Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов: На примере Республики Татарстан

Диссертация: Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов: На примере Республики Татарстан
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На основании экономически обоснованных предельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину, определяется минимально рентабельный дебит новой скважины, обеспечивающий необходимую норму прибыли недропользователю с учетом глубины залегания продуктивного горизонта, длины горизонтального ствола скважины, соотношения числа нагнетательных и добывающих скважин, начальной… Читать ещё >

Содержание

  • Общая характеристика работы
  • 1. Современное состояние и перспективы развития нефтегазовой 8 промышленности в Республике Татарстан
    • 1. 1. Современное состояние нефтедобычи в Республике 9 Татарстан
    • 1. 2. Перспективы развития нефтегазовой промышленности 21 Татарстана
  • 2. Теоретико-методологические основы исследования проблем 31 оценки проектных решений в области разработки нефтяных и газовых месторождений
    • 2. 1. Анализ существующих методологических подходов к экономической оценке проектных решений при разработке нефтяных месторождений
    • 2. 2. Методологические подходы к экономической оценки 40 проектных решений при разработке нефтяных месторождений
  • 3. Методологические подходы к оценке эффективности проектных 52 решений в области разработки нефтяных месторождений
    • 3. 1. Оценка предельных извлекаемых запасов нефти
    • 3. 2. Оценка минимально рентабельного начального дебита 63 добывающей скважины
    • 3. 3. Экономическая оценка минимально эффективной нефтена- 68 сыщенной толщины пласта и оптимальной сетки скважин на объекте разработки
  • 4. Исследование критериев эффективности проектных решений по 76 нефтяным месторождениям Республики Татарстан
    • 4. 1. Экономическая оценка предельно рентабельных извлекаемых 76 запасов нефти и начального дебита по продуктивным горизонтам Ромашкинского нефтяного месторождения
    • 4. 2. Определение оптимальной длины добывающей скважины с 81 горизонтальным стволом по продуктивной части карбонатных отложений и эффективности разработки объектов системой ГС
    • 4. 3. Исследование экономически обоснованный минимально 87 эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и проектных сеток скважин для новых месторождений
    • 4. 4. Исследование влияния мировых цен на проектные решения в 90 области разработки нефтяных месторождений

Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов: На примере Республики Татарстан (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Общее состояние воспроизводства ресурсного потенциала нефтяной промышленности Российской Федерации характеризуется тем, что, начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют их ежегодную добычу, поэтому для поступательного развития нефтяной промышленности в первую очередь нужно решить проблему достаточной обеспеченности страны подготовленными запасами.

В рыночных условиях возрастает ответственность государства и недропользователя за рациональное использование углеводородов, одновременно существенно возрастают требования к нефтяным компаниям за выполнение в полном объеме проектных решений. Нефтяные компании должны соблюдать требования по рациональной разработке и обеспечить для своего развития хотя бы минимум рентабельности. При невыполнении этих требований им грозят санкции вплоть до изъятия лицензии. В связи с этим недропользователь должен постоянно держать под контролем состояние разработки в соответствии с действующими правилами и методическими указаниями и осуществлять исследования для проведения непрерывного анализа и проектирования разработки месторождений.

Разработка рекомендаций по стабилизации и увеличению добычи нефти в целом по нефтедобывающему предприятию невозможна без решения целого ряда очень важных и новых задач, имеющих огромное практическое значение. Определение эффективной разработки нефтяных месторождений связано с решением актуальных как технологических, так и особенно экономических проблем. Ввод в эксплуатацию новых малоэффективных нефтяных месторождений требует больших единовременных затрат с низкими показателями эффективности и длительным сроком окупаемости капитальных вложений. При этом вопрос бурения новых скважин самым непосредственным образом связан с необходимостью экономических обоснований.

Объектами исследования являются нефтяные скважины и месторождения Республики Татарстан.

Предметом исследования являются регламенты, методики, рабочие документы по технико-экономическому обоснованию проектов разработки нефтегазовых месторождений.

Цель исследования состоит в развитии методологии экономических оценок проектных решений в области разработки нефтяных месторождений, обеспечивающих принятие наиболее эффективных решений в вопросах целесообразности строительства скважин.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

— проведение анализа основных технико-экономических показателей добывающих компаний России и Татарстана;

— выявление перспектив развития нефтедобычи в республике Татарстан;

— выполнение анализа существующих методических подходов к экономической оценке проектных решений в нефтегазовой промышленности;

— выявление особенностей и возможностей использования новых экономических подходов в проектной практике;

— разработке алгоритма формирования и процедуры экономической оценки проектных решений;

— проведение апробаций конкретных экономических подходов при проектировании и реализации проектов разработки нефтяных месторождений.

Научная новизна и основные результаты работы заключаются в разработке и обосновании научно-методических подходов в области экономической оценки проектных решений, как важнейшей части повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Сформулирован новый подход к экономическому обоснованию предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти, основанный на предельной дисконтированной ставке.

В диссертации получены следующие основные результаты, имеющие научную новизну и отражающие вклад автора в решение поставленных задач:

— определен экономический подход к оценке предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти в зависимости от глубины залегания продуктивного горизонта, длины горизонтального ствола скважины, соотношения числа нагнетательных и добывающих скважин, начальной обводненности продукции и приемлемой для недропользователя рентабельности;

— разработан методический подход к экономической оценке начального рентабельного дебита вводимой скважины с учетом коэффициентов эксплуатации, падения добычи, обводненности продукции и компенсации отбора жидкости;

— обосновано определение эффективных нефтенасыщенных толщин пласта для размещения скважин на объекте разработки на основе экономической оценки предельных извлекаемых запасов нефти;

— предложен метод экономической оценки плотности сетки скважин на месторождении;

— проведен анализ мировых цен на нефть и выявлено их влияние на финансовые показатели разработки нефтяных месторождений;

— исследована работа горизонтальных скважин и определены оптимальные длины горизонтальных стволов с учетом глубины залегания горизонтов.

Практическая значимость работы. Результаты выполненного исследования могут быть использованы как в текущем, так и в стратегическом планировании проектных решений по разработке нефтяных месторождений. Широкое применение полученных научных результатов позволит повысить эффективность эксплуатации нефтяных месторождений.

Результаты диссертации могут быть использованы в практической деятельности нефтегазовых компаний. Некоторые разработки, предложенные автором, нашли применение в ОАО «Татнефть».

Теоретическими и методологическими основами исследования послужили работы отечественных ученых, специализирующихся по вопросам эффективности проектных решений в области разработки нефтяных месторождений. Изучением данной проблемы занимались: Р. Г. Абдулмазитов, А. Ф. Андреев, Л. Д. Америка, Р. Г. Галеев, В. И. Грайфер, Л. П. Гужновский, В. Ф. Дунаев, А. И. Жечков, В. Д. Зубарева, А. П. Крылов, К. Т. Максимов, Р. Х. Муслимов, В. Н. Лившиц, В. Д. Лысенко, Е. С. Сыромятников, Э. И. Сулейманов, А. Я. Хавкин, P.C. Хисамов, Р. Т. Фазлыев, Б. З. Фаттахов и другие.

При решении поставленных задач использовались законодательные и нормативные акты в области налогообложения нефтедобывающих предприятий, регламенты по составлению проектных документов на разработку нефтяных месторождений, методики экономической оценки показателей эффективности эксплуатации нефтяных объектов, инструкции и изобретения.

Апробация результатов исследования. Основные результаты работы доложены и обсуждены на научно-практической конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов» (Альметьевск, 1994), на Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» (Москва, 1996), на семинаре-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 1996), на I международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Краснодар, 1999), на II Международном Симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-Петербург, 2000), на Всероссийском совещании «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов — основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (Альметьевск, 2000), на VII международной выставке «Нефть, газ-2000″. Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), на I международной конференции «Высокотехнологичные скважины» (Москва, 2003), на IV международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Краснодар, 2003), на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004), на научно-практической конференции «60 лет Татарской нефти» (Альметьевск, 2004), на научной конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань, 2005), на 5 международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Геленджик, 2005). Автором опубликовано 48 научных работ, в том числе по теме диссертации 30 работ, включающие 2 регламента и 1 патент на изобретение.

Структура работы определяется целями исследования, логикой и методами решения поставленных задач. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка сокращений, библиографического списка использованной литературы и приложений. Общий объем работы 185 страницы, в том числе 23 таблицы, 21 рисунок, 4 приложения.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Общее состояние воспроизводства запасов углеводородов в Российской Федерации характеризуется как кризисное — начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют их добычу. Для поступательного развития нефтегазовой промышленности в первую очередь необходимо решить проблему достаточной обеспеченности страны подготовленными запасами нефти, газа и конденсата.

2. Переход на рыночные отношения, при которых интересы добывающих предприятий по многим позициям входят в противоречие с интересами государства, существенно повышает роль и ответственность геологического, технологического и экономического обоснования проектных документов.

3. Проекты, связанные с освоением ресурсов углеводородного сырья, характеризуются повышенной степенью риска, высокими единовременными затратами в начальной стадии эксплуатации и большим разнообразием факторов (природно-геологических и технико-технологических) влияющих на эффективность проектных решений в области разработки нефтяных месторождений.

4. Разработка нефтяного объекта должна обеспечить недропользователю приемлемую рентабельность бурения новых скважин и определяться рациональными и минимально допустимыми начальными извлекаемыми запасами на скважину и их дебитами. Для решения задач целесообразности бурения конкретных скважин на объекте разработки следует пользоваться экономически обоснованными допустимыми запасами и дебитами на одну скважину. Эта величина определяется исходя из минимальной рентабельности выработки запасов и оптимальных (не выше 6−8 лет) сроков окупаемости затрат на бурение и обустройство для инвестора.

5. Экономически обоснованные предельные запасы на одну вводимую в разработку скважину определяются на основе предложенных экономических оценок с использованием нормы дисконта и внутренней нормы рентабельности капитальных вложений.

6. На основании экономически обоснованных предельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину, определяется минимально рентабельный дебит новой скважины, обеспечивающий необходимую норму прибыли недропользователю с учетом глубины залегания продуктивного горизонта, длины горизонтального ствола скважины, соотношения числа нагнетательных и добывающих скважин, начальной обводненности продукции, коэффициентов эксплуатации, падения добычи, обводненности продукции и компенсации отбора жидкости.

7. Определение минимально эффективных нефтенасыщенных толщин пласта для размещения скважин на объекте разработки осуществляется на основании экономической оценки предельных извлекаемых запасов нефти с учетом пористости, нефтенасыщенности, переводного коэффициента из пластовых в поверхностные условия и коэффициента извлечения нефти.

8. Оптимальная проектная сетка эксплуатационных скважин обосновывается экономически, также как и определение минимально эффективных нефтенасыщенных толщин пласта. Более редкая сетка скважин должна применяться на начальном этапе разбуривания объекта с увеличением ее на участках с более низкой эффективной толщиной нефтяных пластов.

9. Для корректной оценки финансовых показателей разработки нефтегазовых объектов использовать средневзвешенные цены реализации нефти как минимум за амортизационный период работы скважины.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.Д., Баймухаметов К. С., Викторин В. Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т. 1.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
  2. Р.Г., Яртиев А. Ф., Тюрин В. В. и др. Способ разработки послойно-неоднородного нефтяного месторождения. Изобретение. Авторское свидетельство № 2 172 396.
  3. А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности.- М.: Недра, 1997.
  4. А.Ф., Яртиев А. Ф. Экономическая оценка минимально рентабельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину.- М.: Нефть, газ и бизнес, 2005, № 6.
  5. В.А. Экономические методы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия.- М.: Нефть и газ, 2004.
  6. П.Л., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов.- М.: Дело, 2004.
  7. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубК-а, 1997.
  8. В.И., Комаров А. И., Лысенко В. Д. и др. Способ разработки зонально неоднородных по коллекгорским свойствам залежей нефти. Изобретение. Авторское свидетельство № 356 344.
  9. Л.П., Казаков С. Е. Планирование добычи нефти и подготовки запасов.- М.: Недра, 1989.
  10. Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1977.
  11. Р.Н., Шавалиев А. М., Лиходедов В. П. Особенности разработки многопластовых объектов.- М.: Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело», 1987.
  12. Договор РФ и РТ «О разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти Республики Татарстан» от 15 февраля 1994.
  13. В.Ф., Максимов А. К., Розман М. С. Проблемы рационального использования запасов в заключительной стадии эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений.-М.: Нефть, газ и бизнес, 2000, № 5.
  14. В.Д., Максимов А. К., Яртиев А. Ф. Экономические проблемы рационального использования запасов нефти на заключительной стадии эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений.- Бугульма: Нефть Татарстана, 2001, № 1.
  15. Закон РТ «О нефти и газе» от 19 июня 1997 года, № 1212.
  16. Закон РТ «О признании утратившим силу Закона Республики Татарстан «О нефти и газа» от 28 февраля 2002 года, № 1331.
  17. Закон РТ «О перечне участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции» от 20 мая 199 года, № 1247.
  18. Закон РТ «О признании утратившим силу отдельных законодательных актов Республики Татарстан о перечне участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции» от 20 марта 2004 года, № 12−3РТ.
  19. Закон РТ «О статусе одобренного инвестиционного проекта с участием инвестора» от 6 марта 1996 года, № 466.
  20. Закон РТ «О признании утратившим силу отдельных законодательных актов Республики Татарстан о статусе одобренного инвестиционного проекта с участием иностранного инвестора» от 4 июля 2002 года, № 7-ЗРТ.
  21. Г. В., Андреев А. Ф., Саркисов A.C., Зубарева В. Д. Оценка эффективности проектных решений с применением реальных опционов.-М.: Нефть и газ, 2004.
  22. М.М., Чоловский И. П., Брагин Ю. И. Нефтегазопромысловая геология.- М.: Недра, 2000.
  23. Инерция развития. Предварительные итоги работы НТК России в 2004 году.- М.: Аналитическая служба «Нефтегазовой Вертикали». Нефтегазовая Вертикаль, № 3, 2005.
  24. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.- М., 1984.
  25. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр.- М., 1987.
  26. C.B., Лысенко В. Д., Муслимов Р. Х. и др. Способ разработки нефтяных залежей. Изобретение. Авторское свидетельство № 468 528.
  27. Концепция развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан на период до 2015 года. Утверждена Постановлением КМ РТ от 24 декабря 2001 года, № 924.
  28. А.П. Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт.Труды МНИ.- М.: Гостоптехиздат, 1953, вып. 12.
  29. А.П. Основные принципы разработки нефтяных месторождений в СССР. Доклад на IV Международном нефтяном конгрессе в Риме.- М.: М.: Гостоптехиздат, 1955.
  30. А.П., Глоговский М. М., Мирчинк М. Ф. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1948.
  31. Л.И. Экономико-математический словарь (словарь современной экономической науки). 4-е издание, переработанное и дополненное.-М., 1996.
  32. В.Д., Мухарский Э. Д. Об эффективности равномерной системы размещения скважин.- М.: Нефтяное хозяйство, 1966, № 4.
  33. В.Д., Мухарский Э. Д. Эффективность выбора скважин под очаговое нагнетание.- М.: ВНИИ, НТС по добыче нефти, 1968, № 33.
  34. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД 39−01/06−000−89.- М., 1989.
  35. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) /Косов В.В., Лившиц В. Н., Шахназаров А.Г.-М.: Экономика, 2000.
  36. Методика экономической оценки предельных извлекаемых запасов и начального дебита для расстановки скважин на объекте разработки (РД 153−39.0−395−05).- Бугульма, 2005.
  37. Р.Х. Опыт оптимизации системы разработки Ромашкинского месторождения.- М.: Нефтяное хозяйство. 1980, № 12.
  38. Р.Х. Особенности оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов.- М.: Нефтяное хозяйство, 1984, № 9.
  39. Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии.- Казань: Таткнигоиздат, 1985.
  40. Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений.- Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2003.
  41. Р.Х. Стратегия развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2020 года. Материалы V конгресса нефтегазопромышленников России.- Казань, 2004.
  42. Р.Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.-Казань: Таткнигоиздат, 1989.
  43. Р.Х., Сулейманов Э. И., Яртиев А. Ф. и др. Экономическая оценка перспектив развития Ромашкинского нефтяного месторождения. Доклады симпозиума «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения».- С-Пб, 2000.
  44. Р.Х., Шавалиев A.M., Хамзин Р. Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана. Геология, геофизика нефтяных месторождений.-М.: ВНИИОЭНГ, 1993, № 8.
  45. Нефть и Капитал, 04.03.05.
  46. .А. Состояние и перспективы развития горизонтального бурения.- М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1997.
  47. Общие требования и рекомендации по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153−39−007−96.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
  48. О продлении срока действия Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153−39−007−96). Приказ министра энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) от 03.02.2004, № 26.
  49. Отчет ТатНИПИнефть. Анализ эффективности применения горизонтальных технологий (ГС, БГС) на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть».- Бугульма, 2004, № 4362 ДСП.
  50. Отчет ТатНИПИнефть. Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть», — Бугульма, 2005, № 4438 ДСП.
  51. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник /Амелин И.Д., Бадьянов В. А., Вендельштейн Б. Ю. и др.- Под ред. Стасенкова В. В., Гутмана И.С.- М.: Недра, 1989.
  52. Постановление КМ РТ «О задании по добыче нефти АО «Татнефть» на 1996 год» от 9 января 1996 года, № 3.
  53. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи и реализации нефти нефтедобывающими предприятиями Республики Татарстан на 1997 год» от 23 января 1997 года, № 64.
  54. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи и реализации нефти нефтедобывающими предприятиями Республики Татарстан на 1997 год» от 17 марта 1998 года, № 125.
  55. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи и реализации нефти нефтедобывающими предприятиями Республики Татарстан на 1999 год» от 6 августа 1999 года, № 490.
  56. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи и реализации нефти нефтедобывающими предприятиями Республики Татарстан на 2000 год» от 13 июня 2000 года, № 359.
  57. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи и реализации нефти нефтедобывающими предприятиями Республики Татарстан на 2001 год» от 17 марта 2001 года, № 125.
  58. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи нефти нефтедобывающими компаниями Республики Татарстан на 2003 год» от 4 марта 2003 года, № 121.
  59. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи нефти нефтедобывающими компаниями Республики Татарстан на 2004 год» от 15 января 2004 года, № 4.
  60. Постановление КМ РТ «Об объемах добычи нефти нефтедобывающими компаниями Республики Татарстан на 2005 год» от 16 февраля 2005 года, № 87.
  61. Постановление Правительства РФ «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных, и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях» от 1 ноября 1999 года, № 1213.
  62. Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2020 года. Утверждена Постановлением КМ РТ.
  63. М. На грани нервного срыва.- М.: Нефтегазовая Вертикаль, 2005, № 3.
  64. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений /Гиматудинов Ш. К., Дунюшкин И. И., Зайцев В. М. и др.- Под ред. Гаматудинова Ш. К.- М.: Недра, 1988.
  65. Распоряжение КМ РТ «Перечень новых нефтяных месторождений и нефтеносных участков» от 1 октября 1997 года, № 750-р.
  66. Е.С. Технико-экономическое проектирование в нефтяной и газовой промышленности (учебное пособие в схемах).- М. 2002.
  67. Е.С., Лындин В. Н. Факторы эколого-экономической эффективности горизонтального бурения и методы их количественной оценки. Сборник докладов 7 Международной конференции «Строительство горизонтальных скважин».- Ижевск. 2002.
  68. Указ Президента РТ «О мерах по увеличению нефтедобычи в Республике Татарстан» от 12 февраля 1997 года, № УП 81.
  69. .З. Планирование в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1977.
  70. А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные пласты. Труды 12-ого Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», — Казань, 2003.
  71. Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.- Альметьевск, 2005.
  72. Часть II Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации от 5 августа 2000 г. № 117-ФЗ.
  73. IV Генеральная схема разработки горизонтов Dj и D0 Ромашкинского нефтяного месторождения (в 8-ми томах). ТатНИПИнефть. Утверждена 16 декабря 2004 года ЦКР Минтопэнерго РФ.
  74. Циклическое заводнение нефтяных пластов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977.
  75. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена Распоряжением Правительства РФ 28 августа 2003 года, № 1234-р.
  76. К.Е. Методическое обеспечение экономической оценки разработки нефтяных месторождений на стадиях проектирования. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук, — Тюмень, 2004.
  77. А.Ф. Возможность повышения эффективности разработки нетрадиционных коллекторов многозабойными скважинами. Материалы научной конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения».- Казань, 2005.
  78. А.Ф. Новый экономический подход к оценке проектных решений в области разработки нефтегазовых месторождений. Тезисы 5-й международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей».- Краснодар, 2005.
  79. А.Ф. Математическое обоснование экономических подходов к определению технологических показателей разработки-. М.: ВНИИОЭНГ, Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2005, № 5.
  80. А.Ф. Методика оценки запасов нефти и начального дебита при бурении горизонтальных скважин и зарезки боковых стволов.- М.: Нефть, газ и бизнес, 2000, № 5.
  81. А.Ф. Определение экономически обоснованной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта для расстановки скважин на объекте разработки.- М.: ВНРШОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2005, № 4.
  82. А.Ф. Экономический подход к оценке предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти и начального дебита для вводимой скважины.- М.: ВНИИОЭНГ «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2005, № 11.
  83. А.Ф. Экономическая оценка разработки горизронтов D0 и Dj Ромашкинского месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2005, № 8.
  84. А.Ф., Мехеев Е. В. Экономическая оценка предельно рентабельных запасов нефти и начального дебита вводимой скважины. Сборник научных трудов института ТатНИПИнефть.- М.: Закан и порядок, 2006.
  85. А.Ф., Хакимзянов И. Н., Мехеев Е.В и др. Целесообразность инвестиций в разработку нефтяных месторождений (на примере горизонтальных технологий). Материалы V Конгресса нефтегазопромышленников России.- Казань, 2004.
  86. Makkolm M. Introduction into Economics of Oil and Gas Production.-Oxford, 1995.
  87. Peter R.A. Wells. Oil supply challenges: The non OPEC decline.- Oil & Gas, Feb. 21,2005.
  88. Takin M. The Oil Market-1: Past, present, and near term. Oil & Gas Journal, 2005, Jan. 24.
  89. Takin M. The Oil Market-2: Issues in the long-term outlook. Oil & Gas Journal, 2005, Feb. 7. п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 1992 1993 1994
  90. Добыча нефти всего тыс. т 29 747,8 25 613,8 23 642,6 В т.ч. добыча СП — тыс. т 91,1 340,5 640,6
  91. Добыча АО «Татнефть» тыс. т 29 656,7 25 273,3 230 022 в т. ч.из перешедших тыс. т 29 088,52 24 978,96 22 793,443 из новых тыс. т 389,9 321,3 309,464 из бездействия тыс. т 269,38 313,54 539,7
  92. Ввод новых скважин штук 732 629 5046 в т. ч.из эксплуатац. бурения (+ нагн. бур) штук 685 590 4447 из разведочного бурения штук 9 0 138 из прочих категорий штук 38 39 47
  93. Дебиты новых скважин т/сут 3,6 3,3 4,8
  94. Дни работы новых скважин дни 148,2 154,6 126,8
  95. Ввод скважин из бездействия штук 426 525 882
  96. Дебиты скважин вводимых из б/д. т/сут 3,1 3,1 4,3
  97. Дни работы скв. вводимых из б/д. ДНИ 202,6 192,1 140,7
  98. Сред глубина новой скважины метров 1581 1590 1684
  99. Эксплуатационное бурение тыс. м 1325,1 1216,5 931,616 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 863,8 840,7 637,817 вспомогательных скважин тыс. м 461,3 375,8 293,8
  100. Расчетное время работы новых скважин ДНИ 342 332 313
  101. Расчетное время работы скважин введ. из б/д. дни 342 332 313
  102. Доб. нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 1034,2 874,9 649,721 то же из безд. скв. предыд. года тыс. т 349,5 438,4 509,422 то же из переш. скв. предыд. года тыс. т 31 832,5 29 088,52 24 978,96
  103. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс. т 33 216,2 30 401,82 26 138,06
  104. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс. т 29 088,52 24 978,96 22 793,44
  105. Изменение добычи нефти тыс. т -4127,68 -5422,86 -3344,62
  106. Процент изменения добычи нефти % -12,4 -17,8 -12,8
  107. Мощность новых скважин тыс. т 901,2 689,1 757,2
  108. Фонд добыв, скв. на конец года штук 20 364 18 587 18 531
  109. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19 590 17 713 15 851
  110. Выбытие всего штук 1441 2665 140 331 в т. ч. под закачку штук 226 227 139
  111. Ввод новых нагнетательных скв. штук 344 404 289
  112. Фонд нагн. скв. на конец года штук 6241 6460 6544
  113. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 5559 5648 5709
  114. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 28,2 26,5 30,8
  115. Среднегодовая обвод.(весовая) % 84,2 84,4 84,2
  116. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 4,5 4,1 4,9
  117. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 184 194 180
  118. Добыча жидкости всего тыс. т 187 759,5 164 357,8 149 591,7
  119. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 6 142 388,5 6 306 746,3 6 456 338
  120. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс. мЗ 184 935,1 161 801,3 147 767,4
  121. Добыча жидкости с начала разработки тыс. мЗ 6 782 154,8 6 943 956,1 7 091 723,5
  122. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 512 173,1 2 537 786,9 2 561 429,5
  123. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,325 0,328 0,331
  124. Добыча нефти от НИЗ % 72,9 73,7 74,4
  125. Темп отбора от НИЗ % 0,9 0,7 0,747 Темп от ТИЗ % 3,3 2,9 2,8
  126. Закачка воды (технол.) тыс. мЗ 192 610,2 171 223 153 765,2
  127. Закачка воды с начала разработки тыс. мЗ 7 322 827,7 7 494 050,7 7 647 815,9
  128. Компенсация отбора текущая % 104,2 105,8 104,151 с начала разработки % 108,0 107,9 107,8п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. • 1995 1996 1997
  129. Добыча нефти всего тыс. т 25 065,5 24 815,7 24 570,7 В т.ч. добыча СП тыс. т 924,1 1115,5 1399,3
  130. Добыча АО «Татнефть» тыс. т 24 141,4 23 700,2 23 171,42 в т. ч.из перешедших тыс. т 23 422 23 025,8 23 659,513 из новых тыс. т 375,9 378,2 235,664 из бездействия тыс. т 1267,6 1411,7 675,53
  131. Ввод новых скважин штук 473 418 3186 в т. ч.из оксплуатац. бурения (+ нагн. бур) штук 406 355 2627 из разведочного бурения штук 22 8 108 из прочих категорий штук 45 55 46
  132. Дебиты новых скважин т/сут 5,1 5,8 5,5
  133. Дни работы новых скважин дни 157,1 156,2 133,7
  134. Ввод скважин из бездействия штук 2315 2399 1465
  135. Дебиты скважин вводимых из б/д. т/сут 3,1 3 2,7
  136. Дни работы скв. вводимых из б/д. дни 178,1 196 169
  137. Сред глубина новой скважины метров 1631 1669 1692
  138. Эксплуатационное бурение тыс. м 646 522,6 449,816 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 456,1 364,2 29 117 вспомогательных скважин тыс. м 189,9 158,4 158,8
  139. Расчетное время работы новых скважин ДНИ 327 327 327
  140. Расчетное время работы скважин введ. из б/д. дни 327 327 327
  141. Доб. нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 791,1 788,8 792,821 то же из безд. скв. предыд. года тыс. т 1240,2 2346,7 2353,422 то же из переш. скв. предыд. года тыс. т 22 793,44 23 422 23 025,8
  142. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс. т 24 824,74 26 557,5 26 172,0
  143. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс. т 23 422 23 025,8 23 659,5
  144. Изменение добычи нефти тыс. т -1402,74 -3531,7 -2512,5
  145. Процент изменения добычи нефти % -5,7 -13,3 -9,6
  146. Мощность новых скважин тыс. т 788,8 792,8 571,9
  147. Фонд добыв, скв. на конец года штук 20 251 20 569 20 711
  148. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 16 701 17 841 17 826
  149. Выбытие всего штук 510 932 65 331 в т. ч. под закачку штук 221 246 132
  150. Ввод новых нагнетательных скв. штук 364 391 415
  151. Фонд нагн. скв. на конец года штук 6836 7090 7377
  152. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 6016 6393 6647
  153. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 28,7 26,6 24,9
  154. Среднегодовая обвод.(весовая) % 83,8 83,4 82,8
  155. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 4,6 4,4 4,3
  156. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 185 175 173
  157. Добыча жидкости всего тыс. т 154 453,4 149 289,4 143 142,8
  158. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 6 610 791,4 6 760 080,8 6 903 223,6
  159. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс. мЗ 153 938,2 148 085,7 142 272
  160. Добыча жидкости с начала разработки тыс. мЗ 7 245 661,7 7 393 747,4 7 536 019,4
  161. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 586 495 2 611 310,7 2 635 881,4
  162. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,334 0,337 0,341
  163. Добыча нефти от НИЗ % 75,1 75,8 76,5
  164. Темп отбора от НИЗ % 0,7 0,7 0,747 Темп от ТИЗ % 3,0 3,1 3,2
  165. Закачка воды (технол.) тыс. мЗ 161 550,2 153 889,7 146 349,7
  166. Закачка воды с начала разработки тыс. мЗ 7 809 366,1 7 963 255,8 8 109 605,5
  167. Компенсация отбора текущая % 104,9 103,9 102,951 с начала разработки % 107,8 107,7 107,6п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. -¦ 1998 1999 2000
  168. Добыча нефти всего тыс. т 24 439,6 24 064,4 24 336,7 В т.ч. добыча СП тыс. т 1334,85 1079,8 1221,1
  169. Добыча АО «Татнефть» тыс. т 23 104,75 22 984,6 23 115,62 в т. ч.из перешедших тыс. т 23 518,41 23 257,1 23 449,93 из новых тыс. т 305,09 214,3 238,74 из бездействия тыс. т 616,1 593 648,1
  170. Ввод новых скважин штук 296 253 3816 в т. ч.из эксплуатац. бурения (+ нагн. бур) штук 246 205 3057 из разведочного бурения штук 5 2 08 из прочих категорий штук 45 46 76
  171. Дебиты новых скважин т/сут 6,8 5,5 4,7
  172. Дни работы новых скважин дни 152,6 155,4 132,4
  173. Ввод скважин из бездействия штук 1386 1398 1765
  174. Дебиты скважин вводимых из б/д. т/сут 2,5 2,5 2,1
  175. Дни работы скв. вводимых из б/д. ДНИ 175 168,9 175
  176. Сред глубина новой скважины метров 1682 1668 1619
  177. Эксплуатационное бурение тыс. м 484,8 382,9 62 116 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 330 259,2 463,717 вспомогательных скважин тыс. м 154,8 123,7 157,3
  178. Расчетное время работы новых скважин ДНИ 328 328 333
  179. Расчетное время работы скважин введ. из б/д. ДНИ 328 328 333
  180. Доб. нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 573,7 660,2 463,421 то же из безд. скв. предыд. года тыс. т 1297,4 1136,5 1163,822 то же из переш. скв. предыд. года тыс. т 23 659,5 23 518,4 23 257,1
  181. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс. т 25 530,6 25 315,1 24 884,3
  182. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс. т 23 518,4 23 257,1 23 449,9
  183. Изменение добычи нефти тыс. т -2012,2 -2058,0 -1434,4
  184. Процент изменения добычи нефти % -7,9 -8,1 -5,8
  185. Мощность новых скважин тыс. т 660,2 456,4 596
  186. Фонд добыв, скв. на конец года штук 20 600 20 278 20 554
  187. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 17 778 17 776 18 892
  188. Выбытие всего штук 930 825 51 431 в т. ч. под закачку штук 242 218 282
  189. Ввод новых нагнетательных скв. штук 392 334 391
  190. Фонд нагн. скв. на конец года штук 7723 7922 8262
  191. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 7005 7290 7627
  192. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 23,6 23,8 23,2
  193. Среднегодовая обвод.(весовая) % 82,1 82,4 82,6
  194. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 4,2 4,2 4
  195. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 154 138 125
  196. Добыча жидкости всего тыс. т 136 864,5 136 618,8 140 118,9
  197. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 7 040 088,1 7 176 706,9 7 316 825,8
  198. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс. мЗ 136 617 135 811,3 139 153,6
  199. Добыча жидкости с начала разработки тыс. мЗ 7 672 636,4 7 808 447,7 7 947 601,3
  200. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 660 321 2 684 385,4 2 708 722,1
  201. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,344 0,347 0,350
  202. Добыча нефти от НИЗ % 77,2 77,9 78,6
  203. Темп отбора от НИЗ % 0,7 0,7 0,747 Темп от ТИЗ % 3,2 3,3 3,4
  204. Закачка воды (технол.) тыс. мЗ 139 605,9 140 275 144 241,9
  205. Закачка воды с начала разработки тыс. мЗ 8 249 211,4 8 389 486,4 8 533 728,3
  206. Компенсация отбора текущая % 102,2 103,3 103,751 с начала разработки % 107,5 107,4 107,4п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2001 2002 2003 2004
  207. Добыча нефти всего в т. ч. — добыча СП тыс. т тыс.т 24 611,8 24 612,0 24 668,7 25 099,5
  208. Добыча АО «Татнефть» тыс. т 24 611,8 24 612,0 24 668,7 25 099,52 в т. ч.из перешедших тыс. т 23 713,734 23 707,876 23 751,513 24 226,6433 из новых тыс. т 365,188 376,524 424,478 436,4984 из бездействия тыс. т 532,887 527,6 492,698 436,345
  209. Ввод новых скважин штук 532 484 444 4636 в т. ч.из экспл. бурения (+ нагн. бур) штук 407 338 349 3127 из разведочного бурения штук 2 0 0 08 из прочих категорий штук 123 146 95 151
  210. Дебиты новых скважин т/сут 5 4,8 6,1 6
  211. Дни работы новых скважин ДНИ 138,4 160,6 155,7 157,9
  212. Ввод скважин из бездействия штук 1320 1047 957 1003
  213. Дебиты скважин вводимых из б/д. т/сут 2,1 2,5 2,6 2,5
  214. Дни работы скв. вводимых из б/д. дни 192 202 198 174
  215. Сред глубина новой скважины метров 1571 1518 1541,0
  216. Эксплуатационное бурение тыс. м 841,3 651,3 600,6 502,63 316 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 665,7 477,6 470,3 427,917 вспомогательных скважин тыс. м 175,6 173,7 130,3 74,7
  217. Расчетное время работы новых скважин дни 262 263 344 342
  218. Расчет, время работы скв. введ. из б/д. ДНИ 330 332 347 340
  219. Доб. нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 468,3 699,8 798,3 925,821 то же из безд. скв. предыд. года тыс. т 1223,1 920,3 908,3 846,022 то же из переш. скв. предыд. года тыс. т 23 449,9 23 713,7 23 707,9 23 751,5
  220. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс. т 25 141,4 25 333,9 25 414,5 25 523,3
  221. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс. т 23 713,7 23 707,9 23 751,5 24 226,6
  222. Изменение добычи нефти тыс. т -1427,7 -1626,0 -1663,0 -1296,7
  223. Процент изменения добычи нефти % -5,7 -6,4 -6,5 -5,1
  224. Мощность новых скважин тыс. т 878 771 940 945
  225. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21 333 21 570 21 477 21 682
  226. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19 831 19 832 19 209 18 659
  227. Выбытие всего штук 392 531 81 631 в т. ч. под закачку штук 89 243 206
  228. Ввод новых нагнетательных скв. штук 349 328 274 288
  229. Фонд нагн. скв. на конец года штук 8578 8831 9017 9220
  230. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 7960 8259 8431 8504
  231. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 22,4 22,08 22,24 23,66
  232. Среднегодовая обвод.(весовая) % 82,9 82,8 83 82,9
  233. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 3,83 3,79 3,7 3,9
  234. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 118 113 114 113
  235. Добыча жидкости всего тыс. т 144 033,9 143 358,0 144 966,6 147 142,0
  236. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 7 460 853,1 7 604 200,3 7 749 155,0 7 896 296,9
  237. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс. мЗ 143 039,9 142 724,4 144 417,5 146 856,3
  238. Добыча жидкости с начала разработки тыс. мЗ 8 096 413,3 8 238 798,8 8 374 856,9 8 521 713,2
  239. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 733 326,1 2 757 927,4 2 782 596,1 2 807 695,6
  240. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,353 0,356 0,360 0,363
  241. Добыча нефти от НИЗ % 79,4 80,1 80,8 81,5
  242. Темп отбора от НИЗ % 0,7 0,7 0,7 0,7
  243. Темп от ТИЗ % 3,6 3,7 3,9 4,1
  244. Закачка воды (технол.) тыс. мЗ 147 614,6 145 094,1 142 845,7 143 382,4
  245. Закачка воды с начала разработки тыс. мЗ 8 371 497,3 8 512 216,3 8 636 169,1 8 747 034,6
  246. Компенсация отбора текущая % 103,2 101,7 98,9 97,651 с начала разработки % 103,4 103,3 103,1 102,6п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2005 2006 2007 2008
  247. Добыча нефти всего тыс. т 25 124,8 24 841,0 24 308,2 23 809,92 в т. ч.из перешедших тыс. т 24 786,1 24 510,1 23 978,1 23 456,53 из новых тыс. т 338,7 330,9 330,1 353,44 из механизированных тыс. т 25 124,8 24 841,0 24 308,2 23 809,9
  248. Ввод новых скважин штук 318 314 323 3476 в т. ч.из экспл. бурения (+ нагн. бур) штук 279 278 304 3177 из разведочного бурения штук 16 15 9 118 из прочих категорий штук 23 21 10 19
  249. Дебиты новых скважин т/сут 6,5 6,4 6,2 6,2
  250. Дни работы новых скважин дни 165 165 165 165
  251. Сред глубина новой скважины метров 1372 1363 1391 1442
  252. Эксплуатационное бурение тыс. м 475,0 471,0 515,0 549,013 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 382,9 379,0 422,9 457,014 вспомогательных скважин тыс. м 92,0 92,0 92,0 92,0
  253. Расчетное время работы новых скважин дни 123 090 104 940 103 620 106 590
  254. Добыча нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 692,1 677,4- 661,8 660,2
  255. Добыча нефти из перех. скв. пред. года, тыс. т 24 587,8 24 786,1 24 510,1 23 978,1
  256. Расчетная добыча из перех. скважин тыс. т 25 279,9 25 463,5 25 171,9 24 638,3
  257. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс. т 24 786,1 24 510,1 23 978,1 23 456,5
  258. Изменение добычи нефти тыс. т -493,8 -953,3 -1193,8 -1181,8
  259. Процент изменения добычи нефти % -2,0 -3,7 -4,7 -4,8
  260. Мощность новых скважин тыс. т 749,2 732,0 730,2 781,7
  261. Выбытие добывающих скважин штук 385 315 321 33 024 в т. ч. под закачку штук 243 221 233 224
  262. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21 406 21 405 21 407 2 142 426 в т. ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
  263. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19 902 19 905 19 907 19 924
  264. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
  265. Фонд механизированных скважин штук 19 902 19 905 19 907 19 924
  266. Ввод новых нагнетательных скв. штук 311 289 300 289
  267. Выбытие нагнетательных скважин штук 161 188 184 184
  268. Фонд нагн. скв. на конец года штук 9314 9415 9531 9636
  269. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 8353 8446 8549 8646
  270. Фонд введенных резервных скважин штук 0 0 0 0
  271. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 23,6 23,7 23,5 23,4
  272. Сред, дебит переход, скв. по жидкости т/сут 23,6 23,7 23,6 23,4
  273. Сред, дебит новых скв. по жидкости т/сут 16,5 16,6 16,2 15,9
  274. Средняя обвод. прод.дейст.фонда % 83,6 83,9 84,1 84,4
  275. Средняя обвод, прод.перех. фонда % 83,8 84,0 84,3 84,5
  276. Средняя обводненность новых скважин % 60,9 61,4 61,9 61,1
  277. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 3,9 3,8 3,7 3,7
  278. Сред, дебит переходящих скв. по нефти т/сут 3,8 3,8 3,7 3,6
  279. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 134 132,9 130,5 128,3
  280. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 8 052 930 8 207 072 8 360 208 8 512 418
  281. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 832 655 2 857 496 2 881 804 2 905 614
  282. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,336 0,339 0,342 0,344
  283. Отбор нефти от утвержденных НИЗ % 78,73 79,42 80,10 80,76
  284. Закачка рабочего агента тыс. м 3 156 646 157 191 156 183 155 256
  285. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс. мЗ 9 293 859 9 451 050 9 607 233 9 762 488п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2009 2010 2011 2012
  286. Добыча нефти всего тыс. т 23 327,9 22 862,0 22 399,3 22 021,52 в т. ч.из перешедших тыс. т 22 992,1 22 516,9 22 056,9 21 636,93 из новых тыс. т 335,8 345,1 342,4 384,74 из механизированных тыс. т 23 327,9 22 862,0 22 399,3 22 021,5
  287. Ввод новых скважин штук 336 350 354 4056 в т. ч.из экспл. бурения (+ нагн. бур) штук 318 319 354 3737 из разведочного бурения штук 7 14 0 138 из прочих категорий штук 11 17 0 19
  288. Дебиты новых скважин т/сут 6,1 6,0 5,9 5,8
  289. Дни работы новых скважин дни 165 165 165 165
  290. Сред глубина новой скважины метров 1446 1448 1435 1442
  291. Эксплуатационное бурение тыс. м 552,0 554,0 600,0 630,013 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 460,0 462,0 508,0 538,014 вспомогательных скважин тыс. м 92,0 92,0 92,0 92,0
  292. Расчетное время работы новых скважин ДНИ 114 510 110 880 115 500 116 820
  293. Добыча нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 706,7 671,5 690,2 684,8
  294. Добыча нефти из перех. скв. пред. года, тыс. т 23 456,5 22 992,1 22 516,9 22 056,9
  295. Расчетная добыча из перех. скважин тыс. т 24 163,3 23 663,6 23 207,0 22 741,7
  296. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс. т 22 992,1 22 516,9 22 056,9 21 636,9
  297. Изменение добычи нефти тыс. т -1171,2 -1146,8 -1150,2 -1104,9
  298. Процент изменения добычи нефти % 48 -4,8 -5,0 -4,9
  299. Мощность новых скважин тыс. т 742,8 763,4 757,5 851,0
  300. Выбытие добывающих скважин штук 312 313 309 30 124 в т. ч. под закачку штук 229 225 231 227
  301. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21 448 21 485 21 530 2 163 426 в т. ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
  302. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19 948 19 984 20 028 20 127
  303. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
  304. Фонд механизированных скважин штук 19 948 19 984 20 028 20 127
  305. Ввод новых нагнетательных скв. штук 294 290 297 293
  306. Выбытие нагнетательных скважин штук 188 192 192 199
  307. Фонд нагн. скв. на конец года штук 9742 9840 9945 10 038
  308. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 8742 8832 8929 9006
  309. Фонд введенных резервных скважин штук 0 0 0 0
  310. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 23,2 23,0 22,8 22,7
  311. Сред, дебит переход, скв. по жидкости т/сут 23,2 23,1 22,9 22,8
  312. Сред, дебит новых скв. по жидкости т/сут 15,7 15,8 15,4 15,4
  313. Средняя обвод. прод.дейст.фонда % 84,6 84,8 85,0 85,2
  314. Средняя обвод. прод.перех.фонда % 84,7 84,9 85,2 85,4
  315. Средняя обводненность новых скважин % 61,5 62,1 62,0 62,5
  316. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 3,6 3,5 3,4 з, з
  317. Сред, дебит переходящих скв. по нефти т/сут 3,6 3,5 3,4 з, з
  318. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 126,1 124,1 122 120,6
  319. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 8 663 684 8 814 089 8 963 606 9 112 718
  320. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 2 928 942 2 951 804 2 974 203 2 996 225
  321. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,347 0,350 0,353 0,355
  322. Отбор нефти от утвержденных НИЗ % 81,41 82,04 82,67 83,28
  323. Закачка рабочего агента тыс. мЗ 154 289,5 153 426,8 152 528,0 152 101,4
  324. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс. мЗ 9 916 778 10 070 205 10 222 733 10 374 834п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2013 2014 2015 2016
  325. Добыча нефти всего тыс. т 21 707,5 21 418,8 21 189,3 20 770,62 в т. ч.из перешедших тыс. т 21 316,2 21 011,8 20 750,5 20 299,13 из новых тыс. т 391,3 407,0 438,8 471,64 из механизированных тыс. т 21 707,5 21 418,8 21 189,3 20 770,6
  326. Ввод новых скважин штук 413 436 471 4956 в т. ч.из экспл. бурения (+ нагн. бур) штук 383 393 400 4107 из разведочного бурения штук 12 23 41 458 из прочих категорий штук 18 20 30 40
  327. Дебиты новых скважин т/сут 5,7 5,7 5,6 5,8
  328. Дни работы новых скважин ДНИ 165 165 165 165,45
  329. Сред глубина новой скважины метров 1457 1445 1420 1427
  330. Эксплуатационное бурение тыс. м 650,0 660,0 660,0 677,313 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 558,0 568,0 568,0 585,214 вспомогательных скважин тыс. м 92,0 92,0 92,0 92,0
  331. Расчетное время работы новых скважин дни 133 650 136 290 143 880 155 430
  332. Добыча нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 769,4 782,6 814,0 877,5
  333. Добыча нефти из перех. скв. пред. года, тыс. т 21 636,9 21 316,2 21 011,8 20 750,5
  334. Расчетная добыча из перех. скважин тыс. т 22 406,2 22 098,8 21 825,8 21 628,0
  335. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс. т 21 316,2 21 011,8 20 750,5 20 299,1
  336. Изменение добычи нефти тыс. т -1090,0 -1087,0 -1075,3 -1329,0
  337. Процент изменения добычи нефти % -4,9 -4,9 -4,9 -6,1
  338. Мощность новых скважин тыс. т 865,5 900,3 970,6 1040,4
  339. Выбытие добывающих скважин штук 302 293 294 28 524 в т. ч. под закачку штук 230 232 236 235
  340. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21 745 21 888 22 065 2 227 526 в т. ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
  341. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 20 234 20 370 20 538 20 738
  342. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
  343. Фонд механизированных скважин штук 20 234 20 370 20 538 20 738
  344. Ввод новых нагнетательных скв. штук 295 298 303 302
  345. Выбытие нагнетательных скважин штук 182 194 208 196
  346. Фонд нагн. скв. на конец года штук 10 151 10 255 10 350 10 456
  347. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 9109 9205 9291 9388
  348. Фонд введенных резервных скважин штук 0 0 0 0
  349. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 22,6 22,4 22,4 22,0
  350. Сред, дебит переход, скв. по жидкости т/сут 22,6 22,5 22,4 22,1
  351. Сред, дебит новых скв. по жидкости т/сут 15,2 15,3 15,5 15,8
  352. Средняя обвод, прод.дейст.фонда % 85,4 85,6 85,8 86,0
  353. Средняя обвод, прод.перех.фонда % 85,6 85,8 86,0 86,2
  354. Средняя обводненность новых скважин % 62,3 63,1 63,5 63,5
  355. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 3,3 3,2 3,2 3,1
  356. Сред, дебит переходящих скв. по нефти т/сут 3,3 3,2 3,1 3,0
  357. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 119,2 118,1 117,4 115,4
  358. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 9 261 797 9 410 996 9 560 744 9 709 563
  359. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 3 017 932 3 039 351 3 060 540 3 081 311
  360. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,358 0,360 0,363 0,365
  361. Отбор нефти от утвержденных НИЗ % 83,88 84,48 85,07 85,64
  362. Закачка рабочего агента тыс. мЗ 152 044,1 152 163,0 152 729,2 151 732,1
  363. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс. мЗ 10 526 878 10 679 041 10 831 770 10 983 502п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2017 2018 2019 2020
  364. Добыча нефти всего тыс. т 20 431,3 20 156,1 19 941,1 19 773,52 в т. ч.из перешедших тыс. т 19 939,7 19 644,5 19 409,5 19 231,23 из новых тыс. т 491,6 511,6 531,6 542,24 из механизированных тыс. т 20 431,3 20 156,1 19 941,1 19 773,5
  365. Ввод новых скважин штук 515 535 555 5656 в т. ч.из экспл. бурения (+ нагн. бур) штук 420 430 440 4507 из разведочного бурения штук 45 45 45 458 из прочих категорий штук 50 60 70 70
  366. Дебиты новых скважин т/сут 5,8 5,8 5,8 5,8
  367. Дни работы новых скважин дни 165,45 165,45 165,45 165,45
  368. Сред глубина новой скважины метров 1418 1408 1470 1466
  369. Эксплуатационное бурение тыс. м 687,4 697,3 738,8 751,713 в т. ч.добывающих скважин тыс. м 595,4 605,4 646,9 659,614 вспомогательных скважин тыс. м 92,0 92,0 92,0 92,0
  370. Расчетное время работы новых скважин дни 163 350 169 950 176 550 183 150
  371. Добыча нефти из нов. скв. пред. года тыс. т 940,6 980,5 1020,4 1060,3
  372. Добыча нефти из перех. скв. пред. года, тыс. т 20 299,1 19 939,7 19 644,5 19 409,5
  373. Расчетная добыча из перех. скважин тыс. т 21 239,6 20 920,2 20 664,9 20 469,8
  374. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс. т 19 939,7 19 644,5 19 409,5 19 231,2
  375. Изменение добычи нефти тыс. т -1299,9 -1275,7 -1255,4 -1238,6
  376. Процент изменения добычи нефти % -6,1 -6,1 -6,1 -6,1
  377. Мощность новых скважин тыс. т 1084,5 1128,6 1172,7 1196,3
  378. Выбытие добывающих скважин штук 288 286 287 28 624 в т. ч. под закачку штук 234 236 233 235
  379. Фонд добыв, скв. на конец года штук 22 502 22 751 23 019 2 329 826 в т. ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
  380. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 20 954 21 191 21 447 21 713
  381. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
  382. Фонд механизированных скважин штук 20 954 21 191 21 447 21 713
  383. Ввод новых нагнетательных скв. штук 302 305 299 302
  384. Выбытие нагнетательных скважин штук 215 212 200 220
  385. Фонд нагн. скв. на конец года штук 10 544 10 637 10 736 10 817
  386. Действ, фонд нагн. скв. на кон. года штук 9466 9552 9623 9723
  387. Фонд введенных резервных скважин штук 0 0 0 0
  388. Сред, дебит действ, скв. по жидкости т/сут 21,7 21,5 21,3 21,1
  389. Сред, дебит переход, скв. по жидкости т/сут 21,8 21,5 21,3 21,2
  390. Сред, дебит новых скв. по жидкости т/сут 15,9 16,0 16,1 16,2
  391. Средняя обвод, прод. дейст. фонда % 86,2 86,4 86,6 86,7
  392. Средняя обвод, прод. перех. фонда % 86,4 86,6 86,8 87,0
  393. Средняя обводненность новых скважин % 63,7 63,9 64,1 64,3
  394. Сред, дебит действ, скв. по нефти т/сут 3,0 2,9 2,9 2,8
  395. Сред, дебит переходящих скв. по нефти т/сут 3,0 2,9 2,8 2,8
  396. Сред, прием, нагнетательных скважин мЗ/сут 114,1 112,8 112,1 111,2
  397. Добыча жидкости с начала разработки тыс. т 9 857 904 10 006 168 10 154 722 10 303 898
  398. Добыча нефти с начала разработки тыс. т 3 101 742 3 121 898 3 141 839 3 161 613
  399. Коэффициент нефтеизвлечения д. ед. 0,368 0,370 0,372 0,375
  400. Отбор нефти от утвержденных НИЗ % 86,21 86,77 87,33 87,87
  401. Закачка рабочего агента тыс. мЗ 151 144,2 150 882,7 151 005,3 151 397,7
  402. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс. мЗ 11 134 647 11 285 529 11 436 535 115 879 321. Показатели Значения1 2
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?