А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Частка - запас

Частка запасів і неліквідів в оборотних активах і раніше займає домінуюче положення.

Частка запасу а2 враховує неоднорідність матеріалу, віз можна внутрішні вади, відхилення розмірів від номінальних. При підвищенійточності контролю виробів (дефектоскопія) значення а2 може бути знижений.

Частка запасів і неліквідів в оборотних активах і раніше займає домінуюче положення.

Частка запасу аа враховує неоднорідність матеріалу, можливі внутрішні вади, відхиленнярозмірів від номінальних. При підвищеній точності контролю виробів (дефектоскопія) значення а2 може бути знижений.

Практично однакова частка запасів і стану їх вироблення припадає на об'єкти Чекмагушевского, Нурского та Андріївського родовищ.

Частка запасів категорії Q зменшується за рахунок переведення запасів до категорії В. Запаси категорії С2 збільшуються за рахунок проведення геологорозвідувальних робіт.

Причому частка запасів високов'язких нафт з в'язкістю понад 30 мПа - з становило 8 9%, в малопроникнихколекторах з проникністю порід менш 005 мкм2 - 5 9%, а решта 4 2% запасів припадали на водонефтяной зони, карбонатні колектори і ділянки з товщиною продуктивних пластів менш метра.

Знання частки запасів, зосереджених в пластах з тими чи іншими властивостями,необхідно для правильної оцінки ефективності процесу розробки та аналізу вироблення запасів із продуктивних колекторів.

УЦ - частка запасів i-го району, що добуваються для задоволення щорічної потреби /- го економічного району; П, - обмеження на резерви в/- М районі; q ax - максимально допустимий (з технічних міркувань) річний обсяг видобутку газу на родовищах i - ro газодобувного району.

За період розробки частка запасів Бобриковського горизонту змінилася незначно. Якщо в цілому розробка Бобриковськогопокладів ведеться з високими темпами і дотриманням проектних КІН, то по водонефтяной зонам спостерігається значне відставання і темпів вироблення, і КІН. На дату аналізу з ВНЗ Бобриковського горизонту вилучено 335% початкових видобутих запасів (з ВНЗ Д1 - 832%), з року врік знижуються темпи відборів і за останні 2 роки складають менше одного відсотка.

За період розробки частка запасів Бобриковського горизонту змінилася незначно. Якщо в цілому розробка Бобриковського покладів ведеться з високими темпами і дотриманнямпроектних КІН, то по водонефтяной зонам спостерігається значне відставання і темпів вироблення, і КІН. На дату аналізу з ВНЗ Бобриковського горизонту вилучено 335% початкових видобутих запасів (з ВНЗ Д1 - 832%), з року в рік знижуються темпи відборів і за останні 2 рокискладають менше одного відсотка.

Коефіцієнт загальної ефективності характеризує частку штучно формованих запасів в загальній продуктивності водозабірної споруди.

У відповідності з першим методом частка запасів, що належить підрядчику,визначається шляхом множення частки його активної участі на оціночний обсяг доведених запасів з вирахуванням роялті. За методом економічної участі обсяг вуглеводнів, який отримує компанія-оператор, розраховують як частку від ділення сумарних кількостейвитратною та прибутковою нафти на її ціну в кінці поточного року.

Якщо по верхній пачці пластів частка запасів високопродуктивних колекторів в динаміці знижується, то по нижній пачці пластів їх частка залишається значною.

За отриманими результатами аналізу впливчастки запасів в ВІЗ на показники розробки можна сформулювати наступним чином: наявність запасів у ВНЗ погіршує показники розробки там, де витіснення нафти з пластів з підошовної водою йде переважно в результаті підйому ВНК по пласту, що веде дозбільшенню видобутку попутної води. При процесі, близькому до поршневому витіснення нафти водою, вплив ВНЗ практично виключається. Саме на такий вплив має бути націлена система заводнення та метод впливу - організація осередків-блоків для можливостіреалізації циклічного впливу зі зміною напрямку потоків в пласті.

Кожна компанія звітує про свою частку запасів, яку визначають на основі оцінки сумарних доведених запасів, частки свого активної участі та ставки роялті (1000000 бар.

Підраховувався кінцевий КІН як середньозважений з урахуванням частки запасів в кожній з перерахованих груп. Поточні значення КІН підраховані за фактичною видобутку цього блоку.

У своїх звітах компанія ОПсо повинна вказувати частку запасів, обчислену на основі оцінкисумарних обсягів нафти і газу в надрах, своєї частки активної участі та ставки роялті (1000000 бар.

Коли укладається угода про розподіл продукції, розподіл часток запасів і видобутку між компаніями-учасницями ускладнюється тим, що право кожної з них на часткузапасів в значній мірі залежить від відшкодування витрат. Наприклад, якщо підрядник несе відповідальність за оплату всіх витрат на пошуково-розвідувальні роботи, які відшкодовуються за рахунок відкритих згодом вуглеводнів, то частка запасів, належна йому, повиннавключати і обсяги нафти (газу), необхідні для компенсації зазначених витрат. Визначення частки запасів, що належить кожній стороні СPП, залежить також від передбаченого угодою розділу прибутковою нафти.

Дається взнаки виснаження пошуково-розвідувальногозаділу, зниження частки запасів в загальному балансі прогнозних ресурсів.

Залежність КІН від частки запасів в блоках, слабо охоплених дією (пласти АС9 - АС11. Період розбурювання 1982 - 1989 рр На рис. 8 представлена ​​карта, що відображає розподіл частки запасів в блоці,які слабо охоплені впливом.

Дуже значна, в порівнянні з іншими родовищами, частка запасів в ВНЗ (54%), що безпосередньо пов'язано з особливостями геологічної будови Бавлінского родовища. До теперішнього часу по ньому в цілому відібрано92% від початкових видобутих запасів.

Структура запасів і накопиченої дооичі нафти. Ідентифікація об'єктів з геолого - промисловим даними дозволила визначити частку запасів, що припадає на кожну групу.

Порівнюючи КІН для ВНФ 5 з розчленованістю по запасах,часткою запасів ВНЗ і в слабопроникних колекторах (рис. 4) можна відзначити, що ці геологічні показники в деякій мірі впливають на величину КІН.

При цьому в якості максимальної треба вважати таку температуру, коли спалюється частка запасів, збільшуючись,наближається до частки запасів, що втрачається при застосуванні холодної води.

При близьких співвідношеннях в'язкостей спостерігається більша відносна видобуток рідини із збільшенням частки запасів в водонефтяних зонах і зі зниженням продуктивності покладів.

В результатівипереджаючої вироблення більш витриманих по площі пластів відбувається збільшення частки запасів переривчастих і неоднорідних пластів. Гостро постає проблема залучення в активну розробку запасів невеликих лінз і тупикових зон представлених переважноколекторами з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями. Для розвитку системи впливу на них необхідно додаткове буріння, що в умовах незначності запасів окремих лінз часто нерентабельно.

Характерно, що близько однієї третиниоборотних активів у промисловості припадає на частку запасів. Більше половини коштів знаходяться в розрахунках, а саме в дебіторській заборгованості. Це пояснюється тим, що грошові кошти володіють абсолютною ліквідністю і швидкою оборотністю на відміну від такоговиду поточних активів, як дебіторська заборгованість. Переважання коштів у розрахунках в нинішніх умовах обумовлено труднощами перехідного періоду, реструктуризацією економіки, інфляцією і, отже, порушеннями фінансово-платіжної дисципліни.

Велике практичне значення мають дані, що дозволяють оцінювати вироблення запасів кефти, частку витягуванні запасів в заводнення ділянках покладів. Саме геофізичні методи і дають основну інформацію про становище інтервалів обводнення в розрізі продуктивногопласта, кількісної оцінки їх нефтенасищенності, наявності або відсутності рухомий нафти. Ці дані можуть послужити основою при виборі заходів по підвищенню нафтовіддачі продуктивних пластів. Але це можливо лише при кількісній оцінці параметрівпродуктивних пластів.

В даний час активно виробляються високопродуктивні запаси і в структурі запасів різко зростає частка ніекопродуктівних запасів, що вимагає вирішення комплексу задач.

Тут, так само як і на раніше розглянутих залежностях, призбільшенні частки запасів, слабо охоплених дією, спостерігається зменшення діапазону реалізуються в процесі розробки коефіцієнтів вилучення нафти.

Можливість введення в розробку родовищ I групи при меншій, ніж вказано, частці запасів категорії Ввстановлюється ДКЗ СССPпри затвердженні запасів.

Структура запасів нафти родовищ республіки Татарстан в останні роки змінюється таким чином, що частка запасів в - які важко колекторах з високов'язкої нафтою неухильно зростає. Такі свердловинизазвичай заміняють буріння двох - трьох проектних вертикальних свердловин-точок. Бурінню ГС передує аналіз всього наявного геолого-геофізичного та промислового матеріалу, від результатів якого залежить успішність проведення умовно-горизонтальних ділянок стовбурів(УГУС) ГС і ефективність їх експлуатації. На базі такого аналізу в АТ Татнафта, ТатНІПІнефть здійснено індивідуальне проектування будівництва близько 100 ГС.

Як видно з рис. 5 із зменшенням параметра г (або зі збільшенням частки запасів в водоплавних частинахпокладів з ЛН; 4 м) фактична сітка свердловин стає рідше, що викликано гідродинамічними поняттями, що існували раніше. Як вже зазначалося вище, середні темпи відбору рідини і нафти, а також вироблення запасів ВНЗ в 1 5 - 2 рази нижче, ніж в чисто нафтових (впервинних умовах) частинах поклади.

З даних табл. 24 випливає, що частка промислового виробництва неухильно зростала при зниженні частки запасів і фасування продуктів в торговельній мережі та слабку участь науково-дослідних організацій та навчальних закладів ввипуск реактивів.

Якщо припустити, що інфляція впливає на всі складові оборотних активів однаково, то зростання частки запасів у формуванні оборотних активів сигналізує про те, що відбувається заморожування оборотного капіталу в запасах, що не можна розглядати, як позитивний момент у використанні активів. Це говорить про низьку якість управління структурою оборотного капіталу, манливому за собою додаткові витрати і зниження загальної ефективності виробництва.

У межах кожної із зон різного впливу закачування можуть бути підраховані запаси нафти і потім визначена частка запасів, підданих різному впливу закачування.

Сучасний етап розвитку геолого-розвідувальних робіт, пов'язаний з освоєнням все більших глибин, показує, що частка запасів природного газу складного складу постійно зростає.

При аналізі родовища групували у відповідності з їх продуктивністю, співвідношенням в'язкості нафти і води, часткою запасів водонефтяних зон.

При близьких значеннях відносної в'язкості спостерігається явна тенденція зниження ступеня використання запасів і нафтовіддачі зі збільшенням частки запасів водонефтяних зон і зі зменшенням продуктивності покладів. Безрозмірне час т в перші дві стадії, як правило, знижується, а за основний період розробки збільшується.

Член (1 - VIв визначає частку неопоіскованних відкладень, а (- VjB) - частку невідкритих запасів від сумарних запасів району.

Але зто правомірно тоді, коли площа робіт на четвертій стадії пропорційна площі робіт, що припадає на частку переведених запасів.

Динаміка нафтовіддачі по поклади лодкірмакінской свити родовища Чахнагляр. Джерело та позначення аналогічні 106.

Принципово ЕТ?, спрямовані на якнайшвидше вилучення що перебуває в дренах частини видобутих запасів нафти /газу при фактичній консервації блокової частки запасів, є з позицій охорони надр хижацтвом.

При цьому в якості максимальної треба вважати таку температуру, коли спалюється частка запасів, збільшуючись, наближається до частки запасів, що втрачається при застосуванні холодної води.

Обводнювання видобувається за покладами в цілому залежить від безлічі факторів, основними з яких є в'язкість нафти в пластових умовах , частка запасів в водонефтяних зонах і геологічна будова покладів і колекторів.

До другої групи відносяться: частка авансованого капіталу та умовно-чистого прибутку в обсязі продажів підприємства; частка основного капіталу в обсязі продажів; частка запасів в загальній вартості споживаних матеріалів і напівфабрикатів.