Cтраница 1
Крупный нефтедобывающий регион представляет со-совокупность нефтяных месторождений, объединяе - t по признаку общей геологической истории нефтеоб-ования и сходным условиям нефтенакопления. [1]
Другие крупные нефтедобывающие регионы страны - Вол - ro - Уральская, Тимано-Печорская, Северо-Кавказская нефтегазоносные провинции, а в перспективе - Восточная Сибирь и шельфы морей, в первую очередь - дальневосточных и арктических. [2]
По модели крупного нефтедобывающего региона (IV.1) - (IV.14) с отказом от условий целочисленности некоторых переменных ( линейная постановка) проводят расчеты для гипотетического региона, содержащего две зоны. В одной из них рассматривают группу, состоящую из 17-ти открытых месторождений, вовлекаемых в разработку и условных запасов. [3]
Разработанные оптимизационные модели крупного нефтедобывающего региона и вовлекаемого в разработку нефтяного месторождения нелинейны относительно некоторых условий и части компонент функционала. [4]
Применительно к модели (IV.1) - (IV.14) крупного нефтедобывающего региона процедура построения линеаризованной задачи может быть описана следующим образом. Рассмотрим ступенчатую аппроксимацию для кризой эффективности геологоразведочных работ ( ри. [5]
Приведенный пример иллюстрирует расчетные и аналитические возможности модели крупного нефтедобывающего региона. И получаемые по ним решения могут служить основой для предпланового обоснования перспективного развития региона. [6]
Оренбургская область является составной частью Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций, располагается на границе с крупными нефтедобывающими регионами: республиками Башкортостан и Татарстан, Самарской областью и республикой Казахстан. [7]
Все эти характеристики усложняющим образом влияют на структуру подсистемы регион, что затрудняет численные расчеты по моделям, соответствующим крупным нефтедобывающим регионам. [8]
Многие нефтяные месторождения Башкирской АССР разрабатываются более полувека. Наиболее продуктивные месторождения, ввод в эксплуатацию которых выдвинул республику в число крупных нефтедобывающих регионов, уже находятся в поздней или завершающей стадии разработки. [9]
Так, в моделях эксплуатируемых нефтяных месторождений используют в качестве основы статистически выявленные закономерности, которые проявляются при использовании однородных технологических процессов в течение длительного времени. Модель вовлекаемого в разработку месторождения базируется на теории проектирования, в основе которой лежат гидродинамические закономерности движения жидкостей в пористых средах. Такие модели используют на ранних стадиях развития крупных нефтедобывающих регионов, для которых в этот период характерно наличие значительных запасов нефти, извлекаемых существующими техническими средствами. [10]
Вместе с тем эти модели имеют ряд недостатков. В работах не рассмотрены вопросы, связанные с подготовкой запасов, в модели же [95] это, учтено на основе нормативного принципа. Кроме того, затраты, связанные с поиском и разведкой запасов нефти, вычисляются исходя из максимально возможного ( расчетного) уровня добычи каждого из рассмотренных месторождений. Это не соответствует действительным затратам, так как величина капитальных вложений на разведку зависит и от плана разработки нефтяных месторождений, от объема буровых работ и стоимости 1 м разведочного бурения. Фиксирование затрат по максимальному уровню занижает капитальные вложения в разведку и искажает план подготовки запасов. Отметим также, что гипотеза равномерного размещения запасов нефти по территории района не подтверждается имеющимися фактами в крупных нефтедобывающих регионах. [11]