Сравнение проектных и фактических показателей разработки (таблица 2.4) по пластуАС₉, показывает, что превышение добычи нефти в 2001 году составило 75,8 тыс.т. (факт. 328,4 тыс.т., проект. 252,6 тыс.т.), что объясняется высокими фактическими дебитами скважин по сравнению с проектными по нефти (факт. 9,7 т./сут., проект. 4,2 т./сут.), и жидкости (факт. 63,50 т./сут., проект. 36,5 т./сут). Фактическая среднегодовая обводненность продукции скважин 84,7 %, также ниже проектной 88,5 %.

На 01.01.2002 г. на балансе НГДУ по пласту АС₉ числится добывающих 108 скважин, нагнетательных 76 скважин, из которых в обработке находится 7 скважин. Основной способ эксплуатации скважин пласта АС₉ - ЭЦН (70%добывающего фонда), остальные скважины эксплуатируются ШГН.

Таблица 2.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки Алехинского месторождения, объект АС₉

Показатели	Ед. изм.	2001 год
		Проект.	Факт.
Годовая добыча нефти всего	Тыс.т	252,6	328,4
Накопленная добыча нефти	Тыс.т	7628,9	8696,9
Годовая добыча жидкости	Тыс.т	1831,6	2143,1
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов	Тыс.т	1,75	3,7
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	Тыс.т	14,6	246,7
Закачка воды годовая	Тыс.м3	2472,5	2967,9
Среднегодовая обводненность продукции	%	88,5	84,7
Фонд добывающих скважин на конец года	Шт.	122	108
Средний дебит одной добывающей скважины по нефти	т/сут.	4,2	9,7
Средний дебит одной добывающей скважины по жидкости	т/сут.	36,5	63,50

2.2 Специальная глава

Для изучения особенностей геологического строения пласта АС₉ Алехинского месторождения были рассмотрены следующие характеристики: общая мощность МО, мощность песчаников МР, мощность песчаников нефтенасыщенная MPN, коэффициенты песчанистости КР, средние коэффициенты пористости POR, средний коэффициент пористости PRON, абсолютные отметки кровли АОК, а также текущая добыча по нефти QN, жидкости QG, пластовое давление PPL и текущая обводненность В. За основу были взяты данные по 267 скважинам пласта АС₉. На основании их была составлена литологическая база данных в формате EXEL.

На первом этапе были построены карты с использованием программы Surfer 7, для выявления закономерностей распределения рассматриваемых параметров по площади. При построении карт использовался метод KRIGING с линейной вариацией.

Ниже приводится описание построенных карт.

Структурная карта по кровле пласта АС₉ (приложение 4 ).

Структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную четырьмя поднятиями. Направление простирания складки по длинной оси изменяется от широтного до субширотного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2120 м. составляют 18х4 км. Амплитуда 25 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2110 м, амплитудой 15 м, с размерами 4х1,5 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2110 м, широтного простирания, амплитудой 15 м и размерами 8х2,5 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются два брахиантиклинальных поднятия, оконтуренных изогипсой -2110 м, с размерами 5х2 км и 4х3 км.

Карта общих мощностей пласта АС₉ (Приложение 4).

Максимальная общая мощность вскрыта скважиной 550 и составляет 28 м, минимальная скважиной 558 - 1 м, среднее значение 11,6 м. В целом по площади можно выделить несколько зон, в которых наблюдаются высокие показания общей мощности. В южной части рассматриваемого района выделяется участок субширотного простирания, в пределах которого изменение рассматриваемого показателя находится в интервале 12-22м. В восточной части района также выделяется зона, с высокими значениями общей мощности пласта 12-28 м. Наиболее интенсивные локальные изменения происходят в северо-восточном районе изучаемой площади, где происходит резкий перепад общей мощности по направлению от скважины 550 (28 м) к скважине 558 (1 м). Незначительное изменение толщин наблюдается в западной части района и составляет 8-10м.

Карта мощности песчаников пласта АС₉ (Приложение 4)

Максимальное значение эффективной толщины, вскрыто скважинами 531 и 550 в северо-восточной части изучаемой площади, и составляет 18 м., среднее значение равно 8,2 м, при стандартном отклонении 3,65 м. Скважина 607 (эффективная толщина 0,7 м.) делит рассматриваемую территорию на две зоны: восточную и западную. На юге рассматриваемой территории выделяется зона субширотного простирания, в которой наблюдаются повышенные значения рассматриваемого параметра, изменяющиеся в пределах 10-14 м. На востоке площади также выделяется область повышенных показаний мощности песчаников. Интервал изменения составляет 10-18 м. В западной части района изменение эффективных толщин происходит в интервале 2-10м. В целом увеличение эффективных толщин наблюдается от периферии к центральным частям зон, наиболее интенсивные локальные изменения эффективных толщин наблюдаются в восточной части площади.

Карта мощности песчаников нефтенасыщенных пласта АС₉ (Приложение 4)

Максимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины вскрыто скважиной 531 и равно 18 м, минимальное - в скважине 607 составляет 0,7 м. Среднее значение равно 7,54 м, при стандартном отклонении 3,54 м. Скважина 607 делит рассматриваемую территорию на две зоны: восточную и западную. На юге рассматриваемой территории выделяется зона, субширотного простирания, в которой наблюдаются повышенные значения эффективных нефтенасыщенных толщин, изменяющиеся в пределах 8-12 м. На востоке площади также выделяется зона повышенных показателей рассматриваемого параметра. Интервал изменения составляет 8-18 м. В западной части района происходит незначительное изменение мощности нефтенасыщенных песчаников. За исключением района скважин 109 и 339, где наблюдается значительное увеличение параметра от 3 до 12 м. В целом по площади увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин наблюдается от периферии к центральным частям зон.

Карта коэффициента пористости пласта АС₉ (Приложение 5)

Максимальное значение пористость достигает в скважине 519 - 0,28, минимальное значение 0,18 вскрыто двумя скважинами 506 и 597. Среднее значение коэффициента пористости по пласту составляет 0,23, при стандартном отклонении 0,014. В целом по площади можно условно выделить две зоны повышенных показаний пористости. В южной зоне изменение параметра происходит в интервале 0,23-0,25. В восточной зоне изменение пористости в интервале 0,23-0,28. Наиболее интенсивные локальные изменения происходят в восточной части рассматриваемой площади, от скважины 519 по направлению к скважинам 506 и 597, где наблюдается перепад значений коэффициента пористости от максимума до минимума.

Карта проницаемости пласта АС₉ (Приложение 5)

Максимальное значение проницаемость достигает в скважине 15 в западной части площади и составляет 1270 мД, минимальное значение 2 мД. в скважинах 506 и 503. Среднее значение проницаемости составляет 266,4 мД, при стандартном отклонении 288,5 мД. В районе скважин 15, 109 наблюдается высокое значение проницаемости, изменяющееся в интервале 500-1270мД. В южной части изучаемой площади, в районе скважин 135, 28, 244 выделяется зона повышенной проницаемости. Здесь изменение параметра находится в интервале 500-1225мД. В районе скважины 152 также происходит увеличение значения проницаемости, достигая 1242 мД. В восточной части изучаемой территории наблюдается несколько резких скачков значений проницаемости на общем фоне. Так в районе скважины 519 значение проницаемости достигает 1220 мД. В районе скважины 508 также наблюдается увеличение параметра до 1070 мД.

Карта коэффициента песчанистости пласта АС₉ (Приложение 5)

Максимальное значение коэффициента песчанистости вскрыто большим количеством скважин в центральных частях изучаемой территории и составляет 1, минимальное 0,06 вскрыто скважиной 265. Среднее значение рассматриваемого параметра по площади составляет 0,69, стандартное отклонение 0,23. По площади можно выделить несколько зон повышенного значения коэффициента песчанистости. В западной части площади, в районе скважин 112, 109 выделяется зона меридионального простирания, где изменение рассматриваемого параметра находится в интервале 0,75-0,91. В районе скважины 220 коэффициент песчанистости достигает 1. В южной части территории находится зона субширотного простирания, в которой изменение рассматриваемой характеристики происходит от 0,7 до 1. В восточной части также выделяется зона меридионального простирания с повышенным коэффициентом песчанистости, изменение которого находится в пределах от 0,7 до 1. В целом можно увидеть, что увеличение происходит от периферийных частей к центральным.

Карты текущего состояния разработки пласта АС₉ Алехинского месторождения на 01.01.02.

Карта изобар пласта АС₉ (Приложение 6)

Максимального значения пластовое давление достигает в скважине 110, его величина составляет 252,3 МПа., минимального в скважине 154 - 188,7 МПа. Среднее значение пластового давления по площади залежи составляет 218 МПа., при стандартном отклонении 15,39 МПа. Высокие значения соответствуют зонам закачки воды, а низкие зонам отбора жидкости из пласта.

Карта текущей добычи жидкости пласта АС₉ (Приложение 6)

Максимальное значение текущего отбора жидкости составляет 400 м³/сут в скважине 520, минимальное - 4 м³/сут в скважинах 137, 128, 554. Среднее значение составляет 77,5 м³/сут, при стандартном отклонении 57,93 м³/сут.

Карта текущей добычи нефти пластаАС₉ (Приложение 6)

Максимальное значение текущего отбора нефти составляет 92,55 м³/сут в скважине 531 и 80,66 м³/сут в скважине 153 (эти скважины расположены в сводовых участках залежи), минимальное - 0,33 м³/сут в скважине 154. Среднее значение составляет 13,24 м³/сут, при стандартном отклонении 18,49 м³/сут.

Карта текущей обводненности пласта АС₉ (Приложение 6)

Минимальное значение коэффициента обводненности составляет 0,3 в скважине 149. Среднее значение равно 0,85, что говорит о высокой обводненности добываемой продукции. Стандартное отклонение 0,19. Снижение обводненности в районе скважин 149, 269, 531 связано с приуроченностью их к сводовым участкам структуры.

В целом по картам можно сделать вывод, что увеличении геологических параметров (общей мощности, мощности песчаников, мощности песчаников нефтенасыщенных, а также коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости) происходит от периферийных к сводовым участкам пласта. По картам текущей эксплуатации видно, что на величину показателей текущей разработки по площади большое влияние оказывает технология разработки, а не геологические параметры. Наблюдается тенденция в сводовых участках пласта увеличения значений текущей добычи жидкости и нефти, при снижении текущей обводненности.

На втором этапе была выполнена статистическая обработка результатов исследования 267 скважин по вышеперечисленным характеристикам. Гистограммы этих показателей приведены на рис. 8.1-8.11.

Гистограмма распределения общей мощности (рис. 8.1) имеет резко выраженное одномодальное распределение с модой 12,1 м., близкое к нормальному (асимметрия 0,50, эксцесс 1,16). Значения общей мощности на исследуемой площади находятся в интервале 0 - 30 м. Максимальное количество показателей находится в пределах 5 - 15 м. Средняя общая мощность равна 11,68 м.

Гистограмма распределения мощности песчаника (рис. 8.2) характеризуется одномодальным распределением с модой 8,1 м. близким к нормальному (асимметрия 0,07, эксцесс -0,42). Значения МР в пределах района изменяется 0 - 20 м. Максимальное количество показателей находится в интервале 5 - 10 м. Среднее значение МР составляет 8,2 м.

Гистограмма распределения нефтенасыщенной мощности песчаников (рис. 8.3), также характеризуется одномодальным распределением с модой 7,5 м. (асимметрия 0,01, эксцесс -0,59). Значения MPN в пределах изучаемой территории изменяется в интервале 0 - 20 м. Среднее значение MPN равно 7,5 м.

Гистограмма распределения для пористости (рис. 8.4), характеризуется одномодальным распределением с модой 0,23. (асимметрия -0,3, эксцесс 1,29). Значения пористости на площади изменяется от 0,16 до 0,28. Максимальное количество параметров находится в интервале 0,22 - 0,24. Средняя

Рис. 8.1 Рис. 8.2



Рис. 8.3 Рис. 8.4

Рис. 8.5 Рис. 8.6

Рис 8.1-8.6 Гистограммы распределения основных параметров пласта АС₉ пористость составляет 0,23. Можно сказать, что пласт АС₉ имеет высокую пористость.

Алехинского месторождения

Рис. 8.7 Рис. 8.8

Рис. 8.9 Рис. 8.10

Рис. 8.11

Рис. 8.7-8.11 Гистограммы распределения основных параметров пласта АС₉ Алехинского месторождения

Гистограмма распределения для коэффициента проницаемости (рис. 8.5) характеризуется одномодальным распределением с модой 230 мД. (асимметрия 1,62, эксцесс 2,05). Значения PRON изменяются в интервале 0 - 1400 мД. Среднее значение параметра составляет 266,46 мД., что говорит о низкой проницаемости пласта.

Гистограмма распределения для коэффициента песчанистости (рис. 8.6) характеризуется одномодальным распределением с модой 0,65. (асимметрия -0,76, эксцесс -0,006). Значения KP в пределах района изменяются от 0 до 1. Максимальное количество показателей находятся в интервале 0,6 - 1,0. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,69.

Гистограмма распределения абсолютных отметок кровли (рис. 8.7), аналогично предыдущим гистограммам характеризуется одномодальным распределением с модой -2109 м. (асимметрия -0,2, эксцесс 1,21). Значения АОК в пределах площади меняются от -2140 до -2090 м. Большинство скважин вскрывают кровлю пласта с абсолютными отметками - 2120, - 2110 м.

Гистограмма распределения пластовых давлений (рис. 8.8), характеризуется одномодальным распределением с модой 218 МПа. близким к нормальному (асимметрия 0,42, эксцесс -0,86). Значения PPL находятся в интервале 180 - 260 МПа. Максимальное количество показателей находятся в интервале 200 - 210 МПа. Среднее значение пластового давления составляет 218,9 МПа.

Гистограмма распределения дебитов жидкости (рис. 8.9) характеризуется одномодальным распределением с модой 70 м³/сут (асимметрия 2,55, эксцесс 11,5). Значения QG находятся в интервале 0 - 400 м³/сут. Максимальное количество показателей расположены в интервале 0 - 50 м³/сут. Среднее значение текущей добычи жидкости 77,57 м³/сут.

Гистограмма распределения дебитов нефти (рис. 8.10) характеризуется одномодальным распределением с модой 15 м³/сут (асимметрия 2,88, эксцесс 8,87). Значения дебитов нефти в пределах залежи находятся в интервале 0 - 100 м³/сут. Максимальное количество показателей находятся в пределах 0 - 20 м³/сут.

Гистограмма распределения обводненности пласта также характеризуется одномодальным распределением с модой 0,83 (асимметрия -2,12, эксцесс 4,35). Обводненность скважин в пределах рассматриваемой площади изменяется в интервале 0 - 1,0. Максимальное количество показателей обводненности находятся в пределах 0,8 - 1,0, что говорит о высокой обводненности добывающих скважин. Среднее значение обводненности по площади 0,85.

Все вышеизложенное показывает, что статистические распределения рассматриваемых параметров характеризуются одномодальным видом, что в свою очередь говорит об относительной однородности изучаемых характеристик пласта АС₉.

На третьем этапе при помощи пакета прикладных программ Statistica для более полного анализа были построены графики зависимостей параметров (рис. 9.1-9.21), определены коэффициенты корреляции и уравнения регрессии. Коэффициент корреляции характеризует силу или тесноту и направление зависимости между значениями Х и Y. Зависимость может быть прямой (r>0) и обратной (r<0). Прямая связь или положительная корреляция означает, что при возрастании одной величины, другая имеет тенденцию в среднем возрастать. Обратная связь или отрицательная корреляция означает, что при возрастании одной величины, другая имеет тенденцию в среднем убывать.

Полученные коэффициенты корреляций приведены в таблице 2.6.

Проанализируем полученные графики зависимостей параметров.

Зависимость параметров от общей мощности

На рис. 9.1 построен график зависимости МР от МО, вычислен коэффициент корреляции 0,72277 , а также определено уравнение регрессии МР на МО (МР = - 0,598 + 0.69971 * МО). Зависимость значимая. То есть с увеличением общей мощности, наблюдается увеличение мощности песчаников, что хорошо прослеживается на построенных картах.

На рис. 9.2 построен график зависимости МРN от МО, вычислен коэффициент корреляции 0,58154, а также определено уравнение регрессии МО на МРN (МPN = 1,1352 + 0,53438 * МО). МР. Связь относительно значимая. По картам мощности песчаников нефтенасыщенных и общей мощности также хорошо прослеживается связь параметров. Областям повышенных значений общих толщин, соответствуют области повышенных нефтенасыщенных толщин.

На рис. 9.3 построен график зависимости POR от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,30336), а также определено уравнение регрессии МО от POR (POR = 0,21855 + 0,00113 * MO). По картам рассматриваемых параметров видно, что с увеличением общих мощностей пласта происходит увеличение коэффициента пористости.

На рис. 9.4 построен график зависимости PPL от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый -0,1821), а также определено уравнение регрессии МО от PPL (PPL = 226,37 - 7154 * MO).

На рис. 9.5 построен график зависимости QG от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,18604), а также определено уравнение регрессии МО от QG (QG = 44,518 + 2,5983 * MO). Связь параметров не значима.

На рис. 9.6 построен график зависимости QN от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,18196), а также определено уравнение регрессии МО от QN (QN = 2,364 + 0,87463 * MO). Связь параметров не значима.

Зависимость параметров от мощности песчаников

На рис. 9.7 построен график зависимости MPN от MP, вычислен коэффициент корреляции (значимый 0,82848), а также определено уравнение регрессии MPN от MP (MPN = 0,72257 + 0,79897 * MP). Установлена прямая достаточно значимая зависимость.

На рис. 9.8 построен график зависимости POR от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,31612), а также определено уравнение регрессии POR от MP (POR = 0,22149 + 0,00126 * MP). Установлена прямая достаточно значимая зависимость.

На рис. 9.9 построен график зависимости КР от МР, вычислен коэффициент корреляции 0,86219, а также определено уравнение регрессии МР от КР (КР = 0,35011 + 0,04120 * МР). Зависимость довольно значимая.

На рис. 9.10 построен график зависимости PPL от МР, вычислен коэффициент корреляции -0,2198, а также определено уравнение регрессии МР от PPL (PPL = 225,45 - 0,9304 * МР). Зависимость не значимая.

На рис. 9.11 построен график зависимости QN от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,32365), а также определено уравнение регрессии MP от QN (QN = - 5,013 + 1,8754 * МР).

На рис. 9.12 построен график зависимости QG от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,19743), а также определено уравнение регрессии MP от QG (QG = 45,533 + 3,2997 * МР).

Зависимость параметров от мощности песчаников нефтенасыщенной.

На рис. 9.13 построен график зависимости POR от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,29168, а также определено уравнение регрессии MPN от POR (POR = 0,22370 + 0,00114 * МРN).

На рис. 9.14 построен график зависимости КР от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,59841, а также определено уравнение регрессии MPN от KP (KP = 0,42326 + 0,03748 * МРN).

На рис.9.15 построен график зависимости PPL от MPN, вычислен коэффициент корреляции -0,2380, а также определено уравнение регрессии MPN от PPL (PPL = 225,18 - 1,122 * МРN).

На рис. 9.16 построен график зависимости QN от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,39951, а также определено уравнение регрессии MPN от QN (QN = - 8,670 + 2,3903 * МРN).

На рис. 9.17 построен график зависимости B от MPN, вычислен коэффициент корреляции -0,2958, а также определено уравнение регрессии MPN от B (B = 1,0285 - 0,0192 * МРN).

Зависимость параметров от коэффициента пористости

На рис. 9.18 построен график зависимости PRON от POR, вычислен коэффициент корреляции 0,71587, а также определено уравнение регрессии POR от PRON (PRON = - 3005 + 14100 * POR). Связь значимая. Можно смело говорить, что с увеличением коэффициента пористости наблюдается увеличение проницаемости.

На рис. 9.19 построен график зависимости KP от POR, вычислен коэффициент корреляции 0,19298, а также определено уравнение регрессии POR от КР (КР = -0,0115 + 3,0185 * POR). Связь не значимая.

Зависимость текущей добычи нефти от текущей добычи жидкости

На рис. 9.20 построен график зависимости QN от QG, вычислен коэффициент корреляции 0,25553, а также определено уравнение регрессии QG от QN (QN = 8,8795 + 0,07748 * QG).

Зависимость текущей обводненности от текущей добычи нефти

На рис. 9.21 построен график зависимости В от QN, вычислен коэффициент корреляции -0,7739, а также определено уравнение регрессии QN от B (B = 0,83473 - 0,0086 * QN). Связь обратная, значимая. Зоны текущих отборов нефти, приурочены к сводовым частям залежи, где значения нефтенасыщенных толщин максимальны.

Рис. 9.1 Рис.9.2



Рис. 9.3 Рис.9.4

Рис.9.5 Рис.9.6

Рис. 9.7 Рис.9.8

Рис. 9.1-9.8 Графики зависимостей основных параметров



Рис. 9.9 Рис. 9.10

Рис. 9.11 Рис.9.12

Рис. 9.13 Рис.9.14

Рис. 9.15 Рис. 9.16

Рис. 9.9-9.16 Графики зависимостей основных параметров



Рис. 9.17 Рис. 9.18

Рис. 9.19 Рис. 9.20

Рис.9.21

Рис. 9.17-9.21 Графики зависимостей основных параметров

3. Охрана труда

Меры безопасности при работе на компьютере

В последнее время работа инженера-геолога заключается в очень интенсивном взаимодействии с офисной техникой: компьютерами, принтерами, плоттерами, сканерами, факсами и т. п. Это приводит к необходимости проводить основную часть своего рабочего времени перед монитором и клавиатурой. С ростом и внедрением систем автоматизированной обработки геологической информации число таких мест увеличивается.

Во время работы часто возникают ситуации, в которых оператор ЭВМ должен за короткий срок принять правильное решение. Для успешного труда в таких условиях необходимы рационально организованная окружающая среда, ограничивающая работника от воздействия посторонних раздражителей, которыми могут быть: мрачная окраска стен, неудобное расположение сигнализации, клавиш управления и т. д. Поэтому всеми средствами нужно снижать утомление и напряжение оператора ЭВМ, создавая обстановку производственного комфорта.

Производственная среда, являющаяся предметным окружением человека, должна сочетать в себе рациональное архитектурное и планировочное решение, оптимальные санитарно - гигиенические решения (микроклимат, освещение, вентиляция), научно обоснованную цветовую окраску и создание высоко художественной системы интерьеров.

Исследования, проведенные правительственными и частными организациями различных стран, выявили связь между работой на компьютере и такими недомоганиями, как астенопия (быстрая утомляемость глаз) и другие болезненные ощущения в глазах, боли в спине, пояснице и шее, запястный сидром (болезненное поражение серединного нерва запястья) и другие нарушения в нервно-мышечном аппарате, стенокардия, стрессы и другие неблагоприятные изменения функционального состояния нервной системы [ ].

3.1 Анализ вредных и опасных факторов при работе на компьютере

Пользователю персонального компьютера необходимо знать о вредном воздействии машин на организм человека и необходимых мерах защиты, чтобы сохранить свое здоровье и успешно работать за компьютером.

При анализе можно выделить 3 основные группы факторов, оказывающих влияние на человека при работе на компьютере:

факторы, связанные с рабочим местом оператора ЭВМ;

факторы, связанные с неправильным режимом работы;

факторы, связанные с внешней средой.

геологический пласт месторождение

3.1.1 Требования к рабочему месту оператора ЭВМ

Какую бы тревогу не вызывали некоторые из отчетов и статистических данных, следует иметь ввиду, что многие болезни, связанные с работой на персональном компьютере, можно предотвратить. Ознакомившись с наиболее распространенными причинами компьютерных "напастей" можно избежать их, коренным образом изменив устройство рабочего места и привычный ритм работы.

Сегодня специалисты в области эргономики уже поняли, что нельзя найти идеальное положение, в котором можно пребывать и работать в течение всего дня. Для большинства людей комфортабельным рабочим местом должно быть такое, которое можно приспособить не менее чем для 2 позиций. При этом положение кресла, монитора и клавиатуры должны каждый раз соответствовать характеру выполняемой работы, антропологическим данным и привычкам работника и исключать неудобные позы и длительные напряжения.

Монитор

Положение тела обычно соответствует направлению взгляда. Мониторы, расположенные слишком низко или под неправильным углом, являются основными причинами появления сутулости. Уровень глаз должен приходиться на центр экрана или 2/3 высоты экрана. Линия взора должна быть перпендикулярна центру экрана, и ее оптимальное отклонение в вертикальной плоскости должно находиться в пределах 5 град., допустимое 10 град. Оптимальный обзор в горизонтальной плоскости от центральной оси экрана должен быть в пределах 15 град., допустимый 30 град.

При рассматривании информации, находящейся в крайних положениях экрана, угол рассматривания, ограниченный линией взора и поверхностью экрана, должен быть не менее 45 град. Чем больше угол рассматривания, тем легче воспринимать информацию с экрана и меньше будут уставать глаза.

Для тех, кто носит очки, угол между направлением прямого взгляда и взгляда на монитор может быть больше. Расстояние от монитора до глаз должно лишь немного превышать привычное расстояние между книгой и глазами, т.е. оптимально 60-70 см, допустимо не менее 50 см.

Следует избегать того, чтобы монитор был обращен экраном в сторону окна, поскольку интенсивная освещенность поля зрения может затопить потоками света и размыть изображение оригинала на сетчатке глаза. Для исключения бликов на экране, расположенном рядом с окном, рабочее место и экран должны быть расположены перпендикулярно оконному стеклу. Солнечные лучи не должны попадать и непосредственно в поле зрения программиста. Основной поток естественного света должен быть слева.

Стена позади компьютера должна быть освещена примерно также как и экран.

Кресло

Кресло должно иметь подлокотники и подъемно-поворотное устройство для регуляции высоты сидения и спинки, а также угла наклона спинки. Желательно, чтобы рельеф спинки кресла повторял форму спины. Высота поверхности сидения должна регулироваться в пределах 40-50 см., угол наклона спинки - в пределах 90-110 град. Ширина сидения должна быть 40 см, глубина - не менее 38 см. Высота опорной поверхности спинки - не менее 30 см., ее ширина - не менее 38 см.

Материал покрытия должен обеспечивать возможность легкой очистки от загрязнения. Поверхность сидения и спинки должна быть полумягкой, с нескользящим, не электризующимся и воздухонепроницаемым покрытием.

Кресло следует устанавливать на такой высоте, чтобы не чувствовалось давления на копчик или на бедра. Хотя большинство операторов ЭВМ предпочитают сидеть несколько откинувшись назад, специалисты по эргономике считают, что угол между бедрами и позвоночником должен составлять 90 град. Работающий за терминалом должен сидеть прямо, опираясь в области нижних узлов лопаток на спинку кресла, не сутулясь, с небольшим наклоном головы вперед (до 5-7 град.). Предплечья должны опираться на поверхность стола, снимая тем самым статическое напряжение плечевого пояса и рук.

Клавиатура

Руки должны располагаться так, чтобы они находились на расстоянии нескольких десятков сантиметров от туловища. Кресло и клавиатура устанавливаются так, чтобы не приходилось далеко тянуться. В случае изменения положения тела (например, с вертикального на наклонное) обязательно следует переменить и положение клавиатуры. При этом удобно воспользоваться регулируемой подставкой клавиатуры, но можно поставить её и на колени.

Кроме того, многие виды профессиональных заболеваний пользователей компьютеров можно предотвратить, применяя так называемую "переламываемую" клавиатуру (автор-изобретатель из Калифорнии Тони Ходжес), при использовании которой ладони во время работы обращены друг к другу. Ряд исследований, проведенных в ФРГ, показал, что благодаря такой конструкции заметно уменьшается нагрузка, приходящаяся на верхнюю часть тела.

Рабочий стол

Длина стола (слева направо) должна быть не менее 70 см., ширина должна обеспечивать место перед клавиатурой (не менее 30 см.) для расположения записей, текста программы и др.

Поверхность стола, на которой располагаются клавиатура и тетрадь, должна иметь наклон 12-15 град.; допускается и горизонтальная поверхность стола. Высота края стола, обращенного к работающему за видеотерминалом, кресла или стула над полом и ширина пространства для ног под столом должны приниматься в соответствии с ростом программиста. Ширина пространства для ног под столом должна быть не менее 50 см., глубина - не менее 45 см. Удобная высота стола особенно важна в том случае, когда на нем располагается клавиатура. Если стол слишком высок, и его высоту нельзя изменить, а у клавиатуры отсутствует или недостаточно высокая подставка, следует повыше поднять сидение кресла, а под ноги подставить скамеечку или что-то другое. Если стол слишком низок, нужно что-нибудь подложить под его ножки.

Рис. 10. Схема расположения оператора за рабочим столом

3.1.2 Требования к организации работы оператора ЭВМ

По данным ученых работа оператора компьютера относится к разряду работ "наибольшего риска" По вероятности заболеваний в результате стресса она стоит даже выше, чем работа диспетчеров воздушных линий. Конечно, большой вклад в это вносят факторы, перечисленные выше, но они не дают полную картину ситуации. Оператор проводит в одной позе перед компьютером почти всю рабочую смену. Оператор сложнее изменить позу, чем другим работникам занятым сидячей работой, т.к. он "связан" компьютером. В результате мышцы испытывают статическую нагрузку. При такой нагрузке мышцы не расслабляются, что ухудшает кровообращение и ведет к застойным явлениям. Человек, не выполняя никакой физической работы, чувствует утомление и усталость.

Согласно "санитарным правилам и нормам для работников вычислительных центров" при вводе данных, редактировании программ, чтении информации с экрана непрерывная продолжительность работы с компьютером не должна превышать 4-х часов (при 8-часовом рабочем дне). Для снижения напряженности труда необходимо по возможности равномерно распределять нагрузку и рационально чередовать характер деятельности. Через каждый час работы положен перерыв на 5-10 минут, а через 2 часа - на 15 минут. Один или несколько раз в час необходимо выполнять серию легких упражнений на растягивание, которые могут уменьшить напряжение, накапливающееся в мышцах при длительной работе на компьютере. Не следует делать более 10-12 тысяч нажатий на клавиши в час (это соответствует примерно 1700 слов) или 30 тысяч за 4 часа работы.

В целях профилактики и устранения переутомления и перенапряжения желательно после окончания рабочего дня и во время больших перерывов проводить сеансы психофизиологической разгрузки и снятия усталости.

3.1.3 Требования к внешней среде

Освещение

Освещение рабочего места - важнейший фактор создания нормальных условий труда. Правильно спроектированное и выполненное освещение обеспечивает высокий уровень работоспособности, оказывая положительное психологическое воздействие на работающего, способствуя при этом повышению производительности труда. О важности вопросов производственного освещения говорит и тот факт, что условия деятельности операторов в системе "человек-машина" связаны с явным преобладанием зрительной информации - до 90% общего объема.

Помещения с ЭВМ должны иметь естественное и искусственное освещение. Естественное освещение должно осуществляться через светопроемы ориентированные преимущественно на север и северо-восток. И обеспечивать коэффициент естественной освещенности (КЕО) не ниже 1,2% в зонах с устойчивым снежным покровом и не ниже 1,5% на остальной территории.

Указанные значения КЕО нормируются для зданий, расположенных в I световом климатическом поясе. Расчет КЕО для других поясов светового климата проводится по общепринятой методике согласно СНиП "Естественное и искусственное освещение".

Искусственное освещение в помещениях эксплуатации ЭВМ должно осуществляться системой общего равномерного освещения. Освещенность на поверхности стола в зоне размещения рабочего документа должна быть 300 - 500 лк. Допускается установка светильников местного освещения для подсветки документов. Местное освещение не должно создавать бликов на поверхности экрана и увеличивать освещенность экрана более 300 лк.

Следует ограничивать прямую блесткость от источников освещения, при этом яркость светящихся поверхностей (окна, светильники и др.), находящихся в поле зрения, должна быть не более 200 кд/кв. м.

Следует ограничивать отраженную блесткость на рабочих поверхностях (экран, стол, клавиатура и др.) за счет правильного выбора типов светильников и расположения рабочих мест по отношению к источникам естественного и искусственного освещения. При этом яркость бликов на экране ЭВМ не должна превышать 40 кд/кв.м, а яркость потолка при применении системы отраженного освещения не должна превышать 200 кд/кв.м.

Показатель ослепленности для источников общего искусственного освещения в производственных помещениях должен быть не более 20.

Следует ограничивать неравномерность распределения яркости в поле зрения оператора ЭВМ, при этом соотношение яркости между рабочими поверхностями не должно превышать 3:1-5:1, а между рабочими поверхностями и поверхностями стен и оборудования - 10:1.

В качестве источников света при искусственном освещении должны применяться преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ. Допускается применение ламп накаливания в светильниках местного освещения.

Общее освещение следует выполнять в виде сплошных или прерывистых линий светильников, расположенных сбоку от рабочих мест, параллельно линии зрения пользователя при рядном расположении ЭВМ. При периметральном расположении компьютеров линии светильников должны располагаться локализовано над рабочим столом ближе к его переднему краю, обращенному к оператору.

Для освещения помещений с ЭВМ следует применять светильники серии ЛПО36 с зеркализованными решетками, укомплектованные высокочастотными пускорегулирующими аппаратами (ВЧ ПРА). Допускается применять светильники серии ЛПО36 без ВЧ ПРА только в модификации "Кососвет", а также светильники прямого света - П, преимущественно прямого света - Н, преимущественно отраженного света - В. Применение светильников без рассеивателей и экранирующих решеток не допускается.

Светильники местного освещения должны иметь непросвечивающий отражатель с защитным углом не менее 40 градусов.

Коэффициент запаса (КЗ) для осветительных установок общего освещения должен приниматься равным 1,4.

Коэффициент пульсации не должен превышать 5%, что должно обеспечиваться применением газоразрядных ламп в светильниках общего и местного освещения с высокочастотными пускорегулирующими аппаратами (ВЧ ПРА) для любых типов светильников. При отсутствии светильников с ВЧ ПРА лампы многоламповых светильников или рядом расположенные светильники общего освещения следует включать на разные фазы трехфазной сети.

Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещениях использования ЭВМ следует проводить чистку стекол оконных рам и светильников не реже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

Шум

С физиологической точки зрения шум рассматривают как звук, мешающий разговорной речи и негативно влияющий на здоровье человека. Основными физическими величинами, характеризующими шум в какой-либо точке пространства, с точки зрения воздействия на человека, являются:

- интенсивность;

- звуковое давление;

- частота.

В производственных помещениях, в которых работа на ЭВМ является вспомогательной, уровни шума на рабочих местах не должны превышать значений, установленных для данных видов работ "Санитарными нормами допустимых уровней шума на рабочих местах".

При выполнении основной работы на ЭВМ уровень шума на рабочем месте не должен превышать 50 дБА.

В помещениях операторов ЭВМ уровень шума не должен превышать 65 дБл.

Печатающее оборудование, являющееся источником шума, следует установить на звукопоглощающей поверхности автономно от рабочего места оператора.

Микроклимат

Под метеоусловиями производственной среды согласно ГОСТу 12.1.005-88 понимают сочетания температуры, относительной влажности, скорости движения и запыленности воздуха. Эти параметры оказывают огромное влияние на деятельность человека, его самочувствие и здоровье и на надежность работы средств вычислительной техники.

В производственных помещениях, в которых работа на ЭВМ является вспомогательной, температура, относительная влажность и скорость движения воздуха на рабочих местах должны соответствовать действующим санитарным нормам микроклимата производственных помещений.

В производственных помещениях, в которых работа на ЭВМ является основной (диспетчерские, операторские, расчетные, кабины и посты управления, залы вычислительной техники и др.), должны обеспечиваться оптимальные параметры микроклимата.

Для повышения влажности воздуха в помещениях с ЭВМ следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Температура воздуха на рабочем месте в холодный период года должна быть от 22-24 градусов Цельсия, в тёплый период года - от 23-25.

Относительная влажность воздуха на рабочем месте оператора должна составлять 40 - 60%.

Скорость движения воздуха на рабочем месте оператора должна быть 0,1 м/с [ ].

Статическое электричество

Для предотвращения образования и защиты от статического электричества необходимо использовать нейтрализаторы и увлажнители, а полы должны иметь антистатическое покрытие. Защита должна проводиться в соответствии с Санитарно-гигиеническими нормами допускаемой напряженности электростатического поля - ее уровень не должен превышать 20 кВ в течение часа.

Излучения

Спектр излучения компьютера включает в себя рентгеновскую, ультрафиолетовую и инфракрасную области спектра, а также широкий диапазон электромагнитных волн других частот. Опасность рентгеновских лучей считается сейчас специалистами пренебрежимо малой, поскольку этот вид лучей поглощается веществом экрана. Внимание исследователей в настоящее время привлекают биологические эффекты низкочастотных электромагнитных полей, которые до недавнего времени считались абсолютно безвредными.

Таблица 3.1.

Допустимые значения параметров электромагнитных полей

Наименование параметра	Доп. Значение
Напряженность эл.магнитного поля по электрической составляющей на расстоянии 50 см. от монитора	10 В/м
Напряженность эл.магнитного поля по электрической составляющей от поверхности монитора	6.3 А/м
Напряженность электростатического поля	20 кВ/м

Для снижения потенциально опасного излучения мониторов целесообразно предпринимать специальные меры защиты от низкочастотных полей. Поскольку источник высокого напряжения монитора - строчный трансформатор - помещается в задней или боковой части монитора, уровень излучения со стороны задней панели дисплея выше, причем стенки корпуса не экранируют излучение. Поэтому пользователям следует находиться не ближе чем на 1.2 метра от задних или боковых поверхностей соседних терминалов.

В целях обеспечения защиты от электромагнитных и электростатических полей допускается применение экранных фильтров, специальных экранов и других средств индивидуальной защиты, прошедших испытания в аккредитованных лабораториях и имеющих соответствующий гигиенический сертификат [ ].

Вентиляция

Вентиляция - организованный воздухообмен, заключающийся в удалении из рабочего помещения загрязненного воздуха и подаче вместо него свежего наружного или очищенного воздуха.

В зависимости от назначения, вентиляция бывает:

- приточная;

- вытяжная.

В зависимости от способа перемещения воздуха вентиляция бывает:

- естественная;

- принудительная.

Помещения с ЭВМ должны оборудоваться системами отопления, кондиционирования воздуха или эффективной приточно-вытяжной вентиляцией. Расчет воздухообмена следует проводить по теплоизбыткам от машин, людей, солнечной радиации и искусственного освещения.

Системы кондиционирования, как правило, снабжаются средствами для очистки воздуха от пыли, бактерий и запахов; подогрева, увлажнения и осушения его; перемещения, распределения и автоматического регулирования температуры воздуха, его относительной влажности, а иногда и средствами регулирования газового состава и ионосодержания воздуха; а также - средствами дистанционного управления и контроля. Системы кондиционирования больших общественных зданий должны обслуживаться комплексными автоматизированными системами управления.

Основное оборудование для приготовления и перемещения воздуха осуществляется аппаратом, называемым кондиционером.

Кондиционирование воздуха подразделяется на комфортное и технологическое.

Комфортные системы кондиционирования предназначены для создания и автоматического поддержания температуры, относительной влажности, чистоты и скорости движения воздуха, отвечающих оптимальным санитарно-гигиеническим требованиям.

Технологические системы кондиционирования предназначены для обеспечения параметров воздуха, в максимальной степени отвечающих требованиям производства.

В зависимости от расположения кондиционеров по отношению к обслуживаемым помещениям системы кондиционирования делятся на центральные и местные, а по типу кондиционеров - на автономные и неавтономные. По давлению, создаваемому вентиляторами кондиционеров, системы кондиционирования делятся на системы низкого давления (до 1000 Па), среднего давления (от 1000 до 3000 Па) и высокого давления (выше 3000 Па) [ ].

3.2 Вывод

Таким образом, вредные факторы, которые могут появится в работе оператора ЭВМ, рассмотренное выше могут быть скомпенсированы подходами и рекомендациями, рассмотренными в гл.3.1.1-3.1.3. В частности данными рекомендациями являются:

выполнение требований к качеству монитора;

выполнение требований по отношению к эргономичности клавиатуры, рабочего кресла оператора и рабочего стола;

выполнение санитарных правил и норм для работников вычислительных центров;

обеспечение помещения требуемым уровнем освещенности, шума и микроклимата.

Для этого необходимо привести помещение в соответствие с установленными нормами, описанными в разделах 3.1.1 - 3.1.3, обеспечить требуемое качество кондиционирования помещения, снабдить рабочие места дополнительным оборудованием, проводить систематическую проверку помещения на соответствие санитарным нормам.

4. Экономическая часть

О технико-экономических показателях в нефтедобыче

В данной главе рассматриваются применяемые методические подходы к технико-экономическому обоснованию коэффициентов нефтеизвлечения (КИН), разработки месторождений, развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях), предлагаются возможные пути их совершенствования, предлагаются некоторые пути по регламентации деятельности недропользователей.

Необходимо обратить внимание на то обстоятельство, что при практических обоснованиях по месторождениям КИН последние, как правило, определяются сначала по отдельным самостоятельным объектам разработки, выделяемым на месторождениях, а затем уже - по месторождениям в целом. При этом по каждому из выделяемых объектов выполняются полномасштабные вариантные технологические и экономические расчеты их разработки с установлением пределов рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений текущего дисконтированного потока наличности (ТДПН) в отрицательные. По месторождениям в целом КИН оцениваются как средневзвешенные из установленных таким образом значений для отдельных объектов по геологическим запасам нефти в последних.

Такая методика первоначального независимого технико-экономического обоснования КИН по выделяемым объектам разработки и последующего их осреднения для месторождения в целом представляется не вполне оправданной. Например, в числе выделяемых на месторождении самостоятельных объектов разработки имеется несколько значительных по запасам объектов, отличающихся очень хорошими геолого-промысловыми характеристиками, обеспечивающими высокие дебиты скважин, эффективную выработку пластов. Очевидно, что по этим объектам при положительных значениях ТДПН могут быть достигнуты практически технологические КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. В то же время по объектам с худшими геолого-промысловыми характеристиками переход положительных значений ТДПН в отрицательные может наступить гораздо раньше момента достижения и без того более низких для этих объектов технологических КИН.

Таким образом, получается, что при обычно практикуемом подходе к технико-экономическому обоснованию КИН возникающие резервные возможности по объектам с высокими геолого-промысловыми характеристиками не учитываются в расчетах в целях увеличения КИН по объектам с более низкими характеристиками, в связи с чем занижаются также и расчетные значения КИН по месторождениям в целом. Но это лишь общий качественный вывод, и встает вопрос о конкретных вариантах совершенствования применяемой методики на основе использования избыточных положительных объемов ТДПН по лучшим объектам для погашения отрицательных объемов ТДПН по худшим объектам и увеличения по последним расчетных значений КИН.

Например, один из вариантов совершенствования методики может заключаться в погашении по годам появляющихся по отдельным объектам отрицательных значений ТДПН за счет других объектов, характеризующихся положительными значениями ТДПН в те же периоды разработки месторождения. Тем самым достигается увеличение КИН по объектам с более низкими расчетными технико-экономическими показателями разработки и по месторождению в целом (при неизменности их по лучшим объектам). При этом, естественно, не должны превышаться технологические значения КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. Однако остается не совсем ясным вопрос степени использования в указанных целях избыточных объемов ТДПН, которая может быть и не самой высокой в связи с необходимостью обеспечения определенной технико-экономической эффективности разработки месторождения в целом. В то же время требует оптимизации также порядок вывода отдельных объектов из эксплуатации на основе технико-экономических критериев с целью достижения возможно большего значения КИН по месторождению в целом.

Другой вариант совершенствования методики обоснования по месторождениям КИН предполагает простое суммирование по годам ТДПН, характеризующих отдельные выделяемые объекты разработки, и определение предела рентабельной эксплуатации месторождения в целом по моменту перехода суммарных положительных значений ТДПН в отрицательные. В таком случае, в отличие от предыдущего, удлинение периодов эксплуатации объектов с более низкими геолого-промысловыми характеристиками и увеличение по ним расчетных значений КИН происходят не только за счет использования по годам избыточных положительных объемов ТДПН, получаемых по объектам с более высокими геолого-промысловыми характеристиками, но и за счет некоторого сокращения длительности эксплуатации последних и уменьшения по ним КИН. Поэтому и при таком подходе требуется контроль технико-экономических показателей и КИН по месторождению в целом.

Наконец, можно пойти по пути определения по отдельным выделяемым объектам лишь технологических показателей разработки, суммирования последних по годам и последующей оценки технико-экономических показателей по месторождениям в целом с установлением пределов их рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений суммарного ТДПН в отрицательные. По этому моменту и определяются достигаемые КИН по месторождениям и отдельным объектам разработки. По получаемым результатам этот вариант может оказаться близким к предыдущему. Здесь тоже могут потребоваться дополнительные оценки оптимального участия отдельных объектов в формировании показателей разработки по месторождениям в целом.

На начальных этапах при рассмотрении конкретных месторождений могут быть опробованы все представленные выше подходы к технико-экономическому обоснованию КИН. Анализ полученных результатов поможет определить наиболее эффективные методы решения поставленной задачи. В любом случае обычно применяемая методика может претерпеть существенные изменения в отношении порядка учета отдельных объектов.

Далее необходимо обратить внимание на определенную ограниченность (несостоятельность) ТДПН как критерия оценки пределов рентабельной эксплуатации и значений КИН. При конкретных расчетах нередко получается, что предшествующие положительные значения ТДПН существенно превышают по абсолютной величине последующие отрицательные значения. Тем не менее и в этих случаях рентабельный срок эксплуатации определяется просто по моменту изменения знака ТДПН, хотя еще значительное время после этого накопленный дисконтированный поток наличности (НДПН) может оставаться положительным.

Оценка рентабельного периода эксплуатации нефтеносных объектов была бы более объективной не по текущему, а накопленному дисконтированному потоку наличности. Другое дело, что в этом случае следовало бы иметь в виду момент снижения НДПН не до нуля, как при использовании ТДПН, а до вполне определенного положительного значения, обеспечивающего необходимую технико-экономическую эффективность эксплуатации рассматриваемого объекта в целом. Оценка этих предельных значений НДПН в каждом конкретном случае - задача специальных расчетов. Хотя не исключено, что по отношению к их максимальным значениям предельные значения НДПН могут оказаться достаточно стабильной величиной для довольно широкого круга исследуемых объектов.

...