Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученая степень | кандидат экономических наук |
| Автор | Яртиев, Амур Физюсович |
| Место защиты | Москва |
| Год | 2006 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов"
ня правах рукописи
ЯРТИЕВ АМУР ФИЗЮСОВИЧ
МЕТОДЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКОЙ СТЕПЕНЬЮ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ (НА ПРИМЕРЕ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН)
Специальность 08.00.05- Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями,
отраслями, комплексами промышленности)
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук
Москва 2006 г.
Работа выпонена в Российском государственном университете нефти и газа
им. И.М. Губкина
Научный руководитель доктор экономических наук,
профессор Андреев А.Ф. Официальные оппоненты доктор экономических наук,
профессор Гужновский Л.П. кандидат экономических наук Глазова М.В.
Ведущая организация ОАО Всероссийский научно - исследова-
тельский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ОАО ВНИИОЭНГ)
Защита состоится л 25 апреля 200 6 г. в 15м на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, 65 в ауд. 1318.
Ваши отзывы и замечания на диссертацию и автореферат, заверенные гербовой печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.
С диссертацией можно ознакомиться в Научно-технической библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан л 2006 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор *кк Зубарева В.Д.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследования. В будущем, несомненно, появятся новые источники энергии, но нефть и газ еще догое время сохранят свое исключительное значение. Нефть и газ, как и многие другие полезные ископаемые, относятся к категории физически невоспонимых природных ресурсов, поэтому государство, владеющее этим уникальным сырьем, заинтересовано в достижении максимума социально-экономической эффективности при разработке нефтяных месторождений.
В рыночных условиях возрастает ответственность государства и недропользователя за рациональное использование углеводородов, одновременно существенно возрастают требования к нефтяным компаниям за выпонение в поном объеме проектных решений в области разработки месторождений углеводородов. Нефтяные компании дожны соблюдать требования по рациональной разработке и обеспечить для своего развития хотя бы минимум рентабельности. При невыпонении этих требований им грозят санкции вплоть до изъятия лицензии. В связи с этим недропользователь дожен постоянно держать под контролем состояние разработки в соответствии с действующими правилами и методическими указаниями и осуществлять исследования для проведения непрерывного анализа и проектирования разработки и доразработки нефтяных 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. При этом вопрос бурения новых скважин самым непосредственным образом связан с необходимостью экономических обоснований.
Таким образом, высокая степень истощения крупных нефтяных месторождений, ухудшение структуры запасов, снижение эффективности добычи углеводородов требуют новых подходов к процессу управления разработкой место-
РОС.-----------------
рождений и экономической оценке проектных решений в этой области. Все это и обусловило выбор направления исследования.
Объектами исследования являются нефтяные скважины и месторождения Республики Татарстан на завершающей стадии эксплуатации.
Предметом исследования являются регламенты, методики, рабочие документы по технико-экономическому обоснованию схем и проектов разработки месторождений углеводородов.
Цель исследования состоит в развитии методологии экономической оценки проектных решений в области разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии эксплуатации, обеспечивающей принятие наиболее эффективных решений о целесообразности строительства новых скважин и проведения других мероприятий, направленных на увеличение отбора нефти.
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;
- выпонение анализа существующих методических подходов к экономической оценке проектных решений в нефтегазовой промышленности;
- выявление особенностей и возможностей использования новых экономических подходов в проектной практике;
- разработка агоритма формирования экономической оценки проектных решений;
- проведение апробаций конкретных экономических подходов при проектировании и реализации проектов разработки и доразработки месторождений углеводородов.
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 с высокой выработкой запасов нефти. Сформулирован подход к экономическому обоснованию предельно рен-
табельных извлекаемых запасов нефти на краевых участках нефтяных месторождений и зонах с остаточными запасами нефти.
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 и падения добычи, начальной и текущей обводненности продукции и компенсации отбора жидкости;
- обоснован способ определения эффективных нефтенасыщенных тощин пласта для размещения скважин на объекте разработки на основе экономической оценки предельных извлекаемых запасов нефти;
- предложен метод экономической оценки плотности сетки скважин в краевых зонах нефтяных месторождений;
- исследованы процессы эксплуатации горизонтальных скважин и определены оптимальные длины горизонтальных стволов с учетом глубины залегания продуктивных горизонтов в Республике Татарстан.
Практическая значимость работы. Результаты выпоненного исследования могут быть использованы как в текущем, так и в стратегическом планировании проектных решений по разработке нефтяных месторождений с высокой выработкой запасов нефти. Применение полученных научных результатов позволит повысить эффективность эксплуатации месторождений углеводородов на заключительной стадии эксплуатации.
Результаты диссертации могут быть использованы в производственной деятельности нефтегазовых компаний. Часть предложений автора нашли практическое применение в ОАО Татнефть.
Теоретическими и методологическими основами исследования послужили работы отечественных ученых, специализирующихся в вопросах эффективности проектных решений в области разработки нефтяных и газовых месторождений. Изучением данной проблемы занимались: Р.Г. Абдумазитов, 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. Мусли-мов, В.Н. Лившиц, В.Д. Лысенко, Е.С. Сыромятников, Э.И. Сулейманов, А.Я. Хавкин, P.C. Хисамов, Р.Т. Фазлыев, Б.З. Фатгахов и другие.
При решении поставленных задач использовались законодательные и нормативные акты в области налогообложения нефтедобывающих предприятий, регламенты составления проектных документов на разработку нефтегазовых месторождений, методики экономической оценки инвестиций и определения показателей эффективности эксплуатации нефтегазовых объектов, инструкции и изобретения, касающиеся рассматриваемых вопросов.
Апробация результатов исследования. Основные результаты работы доложены и обсуждены на 16-ти научно-практических и международных конгрессах, симпозиумах и конференциях. За последние годы соискатель выступил на 1 Международной конференции Высокотехнологичные скважины (Москва, 2003), на научно-практической конференции Перспективы и эффективность разработки залежей нефти в карбонатных и слабопроницаемых колекторах (Альметьевск, 2003), на 5 Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004), на Научной конференции Нетрадиционные колекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения (Казань, 2005), на 5 Научно-практической конференции Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей (Краснодар, 2005), на 1 Всероссийской заочной конференции Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации ПХГ (Ставрополь, 2005). Автором опубликовано 48 научных статей, в том числе по теме диссертации 30 работ, включающих 2 регламента и 1 патент на изобретение (5,1 печатных листа).
Структура работы определяется целями исследования, логикой и методами решения поставленных задач. Диссертация состоит из введения, четырех
глав, выводов и рекомендаций, списка сокращений, библиографического списка использованной литературы и приложений. Общий объем работы 185 страниц, в том числе 23 таблицы и 21 рисунок.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель, задачи, предмет и объект исследования, научная новизна и практическая значимость полученных результатов, приведены сведения о публикациях.
В первой главе Современное состояние и перспективы развития нефтегазовой промышленности в Республике Татарстан представлен авторский взгляд на современное состояние и развитие нефтедобычи в Татарстане.
Мировая нефтяная промышленность уже достигла своего пика в разведке, который пришеся на середину 60-х годов прошлого века (рис. 1), и к настоящему времени большинство известных месторождений находится на поздней стадии разработки. Кроме того, начиная с 1985 года потребление нефти в мире опережает прирост промышленных запасов.
Рис. 1. Мировые открытия и добыча нефти
Общее состояние воспроизводства в Российской Федерации характеризуется как кризисное - начиная с 1994 года приросты запасов нефти не компенси-
2353488953232353485323
руют ее добычу. За десять лет невоспоненная добыча по жидким углеводородам составила более 1,7 мрд. т, хотя нефтегазовый потенциал России существенно выше среднемирового. Недра нашей страны содержат 13% мировых запасов нефти и 36% газа. Перспективная на нефть и газ площадь оценивается в 7 мн. км2. Более половины этой площади приходится на сушу. Подобными ресурсами не располагает ни одна из 100 стран, обладающих нефтегазовым потенциалом. Причем неразведанная часть начальных потенциальных ресурсов превышает разведанную часть запасов по нефти в 2.3, газу - в 2.5, конденсату -в 4 раза.
Татарстан является одной из наиболее богатых нефтеносных территорий Вого - Уральской провинции. Здесь доказана промышленная нефтеносность 26-ти и перспективная нефтеносность 6-ти стратиграфических горизонтов, открыто 130 нефтяных месторождений, объединяющих 2800 залежей, выявлено 150 месторождений природного битума. Все это позволило создать мощную сырьевую базу и обеспечить высокие темпы развития нефтяной промышленности в республике.
Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В настоящее время 75 % основных объемов запасов и ресурсов на территории Татарстана относится к этой категории. Кроме того, нефти Татарстана характеризуются преимущественно высокой сернистостью, повышенной и высокой вязкостью.
Принятая в 2001 году концепция развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан на период до 2015 г. предусматривает рост добычи до 30 мн. тонн в год и дальнейшую стабилизацию на этом уровне за счет активного вовлечения в разработку новых запасов нефти и природных битумов, применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме остаточных запасов нефти, ужесточение требований экологической безопасности к объектам нефтедобычи в условиях стабильного повышения цен на материалы,
энергоресурсы и транспорт требуют привлечения значительных финансовых
средств. При этом источниками финансирования являются зачастую лишь собственные средства нефтяных компаний. Проблема выбора вложения средств недропользователя в эффективную разработку является наиболее актуальной при планировании проектных решений.
Во второй главе Теоретико-методологические основы исследования проблем оценки проектных решений в области разработки нефтяных и газовых месторождений выпонен обзор существующих методик, руководящих документов, инструкций, экономических подходов исследователей к оценке эффективности и процессу управления проектными решениями по разработке нефтяных месторождений и выявлены их недостатки.
В действующих инструкциях, методических рекомендациях и регламентах по составлению проектных документов на разработку нефтегазовых объектов предлагается для размещения скважин обосновывать предельную эффективную нефтенасыщенную тощину пласта по каждому эксплуатационному объекту и оценивать рентабельный дебит нефтяной скважины по ценам мирового рынка.
В условиях рыночной экономики данный подход к оценке предельных извлекаемых запасов не всегда приемлем. Недропользователь заинтересован прежде всего в получении наибольшей прибыли от вложения средств в разработку объектов (месторождений), а государство - в достижении максимума социально-экономической эффективности при разработке нефтяных месторождений. Однако, к сожалению, в настоящее время отсутствуют четкие рекомендации по практической реализации этого положения, которые могли бы быть использованы при проектировании разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
В этом направлении известным приближением к достижению максимума социально-экономической эффективности при проектировании разработки может служить критерий достижения максимума суммы чистого дисконтированного дохода (ЧДЦ - 10%) недропользователя и дисконтированного дохода государства (10%) при приемлемой для недропользователя эффективности его
капиталовложений. В зависимости от степени его инвестиционных рисков
внутренняя норма рентабельности (ВНР) дожна быть не менее 15-25%, достигаемых при разработке всего месторождения.
Этот подход количественно соответствует выбору варианта в безналоговой среде, когда степень нефтеизвлечения (КИН) определяется выбранным по этому критерию вариантом разработки. Вариант разработки, которому соответствует более высокий КИН, но с более низкой величиной ЧДД недропользователя, будет менее эффективным с позиций государства - собственника нефтегазовых недр. В условиях действующей в Российской Федерации налоговой системы увеличение КИН по сравнению с КИН, выбранным на основе максимума суммы ЧДД недропользователя и доходов государства, может происходить только за счет снижения ЧДД недропользователя на сумму, большую, чем увеличение доходов государства. Отсутствие этой денежной разницы будет свидетельствовать о намерении проектантов извлекать определенную часть запасов с предельными затратами, превышающими их предполагаемую рыночную цену.
Далее в диссертационном исследовании проводится анализ публикаций российских авторов, посвященных особенностям экономической оценки проектных решений в области разработки нефтяных месторождений, указываются сильные и слабые стороны этих работ в условиях перехода к рыночным отношениям.
В третьей главе Методологические подходы к оценке эффективности проектных решений в области разработки нефтяных месторождений проведены исследования по определению предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти на основе критериев эффективности проекта.
В соответствии с Регламентом (РД 153-39-007-96) экономическая целесообразность бурения очередной новой скважины определяется следующим условием: л... динамика добычи нефти из этой скважины за срок ее амортизации дожна приводить к эффективности инвестиций, равной норме дисконта (10%).
Это условие предполагает сокращение срока службы скважины по сравнению со сложившейся практикой эксплуатации скважин, и, следовательно, ведет к занижению реальных величин ЧДД и ВНР.
Фактически начальный дебит и его изменение по мере эксплуатации скважины, накопленный объем добычи нефти за амортизационный период могут быть разными. Начальный дебит и динамика добычи зависят от многих характеристик объекта разработки, величины которых могут изменяться в рамках площади месторождения. По мере сокращения эффективной нефтенасыщенной мощности пласта-колектора и изменения (чаще ухудшения) других ею свойств, определяющих добывные возможности, ежегодный объем добычи нефти по годам амортизационного периода падает. В соответствии с этим сокращаются величины ЧДД и ВНР, и можно найти ту изопахиту, за когорой, исходя из рассматриваемой концепции, бурение скважин и дальнейшая их эксплуатация будут нерентабельными. Отсюда возникают понятия предельных ш-влекаемых запасов нефти (накопленная добыча за амортизационный период эксплуатации скважины), минимального допустимого начального дебита и минимально эффективной нефтенасыщенной тощины продуктивного горюонта (пласта).
Оценивая по данной концепции накопленную добычу нефти за амортизационный период эксплуатации скважины, можно получить следующие значения критериев эффективности проекта:
Х ЧДД = 0;
Х индекс доходности инвестиций (ИД) = 1;
Х ВНР = Е (норме дисконта);
Х срок окупаемости = амортизационному периоду.
Во многих нефтедобывающих компаниях (НК ЛУКОЙЛ, ОАО Татнефть, ТНК-ВР, ОАО Сургутнефтегаз) для определения приоритетности вложения инвестиций в разработку нефтяных объектов применяют индекс доходности, ограничивая его нижний предел уровнем 1.5- 1.6 ед.
Данный экономический подход к оценке предельно рентабельных запасов нефти для единовременного вложения затрат на бурение и обустройство новой скважины (формулу ИД), можно записать в виде:
(rij + Aj)
где: Пг чистая прибыль от реализации в г'-м году; Aj- амортизационные отчисления в /-м году; К- капитальные вложения в бурение и обустройство скважины; Е- норма дисконта;
i,ip - соответственно текущий и расчетный годы; I - расчетный период.
Выразив прибыль от реализации через выручку от реализации за минусом расходов и вычитая из нее налоги, получим:
к I Цн-QHi I {nPj + ICPj + BPj H) | I A, (2)
,=l(l + E?-'P + /=1(1 +Ef-V'
где: ц - средневзвешенная цена реализации нефти для предприятия;
Ош - добыча нефти в i -м году;
nPj- производственные расходы с учетом амортизационных отчислений в г'-м году;
jfCPj- коммерческие расходы в г'-м году; BP г внереализационные расходы в i- м году; Hi - сумма налогов в г'-м году. Или:
I Ц>ГQui щ к , I (nPj + KPj >ВР, + Hj)~Aj i-1 (l + Ej~'P ,=1 (l + Ef-'P
Для определения извлекаемых запасов нефти за амортизационный период эксплуатации скважины с помощью функции подбора параметра, варьируя начальный дебит по нефти, находится накопленная добыча нефти при заданном индексе доходности инвестиций.
Начальный дебит связан со следующими технологическими параметрами:
Х коэффициентом эксплуатации скважины (временем работы скважины в году);
Х коэффициентом падения добычи нефти (скважина не может давать продукцию с неизменным дебитом по нефти на протяжении амортизационного периода эксплуатации);
Х коэффициентом роста добычи воды (ежегодного роста обводненности продукции);
Х коэффициентом компенсации отбора жидкости водой (организация системы поддержания пластового давления на месторождении). Рассмотрев перечисленные подходы, можно сделать следующие выводы.
При опенке предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти с использованием ЧДД получаются финансовые показатели на грани рентабельности и срок окупаемости, равный амортизационному периоду. Если же в качестве основного критерия использовать ИД, то дисконтированный период окупаемости капитальных вложений составит 3-5 лет. Такой подход (ИД) склоняет недропользователя к выборочной выработке наиболее активных запасов нефти (за счет уменьшения количества скважин) и нарушению принципа рациональной разработки месторождения, требующего наиболее поной экономически обоснованной выработки запасов углеводородов.
Баланс интересов государства и инвестора учитывается при расчете предельно рентабельных запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину, путем увеличения нормы дисконта до предельного значения (предельная дисконтированная ставка (Д) или минимальная процентная ставка, которую допускает компания). Она дожна определяться из прогнозов компании в 01-ношении экономического роста и альтернативности вложения свободных финансовых ресурсов. Проект, в котором внутренняя норма рентабельное!и будет меньше предельной дисконтированной ставки ( ВНР(еп ), будет отклонен.
После того как менеджмент предприятия определит приемлемую (предельную) ставку дисконта, предельно рентабельные запасы нефти / /
(3= Е 3;= 2Н,) в краевых зонах месторождения и участках с непоной вы-1=1 1=1
работанностью запасов, приходящиеся на новую одну вводимую скважину, оцениваются с помощью функции подбора параметра по формуле:
I ЦнОт . I ПР{ + КР1+ВР^Н1 + КГА1 (4ч
После определения предельно рентабельных запасов нефти (з; ) оцениваются и другие проектные показатели разработки месторождения.
Для экономической оценки эффективной нефтенасыщенной тощины пласта (тт) и проектной плотности сетки разбуривания (К) в краевых зонах месторождения на участках с непоной выработанностью запасов нефти используется известная методика определения балансовых запасов нефти (2^)
объемным методом, основанная на перемножении вышеназванных значений (Итт и /г) с пористостью на объекте разработки (т), нефтенасыщенностью (5Н), плотностью нефти (рн) и переводного коэффициента (р) из пластовых в поверхностные условия.
Для перехода от геологических (0^) к извлекаемым запасам нефти {(>тв) используют коэффициент нефтеизвлечения (кин), тогда предельная эффективная нефтенасыщенная тощина пласта (/;тш) с учетом обоснованных предельно рентабельных запасов нефти (4) определяется по формуле:
Экономически обоснованная минимальная эффективная нефтенасыщенная тощина пласта определяется для проектируемых различных сеток скважин. Тем самым оценивается предельная изопахита на месторождении для бурения новых скважин. Бурение новых скважин на меньшую эффективную неф-тенасыщенную тощину пласта будет нерентабельно.
Если в результате разведочного или поискового бурения или же по фактическим данным разработки нефтяного объекта известна эффективная нефтенасыщенная тощина пласта, то проектная плотность сетки скважин в краевых зонах месторождения определяется по формуле:
ЕЗ,-1=1
^тт'т' Кин
Таким образом экономически обосновывается предельная плотность сетки скважин ла крайней изопахите месторождения. Сгущение сетки скважин на данной изопахите приведет к отрицательным финансовым показателям. Распространение же обоснованной сетки скважин по всей площади месторождения в целом - к росту основных показателей эффективности проекта.
Для определения начального дебита по нефти для вводимой в эксплуатацию скважины оценивается объем добычи нефти за амортизационный период (?н =?Д, ), а уровни добычи нефти по годам эксплуатации можно описать формулой:
'2н\ = Чн кэ"
Сн/+1 = 9*э-^а1
где: дн- минимальный начальный дебит по нефти; кэ- коэффициент эксплуатации добывающей скважины; кП1)- ежегодный коэффициент падения добычи нефти; 7",- количество дней в году г.
Тогда минимально рентабельный начальный дебит (</ ) вводимой в экс-
плуатацию скважины можно представить в виде:
I 2 2 д 2 2
а с учетом экономической оценки предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти в краевых зонах:
/+1 13/ <=1
> 2 к"0
/-1 1ш 2
Предложенные подходы к экономической оценке предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти, начального дебита по нефти, эффективной нефтенасыщенной тощины пласта и оптимальной плотности сетки скважин учитывают интересы государства и недропользователя в зонах с минимальной эффективной нефтенасыщенной тощиной пласта при эксплуатации нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов.
Четвертая глава Исследование критериев эффективности проектных решений по нефтяным месторождениям Республики Татарстан посвящена анализу результатов использования предложенных методов экономической оценки проектных решений при разработке месторождений углеводородов.
В предыдущей главе было обращено внимание на различные экономические подходы к оценке предельно рентабельных запасов нефти на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, а также в зонах с непоностью выработанными запасами нефти. С использованием фактических данных ОАО Татнефть, произведена экономическая оценка запасов нефти с необходимыми технологическими параметрами разработки, приведенными в табл.1.
Таблица 1
Основные параметры разработки
Основные параметры Усл. обоз. Значения
Коэффициент эксплуатации, доли ед. кэ 0,93
Коэффициент падения добычи, доли ед. кпд 0,95
Коэффициент роста обводненности, доли ед. ко 1,03
Коэффициент компенсации отбора жидкости закачкой, доли ед. кз 1.05
Начальная обводненность, % № 50
Отношение нагнетательных и добывающих скважин, доли ед. N наги/ / Ндоб 0,333
Экономическая оценка выпонена по всем продуктивным горизонтам Ро-машкинского месторождения и ее результаты приведены на рис. 2.
10 -.-1-1-.-1-
800 1000 1200 1400 1Ю0 1800
глубина продуктивного горизонта, м
Ч но потоку наличности ЧЩЧ нримымй корме дисконта -*- ио индексу доходности инвестиций д |
Рис. 2. Зависимость предельных запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину* от глубины залегания продуктивного горизонта.
Как видно из рис. 2, наименьшие экономически обоснованные предельно рентабельные запасы нефти, приходящиеся на одну вводимую скважину, получаются при использовании формулы расчета для определения ВНР при Е = 0 1, при этом индекс доходности инвестиций равен единице, внутренняя норма рентабельности равна норме дисконта, дисконтированный срок окупаемости капитальных вложений равен периоду амортизации скважины. Инвестора такая эффективность вложения средств не устраивает. В данной ситуации ему выгоднее направить свободные денежные средства на другие инвестиционные проекты, обеспечивающие более высокий доход при примерно одинаковом уровне риска. Недропользователю выгодны результаты, получаемые по индексу доходности инвестиций (в нашем случае - это 1.56). В этом случае дисконтированный срок окупаемости капитальных вложений составит 5 лет с высокой внутренней нормой доходности капитальных вложений из-за более редкой сетки скважин. Однако при данном подходе нарушается принцип рациональной разработки объекта и конечная нефтеотдача будет ниже проектной. Государство, как собственник недр, заинтересовано в достижении максимума социально-экономической эффективности разработки нефтяных месторождений или дос-
тижении наиболее поного извлечения углеводородных ресурсов, а не выборочной их разработки.
Баланс интересов государства и инвестора учитывается при расчете экономически обоснованных предельно рентабельных запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину, методом предельной дисконтированной ставки (Д). В рассмотренном случае внутренняя норма рентабельности равна 15,5% при предельной дисконтированной ставке 0,12. Данные значения определены на основании опыта разработки нефтяных месторождений Республики Татарстан. С учетом нормы рентабельности для инвестора дисконтированный срок окупаемости капитальных вложений составит 8 лет с индексом доходности 1,13.
Рассмотрим пример экономической оценки минимально рентабельного дебита и предельно рентабельных запасов, приходящихся на одну вводимую скважину, для всех продуктивных горизонтов Ромашкинского нефтяного месторождения по различным вариантам экономических подходов (табл. 2).
Таблица 2
Предельные извлекаемые запасы и минимально рентабельный дебит по продуктивным горизонтам Ромашкинского нефтяного месторождения
Продуктивный горизонт (ярус) Ромашкинского месторождения Глубипа гор тон га, м Предельные извлекаемые запасы нефти, тыс. т/скв Минимальный начальный дебит на 1 сквД т/сут
Е ИД Бп Е ИД Еп
Каширский 860 10,825 15,629 12,738 3,70 5,34 4,35
Верейский 900 11,073 16,028 13,048 3,78 5,48 4,46
Башкирский 950 11,383 16,526 13,434 3,89 5,65 4^9
Алексинскнй 1170 12,748 18,720 15,135 4,35 4,40 6,39 5,17
Тульский 1190 12,872 18,920 15,289 6,46 5Д2
Бобрпковский 1210 12,996 19,119 ^ 15,444 4,44 6,53 5,28
Кпзиловско-Черепецкнн 1220 13,058 19,219 15,521 4,46 6,57 5,30
Упиио-Масвский 1245 13,213 19,468 15,714 4,51 6,65 5,37
Завожский 1270 13,368 19,718 15,908 4,57 6,74 5,43
Данково-Лебсдянский 1400 14,174 21,014 16,913 4,84 7,18 5,78
Мендымско- Семнлукский 1700 16,035 24,006 19,232 5,48 8,20 6,57
Кыновский 1730 16,221 24,305 19,464 5,54 8,30 6,65
Няшыйскнй 1750 16,345 24,505 19,618 5,58 8,37 6,70
Старооскольский 1800 16,655 25,003 20,005 5,69 8,54 6,83
Как видно из табл. 2, для девонских объектов в зависимости от экономического подхода минимально рентабельный дебит изменяется от 5,5 (по Е) до 8,5 т/сут (по ид). В IV Генеральной схеме разработки Ромашкииского нефтяного месторождения (горизонты Д0 и Д|), утвержденной ЦКР 16.12.04г., для бурения новой скважины предельно рентабельные запасы приняты на уровне 20 тыс. т/скв. с начальным дебитом 7 т/сут. Приемлемый дебит новой скважины и приходящиеся на нее извлекаемые запасы получены по предельной дисконтированной ставке ( еД )
В соответствии с решениями ЦКР все проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений проектируются на основе создаваемых компьютерных геологических и гидродинамических моделей. Они дают возможность учитывать большее количество факторов, влияющих на динамику добычи каждой скважины в зависимости от места ее расположения в общей системе разработки. На основании моделей создаются карты остаточных нефтенасыщенных тощин и удельных остаточных балансовых запасов нефти, по которым определяются зоны с экономически обоснованными предельными запасами нефти для расстановки новых скважин (дублеров) на месторождении, находящемся на завершающей стадии разработки.
В работе выпонены исследования экономической оценки оптимальной длины горизонтального участка добывающей скважины для карболагных отложений Татарстана, которые приведены в табл. 3.
Таблица 3
Экономически обоснованные предельные запасы нефги в зависимости от длины горизонтального участка скважины
Глубина Минимальные извлекаемые запасы пефш,
Горизонт, залегания, тыс. т/скв. прп длине горизонтально! о ствола, м
ярус м 200 250 ь 300 350 400 450
Башкирский 950 15,5 16,1 16,7 17,2 17,8 18,4
Бобрнковскнй 1100 16,7 17,2 17,8 18,4 18,9 19,5
ТурнеПский 1200 17,4 18,0 18,6 19,1 19,7 20,3
Ниже на рис. 3 приведена зависимость изменения экономически обоснованных предельно рентабельных запасов нефти от длины горизонтального уча-
стка добывающей скважины для продуктивных карбонатных отложений в Республике Татарстан.
- Башкирский горизонт
- Бобриковский горизонт
- Турнейский горизонт
300 350 400 450
Длина горизонтального участка добывающей скважины, м
Рис. 3. Зависимость запасов нефти от длины горизонтального участка
Исходя из сложившейся практики бурения и эксплуатации горизонтальных скважин в Республике Татарстан, для продуктивных карбонатных отложений и принятия решения о целесообразности бурения горизонтальной скважины принимаются извлекаемые запасы нефти не ниже 17,5 тыс. т/скв. В этом случае экономически обоснованная максимальная длина горизонтального участка новой добывающей скважины для башкирского горизонта составит 350 м, для бобриковского горизонта - 250 м, а для турнейского продуктивного горизонта - 200 м. Анализ результатов показывает наличие прямой зависимости экономически обоснованных предельно рентабельных запасов нефти от длины горизонтального участка скважины.
В работе в качестве примера приводится определение зависимости плотности сетки скважин от экономически обоснованной нефтенасыщенной тощины пласта для горизонтальной скважины. Скважина проектируется на отложения бобриковского горизонта с длиной горизонтального участка 250 м и начальной обводненностью 10% в соответствии с геолого-технологическими параметрами разработки, приведенными в табл. 4.
Таблица 4
Основные параметры разработки _
Параметры Значения
Коэффициент эксплуатации, доли ед. 0,93
Коэффициент падения добычи, доли ед. 0,95
Коэффициент роста обводненности, доли ед. 1,03
Коэффициент компенсации отбора жидкости, доли ед. 1,05
Начальная обводненность, % 10
Отношение нагнетательных к добывающим скважинам, доли ед. 0,25
Пористость, доли ед. 0,22
Нефтенасьпценность, доли ед. 0,8
Плотность, кг/м"5 0,9
Переводный коэффициент, доли ед. 0,95
Коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,5
На рис. 4 приведена зависимость плотности сетки скважин от нефтена-сыщенной тощины пласта.
Рис. 4. Зависимость сетки скважин от нефтенасыщенной тощины пласта Из рис. 4 следует, что увеличение экономически обоснованной минимальной тощины пласта приводит к сгущению плотности сетки скважин на объекте разработки. Таким образом можно констатировать, что более редкую сетку скважин необходимо применять на начальном этапе разбуривания объекта и оставлять ее на участках с более низкой эффективной тощиной нефтяных пластов. Разбуривание продуктивных горизонтов дожно осуществляться от центра залежи к периферии.
Для правильной оценки целесообразности ввода в разработку новых скважин нельзя использовать текущие цены на нефть. Они могут быть очень высокими, как, например, на данный момент и в 1980 году, или очень низкими, какими они были в 1998 году (рис. 5).
Рис. 5. Динамика цены на нефть в мире
Из приведенного выше рисунка следует, что колебания среднегодовых мировых цен на нефть имеют циклический характер с длиной цикла 7 лет, но наиболее оптимальным периодом анализа цен считается срок разработки месторождения, хотя для инвестора он может быть ограничен периодом окупаемости капитальных вложений или сроком амортизации скважины.
Проведенные исследования позволяют сделать следующие основные выводы и рекомендации:
1. Переход на рыночные отношения, при которых интересы добывающих предприятий по многим позициям могут входить в противоречие с интересами государства, существенно повышает роль и ответственность геологического, технологического и экономического обоснования проектных документов.
2. Проекты, связанные с освоением ресурсов углеводородного сырья, характеризуются повышенной степенью риска, высокими единовременными за-
тратами в начальной стадии эксплуатации и большим разнообразием факторов (природно-геологических и технико-технологических), влияющих на эффективность проектных решений в области разработки нефтяных месторождений.
3. Разработка нефтяного объекта дожна 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 показателями экономически обоснованных допустимых запасов и дебитов на одну скважину. Эти величины определяются исходя из минимальной рентабельности выработки запасов и оптимальных для инвестора (не выше 6-8 лет) сроков окупаемости затрат на бурение и обустройство.
4. Экономически обоснованные предельные запасы на одну вводимую в эксплуатацию скважину предлагается определять на основе предложенных экономических оценок с использованием нормы дисконта и внутренней нормы рентабельности капитальных вложений.
5. Па основании экономически обоснованных предельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну вводимую скважину, рекомендуется определять 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 закачкой.
6. Определение минимально эффективных нефтенасыщенных тощин пласта для размещения новых скважин в краевых зонах месторождения рекомендуется осуществлять на основании экономической оценки предельных иь влекаемых запасов нефти с учетом пористости, нефтенасыщенности, переводного коэффициента из пластовых в поверхностные условия и коэффициента извлечения нефти.
7. Оптимальная проектная сетка эксплуатационных скважин дожна обосновываться экономически, также как и определение минимально эффективных нефтенасыщенных тощин пласта. Более редкая сетка скважин дожна применяться на начальном этапе разбуривания объекта с разряжением ее на участках с более низкой эффективной тощиной нефтяных пластов. Разбуривание продуктивных горизонтов (сгущение сетки скважин) дожно происходить от центра залежи к периферии. Краткий список основных публикаций по теме диссертационной работы.
1. Яртиев А.Ф., Юсупова A.C. Обоснование предельных извлекаемых запасов и минимального начального дебита скважины. Сборник докладов I международной конференции Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей.- Краснодар: Советская Кубань, 1999г.
2. Яртиев А.Ф. Методика оценки запасов нефти и начального дебита при бурении горизонтальных скважин и зарезке боковых стволов,- М.: Нефть и газ, Нефть, газ и бизнес, № 5,2000г.
3. Яртиев А.Ф. Определение экономически обоснованной эффективной нефте-насыщенной тощины пласта для расстановки скважин на объекте разработки.-М.: ВНИИОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, № 4,2005г.
4. Яртиев А.Ф. Математическое обоснование экономических подходов к определению технологических показателей разработки-. М.: ВНИИОЭНГ, Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 5,2005г.
5. Андреев А.Ф., Яртиев А.Ф. Экономическая оценка минимально рентабельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину.- М.: Нефть и газ, Нефть, газ и бизнес, № 6,2005г.
6. Яртиев А.Ф. Экономическая оценка разработки горизонтов D0 и Dt Ромаш-кинского месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, № 8,2005г.
7. Яртиев 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, № II, 2005г.
Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института ТатНИПИнефть ОАО Татнефть Подписано в печать 10.03.2006 г. Заказ № 132 Тираж 100 экз.
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Яртиев, Амур Физюсович
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 тощины 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 тощины пласта и проектных сеток скважин для новых месторождений.
4.4. Исследование влияния мировых цен на проектные решения в 90 области разработки нефтяных месторождений.
Диссертация: введение по экономике, на тему "Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов"
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 выпонение в поном объеме проектных решений. Нефтяные компании дожны соблюдать требования по рациональной разработке и обеспечить для своего развития хотя бы минимум рентабельности. При невыпонении этих требований им грозят санкции вплоть до изъятия лицензии. В связи с этим недропользователь дожен 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;
- выпонение анализа существующих методических подходов к экономической оценке проектных решений в нефтегазовой промышленности;
- выявление особенностей и возможностей использования новых экономических подходов в проектной практике;
- разработке агоритма 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 тощин 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 выпоненного 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. Абдумазитов, 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 л60 лет Татарской нефти (Альметьевск, 2004), на научной конференции Нетрадиционные колекторы 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.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Яртиев, Амур Физюсович
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Общее состояние воспроизводства запасов углеводородов в Российской Федерации характеризуется как кризисное Ч 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 дожна 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 тощин 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 тощин пласта. Более редкая сетка скважин дожна применяться на начальном этапе разбуривания объекта с увеличением ее на участках с более низкой эффективной тощиной нефтяных пластов.
9. Для корректной оценки финансовых показателей разработки нефтегазовых объектов использовать средневзвешенные цены реализации нефти как минимум за амортизационный период работы скважины.
Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Яртиев, Амур Физюсович, Москва
1. Абдумазитов 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. Абдумазитов Р.Г., Яртиев А.Ф., Тюрин В.В. и др. Способ разработки послойно-неоднородного нефтяного месторождения. Изобретение. Авторское свидетельство № 2172396.
3. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности.- М.: Недра, 1997.
4. Андреев 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. Алексеева В.А. Экономические методы управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия.- М.: Нефть и газ, 2004.
6. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов.- М.: Дело, 2004.
7. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубК-а, 1997.
8. Грайфер В.И., Комаров А.И., Лысенко В.Д. и др. Способ разработки зонально неоднородных по колекгорским свойствам залежей нефти. Изобретение. Авторское свидетельство № 356344.
9. Гужновский Л.П., Казаков С.Е. Планирование добычи нефти и подготовки запасов.- М.: Недра, 1989.
10. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1977.
11. Дияшев 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 пономочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти Республики Татарстан от 15 февраля 1994.
13. Дунаев 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. Дунаев 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. Зубарев 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. Иванова 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. Князев C.B., Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х. и др. Способ разработки нефтяных залежей. Изобретение. Авторское свидетельство № 468528.
27. Концепция развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан на период до 2015 года. Утверждена Постановлением КМ РТ от 24 декабря 2001 года, № 924.
28. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт.Труды МНИ.- М.: Гостоптехиздат, 1953, вып. 12.
29. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных месторождений в СССР. Доклад на IV Международном нефтяном конгрессе в Риме.- М.: М.: Гостоптехиздат, 1955.
30. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1948.
31. Лопатников Л.И. Экономико-математический словарь (словарь современной экономической науки). 4-е издание, переработанное и допоненное.-М., 1996.
32. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Об эффективности равномерной системы размещения скважин.- М.: Нефтяное хозяйство, 1966, № 4.
33. Лысенко 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. Муслимов Р.Х. Опыт оптимизации системы разработки Ромашкинского месторождения.- М.: Нефтяное хозяйство. 1980, № 12.
38. Муслимов Р.Х. Особенности оптимальных забойных давлений для терригенных колекторов.- М.: Нефтяное хозяйство, 1984, № 9.
39. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии.- Казань: Таткнигоиздат, 1985.
40. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений.- Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2003.
41. Муслимов Р.Х. Стратегия развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2020 года. Материалы V конгресса нефтегазопромышленников России.- Казань, 2004.
42. Муслимов Р.Х., Абдумазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.-Казань: Таткнигоиздат, 1989.
43. Муслимов 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. Муслимов 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. Никитин Б.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. Радина 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. Сыромятников Е.С. Технико-экономическое проектирование в нефтяной и газовой промышленности (учебное пособие в схемах).- М. 2002.
67. Сыромятников 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. Фаттахов Б.З. Планирование в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1977.
70. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные пласты. Труды 12-ого Европейского симпозиума Повышение нефтеотдачи пластов,- Казань, 2003.
71. Хисамов 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. Янин К.Е. Методическое обеспечение экономической оценки разработки нефтяных месторождений на стадиях проектирования. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук,- Тюмень, 2004.
77. Яртиев А.Ф. Возможность повышения эффективности разработки нетрадиционных колекторов многозабойными скважинами. Материалы научной конференции Нетрадиционные колекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения.- Казань, 2005.
78. Яртиев 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. Яртиев А.Ф. Математическое обоснование экономических подходов к определению технологических показателей разработки-. М.: ВНИИОЭНГ, Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2005, № 5.
80. Яртиев 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. Яртиев А.Ф. Определение экономически обоснованной эффективной нефтенасыщенной тощины пласта для расстановки скважин на объекте разработки.- М.: ВНРШОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2005, № 4.
82. Яртиев 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. Яртиев А.Ф. Экономическая оценка разработки горизронтов D0 и Dj Ромашкинского месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2005, № 8.
84. Яртиев 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. Яртиев 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 29747,8 25613,8 23642,6в т.ч. добыча СП - тыс.т 91,1 340,5 640,6
91. Добыча АО "Татнефть" тыс.т 29656,7 25273,3 230022 в т.ч.из перешедших тыс.т 29088,52 24978,96 22793,443 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 31832,5 29088,52 24978,96
103. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс.т 33216,2 30401,82 26138,06
104. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс.т 29088,52 24978,96 22793,44
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 20364 18587 18531
109. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19590 17713 15851
110. Выбытие всего штук 1441 2665 140331 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 187759,5 164357,8 149591,7
119. Добыча жидкости с начала разработки тыс.т 6142388,5 6306746,3 6456338
120. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс.мЗ 184935,1 161801,3 147767,4
121. Добыча жидкости с начала разработки тыс.мЗ 6782154,8 6943956,1 7091723,5
122. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2512173,1 2537786,9 2561429,5
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 192610,2 171223 153765,2
127. Закачка воды с начала разработки тыс.мЗ 7322827,7 7494050,7 7647815,9
128. Компенсация отбора текущая % 104,2 105,8 104,151 с начала разработки % 108,0 107,9 107,8п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. Х 1995 1996 1997
129. Добыча нефти всего тыс.т 25065,5 24815,7 24570,7в т.ч. добыча СП тыс.т 924,1 1115,5 1399,3
130. Добыча АО "Татнефть" тыс.т 24141,4 23700,2 23171,42 в т.ч.из перешедших тыс.т 23422 23025,8 23659,513 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 29117 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 22793,44 23422 23025,8
142. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс.т 24824,74 26557,5 26172,0
143. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс.т 23422 23025,8 23659,5
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 20251 20569 20711
148. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 16701 17841 17826
149. Выбытие всего штук 510 932 65331 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 154453,4 149289,4 143142,8
158. Добыча жидкости с начала разработки тыс.т 6610791,4 6760080,8 6903223,6
159. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс.мЗ 153938,2 148085,7 142272
160. Добыча жидкости с начала разработки тыс.мЗ 7245661,7 7393747,4 7536019,4
161. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2586495 2611310,7 2635881,4
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 161550,2 153889,7 146349,7
166. Закачка воды с начала разработки тыс.мЗ 7809366,1 7963255,8 8109605,5
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 24439,6 24064,4 24336,7в т.ч. добыча СП тыс.т 1334,85 1079,8 1221,1
169. Добыча АО "Татнефть" тыс.т 23104,75 22984,6 23115,62 в т.ч.из перешедших тыс.т 23518,41 23257,1 23449,93 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 62116 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 23659,5 23518,4 23257,1
181. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс.т 25530,6 25315,1 24884,3
182. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс.т 23518,4 23257,1 23449,9
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 20600 20278 20554
187. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 17778 17776 18892
188. Выбытие всего штук 930 825 51431 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 136864,5 136618,8 140118,9
197. Добыча жидкости с начала разработки тыс.т 7040088,1 7176706,9 7316825,8
198. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс.мЗ 136617 135811,3 139153,6
199. Добыча жидкости с начала разработки тыс.мЗ 7672636,4 7808447,7 7947601,3
200. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2660321 2684385,4 2708722,1
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 139605,9 140275 144241,9
205. Закачка воды с начала разработки тыс.мЗ 8249211,4 8389486,4 8533728,3
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 24611,8 24612,0 24668,7 25099,5
208. Добыча АО "Татнефть" тыс.т 24611,8 24612,0 24668,7 25099,52 в т.ч.из перешедших тыс.т 23713,734 23707,876 23751,513 24226,6433 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 841,3 651,3 600,6 502,63316 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 23449,9 23713,7 23707,9 23751,5
220. Суммар. доб. нефти из перешед. скв. тыс.т 25141,4 25333,9 25414,5 25523,3
221. Доб. нефти из переш. скв. дан. года тыс.т 23713,7 23707,9 23751,5 24226,6
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 21333 21570 21477 21682
226. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19831 19832 19209 18659
227. Выбытие всего штук 392 531 81631 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 144033,9 143358,0 144966,6 147142,0
236. Добыча жидкости с начала разработки тыс.т 7460853,1 7604200,3 7749155,0 7896296,9
237. Добыча жидкости всего в пл. условиях тыс.мЗ 143039,9 142724,4 144417,5 146856,3
238. Добыча жидкости с начала разработки тыс.мЗ 8096413,3 8238798,8 8374856,9 8521713,2
239. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2733326,1 2757927,4 2782596,1 2807695,6
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 147614,6 145094,1 142845,7 143382,4
245. Закачка воды с начала разработки тыс.мЗ 8371497,3 8512216,3 8636169,1 8747034,6
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 25124,8 24841,0 24308,2 23809,92 в т.ч.из перешедших тыс.т 24786,1 24510,1 23978,1 23456,53 из новых тыс.т 338,7 330,9 330,1 353,44 из механизированных тыс.т 25124,8 24841,0 24308,2 23809,9
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 123090 104940 103620 106590
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 24587,8 24786,1 24510,1 23978,1
256. Расчетная добыча из перех. скважин тыс.т 25279,9 25463,5 25171,9 24638,3
257. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс.т 24786,1 24510,1 23978,1 23456,5
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 33024 в т.ч. под закачку штук 243 221 233 224
262. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21406 21405 21407 2142426 в т.ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
263. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19902 19905 19907 19924
264. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
265. Фонд механизированных скважин штук 19902 19905 19907 19924
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 8052930 8207072 8360208 8512418
281. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2832655 2857496 2881804 2905614
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 156646 157191 156183 155256
285. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс.мЗ 9293859 9451050 9607233 9762488п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2009 2010 2011 2012
286. Добыча нефти всего тыс.т 23327,9 22862,0 22399,3 22021,52 в т.ч.из перешедших тыс.т 22992,1 22516,9 22056,9 21636,93 из новых тыс.т 335,8 345,1 342,4 384,74 из механизированных тыс.т 23327,9 22862,0 22399,3 22021,5
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 114510 110880 115500 116820
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 23456,5 22992,1 22516,9 22056,9
295. Расчетная добыча из перех. скважин тыс.т 24163,3 23663,6 23207,0 22741,7
296. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс.т 22992,1 22516,9 22056,9 21636,9
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 30124 в т.ч. под закачку штук 229 225 231 227
301. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21448 21485 21530 2163426 в т.ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
302. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 19948 19984 20028 20127
303. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
304. Фонд механизированных скважин штук 19948 19984 20028 20127
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 10038
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 8663684 8814089 8963606 9112718
320. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 2928942 2951804 2974203 2996225
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 154289,5 153426,8 152528,0 152101,4
324. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс.мЗ 9916778 10070205 10222733 10374834п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2013 2014 2015 2016
325. Добыча нефти всего тыс.т 21707,5 21418,8 21189,3 20770,62 в т.ч.из перешедших тыс.т 21316,2 21011,8 20750,5 20299,13 из новых тыс.т 391,3 407,0 438,8 471,64 из механизированных тыс.т 21707,5 21418,8 21189,3 20770,6
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 133650 136290 143880 155430
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 21636,9 21316,2 21011,8 20750,5
334. Расчетная добыча из перех. скважин тыс.т 22406,2 22098,8 21825,8 21628,0
335. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс.т 21316,2 21011,8 20750,5 20299,1
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 28524 в т.ч. под закачку штук 230 232 236 235
340. Фонд добыв, скв. на конец года штук 21745 21888 22065 2227526 в т.ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
341. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 20234 20370 20538 20738
342. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
343. Фонд механизированных скважин штук 20234 20370 20538 20738
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 10151 10255 10350 10456
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 9261797 9410996 9560744 9709563
359. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 3017932 3039351 3060540 3081311
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 152044,1 152163,0 152729,2 151732,1
363. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс.мЗ 10526878 10679041 10831770 10983502п/п ПОКАЗАТЕЛИ Един. 2017 2018 2019 2020
364. Добыча нефти всего тыс.т 20431,3 20156,1 19941,1 19773,52 в т.ч.из перешедших тыс.т 19939,7 19644,5 19409,5 19231,23 из новых тыс.т 491,6 511,6 531,6 542,24 из механизированных тыс.т 20431,3 20156,1 19941,1 19773,5
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 163350 169950 176550 183150
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 20299,1 19939,7 19644,5 19409,5
373. Расчетная добыча из перех. скважин тыс.т 21239,6 20920,2 20664,9 20469,8
374. Ожидаемая добыча нефти из перех. скв. тыс.т 19939,7 19644,5 19409,5 19231,2
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 28624 в т.ч. под закачку штук 234 236 233 235
379. Фонд добыв, скв. на конец года штук 22502 22751 23019 2329826 в т.ч. нагнетательные в отработке штук 0 0 0 0
380. Действ, фонд доб. скв. на кон. года штук 20954 21191 21447 21713
381. Перевод скважин на мех. добычу штук 0 0 0 0
382. Фонд механизированных скважин штук 20954 21191 21447 21713
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 10544 10637 10736 10817
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 9857904 10006168 10154722 10303898
398. Добыча нефти с начала разработки тыс.т 3101742 3121898 3141839 3161613
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 151144,2 150882,7 151005,3 151397,7
402. Закачка рабоч. агента с нач. разработки тыс.мЗ 11134647 11285529 11436535 115879321. Показатели Значения1 2