Cтраница 2
Экономические показатели рассчитывают исходя из реальных условий развития отрасли и особенностей разработки анализируемого месторождения. Равенство добычи нефти по, вариантам за рассматриваемый период обеспечивается условным вводом в эксплуатацию одновременно с проектируемым месторождением дополнительных нефтяных месторождений. [16]
С целью увеличения безводного периода, накопленной добычи и нефтеотдачи на водонефтяных зонах анализируемых месторождений были проведены эксперименты по изменению конструкции забоя ц технологии бурения скважин. [17]
Методика учета геологоразведочных затрат в себестоимости добычи нефти и определения начислений на капитальные вложения в разведку и разработку по анализируемому месторождению аналогична методике, изложенной выше, применительно к добыче недостающей по вариантам нефти. [18]
В связи с изменением уровней добычи нефти, рассчитанных на равную нефтенасыщенную мощность пластов, соответствующим образом необходимо скорректировать и экономические показатели анализируемых месторождений. [19]
По-видимому, разбурлвание водонефтяных зон с учетом наличия отдельных бесконтактных зон должно было осуществляться по более плотной сетке в начальной или средней стадии разработки анализируемых месторождений. В поздней стадии бурение дополнительных эксплуатационных скважин оправдано только для отдельных участков водонефтяных зон, где установлена низкая выработка запасов. Для этого необходимо проведение специальных работ по изучению характера распределения остаточных извлекаемых запасов нефти по залежи. [20]
Полученные зависимости позволяют определить рациональный вариант разработки по плотности сетки скважин, системе воздействия, темпу отбора, а также оценить целесообразный темп ввода в разработку анализируемого месторождения. [21]
Поскольку рационам ный вариант может иметь промежуточное значение среди расчетных, то для его нахождения необходимо построить график зависимости суммарных приведенных затрат в разведку и разработку анализируемого месторождения и дополнительных площадей от плотности сетки сйважин на анализируемом месторождении и определить на нем экстремальную точку. [22]
В соответствии с положением марксистской политэкономии, что стоимость товара в тот или иной момент определяется общественно необходимыми затратами труда на его воспроизводство в этот момент, расходы на подготовку запасов нефти как на анализируемом месторождении, так и на дополнительных площадях при проектировании систем разработки должны учитываться по оценкам будущего периода. Различие лишь заключается в том, что стоимость подготовки 1 т геологических запасов нефти на рассматриваемом месторождении принимается на уровне среднеотраслеллх затрат за перспективный период в целом, а на дополнительных площадях - равной затратам на подготовку 1 т геологических запасов нефти в стране в конце перспективного периода. Это различие в подходе к оценке геологоразведочных затрат на анализируемом месторождении и на дополнительных площадях обусловлено повышенной потребностью в геологоразведочных работах для обеспечения перспективного плана добычи нефти при низких темпах разработки месторождений и возрастающими со временем затратами на подготовку 1 т запасов. [23]
Капитальные затраты на разведку дополнительных запасов нефти определяются умножением их величины AF на стоимость 1 т запасов, определенную как средняя величина по району за первые 5 - 10 лет от года ввода в разработку анализируемого месторождения. [24]
Поскольку рационам ный вариант может иметь промежуточное значение среди расчетных, то для его нахождения необходимо построить график зависимости суммарных приведенных затрат в разведку и разработку анализируемого месторождения и дополнительных площадей от плотности сетки сйважин на анализируемом месторождении и определить на нем экстремальную точку. [25]
В случаях наибольшей вероятности оценки запасов по падению давления вторым основным параметром, существенно влияющим на проектирование показателей разработки, является эксплуатационная характеристика пласта или производительность скважин. С точки зрения изменчивости ее по площади анализируемые месторождения ( а они по разнообразию охватывают почти все разновидности) можно объединить в две группы. [26]
Более 50 % общего числа газоконденсатных месторождений характеризуется преобладанием метановых и ароматических углеводородов. Содержание ароматических, нафтеновых и метановых групп в конденсатах анализируемых месторождений соответственно равно 8 - 60, 11 - 35 и 21 - 58 вес. [27]
Поэтому использование характеристик вытеснения выработанных месторождений, имеющих высокую степень точности подсчета запасов, для прогноза показателей по новым, вновь вводимым месторождениям затруднительно. Это является существенным недостатком указанного и других методов прогноза, предполагающих знание запасов нефти анализируемого месторождения. [28]
Месторождения в основном многопластовые. На долю этих месторождений приходится 74 % ( 575 млрд. м3) общих запасов всех анализируемых месторождений. [29]
Тогда в системе воздействия на пласт, обеспечивающей максимальную накопленную добычу нефти на месторождении при затратах на приращение 1 т нефти, не превышающих принятую предельную, суммарные приведенные затраты складываются лишь из затрат по данному месторождению. В остальных системах воздействия на пласт приведенные затраты будут слагаться из суммарных приведенных затрат на анализируемом месторождении, необходимых для получения накопленной добычи нефти, при которой затраты на приращение добычи 1 т нефти равны предельным; и приведенных затрат для добычи недостающей нефти на дополнительных площадях. [30]