Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов: На примере Республики Татарстан тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат экономических наук Яртиев, Амур Физюсович

• Яртиев, Амур Физюсович
• кандидат экономических наук
• 2006

Оглавление диссертации 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 толщины пласта и оптимальной сетки скважин на объекте разработки.

4. Исследование критериев эффективности проектных решений по 76 нефтяным месторождениям Республики Татарстан.

4.1 Экономическая оценка предельно рентабельных извлекаемых 76 запасов нефти и начального дебита по продуктивным горизонтам Ромашкинского нефтяного месторождения.

4.2. Определение оптимальной длины добывающей скважины с 81 горизонтальным стволом по продуктивной части карбонатных отложений и эффективности разработки объектов системой ГС.

4.3. Исследование экономически обоснованный минимально 87 эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и проектных сеток скважин для новых месторождений.

4.4. Исследование влияния мировых цен на проектные решения в 90 области разработки нефтяных месторождений.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы экономической оценки проектных решений при разработке нефтяных месторождений с высокой степенью выработки запасов: На примере Республики Татарстан»

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

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

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

Объектами исследования являются нефтяные скважины и месторождения Республики Татарстан.

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

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

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

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

- выявление перспектив развития нефтедобычи в республике Татарстан;

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

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

- разработке алгоритма формирования и процедуры экономической оценки проектных решений;

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

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

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

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

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

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

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

- предложен метод экономической оценки плотности сетки скважин на месторождении;

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации 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 — начиная с 1994 года, приросты запасов нефти не компенсируют их добычу. Для поступательного развития нефтегазовой промышленности в первую очередь необходимо решить проблему достаточной обеспеченности страны подготовленными запасами нефти, газа и конденсата.

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Яртиев, Амур Физюсович, 2006 год

1. Абдулмазитов 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. Абдулмазитов 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 коллекгорским 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 полномочий 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 дополненное.-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 коллекторов.- 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., Абдулмазитов 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 коллекторов многозабойными скважинами. Материалы научной конференции «Нетрадиционные коллекторы 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 толщины 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. • 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