ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ., Технологические показатели вариантов разработки - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки

Технологические показатели вариантов разработки

Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических показателей в 3-х вариантах по объектам и в целом по месторождению.

Проектные скважины во всех вариантах располагались в пределах площади нефтеносности.

I вариант.

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 166,4 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,6%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1792,7 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,251 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1408,2 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 1271,4 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 37 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 6 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 5,120 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 6,3%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 43,5 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,080 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 14,5 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 14,5 тыс. м3

Фонд добывающих скважин - 2 ед.

Фонд нагнетательных скважин - 1 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 166,9 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,3%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1835,7 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,239 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1408,7 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 1271,7 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 39 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 7 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

II вариант.

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 171,1 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,9%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1845 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,259 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1768,7 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 1753,9 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 41 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 9 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 10,097 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 12,4%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 72,9 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,134 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 30 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 31,4 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 5 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 1 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 171,6 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 8,5%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 1917,4 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,250 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 1791,5 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 1776 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 46 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 16 лет.

III вариант

ОБЪЕКТ I (северный блок + западное поле центрального блока)

Максимальная добыча нефти в количестве 199,6 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 9,5%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 2105,6 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,295 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 2302,3 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 2242,4 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 53 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 8 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

ОБЪЕКТ II (восточного поля центрального блока)

Разработку объекта планируется начат в 2005г.

Максимальная добыча нефти в количестве 16,105 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 19,8%.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 81,7 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,153 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 67,2 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 67,2 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 10 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 2 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

Максимальная добыча нефти в количестве 200,0 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 10 %.

Накопленная добыча нефти за весь срок разработки 2187,8 тыс. т.

Коэффициент извлечения нефти - 0,285 д. ед.

Проектный уровень годовых отборов жидкости - 2338,6 тыс. т.

Проектный уровень закачки - 2276,2 тыс. м3

Максимальный фонд добывающих скважин - 63 ед.

Максимальный фонд нагнетательных скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 11 лет.

При анализе технологических показателей вариантов разработки отмечается, что наиболее рентабельным является III вариант, в котором за меньший срок достигаются основные показатели разработки по сравнению с I и II вариантами.

Результаты технологические показатели вариантов разработки отображены в таблице 4.1.

Технологические показатели разработки по рекомендуемому варианту приведены в таблицах 4.1.7-4.1.9 и 4.2.7- 4.2.9. по остальным вариантам в табличных приложениях П 4.1.1-П 4.1.6 и П 4.2.1 - П 4.2.6.

Таблица 4.1 - Технологические показатели вариантов разработки

№№

П/п

Н А И М Е Н О В А Н И Е

В А Р И А Н Т Ы

I

II

III

1

Максимальный уровень добычи нефти, тыс. т.

166,9

171,6

200,0

2

Накопленная добыча нефти за вес срок разработки, тыс. т.

1835,7

1917,4

2187,8

3

Расчетный КИН, д. е.

0,239

0,250

0,285

4

Утвержденный КИН, в ГКЗ РК, д. е.

0,262

5

Проектный уровень годовых отборов жидкости, тыс. т.

1408,7

1791,5

2338,6

6

Проектный уровень закачки, тыс. м3

1271,7

1776,0

2276,2

7

Максимальный фонд добывающих скважин, ед.

39

46

63

8

Фонд добывающих скважин для бурения, ед.

2

9

26

9

Максимальный фонд нагнетательных скважин, скв.

7

10

10

10

Фонд нагнетательных скважин для бурения, ед.

1

4

4

11

Средняя обводненность к концу разработки, %

99,3

99,8

99,0

12

Проектный срок разработки, лет

16

16

11

13

Утвержденные запасы: балансовых, тыс. т.

Извлекаемых, тыс. т
    7679,3 2008,3

Таблица № 4.1.7 ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы

Ввод

Ввод

Ввод

Фонд

Эксплуат.

Выбытие

Фонд

В т. ч.

Фонд

Средне-

Средне-

Средняя

Скважин

Добыв.

Нагнетат.

Скважин

Бурение

Добыв.

Добыв.

Фонд

Нагнетат.

Суточный

Суточный

Приемис-

Всего

Скважин

Скважин

С начала

С начала

Скважин

Скважин

Механиз.

Скважин

Дебит

Дебит

Тость

Разраб.

Разраб.

Скважин

1 скв.

1 скв.

1 нагнет.

По нефти

По жидк.

Скважины

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Тыс. м

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Т/сут

Т/сут

М3/сут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

2004

0

0

0

57

34,2

0

37

37

6

15,1

109,0

528,3

2005

11

10

1

68

40,8

0

47

47

7

13,6

116,3

676,7

2006

10

8

2

78

46,8

0

55

55

9

11,7

119,2

757,8

2007

9

8

1

87

52,2

0

63

63

10

9,8

121,3

643,8

2008

0

0

0

87

52,2

3

60

60

10

8,0

121,8

689,8

2009

0

0

0

87

52,2

3

57

57

10

6,4

122,5

665,3

2010

0

0

0

87

52,2

3

54

54

10

5,3

124,3

629,9

2011

0

0

0

87

52,2

4

50

50

10

4,4

124,7

566,5

2012

0

0

0

87

52,2

4

46

46

10

3,7

126,2

483,7

2013

0

0

0

87

52,2

5

41

41

10

3,3

128,6

367,6

2014

0

0

0

87

52,2

5

36

36

10

2,1

129,6

367,6

2015

0

0

0

87

52,2

5

31

31

10

1,2

130,4

367,6

2016

0

0

0

87

52,2

5

26

26

10

0,8

133,3

367,6

2017

0

0

0

87

52,2

1

25

25

10

0,4

138,6

367,8

2018

0

0

0

87

52,2

1

24

24

10

0,3

144,4

368,0

2019

0

0

0

87

52,2

0

24

24

10

0,1

144,4

368,2

2020

0

0

0

87

52,2

0

24

24

10

0,1

144,4

368,4

Таблица 4.1.8. ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы

Ввод

Ввод

Ввод

Фонд

Эксплуат.

Выбытие

Фонд

В т. ч.

Фонд

Средне-

Средне-

Средняя

Скважин

Добыв.

Нагнетат.

Скважин

Бурение

Добыв.

Добыв.

Фонд

Нагнетат.

Суточный

Суточный

Приемис-

Всего

Скважин

Скважин

С начала

С начала

Скважин

Скважин

Механиз.

Скважин

Дебит

Дебит

Тость

Разраб.

Разраб.

Скважин

1 скв.

1 скв.

1 нагнет.

По нефти

По жидк.

Скважины

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Тыс. м

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Т/сут

Т/сут

М3/сут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

2004

0

0

0

57

34,2

0

37

37

6

15,1

109,0

528,3

2005

9

8

1

66

39,6

0

45

45

7

14,6

125,6

676,7

2006

6

5

1

73

43,8

0

50

50

8

12,1

127,6

746,6

2007

3

3

0

76

45,6

0

53

53

8

9,8

130,3

758,2

2008

0

0

0

76

45,6

3

50

50

8

7,8

131,6

800,9

2009

0

0

0

76

45,6

3

47

47

8

6,3

133,2

769,0

2010

0

0

0

76

45,6

3

44

44

8

5,2

135,4

723,4

2011

0

0

0

76

45,6

4

40

40

8

4,4

137,2

646,8

2012

0

0

0

76

45,6

4

36

36

8

3,7

137,5

547,9

2013

0

0

0

76

45,6

5

31

31

8

3,3

139,5

409,3

2014

0

0

0

76

45,6

5

26

26

8

2,2

142,2

409,3

2015

0

0

0

76

45,6

4

22

22

8

1,4

148,8

409,3

2016

0

0

0

76

45,6

4

18

18

8

1,0

181,9

409,3

2017

0

0

0

76

45,6

0

18

18

8

0,6

181,9

409,3

2018

0

0

0

76

45,6

0

18

18

8

0,3

181,9

409,3

2019

0

0

0

76

45,6

0

18

18

8

0,2

181,9

409,3

2020

0

0

0

76

45,6

0

18

18

8

0,1

181,9

409,3

Таблица 4.1.9 ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ФОНДА СКВАЖИН

Годы

Ввод

Ввод

Ввод

Фонд

Эксплуат.

Выбытие

Фонд

В т. ч.

Фонд

Средне-

Средне-

Средняя

Скважин

Добыв.

Нагнетат.

Скважин

Бурение

Добыв.

Добыв.

Фонд

Нагнетат.

Суточный

Суточный

Приемис-

Всего

Скважин

Скважин

С начала

С начала

Скважин

Скважин

Механиз.

Скважин

Дебит

Дебит

Тость

Разраб.

Разраб.

Скважин

1 скв.

1 скв.

1 нагнет.

По нефти

По жидк.

Скважины

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Тыс. м

Ед.

Ед.

Ед.

Ед.

Т/сут

Т/сут

М3/сут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

2005

2

2

0

5

3,0

0

2

2

0

7,0

8,6

0,0

2006

4

3

1

9

5,4

0

5

5

1

6,8

9,4

28,9

2007

6

5

1

15

9,0

0

10

10

2

6,5

10,7

41,1

2008

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

6,4

14,5

48,3

2009

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

5,6

17,8

60,4

2010

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

3,8

19,7

76,0

2011

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

2,5

18,7

83,5

2012

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

1,8

20,8

89,0

2013

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

1,2

22,4

95,7

2014

0

0

0

15

9,0

0

10

10

2

0,7

22,4

95,9

2015

0

0

0

15

9,0

1

9

9

2

0,4

24,9

95,9

2016

0

0

0

15

9,0

1

8

8

2

0,3

28,0

95,9

2017

0

0

0

15

9,0

1

7

7

2

0,2

32,0

96,9

2018

0

0

0

15

9,0

1

6

6

2

0,2

37,3

97,9

2019

0

0

0

15

9,0

0

6

6

2

0,1

37,3

98,8

2020

0

0

0

15

9,0

0

6

6

2

0,1

37,3

99,8

Таблица 4.2.7 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы

Добыча

Темп

Темп

Накопл.

Отбор

Коэфф.

Годовая

Накопл.

Обвод-

Закачка

Накопл.

Компен-

Добыча

Накопл.

Нефти

Отбора

Отбора

Добыча

Извлек.

Нефтеиз-

Добыча

Добыча

Ненность

Воды

Закачка

Сация

Газа

Добыча

От НИЗ

От текущ.

Нефти

Запасов

Влечения

Жидкости

Жидкости

Воды

Отборов

Газа

Запасов

Тыс. т

%

%

Тыс. т

%

Д. е.

Тыс. т

Тыс. т

%

Тыс. м3

Тыс. м3

%

Млн. м3

Млн. м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

2004

195,8

9,7

17,3

1074,1

53,5

0,140

1411,1

3759

86,1

1109,5

2730

84,5

1,957

9,517

2005

200,0

10,0

21,4

1274,1

63,4

0,166

1714,8

5474

88,3

1542,9

4273

90,0

1,904

11,421

2006

197,6

9,8

26,9

1471,7

73,3

0,192

2020,1

7494

90,2

1864,2

6137

92,3

1,727

13,148

2007

181,2

9,0

33,7

1652,9

82,3

0,215

2243,7

9738

91,9

2143,9

8281

95,6

1,480

14,628

2008

153,2

7,6

43,1

1806,1

89,9

0,235

2338,6

12076

93,4

2276,2

10557

97,3

1,204

15,831

2009

117,4

5,8

58,0

1923,5

95,8

0,250

2235,1

14311

94,7

2195,5

12753

98,2

0,916

16,747

2010

88,9

4,4

104,5

2012,4

100,2

0,262

2080,7

16392

95,7

2078,8

14832

99,9

0,676

17,423

2011

65,9

3,3

-

2078,3

103,5

0,271

1870,9

18263

96,5

1869,6

16701

99,9

0,479

17,902

2012

47,3

2,4

-

2125,5

105,8

0,277

1596,6

19860

97,0

1596,3

18298

100,0

0,333

18,236

2013

31,1

1,6

-

2156,7

107,4

0,281

1213,1

21073

97,4

1212,9

19510

100,0

0,217

18,453

2014

19,6

1,0

-

2176,2

108,3

0,283

1213,1

22286

98,4

1213,1

20724

100,0

0,137

18,590

2015

11,6

0,6

-

2187,8

108,9

0,285

1213,1

23499

99,0

1213,1

21937

100,0

0,082

18,672

2016

7,0

0,3

-

2194,8

109,3

0,286

1213,1

24712

99,4

1213,1

23150

100,0

0,049

18,720

2017

3,9

0,2

-

2198,7

109,5

0,286

1213,1

25925

99,7

1213,7

24363

100,0

0,029

18,749

2018

2,2

0,1

-

2200,9

109,6

0,287

1213,1

27138

99,8

1214,4

25578

100,1

0,017

18,767

2019

1,2

0,1

-

2202,1

109,6

0,287

1213,1

28352

99,9

1215,1

26793

100,2

0,010

18,777

2020

0,7

0,0

-

2202,8

109,7

0,287

1213,1

29565

99,9

1215,8

28009

100,2

0,006

18,783

Таблица № 4.2.8 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы

Добыча

Темп

Темп

Накопл.

Отбор

Коэфф.

Годовая

Накопл.

Обвод-

Закачка

Накопл.

Компен-

Добыча

Накопл.

Нефти

Отбора

Отбора

Добыча

Извлек.

Нефтеиз-

Добыча

Добыча

Ненность

Воды

Закачка

Сация

Газа

Добыча

От НИЗ

От текущ.

Нефти

Запасов

Влечения

Жидкости

Жидкости

Воды

Отборов

Газа

Запасов

Тыс. т

%

%

Тыс. т

%

Д. е.

Тыс. т

Тыс. т

%

Тыс. м3

Тыс. м3

%

Млн. м3

Млн. м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

2004

195,8

10,2

18,7

1074,0

55,7

0,150

1411,1

4014,7

86,1

1109,5

2684,8

84,5

1,957

9,517

2005

199,6

10,4

23,4

1273,6

66,1

0,178

1714,3

5729,0

88,4

1542,9

4227,6

90,0

1,995

11,512

2006

190,1

9,9

29,1

1463,7

76,0

0,205

2009,7

7738,7

90,5

1859,0

6086,6

92,5

1,900

13,412

2007

167,3

8,7

36,1

1631,0

84,6

0,229

2220,7

9959,4

92,5

2123,0

8209,6

95,6

1,672

15,084

2008

137,1

7,1

46,3

1768,1

91,8

0,248

2302,3

12261,7

94,0

2242,4

10452,0

97,4

1,371

16,455

2009

104,2

5,4

65,6

1872,3

97,2

0,262

2190,5

14452,2

95,2

2153,3

12605,3

98,3

1,042

17,496

2010

78,16

4,1

143,2

1950,5

101,2

0,273

2025,6

16477,8

96,1

2025,6

14630,9

100,0

0,781

18,278

2011

57,84

3,0

-

2008,3

104,2

0,281

1811,1

18289,0

96,8

1811,1

16442,0

100,0

0,578

18,856

2012

41,64

2,2

-

2049,9

106,4

0,287

1534,1

19823,0

97,3

1534,1

17976,1

100,0

0,416

19,272

2013

27,49

1,4

-

2077,4

107,8

0,291

1145,9

20968,9

97,6

1145,9

19122,0

100,0

0,275

19,547

2014

17,59

0,9

-

2095,0

108,7

0,294

1145,9

22114,9

98,5

1145,9

20267,9

100,0

0,176

19,723

2015

10,55

0,5

-

2105,6

109,3

0,295

1145,9

23260,8

99,1

1145,9

21413,9

100,0

0,106

19,828

2016

6,33

0,3

-

2111,9

109,6

0,296

1145,9

24406,7

99,4

1145,9

22559,8

100,0

0,063

19,892

2017

3,48

0,2

-

2115,4

109,8

0,296

1145,9

25552,6

99,7

1145,9

23705,7

100,0

0,035

19,926

2018

1,92

0,1

-

2117,3

109,9

0,297

1145,9

26698,5

99,8

1145,9

24851,6

100,0

0,019

19,946

2019

1,05

0,1

-

2118,4

109,9

0,297

1145,9

27844,4

99,9

1145,9

25997,5

100,0

0,011

19,956

2020

0,58

0,0

-

2118,9

110,0

0,297

1145,9

28990,3

99,9

1145,9

27143,4

100,0

0,006

19,962

Таблица № 4.2..9 - ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПО ОТБОРУ НЕФТИ И ЖИДКОСТИ

Годы

Добыча

Темп

Темп

Накопл.

Отбор

Коэфф.

Годовая

Накопл.

Обвод-

Закачка

Накопл.

Компен-

Добыча

Накопл.

Нефти

Отбора

Отбора

Добыча

Извлек.

Нефтеиз-

Добыча

Добыча

Ненность

Воды

Закачка

Сация

Газа

Добыча

От НИЗ

От текущ.

Нефти

Запасов

Влечения

Жидкости

Жидкости

Воды

Отборов

Газа

Запасов

Тыс. т

%

%

Тыс. т

%

Д. е.

Тыс. т

Тыс. т

%

Тыс. м3

Тыс. м3

%

Млн. м3

Млн. м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

2005

0,420

0,5

0,5

1,1

1,3

0,002

0,5

1,3

18,3

0,0

0,0

0,0

0,003

0,003

2006

7,539

9,3

9,4

8,6

10,6

0,016

10,4

11,7

27,5

5,2

5,2

50,1

0,060

0,064

2007

13,900

17,1

19,1

22,5

27,6

0,041

23,0

34,7

39,7

21,0

26,2

91,0

0,111

0,175

2008

16,105

19,8

27,3

38,6

47,4

0,071

36,3

71,1

55,7

33,8

60,0

93,0

0,129

0,304

2009

13,206

16,2

30,9

51,8

63,6

0,095

44,5

115,6

70,3

42,3

102,2

94,9

0,106

0,409

2010

10,697

13,1

36,1

62,5

76,8

0,115

55,1

170,7

80,6

53,2

155,4

96,6

0,086

0,495

2011

8,023

9,9

42,4

70,5

86,6

0,130

59,8

230,5

86,6

58,5

213,9

97,8

0,064

0,559

2012

5,616

6,9

51,6

76,1

93,5

0,140

62,5

293,0

91,0

62,3

276,2

100

0,045

0,604

2013

3,650

4,5

69,4

79,8

98,0

0,147

67,2

360,2

94,6

67,0

343,2

100

0,029

0,633

2014

2,008

2,5

124,5

81,8

100,5

0,151

67,2

427,5

97,0

67,2

410,4

100

0,016

0,649

2015

1,004

1,2

-254,3

82,8

101,7

0,153

67,2

494,7

98,5

67,2

477,5

100

0,008

0,657

2016

0,652

0,8

-46,7

83,5

102,5

0,154

67,2

561,9

99,0

67,2

544,7

100

0,005

0,663

2017

0,424

0,5

-20,7

83,9

103,0

0,155

67,2

629,1

99,4

67,8

612,5

101

0,003

0,666

2018

0,276

0,3

-11,1

84,2

103,4

0,155

67,2

696,4

99,6

68,5

681,0

102

0,002

0,668

2019

0,179

0,2

-6,5

84,3

103,6

0,155

67,2

763,6

99,7

69,2

750,2

103

0,001

0,670

2020

0,116

0,1

-4,0

84,4

103,7

0,156

67,2

830,8

99,8

69,8

820,0

104

0,001

0,671

Похожие статьи




ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ., Технологические показатели вариантов разработки - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки

Предыдущая | Следующая