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 


Поточний коефіцієнт

Поточний коефіцієнт не є абсолютним показником здатності повернути борги, так як за нормальних обставин компанія ніколи повністю не ліквідує свої оборотні активи. Крім того, поточний коефіцієнт характеризує не якість оборотних активів, а лише їх наявність. Деякі аналітики вважають, що недоліки поточного коефіцієнта повинні служити серйозним попередженням в зв'язку з мали місце помилками кредиторів, які занадто покладалися на цей показник.

Поточний коефіцієнт виплат, рівний 4567%, використовується для всього періоду швидкого зростання.

Поточний коефіцієнт Carroll знаходиться в третій квартили - між медіаною і початком нижньої медіани. Коефіцієнт 1 3 означає, що при ліквідації оборотних активів - після їх уцінки в ході аукціону на 50% - засобів для погашення поточних зобов'язань буде недостатньо. Більш того, швидкий коефіцієнт розташований в самій нижній квартили, так як він менше нижньої медіани. Досвідчений кредитний аналітик відразу побачить, що швидкий коефіцієнт у Carroll низький по більшості мірок. Однак цей коефіцієнт стосовно роздрібним торговцям не настільки важливий, тому що запаси (виплачені в поточний коефіцієнт, але не в швидкий коефіцієнт) утворюють головний елемент оборотних активів всіх трьох компаній, включених в дані RMA. Крім того, у них низький рівень дебіторської заборгованості, так як магазини торгують в основному за готівку або приймають в оплату банківські кредитні картки.

Поточний коефіцієнт стану активів і пасивів фірми дорівнює відношенню поточних активів до поточних зобов'язань.

Поточний коефіцієнт компанії Carroll 168: 1 означає, що на кожен долар поточних боргів у компанії є 1668 дол. Поточний коефіцієнт компанії Carroll виріс з 1 8 у січні 1989 року до 1 9 ст 1990 року, а потім знизився до 1 7 ст 1991 Однак з балансу Carroll видно, що за 1991 - й фінансовий рік довгострокова заборгованість збільшилася на 400 тис. дол.

Поточний коефіцієнт газонасиченості Кг прийнятий за матеріалами ГІС як середньоарифметична величина за трьома свердловинах.

Поточний коефіцієнт стану активів і пасивів фірми дорівнює відношенню поточних активів до поточних зобов'язань.

Подібно поточного коефіцієнту, цей коефіцієнт показує здатність компанії ліквідувати свої активи з метою погашення заборгованості. Він дозволяє аналітику визначити, наскільки компанія може знизити оцінку активів, не завдаючи шкоди кредиторам. Типовий коефіцієнт заборгованість /капітал істотно коливається по галузям.

Якщо поточний коефіцієнт подачі опт стане рівним оптимальному оспош (з точки зору ремонту та зниження собівартості видобутку), то необхідно зупинити свердловину і приступити до ремонту (заміни) насоса.

Моделювання розробки пласта ЮК-10. Величина поточного коефіцієнта охоплення пласта заводнением залежить від обводнення кожного з шарів, що складають об'єкт розробки. На рис. 80 показано, що різниця проницаемостей, наприклад, для верхньої пачки А і нижніх (Б і В) пласта ЮК-10 Талінской площі, призводить до випереджаючої виробленні тільки нижній частині розрізу. Відстеження процесу заводнення в часі в розрізі пласта показує поява випереджаючого прориву нагнітається вод вже на ранній стадії розробки. В результаті до часу досягнення 98% - і обводнення продукції свердловин залишаються значні запаси нафти, не охоплені заводнением. Аналогічний характер вироблення спостерігається і по пласту П Трехозерного родовища, який має яскраво виражене трансгресивного будова.

К - поточний коефіцієнт інтенсивності напружень (КІН); KJQ - початковий КІН; Л /, - довжина стрибка корозійної тріщини; тс - час інкубаційного періоду; /С - показник ступеня в рівнянні зростання корозійної тріщини.

Досвід визначення поточного коефіцієнта нефтенасищенності ks за даними ВНХ накопичений по свердловинах окремих тривало розроблюваних нафтових родовищ Волго-Уральської провінції і Дніпровсько-Донецької западини в теригенних колекторах при високомінералізованої воді за контуром поклади.

Фірма з поточним коефіцієнтом, більшим, ніж 2: 1 може мати слабке фінансове становище: занадто велика дебіторська заборгованість; значні, невідповідні вимогу часу матеріальні запаси; слабкий контроль за грошовими операціями. інша компанія має коефіцієнт покриття менше 2: 1 але завдяки гарному управлінню знаходиться в прекрасному фінансовому стані. Таким чином, подібні оцінки повинні застосовуватися з великою обережністю.

Припускаючи, що поточний коефіцієнт бета для акції, рівний 095 є прийнятним, оцініть безричаговий коефіцієнт бета (без урахування боргу) компанії.

Якщо у компанії низький поточний коефіцієнт, то їй не дістає ліквідності, тобто вона не може скоротити свої інвестиції в поточні активи і забезпечити грошові кошти для покриття зобов'язань, термін погашення яких настає. Замість цього вона повинна покладатися на операційний дохід і зовнішні джерела фінансування.

Тут К - поточний коефіцієнт продуктивності, функція пластового тиску, незалежна від змін забійного тиску.

На відміну від планового, поточний коефіцієнт вилучення являє собою відношення видобутого кількості нафти до початкових балансових запасів. Він визначає ступінь вироблення балансових запасів станом на певну дату і характеризує поточний стан розробки.

Аналіз рівняння регресії для поточного коефіцієнта вилучення нафти показує, що основними впливають ознаками є питома обсяг нафти, коефіцієнт проникності і питомі запаси на свердловину. Значення кінцевого КІН, як і поточного, визначається питомим об'ємом нафти, коефіцієнтом проникності, а також коефіцієнтом піщано-ністості, максимальним темпом відбору від НИЗ.

К, - відношення поточного коефіцієнта продуктивності пласта після чергового глушіння і освоєння до початкового, А, В - постійні, характерні для даної свердловини даного об'єкта розробки або лабораторної моделі пласта; N - кількість операцій глушіння - освоєння свердловини.

Як правило, якщо показник поточного коефіцієнта становить 2: 1 значить, компанія досить ліквідна.

Досягнута на Бавлінского родовищі величина поточного коефіцієнта нефтеизвлечения 0575 і намічена його кінцева величина 0606 менше відповідних значень 0687 і 080 по родовищу Східний Техас. Це лише частково пояснюється гіршими колекторськими властивостями пласта і більшою в'язкістю нафти.

У четвертому рядку дані значення поточного коефіцієнта подачі. Чк - Запис після t 40 діб припиняється, так як при цьому значенні права частина рівняння (V.75) дорівнює лівій. Отже, величина t 40 діб дорівнює межремонтному періоду, відповідного мінімуму собівартості. Міжремонтний період, відповідний максимуму видобутку, дорівнює приблизно 25 діб.

Досягнута на Бавлінского родовищі величина поточного коефіцієнта нефтеизвлечения 0575 і намічена його кінцева величина 0606 менше відповідних значень 0687 і 080 по родовищу Східний Техас. Це лише частково пояснюється гіршими колекторськими властивостями пласта і більшою в'язкістю нафти.

Коефіцієнт термінової ліквідності дуже схожий на поточний коефіцієнт, лише чисельник зменшується на величину запасів. Запаси віднімаються тому, що вони часто є неліквідними. У разі краху компанія або її кредитори не можуть отримати необхідні гроші від продажу запасів. Як правило, в разі ліквідації продавці зазвичай отримують лише половину від вартості запасів за балансом.

Криві розподілу числа покладів В'ЯЗКОСТІ І Змісту пара-з ньютонівської нафтою в залежності від ко - фіно - асфалЬТбНО - смолисті. за об'єктам обох груп були підраховані поточні коефіцієнти використання запасів нафти за початковими балансовими запасами.

Коефіцієнти ліквідності (ліквідаційного типу) - поточний коефіцієнт і швидкий коефіцієнт - показують фінансові можливості компанії в разі ліквідації.

Зазвичай ця величина цілком резонно розуміється як поточний коефіцієнт газоотдачи.

При кінцевому коефіцієнті витіснення 072 маємо поточний коефіцієнт витіснення в обводненому уславився всього 0 4 - 0 5 тобто на 30 - 45% менше.

Поряд з кінцевим коефіцієнтом вилучення нафти розрізняють поточний коефіцієнт вилучення, рівний відношенню накопиченої видобутку з поклади або об'єкта розробки на певну дату до їх початковим балансовими запасами. Залежно від стадії вивченості застосовується той чи інший з розглянутих нижче методів визначення коефіцієнта вилучення.

Поряд з кінцевим коефіцієнтом вилучення нафти визначають поточний коефіцієнт вилучення, рівний відношенню накопиченої видобутку з поклади або об'єкта розробки на певну дату до їх початковим балансовими запасами.

У попередньому параграфі показано, що зміни поточного коефіцієнта відображення відображаються поворотом відповідного вектора.

З зіставлення кривих зміни відносних прони-цаємость від поточного коефіцієнта нефтеизвлечения, наведених на рис. 6 і 33 видно, що в покладах другої категорії кут падіння кривих в початку розробки значно більше кута падіння кривих для покладів першої категорії. Це вказує на те, що в покладах другої категорії на початку розробки темп зростання обводнення продукції відбувається швидше, ніж в покладах першої категорії.

На рис. 30 показана залежність обводнення v і поточного коефіцієнта витіснення т]1 від часу по родовищу в цілому.

У практиці фінансового аналізу використовується три коефіцієнта ліквідності: поточний коефіцієнт або коефіцієнт поточної ліквідності, коефіцієнт термінової ліквідності або швидкий коефіцієнт, а також коефіцієнт критичної ліквідності.

Для визначення ефективності системи заводнення побудована характеристика витіснення: поточний коефіцієнт вилучення нафти - безрозмірний час.

За другим варіантом облік нулів призводить до деякого зниження поточного коефіцієнта пфтеотдачі по заводнення обсягом пласта. Очевидно, величина похибки залежить від числа свердловин, що мають нульову кефтенасищенную потужність на дату аналізу.

Таким чином, метод ізохрон обводнення дозволяє не толька оцінити поточний коефіцієнт охоплення заводнением поклади, а й побачити динаміку зміни його за попередній період, визначити середню величину цього показника для поклади до моменту обводнення всіх свердловин Ckv 1) і отримати уявлення про зміну коефіцієнта охоплення заводнением в напрямку руху рідини - від зовнішньої зони до фронту впровадження води.

Криві розподілу числа покладів з ньютонівської нафтою в залежності від коефіцієнта використання запасів. | Криві розподілу числа покладів з нениотоновскоі нафтою в залежності від коефіцієнта використання запасів. Тому можна стверджувати, що за більшістю з розглянутих 289 покладів поточні коефіцієнти використання запасів нафти близькі до проктіруемим кінцевим їх значень.

З таблиці видно, що за обома пластів при однакових колекторських властивості поточні коефіцієнти в зонах з ВНК вище. Таким чином, низька ефективність заводнення ВНЗ викликана несприятливою геометрією витіснення.

Припускаючи, що фірма продовжить нескінченно заробляти поточну прибутковість власного капіталу і підтримувати поточний коефіцієнт виплати дивідендів, оцініть цінність, що припадає на одну акцію.

У тому ж році опублікована стаття[32], В якій викладено результати підрахунків поточних коефіцієнтів нефтеизвлечения і темпів відбору запасів по ділянках покладів Д I і Д II, виділеним за ознакою колекторської характеристики.

Оцінка характеру насичення пластів, в тому числі і визначення положення ГВК і поточного коефіцієнта газонасищенности 5Г за даними методів електроопору в свердловинах, що буряться (БК, ІК, при товщині колекторів більше 4 м і Б КЗ) здійснюють за методиками, розробленими стосовно пошуків і розвідки газових і газоконденсатних родовищ. Задовільна точність для 5ГН виходить в теригенних колекторах. Положення газонафтового контакту з питомому електричному опору пластів не визначається.

Аналогічні умови спостерігаються при експлуатації свердловин на Майкопском і Кущевская газоконденсатних родовищах, де поточний коефіцієнт газоотдачи обвідного продуктивних пачок становить 044 - 057 і 079 відповідно.

Аналогічні умови спостерігаються при експлуатації свердловин на Майкопском і Кущевская газоконденсатних родовищах, де поточний коефіцієнт газоотдачи обвідного продуктивних пачок становить 044 - 057 і 079 відповідно.

При короткостроковій оптимізації (5 - 10 років) високі початкові темпи розробки обумовлюють високі поточні коефіцієнти використання запасів нафти. Однак такі темпи розробки не вдається утримати тривалий час головним чином через відсутність високонапірного і високопродуктивного обладнання для форсованого відбору рідини з свердловин при вичерпання інших резервів збільшення відборів. На пізній стадії темпи відбору різко знижуються. Така зміна в режимі експлуатації поклади призводить до скорочення обсягу дреніруемих нефтенаси-щенних порід і зниження нафтовіддачі.

Аналогічні умови спостерігаються при експлуатації свердловин на Майкопском і Кущевская газоконденсатних родовищах, де поточний коефіцієнт газоотдачи обвідного-лися продуктивних пачок становить 044 - 057 і 079 відповідно.

Метод застосовується для визначення початкового і поточного газорідинного і водонефтяного контактів, кількісної оцінки поточних коефіцієнтів газонефте-насиченості порід, виявлення (в комплексі зі стаціонарним нейтронним каротажем) скупчень перетекшего газу в затрубному просторі або у верхніх відкладах.