Cтраница 1
Промышленный коэффициент учитывает все потери. [1]
Промышленным коэффициентом газоотдачи называется отношение количества добытого газа, определенного с учетом предела разработки месторождения по результатам газодинамических и технико-экономических расчетов, к начальным запасам газа. [2]
Что называется промышленным коэффициентом полезного действия генератора и какова его величина для различных генераторов. [3]
Измерение расхода электроэнергии на нагрев таблеток в контактном подогревателе показало, что промышленный коэффициент полезного действия достигает 50 - 70 % и зависит в значительной степени от качества наружной теплоизоляции. [4]
Разобьем ее на четыре подцели второго уровня: Цз - f - минимизировать потери газа в пласте ( или максимизировать значение промышленного коэффициента газоотдачи); Ц 32 - минимизировать потери давления при фильтрации газа в пласте; Ц - то же в призабойной зоне скважин; Ц - то же в скважинах и газосборных сетях. [5]
Но положение резко изменяется в период интенсивного продвижения пластовых вод, когда требуется прогнозировать сроки обводнения отдельных скважин для принятия предупредительных мер по продлению периода их безводной эксплуатации и по общему регулированию продвижения пластовых вод с целью достижения высокого значения промышленного коэффициента газоотдачи. В этом случае требуются прогностические модели, сложные по структуре и использующие больше исходных данных. Чтобы модель была жизненной, она должна функционировать с использованием только тех данных, которые можно реально получить. Под реальностью понимаются не только физическая возможность, но и обоснованные затраты на проведение измерений. [6]
Каждому варианту соответствует частный путь на графе. Если для определенных геологических условий каждой вершине в некоторой шкале поставить в соответствие оценку влияния данного расположения скважин на значение конечного промышленного коэффициента газоотдачи, то ЭВМ, перебрав по соответствующей программе все возможные варианты, выдаст наилучший для данных условий. [7]
Дебиты и отборы определяются разумным, зависящим от конкретных условий, компромиссом между сроками безводной эксплуатации скважин и бескомпрессорной эксплуатации месторождения, исключением нерегулируемого обводнения месторождения, повышением текущих и конечного промышленных коэффициентов газоотдачи при безусловном выполнении плановых заданий по добыче газа из месторождения. Эту основную задачу можно решить только при одном обязательном условии: специалисты, управляющие разработкой месторождения, должны иметь в своем распоряжении надежные алгоритмы и программы, позволяющие с использованием мощных ЭВМ прогнозировать падение давления и продвижение воды при любых комбинациях отборов из отдельных скважин и зон месторождения. [8]
Значительное увеличение добычи в послевоенные годы ( табл. 10) связано с развитием газосланцевой промышленности. На карьерах первой очереди промышленный коэффициент вскрыши составит 2 5 - 4 0 м3 / т, себестоимость сланцев составит около 1 5 руб. за тонну. [9]
Второй вариант разработки рассматривается при условии внедрения АСУ. Снова подсчитываются все потери, в которые теперь включаются и затраты на создание АСУ. Но с внедрением автоматизированной системы управления снижается величина целого ряда потерь, например, увеличиваются промышленный коэффициент газоотдачи, срок бескомпрессорной эксплуатации скважин. Разность между потерями в первом и во втором случаях составляет эффективность от внедрения АСУ. Именно этот прием применяется в настоящее время при оценке экономической эффективности АСУ разработкой газового месторождения. За основной экономообразую-щий фактор принимается повышение конечного и текущих коэффициентов газоотдачи и, как следствие, возможность увеличения в том же отношении текущих и суммарного за весь срок разработки отборов газа из месторождения. Увеличение газоотдачи достигается за счет эффективного ведения процесса разработки, оперативной выдачи обоснованных команд на управляющие воздействия и высокой степени их реализации, своевременного предвидения нежелательных явлений ( преждевременного обводнения скважин, неравномерного падения пластового давления и др.) и исключения их применением упреждающих управляющих воздействий. [10]
Во внедренных АСУ разработкой газовых месторождений не предусмотрены затраты на средства сбора и передачи информации со скважин. Следствием такого подхода, с одной стороны, было уменьшение общей стоимости создания системы, а с другой - искусственное снижение ее эффективности. Он заключается в том, что для сбора осведомительной информации о процессе разработки необходимы затраты на технические средства. Система с набором средств может оказаться дорогой и не окупиться. Но экономический барьер с каждым годом будет снижаться, так как технические средства, особенно ЭВМ и мини - ЭВМ, становятся все дешевле, а стоимость невоспроизводимых ресурсов - газа, конденсата, нефти - повы. Поэтому требуется постоянно повышать промышленные коэффициенты газо - и конденсатоотдачи уже разрабатываемых месторождений. Переход на разработку месторождений в шельфовой зоне и на больших глубинах резко повысит стоимость добываемого газа за счет удорожания бурения. [11]