Cтраница 2
Экономичность их состоит в замене подстанции первичными фидерами с той же или большей пропускной способностью. Эта особенность должна давать достаточную экономию в фидерах 4 кв, покрывающую дополнительную длину линий 12 - 34 5 кв вместе с дополнительными расходами на подстанции. Поскольку вторичные сети могут применяться в большинстве зон прокладки подземных линий, первичные сети редко применяются в подобных зонах. [16]
Иначе говоря, расчетная модель должна содержать в себе дренируемые запасы, учитывающие состояние разработки и интенсивность массообменных процессов. Для этих целей на зонной газодинамической модели выполнена серия расчетов и определены текущие дренируемые запасы для каждой эксплуатационной зоны, использованные в дальнейшем в вариантных расчетах показателей разработки. Динамика их изменения говорит о том, что во времени по большинству эксплуатационных зон существенных изменений в запасах не отмечено. Так, относительно 1988 г., когда составлялся проект разработки, изменения в дренируемых запасах на УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-3, УКПГ-6, УКПГ-8 8а и УКПГ-9 составляют 1 - 3 и 2 % в целом по месторождению. [17]
В каждом разделе УСН имеется техническая часть, освещающая условия применения отдельных норм. Аналогичные пояснения содержатся и в описании объема работ по каждому параграфу раздела. Отопление для определения затрат на системы отопления промышленных зданий принята вертикальная регулируемая система для зданий с расчетной температурой наружного воздуха - 25 С и ниже при стоимости радиаторов в большинстве зон строительства. [18]
Другой тип залежей представлен удлиненными полосообразными зонами коллекторов высокой проводимости, которые на Ромашкинском месторождении имеют довольно четкую ориентацию с севера на юг. Как правило, ширина таких полос здесь изменяется от сотен метров до 2 - 2 5 км, а длина иногда достигает десятков километров. Здесь же отмечается большинство зон слияния со смежными пластами. [19]
Например, на территории нефтегазоносных районов бассейна Персидского залива наблюдается такая картина. На платформенном борту Месопотамского прогиба выделяется зона нефтегазоносного комплекса верхней юры, к которой приурочены крупнейшие и гигантские месторождения Саудовской Аравии, Катара, Абу-Даби. К востоку от этой зоны выделяется зона терригенного мела, в пределах которой находятся гигантские месторождения Кувейта, бывш. Нейтральной зоны и др. Подобное распределение и приуроченность основных запасов к одному из комплексов осадочного чехла и зональность в их размещении характерны для большинства зон нефтегазонакопления и формирования крупных залежей. [20]
При этом, согласно модельным газодинамическим расчетам, по абсолютным величинам перетоки газа между УКПГ достигают 10 - 15 % от объемов соответствующей годовой добычи. В результате запасы газа, определяющие темп падения пластового давления в районах УКПГ, будут отличны от их геологических аналогов. Иначе говоря, расчетная модель должна содержать в себе дренируемые запасы, учитывающие состояние разработки и интенсивность массообменных процессов. Для этих целей на зонной газодинамической модели выполнена серия расчетов и определены текущие дренируемые запасы для каждой эксплуатационной зоны, использованные в дальнейшем в вариантных расчетах показателей разработки. Динамика их изменения говорит о том, что во времени по большинству эксплуатационных зон существенных изменений в запасах не отмечено. Так, относительно 1988 г., когда составлялся проект разработки, изменения в дренируемых запасах на УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-3, УКПГ-6, УКПГ-8 8а и УКПГ-9 составляют 1 - 3 и 2 % в целом по месторождению. [21]