Осуществление - техническое мероприятие
Cтраница 2
Но здесь приводится не всеобъемлющий вариант методики проектирования, а наиболее употребляемый, достаточно простой и универсальный, который позволяет учитывать основные параметры нефтяных пластов и пластовых флюидов, фактическую динамику бурения скважин и осуществления других технических мероприятий, возникающие внешние ограничения на добычу нефти, отбор жидкости и закачку вытесняющего агента. [16]
Есть аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождений, учитывающая все существенные геолого-физические параметры, послойную и зональную неоднородность нефтяных пластов, различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, ограниченную долговечность скважин, реальную динамику бурения скважин и осуществления других технических мероприятий. [17]
Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях; при этом влияние различия физических свойств нефти и агента вполне обоснованно вынесено за скобки; после этого перехода во второй части уравнения добычи жидкости, как и прежде в уравнении добычи нефти, учитывается влияние неоднородности пластов и геометрии сетки добывающих и нагнетательных скважин, а также динамика осуществления технических мероприятий по бурению и эксплуатации скважин, по вводу в разработку извлекаемых запасов жидкости. [18]
Уровень вибраций на рабочих местах локомотивной бригады во многом зависит от плавности хода электровоза, тепловоза и моторва-гонного подвижного состава. Поэтому осуществление технических мероприятий по совершенствованию конструкции тележек, обеспечивающих повышение плавности хода локомотивов, также способствует улучшению условий труда локомотивных бригад. [19]
Особенно часто несчастные случаи происходят при неправильной подготовке рабочего места или в результате допущенных ошибок по подготовке его. Проведение оперативных переключений и осуществление других технических мероприятий, предусмотренных разрешением на проведение работ ( вывешивание предупредительных плакатов, установка заземлений и необходимых ограждений в строго предусмотренном Правилами порядке), обеспечивают безопасность работающих при выполнении того или иного задания в электрохозяйстве. [20]
Охрана атмосферы при вскрытии и бурении продуктивных пластов, помимо предупреждения возникновения аварийных газовых выбросов, включает в себя регламентированный контроль за чистотой воздуха на территории месторождения и прилегающей местности с использованием как систем автоматизированного стационарного контроля, так и мобильных лабораторий. На период освоения и исследования скважин плани - руется осуществление технических мероприятий по утилизации серосое-динений, а также организационных мероприятий ( выбор оптимальных ме - геоусловий для выполнения работ, контроль загазованности) с целью снижения уровня загрязнения атмосферы до санитарных норм. [21]
Капитальные затраты определяются в тех случаях, когда внедрение новой техники или осуществление технического мероприятия требует затраты средств. Величина капитальных затрат определяется на основе сметных расчетов или по укрупненным нормативным показателям, когда эти расчеты отсутствуют. Для анализа целесообразно подразделять капитальные затраты на следующие составляющие: а) стоимость оборудования, б) транспортные издержки по его доставке, в) стоимость монтажа нового оборудования, г) демонтаж старого оборудования и его стоимость, д) стоимость зданий и сооружений, е) затраты на проектирование и ж) другие затраты. [22]
Переменные коэффициенты в каждый интервал времени ( в каждый год) могут оставаться на прежнем уровне или изменяться любым практически возможным образом. Эти коэффициенты имеют четкий технологический смысл, они изменяются в соответствии с осуществлением технических мероприятий. [23]
Полученная таким образом статическая характеристика с помощью уравнений разработки нефтяной залежи и с учетом бурения скважин и осуществления других технических мероприятий переводится в динамическую характеристику. [24]
Уравнения разработки нефтяной залежи ( конкретно: добычи нефти, добычи жидкости и числа работающих скважин) представляют собой линейные зависимости с коэффициентами, которые имеют четкий технологический смысл и по ходу технологического процесса по воле проектировщиков или практических исполнителей проектов могут быть постоянными или переменными. Уравнения применимы при любой зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, при любом различии физических свойств нефти и вытесняющего агента, при любой схеме взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, при любом равномерном или неравномерном бурении скважин и любом порядке осуществления технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов. [25]
Но такая простая непосредственная интерпретация второй зависимости ( текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости) вполне возможна при небольшом различии нефти и вытесняющей воды по подвижности и плотности. А при большом различии, когда интегральный коэффициент различия физических свойств ( подвижности и плотности) равен 3 и более, надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости - от весовых дебитов и отборов к расчетным дебитам и отборам, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде упомянутого коэффициента различия физических свойств, затем строить кривую, выделять прямолинейные отрезки, экстраполировать и интерпретировать. В методике проектирования разработки нефтяных месторождений основные наиболее сложные расчеты, учитывающие влияние неоднородности пластов по проницаемости и всех факторов, усугубляющих неравномерность вытеснения нефти водой, а также учитывающие динамику пробуривания и осуществления различных технических мероприятий, делают для расчетной жидкости; в методике существует прямой и обратный переход от весовой жидкости к расчетной и от расчетной к весовой. [26]
 |
Взаимосвязь надежности и производных технических показателей. [27] |
На практике на основе этих понятий оценивают уровень надежности, например, значение частоты отказов на 1000 км трубопроводов в год дает оценку уровня надежности трубопровода в эксплуатации. Так, значения частоты отказов 0 2 - 0 25 характеризуют степень надежности газопроводов России, США, Европы. В техническом плане этот уровень удовлетворяет в основном требованиям эксплуатации, окружающей среды и надежности системы в целом. Для поддержания этого уровня в случае индивидуального газопровода с ростом эксплуатации требуется осуществление технических мероприятий. [28]
Страницы: 1 2