировать неравномерность отборов в будущих периодах (таблица 5.1).

Таблица 5.1 - Прогнозная динамика добычи

5.2 Отборы по скважинам

Для того, чтобы задать отборы по скважинам, необходимо знать диапазон допустимых для них дебитов и депрессий, которые определяются по результатам газодинамических исследований (таблица 2.2).

Так как залежи обоих горизонтов водоплавающие то также необходимо знать предельные безводные дебиты, обеспечивающие работу скважин без подтягивания подошвенных вод. Эти дебиты рассчитываются по следующим зависимостям:

, (5.2)

где Q_пр - предельный безводный дебит, тыс. м³/сут.;

r_c - радиус скважины, м;

 и  при известных коэффициентах фильтрационных сопротивлений по данным испытания скважин A и B определяются по формулам

 (5.3)

где R - радиус контура питания, м;

, (5.4)

где  - отношение вскрытой толщины пласта к его газоносной толщине; параметр K₀ равен

, (5.5)

, (5.6)

где р_пл - пластовое давление, МПа;

 - плотность воды и газа соответственно, кг/м³;

H - газоносная толщина пласта, м.

Плотность газа рассчитывалась по уравнению состояния реального газа

 (5.7)

где р_пл, Т_пл, ρ_пл и р_ст=0.1033 МПа, Т_ст=293 К, ρ_ст - соответственно давление, температура и плотность газа в пластовых и стандартных условиях.

Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от давления рассчитывалась по зависимости (4.1).

Значения ρ_ст по скважинам приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Плотность газа в стандартных условиях по скважинам

Результаты расчетов предельного безводного дебита в табличном процессоре Microsoft Excel приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Исходные данные и результаты расчета предельного безводного дебита

5.3 Результаты расчета прогнозирования

Используя результаты расчетов предыдущих двух параграфов в виде исходных данных, были проведены прогнозные расчеты.

Распределение давления в пласте было принято по результатам расчета воспроизведения процесса разработки (рисунок 4.10).

Отборы по скважинам были распределены согласно сложившейся системы разработки, то есть пропорционально их вкладу в общую добычу за предыдущий период (таблица 4.2).

Рисунок 5.2 - Фактические и прогнозные показатели разработки месторождения.

5.4 Регулирование процесса разработки месторождения

.4.1 Постановка задачи

Для газовых месторождений актуальна задача управления технологическими режимами эксплуатации скважин в следующей постановке. Необходимо распределить заданный отбор газа из месторождения по отдельным скважинам так, чтобы минимизировать непроизводительные потери давления в пласте.

Распределение коллекторских свойств пласта по площади газоносности предполагается известным. Режим залежи газовый. Задана система размещения скважин на площади залежи. По скважинам, исходя из технологических условий их эксплуатации, заданы минимально и максимально возможные (допустимые) дебиты газа.

В качестве критерия при нахождении оптимальных дебитов скважин q₁,…,q_N принято достижение минимума следующего функционала

 (5.8)

где

; (5.9)

 - среднее пластовое давление в залежи в момент времени t.

Кроме функционала (5.8), представляющего сумму по всем скважинам интегральной по времени квадратичной невязки, рассмотрим аналогичный функционал, в котором невязки  умножены на положительные, задаваемые для отдельных скважин “нагрузочные” веса . Смысл введения  заключается в усилении вклада в функционал (5.8) невязок от скважин, эксплуатация которых приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. Тогда требуется минимизация следующего функционала с весами

. (5.10)

В этом случае применение градиентного итерационного метода (который рассматривается ниже) характеризуется более быстрой сходимостью исходного функционала .

При решении задачи регулирования дебитов по указанному критерию требуется учитывать следующие технологические ограничения на дебит скважин:

 (5.11)

и условие связи

, (5.12)

где Q(t) - плановый отбор газа из месторождения на разные моменты времени.

Таким образом, необходимо найти условный экстремум функции N переменных (5.10) при учете ограничений (5.11) и (5.12).

5.4.2 Применение градиентного метода

Минимизация функционала (5.10) при наличии ограничений (5.11) и (5.12) приводит к необходимости использования метода Лагранжа, заключающегося в следующем. Вместо отыскания экстремума функционала (5.10) будем находить экстремум следующей функции Лагранжа при соблюдении ограничений (5.11) и (5.12):

, (5.13)

где ;

λ - множитель Лагранжа.

Для определения дебитов с помощью итерационной процедуры градиентного метода на (s+1)-й итерации будем пользоваться следующей рекуррентной формулой:

, (5.14)

где

; (5.15)

 - параметр итерации в градиентной процедуре, определяемый как

 (5.16)

Начальное значение γ задается произвольно.

Учет технологических ограничений на дебиты скважин приводит к тому, что на (s+1)-й итерации дебит каждой ν-й скважины принимается равным

 (5.17)

Для определения множителя Лагранжа  используется следующее рекуррентное соотношение:

. (5.18)

5.4.3 Определение функциональных производных

Для получения производных , используемых в градиентной процедуре минимизации, отыскивается вспомогательная, называемая сопряженной, функция u(x, y, t). Функцию u(x, y, t) можно интерпретировать как распределение фиктивного потенциала в результате действия источников с интенсивностью . Такая функция является решением следующей краевой задачи:

 (5.19)

при следующих граничных условиях

, (5.20)

, (5.21)

где Т - время окончания разработки или продолжительность прогнозного периода.

Задача (5.19) - (5.21) отличается от аналогичной задачи (3.26) - (3.28), что интегрирование здесь проходит в обратном направлении - от конечного момента Т до нуля с отрицательным временным шагом.

В работе [] показывается, что связь между решением задачи (5.19) - (5.21) и функциональными производными следующая:

, (5.22)

где  - значение сопряженной функции u(x, y, t) в точке местоположения ν-й скважины при .

5.4.4 Определение весовых коэффициентов

При определении весов  отыскивается решение двумерной прямой задачи неустановившейся фильтрации газа при заданном начальном распределении дебитов скважин. При этом определяется отношение интегральной по времени квадратичной невязки каждой ν-й скважины к среднему квадратическому функционала

. (5.23)

В качестве веса ν -й скважины принимается

. (5.24)

5.4.5 Последовательность расчетов

1. Исходными данными для расчетов являются геолого-промысловые данные, используемые при решении двумерной задачи неустановившейся фильтрации газа в замкнутом пласте: таблицы распределения в сеточной области залежи фильтрационных параметров и начальное пластовое давление.

. Для получения весов  задается начальное приближение распределения дебитов скважин, например, как средних между максимальными и минимальными допустимыми их значениями. При этом сумма дебитов скважин, естественно, должна равняться заданному отбору газа из месторождения.

Решается двумерная задача неустановившейся фильтрации газа при заданных дебитах . Получаемые в результате расчетов невязки  и значения р(х, у, t) запоминаются на каждом временном шаге. Далее вычисляются веса  согласно (5.24).

. Для (s+1)-й итерации решается сопряженная краевая задача (5.19) - (5.21) с использованием невязок , полученных на предыдущем итерационном цикле.

В результате получаются значения функциональных производных соответствующие дебитам .

. С использованием рекуррентной процедуры градиентного метода (5.14) - (5.18) находится (s+1)-е приближение для дебитов ,параметр .

. Полученное распределение дебитов задается при решении двумерной задачи неустановившейся фильтрации газа (3.26) - (3.28).

В процессе решения двумерной задачи запоминаются определенные невязки  и распределения давлений р(х, у, t) для элементов сеточной области на каждом временном шаге. В результате вычисляется функционал (5.8) на (s+1)-й итерации .

. Согласно градиентной процедуре оптимизации происходит автоматическая поправка итерационного параметра и управление итерационным процессом в зависимости от достигнутой точности. Критерием прекращения итераций может быть допустимая относительная величина ξ. Целесообразно задать ξ как допустимую остаточную долю от начального значения минимизируемого функционала. Расчеты от третьего до шестого пункта включительно повторяются до тех пор, пока не будет достигнута желаемая точность.

5.4.6 Результаты расчетов по регулированию

В программу для решения прямой задачи (приложение А) были внесены соответствующие коррективы и проведены прогнозные расчеты с учетом минимизации функционала (5.8).

В таблице 5.4 приведено сравнение дебитов и устьевых давлений в месяце, на который приходится пиковая добыча газа.

Таблица 5.4 - Сопоставление дебитов и устьевых давлений по скважинам на 12 прогнозный месяц

На рисунках 5.10 и 5.12 приведены прогнозные карты изобар для VII и VII^a горизонтов с регулированием и без регулирования. Для наглядности на рисунках 5.11 и 5.13 построены эпюры давлений по строкам i=10 для VII горизонта и i=9 для VII^a горизонта.

Проанализировав полученные результаты, приходим к выводу, что регулирование позволяет добиться более равномерного снижения давления по залежи, уменьшения депрессионных воронок, поддержания более высокого давления на устье скважин, что в совокупности сокращает непроизводительные потери пластовой энергии.

Рисунок 5.10 - Прогнозная карта изобар для VII горизонта без регулирования (а) и с регулированием (б)

Рисунок 5.11 - Эпюра давлений VII горизонта для строки i=10

Рисунок 5.12 - Прогнозная карта изобар для VII^а горизонта без регулирования (а) и с регулированием (б)

Рисунок 5.13 - Эпюра давлений VII^а горизонта для строки i=9

6. Технико-экономические показатели разработки месторождения

.1 Формирование прибыли

Прибыль - основной источник финансовых ресурсов предприятия, связанный с получением валового дохода. Валовой доход предприятия - выручка от реализации продукции (работ, услуг) за вычетом материальных затрат, то есть включающий в себя оплату труда и прибыль. Связь между себестоимостью, валовым доходом и прибылью предприятия приведена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Связь между себестоимостью, валовым доходом и прибылью предприятия

Конечный финансовый результат (прибыль или убыток) слагается из финансового результата от реализации продукции (работ, услуг), основных фондов и иного имущества предприятия и доходов от внереализационных операций, уменьшенных на сумму расходов по этим операциям.

Прибыль (убыток) от реализации продукции (работ, услуг) определяется как разница между выручкой от реализации в действующих ценах без НДС и акцизов и затратами на производство и реализацию продукции.

Предприятия, осуществляющие экспортную деятельность, при начислении прибыли из выручки от реализации продукции исключают экспортные тарифы (рисунок 6.2).

Вторая составляющая валовой (общей) прибыли предприятия - прибыль от реализации основных средств и иного имущества (рисунок 6.3).

Рисунок 6.2 - Выручка предприятия за реализованную продукцию

Рисунок 6.3 - Прибыль от реализации основных средств

Третья составляющая валовой прибыли - прибыль от внереализационных операций, то есть от операций, непосредственно не связанных с основной деятельностью: сдача имущества в аренду, доходы по ценным бумагам предприятия, превышение суммы полученных штрафов над уплаченными, прибыль от совместной деятельности, прибыль прошлых лет, выявленная в отчетном году, и другое.

Таким образом, общая величина прибыли (убытка) (П_О) определяется следующим образом:

, (6.1)

где П_{внер.опер.} - прибыль от внереализационных операций.

Прибыль (убыток) от основной деятельности или прибыль от реализации основной продукции товаров и услуг представляет собой разницу между выручкой без НДС, акцизов и экспортных тарифов и себестоимостью продукции или затратами на выпуск данной продукции. Сама выручка по мере оплаты или по мере отгрузки товара и предъявления документов - в виде расчетных платежей.

Существуют наличные и безналичные расчеты. В случае безналичных расчетов выручка определяется по мере поступления денежных средств за полученную продукцию на счета банка.

Могут использоваться различные методы определения выручки от реализации продукции и этот метод (любой) в рыночных условиях зависит от условий договора и от условий хозяйствования. Так, например, валютная выручка, которая остается в распоряжении предприятия после реализации, перечисляется на валютный счет предприятия, а затем переводится в рубли по курсу Центробанка.

В отраслях и сферах производства товарного обращения вместо выручки от реализации используется товарооборот.

В зарубежной практике вместо выручки от реализации используют понятие валовый доход. Валовый доход как экономическая категория отражает вновь созданную стоимость. В практике планирования и учета в торговле под валовым доходом понимается сумма торговых надбавок или скидок.

Текущие издержки или себестоимость представляют собой стоимостную оценку, используемую в процессе производства и реализации природных ресурсов (сырья, материалов и так далее) и трудовых ресурсов.

Прибыль от прочей реализации может быть получена от реализации лишних основных фондов, от реализации имущества, от реализации возможных отходов производства, от реализации нематериальных активов.

Прибыль от прочей реализации определяется как разница между продажной ценой (первоначальной) или ценой остаточной и затратами производства прочей продукции.

Прибыль от внереализационных операций включает доходы, полученные от долевого участия предприятия в деятельности другого предприятия.

Все три прибыли дают общую или балансовую прибыль (П_О).

Чистая прибыль получается выплаты налога на прибыль. После этого формируется чистый доход предприятия (рисунок 6.4).

Рисунок 6.4 - Формирование чистой прибыли

6.2 Характеристика системы налогообложения

Налоги представляют собой обязательные платежи, взимаемые государством на основе установленного законодательства с физических лиц. Под налогом, сбором, пошлиной и другими платежами понимается обязательный взнос в бюджет, который осуществляется в соответствии с законодательными актами.

Для предприятия очень важно, за счет каких источников оно может оплачивать различные налоги. Налоги в зависимости от источников их покрытия группируются следующим образом.

) налоги, расходы по которым относятся на себестоимость продукции (работ, услуг): земельный налог, налог с владельцев транспортных средств;

) налоги, расходы по которым относятся на выручку от реализации продукции (работ, услуг): НДС, акцизы, экспортные тарифы;

) налоги, расходы по которым относятся на финансовые результаты: налог на прибыль, имущество предприятий, рекламу, целевые сборы на содержание милиции, благоустройство и уборку территории, содержание жилищного фонда и объектов социальной сферы, нужды образовательных учреждений;

) налоги, расходы по которым покрываются из прибыли, остающейся в распоряжении предприятий. К этой группе относится часть местных налогов: налог на перепродажу автомобилей и вычислительной техники, лицензионный сбор за право торговли, сбор со сделок, совершаемых на биржах, налог на строительство объектов производственного назначения в курортных зонах и др.

Налог на добавленную стоимость (НДС). Добавленная стоимость включает оплату труда и прибыль и практически исчисляется как разница между стоимостью готовой продукции товаров и стоимостью сырья, материалов, полуфабрикатов, используемых на изготовление этой продукции.

В добавленную стоимость включается амортизация и некоторые другие элементы затрат.

НДС представляет собой форму изъятия в бюджет части добавленной стоимости, создаваемой на всех стадиях производства и определяемой как разница между стоимостью реализованных продуктов и стоимостью материальных затрат, отнесенных на издержки.

Плательщиками являются все предприятия и организации независимо от форм собственности.

Налогооблагаемой базой служит валовая стоимость на каждой стадии движения товара от производства до конечного потребителя, то есть учитывается часть стоимости товаров, возрастающая на очередной стадии прохождения товара.

Ставки по НДС установлены в размере 20 %.

Акцизы. Плательщиками являются все предприятия и организации, в том числе и с иностранным участием.

Акцизы и природные ресурсы имеют особенности по самой природе происхождения, что должно учитываться при налогообложении в нефтегазодобыче. Так, например, введенный акциз в нефтегазодобыче представляет собой изъятие незаработанной части прибыли или сверх прибыли горнодобывающего предприятия, которая возникает вследствие эксплуатации месторождений с благоприятными условиями. Тем самым акциз является экономическим инструментом, который обеспечивает права собственности общества на горную ренту, а рента - это прибыль, полученная без материальных и трудовых затрат. Именно тогда правомерен акциз. Сверхприбыль - это часть прибыли с предприятия, существенно превышающая средний уровень банковской процентной ставки, сложившаяся на данный уровень в стране.

Граница между прибылью и рентой должна устанавливаться соответствующими государственными органами на базе средней учетной ставки, норматива предельного уровня рентабельности, который желательно дифференциировать по отраслям.

Объектом по налогообложению акцизов является оборот или стоимость подакцизных товаров собственного производства, реализованных по отпускным ценам, в которые включен акциз.

Налог введен с сентября 1993 г. по предприятиям нефтяной и газовой промышленности в целях более эффективного использования энергоресурсов, однако при введении акцизного налога практически не учтены ухудшающиеся горные условия, а также геологические и экономические характеристики нефтегазодобывающих предприятий.

Акциз на нефть и газовый конденсат, акциз на природный газ рассчитывается от оборота по реализации данной продукции. Облагаемым оборотом считается: при реализации нефти - стоимость реализуемой продукции по отпускным ценам за вычетом НДС, при реализации природного газа - стоимость реализованной продукции газобытовым организациям и непосредственным потребителям исходя из государственной регулируемой цены за вычетом НДС.

Не подлежат акцизам предприятия по транспорту и поставкам отбензиненного нефтяного газа, а также объем по закачке этого газа в пласт.

Если нефть реализуется на экспорт, то акциз взимается исходя из цен, сложившихся на внутреннем рынке по конкретному предприятию на момент поставки. Если реализуется все продукция на экспорт, то по биржевым ценам.

Акцизы дифференцированы по разным районам.

Плата за природные ресурсы. В феврале 1992 г. был введен Закон о недрах, цель которого была отрегулировать отношения, возникшие в процессе изучения, использования, эксплуатации и охраны недр. Было установлено, что пользование недрами является платным, и соответственно была установлена система платежей и порядок выплаты на территории Российской Федерации. В эту систему попали:

платежи за право пользования недрами;

отчисление на воспроизводство минерально-сырьевой базы;

сбор на выдачу лицензий за право пользования недрами;

плата за лесной доход;

плата за пользование водой;

плата за загрязнение окружающей среды по воздуху, воде и земле.

В процессе эксплуатации месторождений псе горнодобывающие предприятия используют недроземельные, водные и другие природные ресурсы, что приводит к необходимости оплаты покупки или аренды этих ресурсов. Кроме того, предприятия должны возмещать ущерб и упущенные выгоды окружающей среде.

Платежи за природные ресурсы относятся на себестоимость продукции и они не являются ни налогами, ни акцизами. То же относится и к платежам по возмещению ущерба - компенсационные платежи.

Плата за землю по идее должна взиматься только с собственника земельного участка. Если же горнодобывающее предприятие не является собственником, а является арендатором, то оно должно платить арендную плату и освобождаться от платы за землю.

В настоящее время, в зависимости от статуса - федеральные или региональные земли - плата за землю поступает в бюджеты соответствующих уровней государственных органов.

По своей же экономической природе, с точки зрения права частичной собственности па землю, плата за землю является абсолютной земельной рентой, но так как земля является общенациональным ресурсом, плата за землю является частью общегражданской ренты, с позиции нефтяной компании - затраты производства.

Платежи за загрязнение окружающей среды устанавливаются централизованно, но пересматриваются на местах. В пределах допустимых норм эти платежи относятся на себестоимость, свыше - на прибыль.

Плата устанавливается в зависимости от качества земель и дифференцирована.

То же относится к водным и лесным ресурсам. Для нефтегазодобывающих предприятий плата за пользование лесными ресурсами - компенсационная плата или ущерб, то есть стоимость должна быть восстановлена.

В рыночных отношениях плата за недра рассматривается как один из источников формирования средств гражданской ренты. Экономическая сущность этого показателя заключается в оплате нефтегазодобывающих предприятий эксплуатируемого природного ресурса, находится в недрах данного месторождения, но поскольку недра объективно являются общенациональным достоянием, плата за недра - это, по сути дела, плата за предоставляемое, предприятию право на разработку данного месторождения, и оплата этой лицензии относится к затратам части предприятия.

Налог на прибыль. Объектом обложения налогом является валовая прибыль. Если же предприятие получает доход в иностранной валюте, то этот доход подлежит налогообложению в совокупности с выручкой, полученной в рублях. Сегодня ставка налогообложения единая - 35 %.

По налогу на прибыль предусматривается система льгот. Облагаемая прибыль уменьшается на суммы:

направленные на финансирование капитальных вложений производственного назначения (включая капитальные вложения в очистные сооружения), жилищного строительства, а также на погашение кредитов банков на эти цели, включая проценты по кредитам. Эта льгота действует и при долевом участии в финансировании указанных затрат;

затрат предприятий на содержание находящихся на их балансе объектов социальной сферы (учреждений здравоохранения, образования, детских садов и др.), а также затрат на эти цели при долевом участии (в пределах норм местных органов власти);

взносов на благотворительные цели, но не более 3 % налогооблагаемой прибыли (а в случае взносов в чернобыльские фонды - до 5 %);

направленные образовательными учреждениями на развитие и совершенствование образовательного процесса;

направленные предприятиями на проведение научно- исследовательских и опытно-конструкторских работ, а также в Российский фонд фундаментальных исследований и Российский фонд технологического развития, но не более 10 % в общей сложности от налогооблагаемой прибыли и др.

Налог на имущество в Российской Федерации он введен в декабре 1991 г. с выходом закона Российской Федерации "О налоге на имущество предприятий". В последние годы были изменения к этому закон, которые отражены в законах налогообложения.

От налога на имущество освобождаются вновь созданные предприятия в течение одного года. От налога освобождается имущество для целей образования, имущество для создания страхового запаса, имущество организаций инвалидов, региональные организации.

6.3 Расчет технико-экономических показателей

Учитывая материал, изложенный в предыдущих двух пунктах, проведем прогнозную экономическую оценку разработки месторождения по общеприменимому законодательству. В таблице 6.1 приведены исходные данные для расчета.

Оценку прибыли будем проводить с учетом дисконтирования доходов и затрат, то есть путем приведения их стоимости на момент сравнения. Это обуславливается тем, что денежные поступления и затраты осуществляются в различные временные периоды и, следовательно, имеют разное значение. Доход, полученный в более ранний период, имеет большую стоимость, чем полученный в более поздний период. То же касается и затрат: произведенные в более ранний период, они имеют большую стоимость, чем произведенные позже.

Приведение величин затрат и их результатов осуществляется путем умножения их на коэффициент дисконтирования a_t, определяемый для постоянной нормы дисконта E по формуле

, (6.2)

где t - время от момента получения результата (приведения затрат) до момента сравнения, измеряемое в годах.

Норма дисконта - коэффициент доходности капитала (отношение величины дохода к капитальным вложениям).

Так как фактические показатели разработки имеются только до 1999 г., то расчет ведем с него. Результаты расчетов приведены в таблицах 6.2 и 6.3. Расчеты выполнены в долларах США.

Проделав анализ результатов, можно прийти к следующему выводу: за прогнозируемый период разработка месторождения будет характеризоваться следующими показателями:

эксплуатационные расходы - 0,64 млн. дол.;

поступления государству - 1,057 млн. дол.;

средняя себестоимость добычи газа - 5,314 дол./тыс. м³;

чистый доход - 0,306 млн. дол.;

дисконтированный доход - 0,223 млн. дол.

Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета экономических показателей

Таблица 6.2 - Расчет налогов, пошлин и платежей, млн. дол.

Таблица 6.3 - Расчет экономических показателей, млн. дол.

7. Безопасность и экологичность проекта

.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности эксплуатации газовых скважин в НГДУ “Оханефтегаз”.

Безопасность и экологичность инженерно-технических решений, предлагаемых в данном проекте, будут оцениваться по уровню безопасности, достигнутом в НГДУ “Оханефтегаз”.

Производственные опасности при эксплуатации промыслового оборудования и технологических установок для обслуживающего персонала обусловлены следующими основными причинами:

1) природный газ в трубопроводах и в технологическом оборудовании находятся под высоким давлением;

) свойства природного газа и использующихся в технологическом процессе вредных веществ (ингибиторы коррозии и гидратообразования) представляют опасность для здоровья человека;

) необходимость обслуживания установок в любых метеорологических условиях на открытых площадках, а так же в ночное время;

) проведение на промысле работ, связанных с электрическим током и электроприборами;

) при исследовательских работах геофизической службой на скважине имеют место радиоактивные приборы;

) аварийные ситуации в системе “скважина - шлейф - УПГ”.

Непосредственный источник опасности по условиям производства не причиняет вреда рабочим, он лишь при определенных условиях становится травмирующей силой. Результатом воздействия различных механических сил, химических, электрических и иных источников может быть травма, приводящая: к временной потере трудоспособности, инвалидности, летальному исходу.

Рассматриваемые условия труда относятся к вредным условиям. Если не предприняты меры для нейтрализации вредно действующих факторов, то они отрицательно влияют на здоровье персонала и приводят к профессиональным заболеваниям.

Реализация проекта связана со следующими видами воздействия на окружающую природную среду:

) изъятие: полезных ископаемых (природного газа); водных ресурсов (на технологические и бытовые нужды);

) привнос: химических веществ; твёрдых и жидких бытовых и производственных отходов; шума и вибрации.

Основными объектами явлются недра, атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, почва, флора и фауна, работающий персонал.

Для утилизации выбросов газа предусмотрены системы сброса на факел и на свечу.

Факельные установки, предназначенные для сжигания природного газа при продувке скважин и шлейфов, являются периодическими источниками выброса вредных веществ в атмосферу в достаточно больших количествах на всем протяжении периода эксплуатации.

Сброс газа от предохранительных клапанов осуществляется на свечу в атмосферу без сжигания, так как он происходит только при нарушении технологического режима и непродолжителен по времени. В случае необходимости предусмотрен также сброс газа в атмосферу с аппаратов воздушного охлаждения.

При эксплуатации промысловых трубопроводов источниками прямого воздействия на окружающую среду могут быть утечки углеводородов или метанола через неплотности в запорной арматуре. Подобные воздействия квалифицируются как малоинтенсивные, кратковременные и небольшие по площади распространения.

Таким образом, основные направления направления обеспечения безопасности и экологичности эксплуатации газовых скважин в НГДУ “Оханефтегаз” - это мероприятия по обеспечению производственной безопасности, мер по ликвидации последствий ЧС и охраны окружающей среды.

7.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности

Наиболее опасными на промысле являются следующие объекты: площадки сепарации газа, котельная, замерной пункт газа, парк метанольных емкостей. Все эти объекты относятся к категории производств группы А, по классу взрыво- и пожароопасности (ПЭУ) - В-1г по категории и группе взрывоопасной смеси - 2 ТЗ по ГОСТу 12.1.011-78.

Все работы, которые проводятся на действующих газовых объектах, условно подразделяются на огневые и газоопасные. Огневыми работами считаются сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, производимые во взрывоопасных помещениях или непосредственно на газовых коммуникациях, а также на промысловом коллекторе.

Для предотвращения распространения пламени по территории промысла, здания и сооружения размещены с учетом противопожарных разрывов. При этом здания и сооружения приняты не ниже II степени огнестойкости. Каждое здание оборудовано не менее чем двумя эвакуационными выходами. К зданиям и сооружениям по всей длине обеспечен подъезд пожарных автомобилей.

Для наружного пожаротушения предусмотрен кольцевой водовод. Для внутреннего пожаротушения в помещениях категорий производства А, В предусмотрены пожарные краны. Рабочие места оснащены ящиками с песком, совковыми лопатами, вёдрами, кошмами и огнетушителями (ОП-10, ОП-50). Использование пожарного оборудования и инвентаря для хозяйственных, производственных и других нужд, не связанных с пожаротушением, запрещается.

Взрыво- и пожароопасные вещества удаляются из помещений системой вытяжной вентиляции.

Для уменьшения аварийных выбросов оборудования арматура и трубопроводы рассчитаны на давление, превышающее максимально возможное рабочее давление. На случай превышения давления сверх предусмотренного технологическим pежимом оборудование оснащено предохранительными клапанами.

Вся запорная и предохранительная арматура принята по первому классу герметичности затворов.

Для обслуживания электроустановок применяют следующие электроизолирующие средства: диэлектрические перчатки, оперативные штанги, изолирующие и измерительные клещи, инструмент с изолирующими рукоятками и указатели напряжения; дополнительно применяются: диэлектрические галоши, резиновые коврики, дорожки и изолирующие подставки.

При работе на высоте применяют предохранительные пояса и страховочные канаты, монтерские когти. Для защиты от световых, тепловых, механических и химических воздействий используют защитные очки, рукавицы, каски, противогазы.

Мероприятия по защите от статического электричества:

) технологическое оборудование и трубопроводы для предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества заземлены; максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не должно превышать 100 Ом;

) для ослабления генерирования зарядов статического электричества легковоспламеняющиеся жидкости и другие диэлектрические материалы транспортируются по трубопроводам с малыми скоростями; ограничения скорости транспортирования принимаются в зависимости от свойств жидкости, диаметра и длины трубопроводов;

) для предотвращения образования и накопления статического электричества от падающей струи трубы для заполнения резервуаров, емкостей спускаются почти до дна, под уровень имеющейся жидкости;

) предусмотрена защита технологических установок производственных зданий и сооружений от электрической и электромагнитной индукции; от прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.

Основным нормативным документом, определяющим санитарно - гигиенические требования являются "Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий".

На каждого работающего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15 м³, а площадь не менее 4,5 м², высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие.

На рабочих местах установлена достаточная освещенность, равномерное распределение яркости, отсутствие резких теней, постоянство освещенности во времени.

Оборудование и площади санитарно - бытовых помещений (гардеробные, умывальные, помещения для сушки спецодежды, туалеты, помещения для отдыха, приема пищи) соответствуют санитарным нормам. Помещения бытового назначения оборудованы водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением.

Работники снабжаются спецодеждой и спецобувью общего назначения: костюм (комбинезон) хлопчатобумажный, плащ непромокаемый, сапоги кирзовые или резиновые, рукавицы брезентовые, костюм утепленный для метеоусловий.

Кроме спецодежды и спецобуви общего назначения работникам для выполнения определенных видов работ выдаются дополнительно: защитные очки различных типов, защитные щитки и маски для одновременной защиты глаз и лица, средства защиты органов дыхания (распираторы, противогазы), средства защиты органов слуха (вкладыши, наушники, шлемы), предохранительные пояса, защитные каски, электрозащитные средства (диэлектрические перчатки, боты).

Работники, которые имеют постоянный контакт с такими производственными факторами, которые вызывают нарушение функций печени, белкового и минерального обмена, раздражение слизистых оболочек верхних дыхательных путей обеспечиваются молоком. Также для рабочих с вредными условиями труда установлены дополнительные ежегодные отпуска.

7.3 Обеспечение мер по ликвидации чрезвычайных ситуаций

В условиях НГДУ “Оханефтегаз” возможно возникновение следующих видов ЧС:

техногенного характера;

природного характера;

военно-политического характера.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера. Могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (метанола, диэтиленгликоля и других химреагентов, применяемых в процессе добычи и подготовки газа). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов.

Сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций конденсата, при утечках на скважинах, на пункте подготовки газа из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ применяемых при перфорации и в других процессах.

Возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов - все это способствует возникновению масштабного разлива этих вод.

Также большую опасность представляют аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием. В результате фонтанирования возможны масштабные выбросы газа, минерализованных вод, наносящие огромный ущерб сельскохозяйственным землям, лесам и животному миру.

ЧС природного характера. Месторождение Шхунное находится в Сахалинской области - в северной части острова Сахалин. Климат района морской, довольно суровый. Зима продолжительная, холодная, с частыми буранами и сильными ветрами. Наиболее низкая температура (до минус 33 ^оС) отмечается в январе. Продолжительность морозного периода от 150 до 180 дней в году. Лето короткое, дождливое с максимальной температурой от 28 до 30 ^оС в июле-августе.

Северная часть Сахалина характеризуется повышенной сейсмической активностью.

ЧС военно-политического характера. На данный момент район не характеризуется опасностью возникновения вооруженных конфликтов или ведением военных действий, но следует отметить близость морских государственных границ Российской Федерации. В социально-политическом плане район достаточно благополучен и не характеризуется возникновением массовых беспорядков и волнений.

Для предупреждения и предотвращения ЧС на предприятии действует отдел ГО и ЧС, который решает задачи выявления потенциальных источников ЧС на территории предприятия и риск их возникновения. На основе проведенного анализа с помощью специальных методик выявляются потенциально опасные производственные объекты и на основе этого прогнозируются последствия воздействия возможных ЧС на население и подведомственные территории. Отталкиваясь от полученных результатов, осуществляется выбор, обоснование и реализация направлений деятельности обеспечения защиты населения и территории предприятия. К ним относится:

) осуществление комплекса профилактических мероприятий по предотвращению возникновения и снижению ущерба от ЧС;

) организация защиты населения и его жизнеобеспечения в ЧС;

) обеспечение устойчивости работы хозяйственных объектов в ЧС;

) организация аварийно-спасательных и других неотложных работ в очагах поражения и зонах заражения.

7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды

Охрана недр в процессе разработки месторождений на первое место ставит задачу максимально полного отбора газа, а также защиты верхних водоносных горизонтов от загрязнения. С этой целью выполняется целый комплекс мероприятий, регламентирующих порядок и периодичность систематического контроля за процессом эксплуатации. Качественная изоляция проницаемых пластов в затрубном пространстве позволяет устранить возможность перетоков газа из одного объекта в другой или атмосферу, предотвращает ухудшение свойств коллекторов. Основной метод разобщения пластов в настоящее время - цементирование заколонного пространства скважин. Работа добывающих скважин ведется на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Для аварийного или планового задавливания скважин перед капремонтом предусматривается установка на шлейфах в 100 м от устья специального кранового узла с задвижкой для подключения задавочного агрегата.

Минимизация загрязнения атмосферного воздуха, включая шумовое воздействие, при эксплуатации объектов обеспечивается путем:

) использования в качестве топлива природного газа в котлоагрегатах;

) размещения агрегатов и механизмов создающих повышенный шумовой фон в отдельных изолированных помещениях;

) покрытия источников шума и подводящих трубопроводов противошумовой изоляцией;

) соблюдения необходимых расстояний между жилой застройкой и промышленными объектами;

) герметизации системы сбора, подготовки и транспорта продукции на всем пути движения;

) отвода газа при срабатывании предохранительных клапанов и полного сжигание газа на свече факела.

При сжигании топливного газа в котельных и других установках выбросы продуктов сжигания осуществляются через дымовые трубы. Для минимизации негативных воздействий их высота принимается такой, чтобы обеспечить рассеивание вредных веществ до норм предельно допустимых концентраций в приземном слое атмосферы.

Большинство рек, попадающих в зону влияния проекта, имеют протяженность до 200 км и квалифицируются как малые. Поэтому в соответствии с Постановлением Совета Министров РСФСР от 14.01.81 "Об усилении охраны малых рек РСФСР от загрязнения, засорения и истощения и о рациональном использовании их водных ресурсов" установлены специальные меры по охране малых рек с целью восстановления их водности и чистоты.

Так, в водоохранных зонах при производстве работ не допускается загрязнение поверхности земли, в частности, свалка мусора и отходов производства, а также площадки стоянок автотранспорта, ремонт строительных машин и механизмов и транспортных средств, размещение складов ГСМ и химреагентов.

Для предотвращения загрязнения и изменения режима водных объектов проводятся следующие работы:

) очистка русла рек и пойм от загромождающих их предметов;

) планировка и рекультивация нарушенных берегов рек и пойм с приведением их к первоначальному состоянию;

) все материалы представляющие опасность для поверхностных водотоков складируются и хранятся на расстоянии не ближе 30 м от любого естественного водотока, а также за пределами поймы рек;

) сброс вод после гидростатических испытаний участков трубопроводов производится с контролируемой скоростью после отстоя в земляных котлованах на отведенных территориях с применением энергорассеивающих устройств.

) производится постоянный контроль за степенью загрязнения территории промысла и прилегающих водотоков.

Утилизация метанольной воды производится путем распыления и сжигания в пламени огня на специальной горизонтальной факельной установке. Вода, используемая для промывки бочкотары из-под метанола, собирается в дренажную емкость, а затем так же выжигается.

Охрана животного мира в первую очередь заключается в соблюдении природоохранного законодательства, минимизации воздействия на атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, что косвенным образом снижает степень воздействия на окружающую биоту.

Охрана животного мира достигается подземной прокладкой всех трубопроводов и проведением этапов технической и биологической рекультивации.

Минимизация воздействия на ихтиофауну поверхностных водотоков, в первую очередь, обеспечивается природоохранными мероприятиями, предусматривающими их защиту.

Кроме того, строительство подводных переходов газопровода через реки и ручьи, имеющие промысловое значение, производится с соблюдением "Положения об охране рыбных запасов". При этом приняты следующие меры:

) при пересечении трассой рек и ручьёв, обладающих существенными рыбными ресурсами, укладка труб производится с использованием приёмов, сводящих к минимуму вредное воздействие на популяцию рыб;

) исключение устройства временных опор и подмостей в русле рек;

) согласование с органами рыбоохраны сброса в реку, если извлекаемый грунт содержит пылеватые или глинистые частицы.

Работы вблизи рек выполняются в строгом соответствии со сроками и рекомендациями специалистов СахНИРО при согласовании с рыбной инспекцией и областным Комитетом по охране природы.

Почвы и растительность являются наиболее уязвимыми объектами воздействия. Поэтому выполнено снижение до минимальной величины площади земельных участков, в пределах которых будет нарушен почвенно-растительный покров

Учитывая, что лишенные растительного покрова поверхности сильнее подвергаются эрозионно-дефляционным процессам, важное значение для восстановления почв имеет ускорение первого этапа восстановления растительности. Для этого предусматривается проведение рекультивационных работ, включая этап биологической рекультивации, без которых сроки восстановления почвы замедляются до десятка лет.

При производстве работ в лесах проводятся противопожарных мероприятий.

Правилами производства работ предусматривается сохранение (или пересадка) деревьев редких и ценных пород и растений, оказавшихся в зоне строительства.

Для предотвращения химического загрязнения ёмкости хранения метанола и насосное оборудование устанавливаются на железобетонных площадках, имеющих обортовку и трап, связанный с дренажной ёмкостью.

Бочкотара из-под метанола после предварительной промывки складируется на площадке хранения для дальнейшей отправки на предприятие, поставляющее этот химреагент.

Для сбора мусора, мелкой тары и обёрточных материалов на строительных площадках предусматриваются специальные контейнеры, которые по мере наполнения вывозятся в определенные места захоронения, согласованные с землепользователем и санэпидемстанцией района.

Для организации строгого и эффективного контроля за соблюдением природоохранного законодательства осуществляется экологический контроль, обеспечивающий:

) профилактику сверхнормативного экологического ущерба;

) формирование информационной базы состояния и изменений окружающей природной среды.

Мониторинг за состоянием окружающей среды на протяжении всего периода эксплуатации месторождения согласно разработанным программам экологического контроля.

Комплекс работ по мониторингу включает в себя выполнение мероприятий по охране недр, систематический отбор и анализ проб поверхностных и подземных вод, донных грунтов и бентоса, почв, воздуха на объектах месторождения.

В данном разделе были рассмотрены мероприятия, принятые в НГДУ ”Оханефтегаз” по обеспечению пожаро- и взрывобезопасности, электробезопасности, комфортных условий труда работников, а также мероприятия по охране недр, атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, животного мира, почвы и растительности.

Благодаря проведению перечисленных мероприятий на предприятии достигнут высокий уровень безопасности и экологичности, следствием чего является низкий уровень травматизма, несчастных случаев, выбросов и разливов отравляющих веществ в окружающую среду.

Из всего вышеуказанного можно прийти к выводу о безопасности и экологичности инженерно-технических решений, предлагаемых в данном проекте.

Заключение

В заключение подытожим полученные результаты.

Итак, рассмотрено газовое месторождение Шхунное. По фактическим данным разработки уточнены режим работы залежи и запасы газа (по методу падения пластового давления). Режим залежи - газовый; уточненные запасы оцениваются в 2788 млн. м³, что на 118 млн. м³ больше подсчитанных объемным методом.

Для решения двумерного уравнения неустановившейся фильтрации газа в неоднородном пласте произвольной формы конечно-разностным методом, по имеющимся сведениям о геологическом строении, построена расчетная площадная модель залежи. Для этого месторождение аппроксимировалось сеточной областью с шагом 100 м по обеим осям и составлялись матрицы распределения фильтрационных параметров.

На данной модели был воспроизведен процесс разработки за пять лет, причем задавались отборы по скважинам и “введение” их в разработку по фактическим данным. Относительная погрешность расхождения промысловых и расчетных данных не превышала 2,91 %, из чего был сделан вывод о пригодности данной модели для прогнозных расчетов. Следует отметить, что расчеты производились с учетом взаимодействия двух пластов залежи в тех скважинах, где они вскрыты перфорацией совместно.

Для прогнозных расчетов была проанализирована (и аппроксимирована синусоидальной зависимостью) неравномерность отборов с месторождения по месяцам, вызванная сезонными изменениями нужд потребителей, что учитывалось в прогнозный период. Так как в залежи имеется подошвенная вода, то также был рассчитан предельный безводный дебит, обеспечивающий работу скважин без подтягивания конусов подошвенной воды и прорыва ее в скважины.

Прогнозные расчеты выполнены на четыре года. По результатам расчетов за прогнозируемый период добыча газа составит 235,89 млн. м³, пластовое давление снизится с 5,86 до 5,19 МПа.

Для уменьшения непроизводительных потерь пластовой энергии были выполнены расчеты по регулированию процесса разработки и перераспределены отборы по отдельным скважинам. В результате при той же динамике отбора было достигнуто более равномерное снижение средневзвешенного пластового давления по залежи, и, как следствие, более высокие значения давления на устьях скважин.

Технико-экономические показатели разработки были рассчитаны на прогнозируемый период. За этот период разработка месторождения будет характеризоваться следующими показателями:

эксплуатационные расходы - 0,64 млн. дол.;

поступления государству - 1,057 млн. дол.;

средняя себестоимость добычи газа - 5,314 дол./тыс. м³;

чистый доход - 0,306 млн. дол.;

дисконтированный доход - 0,223 млн. дол.

Безопасность и экологичность инженерно-технических решений, предлагаемых в проекте, оценивались по уровню безопасности в НГДУ “Оханефтегаз”, где достигнут в данном направлении высокий уровень, что приводит к выводу о безопасности и экологичности данного проекта.

Список использованных источников

1. Азиз Х.,Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, 1982. - 407 с.

. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие /С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон и др. - М.: Недра, 1988. - 335 с.

. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений /С.Н. Закиров, В.И. Васильев, А.И. Гутников и др. - М.: Недра, 1984. - 295 с.

. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений - проблемы моделирования. - М.: Недра, 1977. - 303 с.

. Технологический режим работы газовых скважин /З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко и др. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

Приложение А

(обязательное)

Программа решения дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа в неоднородном пласте

{$M 65520,0,655360}

program both;Crt;z(Per:real):real;:=0.000987437*Per*Per-0.02530907*Per+1.002522429;;power(x,st:real):real;st=0 then power:=1power:=exp(st*ln(x));;=real;=array[1..19,1..34]of real;=array[1..16,1..34]of real;sip (i,j:integer;g,c,a,b,f,R,g_1,f_1,alfa,v2,v3:tipR;var ggg,fff,v1:tipR);,cc,aa,bb,ff:tipR;:=f/(1+alfa*f_1);:=c/(1+alfa*g_1);:=a+alfa*(cc*g_1+bb*f_1)-cc*f_1-bb*g_1;

gg:=(g-alfa*cc*g_1)/aa;:=(b-alfa*bb*f_1)/aa;:=gg;:=ff;:=(R-cc*v2-bb*v3)/aa;

end;sipp1(i,j:integer;g,c,a,b,f,R,b_1,f_1,alfa,v2,v3:tipR;var bbb,fff,v1:tipR);,cc,aa,bb,ff:tipR;:=g/(1+alfa*b_1);:=c/(1+alfa*f_1);:=a+alfa*(gg*b_1+cc*f_1)-gg*f_1-cc*b_1;

bb:=(b-alfa*gg*b_1)/aa;:=(f-alfa*cc*f_1)/aa;:=bb;:=ff;:=(R-cc*v2-gg*v3)/aa;

end;VII(giv:m;var gi:m;dt,t:real; var PcpVII,p5_2,p8_2,p10_2,p16_2,p75_2,p11,p15:real;_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2,q11,q15:real)

const=19;{strok}=34;{stolbcov}

Ppl=7.6e6;{Pa}=0.661e-12;{mkm2, IV block}=0.44e-12;{mkm2, III block}=0.32;=0.77;=0.76;=0.011e-3;{Pa*sec}

dx=100;{m}=100;{m}=100000;=86400;=real;=array[1..20]of tipR;=array[1..N,1..M]of tipR;

dmas=^mas2;,dat1:text;

al:mas1;,j,count,k,cell:integer;,p:mas2;,c,a,b,f,d,R,sum,ZapN,ZapT,Qdob,Pcp,delta,Hcp,ggg,fff,bbb,v1:tipR;,g1,f1,kh,V,dp,pp:dmas;:boolean;alf(var al:mas1);

Продолжение приложения А

i,j:integer;

par,par1,par11,par2:tipR;

begin:=100;i:=1 to N-1 doj:=1 to M-1 doh[i,j]<>0 then(h[i,j+1]<>0)and(h[i+1,j]<>0) then:=dx*dx*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/dy/dy;

par1:=pi*pi/(2*N*N*(1+par));:=pi*pi/(2*M*M*(1+1/par));

if par1<par2 thenpar1<par11 then par11:=par1;par2<par11 then par11:=par2;;;[1]:=1;i:=2 to 10 do al[i]:=1-power(par11*10,(i-1)/10);;skv;

{5}[10,13]:=q5_2/86.4;

{75}[9,5]:=q75_2/86.4;

{10}[6,15]:=q10_2/86.4;

{11}[15,11]:=q11/86.4;

{8}[10,26]:=q8_2/86.4;

{16}[7,29]:=q16_2/86.4;

{15}[14,23]:=q15/86.4;;(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));:=0;i:=1 to N doj:=1 to M doh[i,j]<>0 thenj<=21 then kh^[i,j]:=k2*h[i,j]kh^[i,j]:=k1*h[i,j];[i,j]:=giv[i,j];:=ZapN+293/297*h[i,j]*dx*dy*kp*al1*Ppl/pat/z(Ppl/1e6)*z(pat/1e6);^[i,j]:=0;[i,j]:=0;;^[i,j]:=p[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;;;(al);:=0;delta:=0;:=0;:=0;;:=count+1;odd(count) then{obratnoe yporyadochivanie}

Продолжение приложения А

for i:=2 to N-1 do

for j:=M-1 downto 2 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]/z(pp^[i,j]/1e6);:=2*pat*qm[i,j]*297/293-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6);:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>10 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,g1^[i-1,j],f1^[i,j+1],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j+1],ggg,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=ggg;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=2 to M-1 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-g1^[i,j]*dp^[i,j-1]-f1^[i,j]*dp^[i+1,j];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;

{} for i:=1 to N doj:=1 to M do begin g1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;i:=2 to N-1 doj:=2 to M-1 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]/z(pp^[i,j]/1e6);:=2*pat*qm[i,j]*297/293-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6);:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>10 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,b1^[i,j-1],f1^[i-1,j],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j-1],bbb,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=bbb;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=M-1 downto 2 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-b1^[i,j]*dp^[i+1,j]-f1^[i,j]*dp^[i,j+1];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;

{} for i:=1 to N doj:=1 to M do begin b1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;;flag;:=0;Pcp:=0;Hcp:=0;i:=1 to N doj:=1 to M do[i,j]:=pp^[i,j];:=ZapT+293/297*h[i,j]*dx*dy*kp*al1*p[i,j]/pat/z(p[i,j]/1e6)*z(pat/1e6);

Продолжение приложения А

Qdob:=Qdob+qm[i,j]*dt;

if h[i,j]<>0 then begin Pcp:=Pcp+pp^[i,j]*h[i,j];Hcp:=Hcp+h[i,j] end;;;

{ if (ZapN-ZapT-Qdob)/Qdob*100>delta then delta:=(ZapN-ZapT-Qdob)/Qdob*100;}:=Pcp/Hcp;:=Pcp;_2:=pp^[10,13];_2:=pp^[10,26];_2:=pp^[6,15];_2:=pp^[7,29];_2:=pp^[9,5];:=pp^[14,23];:=pp^[15,11];(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));;soprVII(gi:m;dt,t:real; var u5_2,u8_2,u10_2,u16_2,u75_2,u11,u15:real;

e5_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2,e11,e15:real);

const=19;{strok}=34;{stolbcov}

Ppl=7.6e6;{Pa} {!!!!!!!!!!!!!!!!!!}=0.661e-12;{mkm2, IV block}=0.44e-12;{mkm2, III block}=0.32;=0.77;=0.76;=0.011e-3;{Pa*sec}

dx=100;{m}=100;{m}=100000;=86400;=real;=array[1..20]of tipR;=array[1..N,1..M]of tipR;

dmas=^mas2;,dat1:text;

al:mas1;,j,count,k,cell:integer;,p,u:mas2;,c,a,b,f,d,R,sum,ZapN,ZapT,Qdob,Pcp,delta,Hcp,ggg,fff,bbb,v1:tipR;,g1,f1,kh,V,dp,pp:dmas;:boolean;alf(var al:mas1);

var,j:integer;,par1,par11,par2:tipR;

begin:=100;i:=1 to N-1 doj:=1 to M-1 doh[i,j]<>0 then(h[i,j+1]<>0)and(h[i+1,j]<>0) then:=dx*dx*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/dy/dy;

par1:=pi*pi/(2*N*N*(1+par));:=pi*pi/(2*M*M*(1+1/par));

if par1<par2 thenpar1<par11 then par11:=par1;par2<par11 then par11:=par2;;;[1]:=1;i:=2 to 10 do al[i]:=1-power(par11*10,(i-1)/10);;skv;

{5}[10,13]:=e5_2{/86.4};

{75}

qm[9,5]:=e75_2{/86.4};

Продолжение приложения А

{10}

qm[6,15]:=e10_2{/86.4};

{11}

qm[15,11]:=e11{/86.4};

{8}

qm[10,26]:=e8_2{/86.4};

{16}

qm[7,29]:=e16_2{/86.4};

{15}[14,23]:=e15{/86.4};;(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));i:=1 to N doj:=1 to M doh[i,j]<>0 thenj<=21 then kh^[i,j]:=k2*h[i,j]kh^[i,j]:=k1*h[i,j]kh^[i,j]:=0;[i,j]:=gi[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=u[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;;;(al);:=0;delta:=0;:=0;:=0;;:=count+1;odd(count) then{obratnoe yporyadochivanie}i:=2 to N-1 doj:=M-1 downto 2 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j];:=pat*qm[i,j]/dx/dy-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6)*u[i,j];:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>10 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,g1^[i-1,j],f1^[i,j+1],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j+1],ggg,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=ggg;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=2 to M-1 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-g1^[i,j]*dp^[i,j-1]-f1^[i,j]*dp^[i+1,j];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;

{} for i:=1 to N doj:=1 to M do begin g1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;

Продолжение приложения А

enD

eLSe

begiN

for i:=2 to N-1 doj:=2 to M-1 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j];:=pat*qm[i,j]/dx/dy-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6)*u[i,j];:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>10 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,b1^[i,j-1],f1^[i-1,j],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j-1],bbb,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=bbb;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=M-1 downto 2 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-b1^[i,j]*dp^[i+1,j]-f1^[i,j]*dp^[i,j+1];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;

{} for i:=1 to N doj:=1 to M do begin b1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;;flag;_2:=pp^[10,13];_2:=pp^[10,26];_2:=pp^[6,15];_2:=pp^[7,29];_2:=pp^[9,5];:=pp^[14,23];:=pp^[15,11];(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));;VIIa(giv1:m1;var gi1:m1;dt,t:real; var PcpVIIa,p5_1,p8_1,p10_1,p16_1,p75_1:real;_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2:real);=16;{strok}=34;{stolbcov}

Ppl=7.6e6;{Pa}=1.877e-12;{mkm2, IV block}=2.062e-12;{mkm2, III block}=0.3;=0.78;=0.76;=0.011e-3;{Pa*sec}

dx=100;{m}=100;{m}=100000;=86400;=real;=array[1..10]of tipR;=array[1..N,1..M]of tipR;

dmas=^mas2;,dat1:text;

al:mas1;,j,count,k,cell:integer;,p,h:mas2;,c,a,b,f,d,R,sum,ZapN,ZapT,Qdob,Pcp,delta,Hcp,ggg,fff,bbb,v1:tipR;

Продолжение приложения А

b1,g1,f1,kh,V,dp,pp:dmas;

flag:boolean;alf(var al:mas1);

var,j:integer;,par1,par11,par2:tipR;

begin:=100;i:=1 to N-1 doj:=1 to M-1 doh[i,j]<>0 then(h[i,j+1]<>0)and(h[i+1,j]<>0) then:=dx*dx*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/dy/dy;

par1:=pi*pi/(2*N*N*(1+par));:=pi*pi/(2*M*M*(1+1/par));

if par1<par2 thenpar1<par11 then par11:=par1;par2<par11 then par11:=par2;;;[1]:=1;

for i:=2 to 4 do al[i]:=1-power(par11,(i-1)/3);;skv;

{5}[9,13]:=q5_1/86.4;

{75}[8,5]:=q75_1/86.4;

{10}[5,15]:=q10_1/86.4;

{8}[9,26]:=q8_1/86.4;

{16}[6,29]:=q16_1/86.4;;(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));:=0;i:=1 to N doj:=1 to M doh[i,j]<>0 thenj<=21 then kh^[i,j]:=k2*h[i,j]kh^[i,j]:=k1*h[i,j];[i,j]:=giv1[i,j];:=ZapN+h[i,j]*dx*dy*kp*al1*Ppl/pat/z(Ppl/1e6)*z(pat/1e6);^[i,j]:=0;[i,j]:=0;;^[i,j]:=p[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;;;(al);:=0;Qdob:=0;delta:=0;:=0;:=0;;:=count+1;

Продолжение приложения А

if odd(count) then

begiN {obratnoe yporyadochivanie}i:=2 to N-1 doj:=M-1 downto 2 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]/z(pp^[i,j]/1e6);:=2*pat*qm[i,j]-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6);:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>4 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,g1^[i-1,j],f1^[i,j+1],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j+1],ggg,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=ggg;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=2 to M-1 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-g1^[i,j]*dp^[i,j-1]-f1^[i,j]*dp^[i+1,j];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;i:=1 to N doj:=1 to M do begin g1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;i:=2 to N-1 doj:=2 to M-1 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*pp^[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*pp^[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(pp^[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]/z(pp^[i,j]/1e6);:=2*pat*qm[i,j]-dx*dy/dt*2*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6);:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>4 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,b1^[i,j-1],f1^[i-1,j],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j-1],bbb,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=bbb;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=M-1 downto 2 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-b1^[i,j]*dp^[i+1,j]-f1^[i,j]*dp^[i,j+1];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;i:=1 to N doj:=1 to M do begin b1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;;flag;:=0;Pcp:=0;Hcp:=0;i:=1 to N doj:=1 to M do

Продолжение приложения А

gi1[i,j]:=pp^[i,j];

ZapT:=ZapT+h[i,j]*dx*dy*kp*al1*p[i,j]/pat/z(p[i,j]/1e6)*z(pat/1e6);:=Qdob+qm[i,j]*dt;h[i,j]<>0 then begin Pcp:=Pcp+pp^[i,j]*h[i,j];Hcp:=Hcp+h[i,j] end;;;(ZapN-ZapT-Qdob)/Qdob*100>delta then delta:=(ZapN-ZapT-Qdob)/Qdob*100;:=Pcp/Hcp;:=Pcp;_1:=pp^[9,13];_1:=pp^[9,26];_1:=pp^[5,15];_1:=pp^[6,29];_1:=pp^[8,5];(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));;soprVIIa(gi1:m1;dt,t:real; var u5_1,u8_1,u10_1,u16_1,u75_1:real;

e5_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2:real);

const=16;{strok}=34;{stolbcov}

Ppl=7.8e6;{Pa}=1.877e-12;{mkm2, IV block}=2.062e-12;{mkm2, III block}=0.3;=0.78;=0.76;=0.011e-3;{Pa*sec}

dx=100;{m}=100;{m}=100000;=86400;=real;=array[1..10]of tipR;=array[1..N,1..M]of tipR;

al:mas1;,j,count,k,cell:integer;,p,h,u:mas2;,c,a,b,f,d,R,sum,ZapN,ZapT,Qdob,Pcp,delta,Hcp,ggg,fff,bbb,v1:tipR;,g1,f1,kh,V,dp,pp:dmas;:boolean;alf(var al:mas1);

var,j:integer;,par1,par11,par2:tipR;

begin:=100;i:=1 to N-1 doj:=1 to M-1 doh[i,j]<>0 then(h[i,j+1]<>0)and(h[i+1,j]<>0) then:=dx*dx*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/dy/dy;

par1:=pi*pi/(2*N*N*(1+par));:=pi*pi/(2*M*M*(1+1/par));

if par1<par2 thenpar1<par11 then par11:=par1;par2<par11 then par11:=par2;;;[1]:=1;i:=2 to 4 do al[i]:=1-power(par11,(i-1)/3);;skv;

{5}[9,13]:=e5_1{/86.4};

{75}

qm[8,5]:=e75_1{/86.4};

{10}

Продолжение приложения А

qm[5,15]:=e10_1{/86.4};

{8}

qm[9,26]:=e8_1{/86.4};

{16}

qm[6,29]:=e16_1{/86.4};

end;

BEGIN

GetMem(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));:=0;i:=1 to N doj:=1 to M doh[i,j]<>0 thenj<=21 then kh^[i,j]:=k2*h[i,j]kh^[i,j]:=k1*h[i,j]kh^[i,j]:=0;[i,j]:=gi1[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=u[i,j];[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;^[i,j]:=0;;;(al);:=0;Qdob:=0;delta:=0;:=0;

k:=0;;:=count+1;odd(count) then{obratnoe yporyadochivanie}i:=2 to N-1 doj:=M-1 downto 2 do:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j];:=pat*qm[i,j]/dx/dy-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6)*u[i,j];:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>4 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,g1^[i-1,j],f1^[i,j+1],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j+1],ggg,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=ggg;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=2 to M-1 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-g1^[i,j]*dp^[i,j-1]-f1^[i,j]*dp^[i+1,j];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;i:=1 to N doj:=1 to M do begin g1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;i:=2 to N-1 do

Продолжение приложения А

for j:=2 to M-1 do

begin:=0;c:=0;b:=0;f:=0;a:=0;d:=0;R:=0;h[i,j]<>0 thenh[i,j-1]=0 then g:=0g:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j-1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i-1,j]=0 then c:=0c:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i-1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i+1,j]=0 then b:=0b:=(dy/dx)*p[i,j]*(kh^[i+1,j]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;h[i,j+1]=0 then f:=0f:=(dx/dy)*p[i,j]*(kh^[i,j+1]+kh^[i,j])/mu/z(p[i,j]/1e6)/2;:=-(g+c+b+f)-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j];:=pat*qm[i,j]/dx/dy-dx*dy/dt*al1*kp*h[i,j]*p[i,j]/z(p[i,j]/1e6)*u[i,j];:=d-(g*pp^[i,j-1]+c*pp^[i-1,j]+a*pp^[i,j]+b*pp^[i+1,j]+f*pp^[i,j+1]);odd(count) then k:=k+1;k>4 then k:=1;(i,j,g,c,a,b,f,R,b1^[i,j-1],f1^[i-1,j],al[k],V^[i-1,j],V^[i,j-1],bbb,fff,v1);^[i,j]:=v1;^[i,j]:=bbb;^[i,j]:=fff;;;:=true;i:=N-1 downto 2 doj:=M-1 downto 2 doh[i,j]<>0 then^[i,j]:=V^[i,j]-b1^[i,j]*dp^[i+1,j]-f1^[i,j]*dp^[i,j+1];abs(dp^[i,j])>1e-4 then flag:=false;^[i,j]:=pp^[i,j]+dp^[i,j];;i:=1 to N doj:=1 to M do begin b1^[i,j]:=0;f1^[i,j]:=0 end;;flag;_1:=pp^[9,13];_1:=pp^[9,26];_1:=pp^[5,15];_1:=pp^[6,29];_1:=pp^[8,5];(kh,M*N*SizeOf(tipR));(b1,M*N*SizeOf(tipR));(pp,M*N*SizeOf(tipR));(dp,M*N*SizeOf(tipR));(V,M*N*SizeOf(tipR));(g1,M*N*SizeOf(tipR));(f1,M*N*SizeOf(tipR));;=86400;,f1,shit:text;,j,iter:integer;,gi:m;giv1,gi1:m1;,py8,py10,py16,py75,py11,py15:real;_1,p5_2,p8_1,p8_2,p10_1,p10_2,p16_1,p16_2,p75_1,p75_2,p11,p15:real;_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2:real;

e5_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2,e11,e15:real;_1,u5_2,u8_1,u8_2,u10_1,u10_2,u16_1,u16_2,u75_1,u75_2,u11,u15:real;

r5_1,r5_2,r8_1,r8_2,r10_1,r10_2,r16_1,r16_2,r75_1,r75_2,r11,r15:real;,q8,q10,q16,q75,q11,q15,dob:real;,t,PcpVII,PcpVIIa,Qdob,Qdob1,Sum,Sum1:real;,Q1,JJJ,JJ,J1,JJ1,J11,JJJ1,lam,gam,lam1,gam1:real;:boolean;zab(py,q:real):real;,cp,p3,pp3,tcp,s:real;:=abs(q);:=py;:=(299-297)/ln(299/297);:=pp3;:=(p3+py)/2;:=0.03415*0.57*700/tcp/z(cp);

tet:=1.325e-12*0.025*z(cp)*z(cp)*tcp*tcp*(exp(2*s)-1)/

.22e-2/6.22e-2/6.22e-2/6.22e-2/6.22e-2;

pp3:=sqrt(py*py*exp(-2*s)-tet*q*q*exp(-2*s));abs(pp3-p3)<0.05;:=pp3;;

Продолжение приложения АDebit(p5_1,p5_2,p8_1,p8_2,p10_1,p10_2,p16_1,p16_2,p75_1,p75_2:real;q5,q8,q10,q16,q75:real;q5_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2:real);=0;,pc15,q,pc5_1,pc8_1,pc10_1,pc16_1,pc75_1,pc5_2,pc8_2,pc10_2,pc16_2,pc75_2:real;

{5}:=q5/2;_1:=q;q>0 then_1:=sqrt(p5_1*p5_1-0.0011*abs(q5_1)-0.000005*q5_1*q5_1)_1:=sqrt(p5_1*p5_1+0.0011*abs(q5_1)+0.000005*q5_1*q5_1);_2:=pc5_1-ddp{zab(pc5_1,q5_1)};pc5_2<p5_2 then_2:=(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(p5_2*p5_2-pc5_2*pc5_2)))/(2*0.000045)_2:=-(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(pc5_2*pc5_2-p5_2*p5_2)))/(2*0.000045);:=q5-q5_2;abs(q-q5_1)<0.0001;

{8}

q:=q8/2;_1:=q;

if q>0 then_1:=sqrt(p8_1*p8_1-0.0005*abs(q8_1)-0.00001*q8_1*q8_1)_1:=sqrt(p8_1*p8_1+0.0005*abs(q8_1)+0.00001*q8_1*q8_1);_2:=pc8_1-ddp{zab(pc8_1,q8_1)};pc8_2<p8_2 then_2:=(-0.0037+sqrt(0.0037*0.0037+4*0.000046*(p8_2*p8_2-pc8_2*pc8_2)))/(2*0.000046)_2:=-(-0.0037+sqrt(0.0037*0.0037+4*0.000046*(pc8_2*pc8_2-p8_2*p8_2)))/(2*0.000046);:=q8-q8_2;abs(q-q8_1)<0.0001;

{10}q10=0 then begin q10_1:=0;q10_2:=0 end:=q10/2;_1:=q;q>0 then_1:=sqrt(p10_1*p10_1-0.0011*abs(q10_1)-0.000005*q10_1*q10_1)_1:=sqrt(p10_1*p10_1+0.0011*abs(q10_1)+0.000005*q10_1*q10_1);_2:=pc10_1-ddp{zab(pc10_1,q10_1)};pc10_2<p10_2 then_2:=(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(p10_2*p10_2-pc10_2*pc10_2)))/(2*0.000045)_2:=-(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(pc10_2*pc10_2-p10_2*p10_2)))/(2*0.000045);:=q10-q10_2;abs(q-q10_1)<0.0001;;

{16}q16=0 then begin q16_1:=0;q16_2:=0 end:=q16/2;_1:=q;q>0 then_1:=sqrt(p16_1*p16_1-0.0005*abs(q16_1)-0.00001*q16_1*q16_1)_1:=sqrt(p16_1*p16_1+0.0005*abs(q16_1)+0.00001*q16_1*q16_1);_2:=pc16_1-ddp{zab(pc16_1,q16_1)};pc16_2<p16_2 then_2:=(-0.0037+sqrt(0.0037*0.0037+4*0.000046*(p16_2*p16_2-pc16_2*pc16_2)))/(2*0.000046)_2:=-(-0.0037+sqrt(0.0037*0.0037+4*0.000046*(pc16_2*pc16_2-p16_2*p16_2)))/(2*0.00046);:=q16-q16_2;abs(q-q16_1)<0.0001;;

{75}q75=0 then begin q75_1:=0;q75_2:=0 end:=q75/2;_1:=q; q>0 then

Продолжение приложения А

pc75_1:=sqrt(p75_1*p75_1-0.0011*abs(q75_1)-0.000005*q75_1*q75_1)

else_1:=sqrt(p75_1*p75_1+0.0011*abs(q75_1)+0.000005*q75_1*q75_1);_2:=pc75_1-ddp{zab(pc75_1,q75_1)};pc75_2<p75_2 then_2:=(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(p75_2*p75_2-pc75_2*pc75_2)))/(2*0.000045)_2:=-(-0.007+sqrt(0.007*0.007+4*0.000045*(pc75_2*pc75_2-p75_2*p75_2)))/(2*0.000045);:=q75-q75_2;abs(q-q75_1)<0.0001;

end;:=sqrt(PcpVII*PcpVII/1e12-0.0011*abs(q11)-0.000005*q11*q11);:=sqrt(PcpVII*PcpVII/1e12-0.0011*abs(q15)-0.000005*q15*q15);:=zab(pc5_1,q5);:=zab(pc8_1,q8);:=zab(pc10_1,q10);:=zab(pc16_1,q16);:=zab(pc75_1,q75);:=zab(pc11,q11);:=zab(pc15,q15);py5<4.5 then pad:=true;py8<4.5 then pad:=true;py10<4.5 then pad:=true;py16<4.5 then pad:=true;py75<4.5 then pad:=true;py11<4.5 then pad:=true;py15<4.5 then pad:=true;;Ytoch(var q5,q8,q10,q16,q75,q11,q15:real);('Ydo=',(q5+q8+q10+q75+q16+q11+q15):1:13);:=q5{q5_2}-gam*(r5_2*u5_2-lam){+q5_1}-gam1*(r5_1*u5_1-lam1);q5<10 then q5:=10if q5>100.9 then q5:=100.9;:=q8{q8_2}-gam*(r8_2*u8_2-lam){+q8_1}-gam1*(r8_1*u8_1-lam1);q8<10 then q8:=10if q8>84.1 then q8:=84.1;:=q10{q10_2}-gam*(r10_2*u10_2-lam){+q10_1}-gam1*(r10_1*u10_1-lam1);q10<10 then q10:=10if q10>69.1 then q10:=69.1;:=q16{q16_2}-gam*(r16_2*u16_2-lam){+q16_1}-gam1*(r16_1*u16_1-lam1);q16<10 then q16:=10if q16>53.1 then q16:=53.1;:=q75{q75_2}-gam*(r75_2*u75_2-lam){+q75_1}-gam1*(r75_1*u75_1-lam1);q75<10 then q75:=10if q75>100.7 then q75:=100.7;

q11:=q11-gam*(r11*u11-lam);

if q11<10 then q11:=10if q11>101.8 then q11:=101.8;

q15:=q15-gam*(r15*u15-lam);

if q15<10 then q15:=10if q15>53.1 then q15:=53.1;

{ Writeln(q5:1:13,' ',py5:1:13);(q8:1:13,' ',py8:1:13);(q10:1:13,' ',py10:1:13);(q16:1:13,' ',py16:1:13);(q75:1:13,' ',py75:1:13);(q11:1:13,' ',py11:1:13);(q15:1:13,' ',py15:1:13);('Y1=',-gam*(r5_2*u5_2-lam)-gam*(r8_2*u8_2-lam)-gam*(r10_2*u10_2-lam)-*(r16_2*u16_2-lam)-gam*(r75_2*u75_2-lam)-gam*(r11*u11-lam)-*(r15*u15-lam):1:13);('Y2=',-gam1*(r5_1*u5_1-lam1)-gam1*(r8_1*u8_1-lam1)-gam1*(r10_1*u10_1-lam1)-

gam1*(r16_1*u16_1-lam1)-gam1*(r75_1*u75_1-lam1):1:13);('Y=',(q5+q8+q10+q75+q16+q11+q15):1:13)};;:=222.55;:=dob*0.16;q10:=dob*0.16;q75:=dob*0.16;q8:=dob*0.151;q16:=dob*0.151;q11:=dob*0.108;q15:=dob*0.11;

{ q5:=70;q8:=62.05;q10:=58;q16:=41;q75:=65.35;q11:=65.9;q15:=41.5;}:=5863450.964;:=5856873.834;_1:=5.856873834;p8_1:=5.856873834;p10_1:=5.856873834;p16_1:=5.856873834;p75_1:=5.856873834;_2:=5.863450964;p8_2:=5.863450964;p10_2:=5.863450964;p16_2:=5.863450964;p75_2:=5.863450964;(p5_1,p5_2,p8_1,p8_2,p10_1,p10_2,p16_1,p16_2,p75_1,p75_2,,q8,q10,q16,q75,_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);

assign(f,'begin.txt');(f1,'begin1.txt');(f);reset(f1);i:=1 to 19 do

Продолжение приложения Аj:=1 to 34 do begin read(f,giv[i,j]);giv[i,j]:=giv[i,j]*1e6 end;(f);;i:=1 to 16 doj:=1 to 34 do begin read(f1,giv1[i,j]);giv1[i,j]:=giv1[i,j]*1e6 end;(f1);;(f);close(f1);(shit,'grdata.txt');rewrite(shit);:=0;dt:=day;Sum:=0;Sum1:=0;pad:=false;(round(t) mod (day*30))=0 then:=(-2.295*sin(0.45*(t/30/day+20)+2.7351)+4.98085)*1000/30;:=dob*0.16;q10:=dob*0.16;q75:=dob*0.16;q8:=dob*0.151;q16:=dob*0.151;q11:=dob*0.108;q15:=dob*0.11;(PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,

q5,q8,q10,q16,q75,_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);;:=q5+q8+q10+q16+q75+q11+q15;(giv,gi,dt,t,PcpVII,p5_2,p8_2,p10_2,p16_2,p75_2,p11,p15,_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2,q11,q15);

e5_2:=PcpVII-p5_2;_2:=PcpVII-p8_2;_2:=PcpVII-p10_2;_2:=PcpVII-p16_2;_2:=PcpVII-p75_2;:=PcpVII-p11;:=PcpVII-p15;:=e5_2*e5_2+e8_2*e8_2+e10_2*e10_2+e16_2*e16_2+e75_2*e75_2+e11*e11+e15*e15;:=JJ;(gi,dt,t,u5_2,u8_2,u10_2,u16_2,u75_2,u11,u15,_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2,e11,e15);_2:=1-(e5_2*e5_2)/(JJ/7);_2:=1-(e8_2*e8_2)/(JJ/7);_2:=1-(e10_2*e10_2)/(JJ/7);_2:=1-(e16_2*e16_2)/(JJ/7);_2:=1-(e75_2*e75_2)/(JJ/7);:=1-(e11*e11)/(JJ/7);:=1-(e15*e15)/(JJ/7);:=(r5_2*u5_2+r8_2*u8_2+r10_2*u10_2+r16_2*u16_2+r75_2*u75_2+r11*u11+r15*u15)/7;:=1e-4{-7*1e-9/(u5_2+u8_2+u10_2+u16_2+u75_2+u11+u15)};(giv1,gi1,dt,t,PcpVIIa,p5_1,p8_1,p10_1,p16_1,p75_1,

q5_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);

e5_1:=PcpVIIa-p5_1;_1:=PcpVIIa-p8_1;_1:=PcpVIIa-p10_1;_1:=PcpVIIa-p16_1;_1:=PcpVIIa-p75_1;:=e5_1*e5_1+e8_1*e8_1+e10_1*e10_1+e16_1*e16_1+e75_1*e75_1;:=JJ1;(gi1,dt,t,u5_1,u8_1,u10_1,u16_1,u75_1,_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2);_1:=1-(e5_1*e5_1)/(JJ1/5);_1:=1-(e8_1*e8_1)/(JJ1/5);_1:=1-(e10_1*e10_1)/(JJ1/5);_1:=1-(e16_1*e16_1)/(JJ1/5);_1:=1-(e75_1*e75_1)/(JJ1/5);:=(r5_1*u5_1+r8_1*u8_1+r10_1*u10_1+r16_1*u16_1+r75_1*u75_1)/5;:=1e-4{5*1e-9/(u5_1+u8_1+u10_1+u16_1+u75_1)};:=(q5_2+q8_2+q10_2+q16_2+q75_2+q11+q15)*dt/day;:=(q5_1+q8_1+q10_1+q16_1+q75_1)*dt/day;(q5,q8,q10,q16,q75,q11,q15);(PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,

q5,q8,q10,q16,q75,_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);(QQ:1:13);:=0;:=iter+1;('JJ+JJ1=',JJ+JJ1:1:1,' ',gam:1:13);:=q5+q8+q10+q16+q75+q11+q15;

writeln('Q1=',Q1:1:13);abs(QQ-Q1)>=0.1 then:=dob*0.16;q10:=dob*0.16;q75:=dob*0.16;q8:=dob*0.151;q16:=dob*0.151;q11:=dob*0.108;q15:=dob*0.11;;;

Продолжение приложения А(giv,gi,dt,t,PcpVII,p5_2,p8_2,p10_2,p16_2,p75_2,p11,p15,

q5_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2,q11,q15);

e5_2:=PcpVII-p5_2;_2:=PcpVII-p8_2;_2:=PcpVII-p10_2;_2:=PcpVII-p16_2;_2:=PcpVII-p75_2;:=PcpVII-p11;:=PcpVII-p15;:=e5_2*e5_2+e8_2*e8_2+e10_2*e10_2+e16_2*e16_2+e75_2*e75_2+e11*e11+e15*e15;(gi,dt,t,u5_2,u8_2,u10_2,u16_2,u75_2,u11,u15,_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2,e11,e15);_2:=1-(e5_2*e5_2)/(J1/7);_2:=1-(e8_2*e8_2)/(J1/7);_2:=1-(e10_2*e10_2)/(J1/7);_2:=1-(e16_2*e16_2)/(J1/7);_2:=1-(e75_2*e75_2)/(J1/7);:=1-(e11*e11)/(J1/7);:=1-(e15*e15)/(J1/7);:=(r5_2*u5_2+r8_2*u8_2+r10_2*u10_2+r16_2*u16_2+r75_2*u75_2+r11*u11+r15*u15)/7;

if J1>JJ then gam:=-gam/2gam:=gam*2;(giv1,gi1,dt,t,PcpVIIa,p5_1,p8_1,p10_1,p16_1,p75_1,

q5_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);

e5_1:=PcpVIIa-p5_1;_1:=PcpVIIa-p8_1;_1:=PcpVIIa-p10_1;_1:=PcpVIIa-p16_1;_1:=PcpVIIa-p75_1;:=e5_1*e5_1+e8_1*e8_1+e10_1*e10_1+e16_1*e16_1+e75_1*e75_1;(gi1,dt,t,u5_1,u8_1,u10_1,u16_1,u75_1,_1,e5_2,e8_1,e8_2,e10_1,e10_2,e16_1,e16_2,e75_1,e75_2);_1:=1-(e5_1*e5_1)/(J11/5);_1:=1-(e8_1*e8_1)/(J11/5);_1:=1-(e10_1*e10_1)/(J11/5);_1:=1-(e16_1*e16_1)/(J11/5); r75_1:=1-(e75_1*e75_1)/(J11/5);:=(r5_1*u5_1+r8_1*u8_1+r10_1*u10_1+r16_1*u16_1+r75_1*u75_1)/5;

if J11>JJ1 then gam1:=-gam1/2gam1:=gam1*2;:=(q5_2+q8_2+q10_2+q16_2+q75_2+q11+q15)*dt/day;:=(q5_1+q8_1+q10_1+q16_1+q75_1)*dt/day;(q5,q8,q10,q16,q75,q11,q15);(PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,PcpVIIa/1e6,PcpVII/1e6,

q5,q8,q10,q16,q75,_1,q5_2,q8_1,q8_2,q10_1,q10_2,q16_1,q16_2,q75_1,q75_2);:=J1;:=J11;{(JJ+JJ1)<0.9*(JJJ+JJJ1)}iter>1;

giv:=gi;:=gi1;:=t+dt;

if (round(t) mod (day*30))=0 then(shit,q5:1:13,' ',py5:1:13);(shit,q8:1:13,' ',py8:1:13);(shit,q10:1:13,' ',py10:1:13);(shit,q16:1:13,' ',py16:1:13);(shit,q75:1:13,' ',py75:1:13);(shit,q11:1:13,' ',py11:1:13);(shit,q15:1:13,' ',py15:1:13);;:=(q5_2+q8_2+q10_2+q16_2+q75_2+q11+q15)*dt/day;:=(q5_1+q8_1+q10_1+q16_1+q75_1)*dt/day;:=Sum+Qdob;:=Sum1+Qdob1;(round(t) mod (day*30))=0 then(shit,'VIIa: Qdob=',Sum1/1e3:5:6,' Pcp/z=',PcpVIIa/1e6/z(PcpVIIa/1e6):1:13,' Pcp=',PcpVIIa/1e6:1:13);(round(t) mod (day*30))=0 then(shit,'VII : Qdob=',Sum/1e3:5:6,' Pcp/z=',PcpVII/1e6/z(PcpVII/1e6):1:13,' Pcp=',PcpVII/1e6:1:13);

writeln('t=',t/day:1:0);

until {pad}t>=day*1440;('t=',t/day:1:0);(shit,'VII : Qdob=',Sum/1e3:5:6,' Pcp/z=',PcpVII/1e6/z(PcpVII/1e6):1:13,' Pcp=',PcpVII/1e6:1:13);(shit,'VIIa: Qdob=',Sum1/1e3:5:6,' Pcp/z=',PcpVIIa/1e6/z(PcpVIIa/1e6):1:13,' Pcp=',PcpVIIa/1e6:1:13);

close(shit);(f,'grad.txt');(f1,'grad1.txt');(f);rewrite(f1);

Продолжение приложения А

for i:=1 to 19 do

beginj:=1 to 34 do write(f,giv[i,j]/1e6:1:13,' ');(f);;i:=1 to 16 doj:=1 to 34 do write(f1,giv1[i,j]/1e6:1:13,' ');(f1);;(f);close(f1);until keypressed;.