Cтраница 2
АНК Башнефть постоянно сталкивается с проблемой добуривания проектного фонда скважин с целью выработки остаточных запасов и достижения утвержденных значений КИН. С другой стороны, нехватка финансовых ресурсов и конструктивная новейшая экономическая политика диктуют возрастание роли экономических расчетов при принятии всех технологических решений. В первую очередь это относится к строительству новых скважин, которое требует больших затрат. Сложная экономическая обстановка, ограниченность свободных финансовых ресурсов, рост себестоимости продукции обусловливают большую значимость вопросов обеспечения финансовой устойчивости компании и нахождение путей ее реализации. Проведенные исследования и разработанная методика экспресс-анализа финансового положения предприятия позволяют решать ряд задач: формирование рациональной структуры источников средств, методы контроля за движением внутренних и внешних денежных потоков, расчет коэффициентов финансовой устойчивости по предприятиям и определение причин их отклонений от требуемых значений и др. Все это позволяет оперативно принимать обоснованные меры по усилению финансового положения предприятий. [16]
Для различных заданных условий ( удаленность месторождения, проектный фонд скважин, система разработки) степень влияния технологических параметров на изменение нормы прибыли неодинакова. В таблице 2 в качестве примера представлены предельно-рентабельные начальные дебиты новых скважин по нефти и полученные ориентировочные значения прироста внутренней нормы прибыли при увеличении производительности скважин на 1 т / сут. [17]
Ко времени составления проекта разработки ( 1987 г.) проектный фонд скважин был пробурен, за исключением терригенного девона, на который бурение скважин не производилось в связи с низкой продуктивностью и невозможностью нагнетания воды. [18]
Скважины, пробуренные и введенные в эксплуатацию дополнительно к проектному фонду, обычно размещаются на переферии основного эксплуатационного поля с худшими коллекторскими свойствами. [19]
Всего Уточненным проектом разработки ( 1963 г.) был утвержден проектный фонд: 880 скважин, в том числе эксплуатационных - 603, нагнетательных - 245, прочих - 32 и резервный фонд - 70 скважин. [20]
На поздней стадии разработки, когда уже пробурена большая часть проектного фонда скважин с высокой плотностью сетки, как например, на Ромашкинском нефтяном месторождении, характер геологического строения пластов достаточно хорошо изучен. Поэтому сегодня бурить боковые стволы на старых скважин выгодно, если срок их окупаемости составляет 3 - 3 5 года. Это направление имеет хорошую перспективу, тем более что имеются и приобретены нами импортные подъемные установки фирмы Cardwell и IRJ грузоподъемностью 80 тонн. Использование их должно сократить время на спускоподъемные операции и бурение боковых стволов. [21]
Добыча нефти на участке 2 начата в 1965 г. Бурение проектного фонда скважин завершено в 1967 г. Действующая система закачки воды освоена в основном в 1968 г. На участке имеется 15 нагнетательных скважин. [22]
При составлении действующего проекта разработки предусматривалась отработка периферийных участков залежи проектным фондом скважин. Контроль за отработкой периферийных зон УКПГ должен был осуществляться специальными скважинами. Однако невыполнение проектных рекомендаций по контролю за разработкой привело к тому, что до настоящего времени не контролируется отработка северной и северо-восточной частей сеноманской залежи. Скважина 447, пробуренная в конце 1996 г. на периферийной части УКПГ-4 ( Анерьяхинская площадь), показала наличие почти начального пластового давления, тогда как расчетное давление при принятой геологической модели в этой зоне должно быть значительно ниже. Таким образом, фактическое распределение запасов между УКПГ, особенно по УКПГ-4 и 7, отличается от принятого в проекте. [23]
При составлении действующего проекта разработки предусматривалась отработка периферийных участков залежи проектным фондом скважин. [24]
На месторождении пробурено 25068 скважин, что составляет 71 % от проектного фонда. Терригенный девон разбурен на 78 6; карбон - на 72 9 %, остальные объекты разрабатываются либо возвратными скважинами, либо небольшим числом скважин, пробуренных на опытных участках. [25]
Для обеспечения полноты выработки запасов нефти, эффективного использования пробуренного и проектного фонда скважин главные геологи производственных объединений по согласованию с авторами проектного документа обязаны уточнять местоположение очередных проектных скважин по результатам ранее пробуренных и текущего состояния разработки залежи. [26]
Согласно выполненных расчетов, для месторождения с удаленностью 100 км и проектным фондом в 200 скважин ( соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2 / 1), минимальный начальный дебит скважин по нефти составляет примерно 20 т / сут. Функциональная зависимость внутренней нормы прибыли от дебита нефти имеет линейный характер. [27]
Можно рассмотреть два случая развития объектов эксплуатации: когда еще не полностью разбурен проектный фонд скважин и когда разбуривание завершено. [28]
Добыча нефти на участке 1 начата в 1962 г. К концу 1964 г. проектный фонд скважин был полностью пробурен. [29]
Добыча нефти на участке 1 начата в 1962 г. К концу 1964 г. проектный фонд скважин был полностью пробурен. Система заводнения ( линейный нагнетательный ряд) была окончательно освоена в середине 1966 г. В последующем добавилась лишь одна нагнетательная скважина - на северной границе. [30]