Cтраница 1
Сроки оптимизации 15 и 20 лет представляются слишком большими, поскольку за этот период обычно открывают новые газовые месторождения, что позволяет уменьшить отборы из старых залежей после первых 10 лет их эксплуатации. Кроме того, технический прогресс обусловливает изменение стоимости бурения, строительства промысловых объектов и издержек эксплуатации газовых промыслов. [1]
Сроки оптимизации зависят от многих факторов, непосредственный учет которых очень сложен, и поэтому они были назначены, а не рассчитаны. [2]
При сроке оптимизации 5 лет оптимальные удельные капиталовложения в разработку месторождения IX составляют 201 %, а месторождения IV - 161 % от оптимальных удельных капиталовложений, в разработку месторождения I. Это объясняется тем, что запасы газа в месторождении I примерно в 8 pas больше запасов газа в месторождениях IV и IX. Аналогичная закономерность наблюдается и при других сроках оптимизации. Еще больше сказывается разница в запасах газа в значениях удельных затрат. [3]
При сроке оптимизации 15 лет оптимальные удельные затраты по провинции имеют минимум. Средняя оптимальная себестоимость газа по провинции возрастает на 44 % при увеличении срока оптимизации от 5 до 20 лет. [4]
С увеличением срока оптимизации кривые зависимости показателя i) от темпа отбора газа Q смещаются в сторону меньших отборов и наоборот. В соответствии с этим оптимальные темпы отбора для разных сроков оптимизации оказываются различными. Большим срокам оптимизации соответствуют меньшие оптимальные темпы отбора газа из месторождения. [5]
Останавливаясь на десятилетнем сроке оптимизации как периоде, достаточном для оценки и выбора проектных решений, авторы вместе с тем не считают свои доводы полностью исчерпывающими и полагают, что исследование вопроса о сроках оптимизации должно быть продолжено. [6]
На протяжении всего срока оптимизации, принятого для оценки вариантов, темпы разработки газовых месторождений и провинции принимаются постоянными. [7]
При анализе влияния сроков оптимизации удобнее рассматривать удельные величины экономических показателей по отдельным месторождениям и соответствующие оптимальным значениям экономических показателей по провинции в целом. [8]
В данном примере взят срок оптимизации 15 лет, так как при меньшем сроке труднее достаточно точно проанализировать динамику изменения технологических и экономических показателей разработки. [9]
Таким образом, при сроке оптимизации 20 лет разработка этого месторождения изолированно от других нерентабельна. Однако и здесь подчеркнем, что доля участия его в общем отборе газа из провинции определяется при решении общей задачи оптимизации для провинции в целом, и поэтому разработка его будет рентабельна. [10]
Соотношение оптимальных величин средней за срок оптимизации себестоимости газа при газовом и водонапорном режимах проследим на примере месторождений III и IX. [11]
Задача уточнения критерия и выбора Сроков Оптимизации нуждается в дополнительном исследовании многих взаимодействующих факторов, особенно в масштабах отрасли. Имея в виду конечность ресурсов нефти, видимо, необходимо определить общую стратегию по этой проблеме на весь ее исторический жизненный цикл. [12]
Как показал анализ, от принимаемого срока оптимизации зависит выбор объема годовых отборов газа ( темпа разработки) и все технико-экономические показатели разработки. За срок, на основе которого следует рассчитывать, сравнивать и оценивать варианты, по мнению авторов, должны быть приняты первые десять лет разработки. [13]
Анализ показал, что чем меньше срок оптимизации, принятый для оценки вариантов, тем меньше сказывается характер режима на оптимальных темпах отбора и экономических показателях. Из расчетов, выполненных на примере разработки конкретных газовых месторождений и обобщенных в табл. 8, следует, что наибольшее влияние водонапорного режима ( при прочих равных условиях) отмечается при выборе в качестве показателя оценки экономической эффективности себестоимости добычи газа. [14]
Аналогично обстоит дело и с выбором срока оптимизации. Рекомендации, полученные в результате краткосрочной оптимизации, не совпадают с результатами решения той же задачи с соблюдением условий долгосрочной оптимизации. Так с точки зрения сегодняшнего дня выгодно резко сократить бурение скважин в старых нефтедобывающих районах, так как средние дебиты здесь невысоки, по сравнению с новыми районами, обладающими большей продуктивностью скважин, и сосредоточить в них основные объемы бурения. Однако, если рассматривать более продолжительный период, учитывая перспективы изменения добычи нефти по всем районам, этот вывод может оказаться неправильным. [15]