Разработка месторождений оао оренбургнефть реферат

Обновлено: 02.07.2024

Оренбургнефть , Удмуртнефть, причем на месторождениях Урало-Поволжья эффективны как нефтяные, так водяные и кислотные ванны. Установка водяных и кислотных ванн на площадях юга страны в большинстве случаев результата не дает. [2]

ОАО Оренбургнефть эксплуатирует 89 месторождений, что составляет 84 % от общего количества разрабатываемых в Оренбургской области месторождений. [4]

АООТ Оренбургнефть совместно с ВНИИнефтью и другими организациями в течение ряда лет проводит промышленные испытания различных конструкций длинноходовых насосных установок по подъему жидкости из скважины. На 01.01.95 г. в эксплуатации находилось 6 ДНУ, имеющих механические ( на 4 скв. [5]

ОАО Оренбургнефть применен многоступенчатый волновод, обладающий широкой полосой пропускания. [7]

ОАО Оренбургнефть разрабатывает более 80 нефтяных месторождений, которые включают более 170 объектов разработки. На эти 40 объектов разработки приходится 49 % остаточных запасов нефти. [8]

ОАО Оренбургнефть загрязнение ат мосферного воздуха происходит в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспортировке, подготовке и переработке, сжигания газа на факелах, выбросов выхлопных газов двигателей технологического транспорта. Наиболее значительными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются резервуарные парки, энергетические установки, факелы, автотранспорт, газопроводы. Основными загрязнителями атмосферы являются: углеводороды, оксид углерода, оксиды азота, диоксид серы, сероводород, смесь природных меркаптанов. При этом оксид углерода, оксиды азота и диоксид серы содержатся в вы сросах источников и других организаций и предприятий. [9]

ОАО Оренбургнефть обосновало и предложило областному комитету по экологии перечень видов и объектов хозяйственной и иной деятельности, сопутствующих нефтегазодобыче в Оренбургской области, для которых ОВОС, в том виде как он рекомендуется в Положении, разрабатывать нецелесообразно. [10]

ОАО Оренбургнефть эксплуатирует более 90 месторождений с 288 залежами. Понятно, что такое количество месторождений и эксплуатируемых объектов характеризуется разнообразием геолого-физических условий и свойств пластовых флюидов и, в частности, большим диапазоном в изменении газового фактора. [11]

ОАО Оренбургнефть приобрело партию насосов этой конструкции у фирмы Scheller-Blekman и с 1996 г. проводит их промышленное внедрение на Тананыкском месторождении, характеризующемся крайне трудными условиями эксплуатации. [12]

ПО Оренбургнефть совместно с институтом ВНИИметмаш и изготовленная на Алма-Атинском заводе тяжелого машиностроения. [13]

ОАО Оренбургнефть совместно с ВНИИнефтью и другими организациями в течение ряда лет проводит промышленные испытания различных конструкций длинноходовых насосных установок. На 01.01.95 г. в эксплуатации находились шесть ДНУ, имеющих на четырех скважинах механические и на двух скважинах гидравлические приводы. [14]

ОАО Оренбургнефть разрабатывает более 80 нефтяных месторождений, включающих около 350 объектов эксплуатации. Из общего объема остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти около 48 % сосредоточены в залежах с низкопродуктивными коллекторами, 48 % - приурочены к водонефтяным зонам залежей. [15]

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

1.3. СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ"

В Оренбургской области на государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации в категории разрабатываемых числится более 80 месторождений. Кроме того, более 10 месторождений находятся в стадии пробной эксплуатации. Таким образом, общее количество месторождений, на которых осуществляется плановая добыча нефти организациями Оренбургской области, превышает 100 [164].

ОАО "Оренбургнефть" эксплуатирует около 85 % общего количества разрабатываемых месторождений в области.

Степень изученности месторождений (запасов нефти) по большинству разрабатываемых объектов достаточно высока. Относительно низка степень изученности и охвата залежей нефти разработкой на месторождениях, которые находятся в пробной эксплуатации.

По территории области месторождения распределены неравномерно. Наибольшее их количество расположено в пределах Муханово-Ероховского нефтегазоносного района, здесь же сосредоточены основные запасы нефти.

Значительная доля остаточных извлекаемых запасов связана с продуктивными пластами каменноугольной системы (40,77 % общих запасов), причем основная доля запасов сосредоточена в турнейском ярусе(12,89 %), бобриковском горизонте (11,9 %), башкирском ярусе (6,21 %) и окском надгоризонте (5,64 %) [164].

С продуктивными пластами девонской системы связано 25,95 % извлекаемых запасов нефти. Здесь запасы нефти распределены следующим образом: ардатовский горизонт (7,85 %), пашийский горизонт (6,76 %), афонинский горизонт (6,0 %) и воробьевский горизонт (5,34 %).

Менее всего запасов нефти (24,13 %) связано с отложениями пермской системы. Основная доля их приурочена к восточному окончанию Оренбургского месторождения.

Как было показано выше, выбор способов добычи нефти в значительной степени определяется горно-геологическими характеристиками разрабатываемых объектов, составом и физическими свойствами нефти и газа. К ним в первую очередь относятся: глубина залегания пласта; пластовое давление и температура; гидродинамические характеристики пластов; вязкость нефти в пластовых условиях; начальное газосодержание в нефти и др.

Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Оренбургской области по глубине залегания продуктивных пластов и типам коллекторов представлено в табл. 1.2 и 1.3. Видно, что наибольшее количество запасов нефти (44,9 %) приурочено к глубинам до 2000 м, это определяется присутствием в данной группе артинской залежи Оренбургского месторождения. Без этого месторождения к глубинам до 2000 м приурочено 64 залежи с запасами в 26,3 % от общих запасов нефти.

залежей нефти, в которых заключено около 80 % общих запасов, обладают невысокой вязкостью — до 5 мПа-с. Удовлетворительной вязкостью (от 5 до 10 мПа-с) характеризуются 53 залежи нефти с запасами 11,4 %. Высоковязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях более 10 мПа-с содержатся в 35 залежах, запасы которых составляют 7,5 % общих.

Распределение запасов нефти по глубине залегания продуктивных пластов [164]

Глубина залегания, м

Остаточные извлекаемые запасы нефти, %

Таблица 1.3 Распределение запасов нефти по типу коллектора [164]

Остаточные извлекаемые запасы нефти, %

Карбонатный Терригенный Всего

Распределение залежей по вязкости нефти приведено в табл. 1.4.

В течение последних десяти лет в юго-западной части Оренбургской области было открыто более десяти месторождений нефти и газоконденсата, связанных в основном с отложениями среднего девона, залегающими на больших глубинах (от 4,2 до 5,5 км). Приурочены они к Камелик-Чаганской системе тектонических блоков кристаллического фундамента Бузулукской впадины, ступенеобразно погружающихся в сторону Прикаспийской синеклизы (рис. 1.17).

Таблица 1.4 Распределение залежей по вязкости нефти

пластовой нефти, мПа-с

Рис. 1.17. Схема размещения нефтяных и газоконденсатных месторождений на юго-западе Бузулукской впадины:

А — северная граница Прикаспийской синеклизы по отложениям мезозоя (Токаревскии

сброс); Б — разломы кристаллического фундамента и тектонические блоки (/ —

Мансуровский; // — Росташинский; /// — Зайкинский; IV — Мирошкинский); 1—14-

месторождения: 1 — Рыкобаевское; 2 — Гаршинское; 3 — Ефимовское; 4 — Васильевское;

5 — Конновское; 6 — Росташинское; 7 — Давыдовское; 8 — Зайкинское; 9 — Зоринское; 10 —

Восточно-Зайкинское; 11 — Вишневское; 12 -Мирошкинское; 13 — Долинное; 14 —

Все разведанные месторождения обладают рядом особенностей, резко отличающих их от месторождений нефтедобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Эти особенности порождают целый ряд теоретических, технических и технологических проблем, которые

0-0,1 0,1-0,2 0,2-0,3 >0,3 Коэффициент проницаемости, мкм 2

80 70 60 50 40 30 20 10 О

1.16. Распределение объектов разработки ОАО "Оренбургнефть" терригенных (а) и карбонатных (б) коллекторов по проницаемости

необходимо решать в процессе промышленного освоения месторождений, так как применение обычных технологий извлечения жидких углеводородов без учета всего спектра специфических свойств залежей может привести к снижению эффективности добычи нефти. Разведанные месторождения приурочены к пологим антиклинальным поднятиям, осложненным разрывными нарушениями. Амплитуда поднятий не превышает 50-70 м. Тип залежей в основном пластовый. По величине запасов месторождения относятся к категории средних. Промышленная нефтеносность разреза месторождений связана с карбонатными пластами Д-V-l и Д-У-2 афонинского горизонта, терригенными пластами Д-IV-l и Д-1У-2 воробьевских и Д-Ш ардатовских слоев старооскольского горизонта эйфельского и живетского ярусов девонской системы.

Продуктивные пласты отличаются небольшой толщиной, максимальное значение не превышает 50 м. В целом пласты являются сложнопостроенными, состоят из нескольких пропластков, каждый из которых характеризуется различной степенью распространения по площади. Часть пропластков представляют собой линзы и полулинзы ограниченных размеров. В целом набор пропластков создает достаточно сложную картину построения продуктивных пластов.

Коллекторские свойства продуктивных пластов характеризуются
низкими значениями пористости и проницаемости. Проницаемость по
пластам по данным исследования керна изменяется от 0,20 до 0,004
мкм 2 , пористость — от 4,5 до 12 %. Несмотря на столь неблагоприятные
коллекторские свойства, дебиты скважин сравнительно высокие и
изменяются в пределах 20-250 т/сут. Коэффициент продуктивности по
пластам изменяется в пределах от 1,02 до 48,4 т/(сут-МПа).
Относительно высокая продуктивность скважин при неблагоприятных
коллекторских свойствах продуктивных пластов объясняется
исключительно высокой подвижностью нефти в пластовых условиях.
Большая глубина залегания залежей нефти и газа (4—4,5 тыс. м),
значительные пластовое давление и температура существенно
повлияли на состояние флюидов, насыщающих продуктивные пласты,
и их физико-химические свойства. Выявленные залежи нефти и газа
находятся в жестких термобарических условиях. Начальное пластовое
давление достигает 50-52 МПа, температура — 95-103 °С. Нефть
содержит большое количество растворенного газа (500-800 нм 3 /т и
более). Это в сочетании с высокой температурой обусловливает
чрезвычайно низкую, порой сопоставимую с газом, вязкость нефти в
пластовых условиях. Так, например, вязкость нефти продуктивного
пласта Д-V Зайкинского месторождения составляет 0,07 мПа-с, а
вязкость газа в аналогичных условиях — 0,04- 0,05 мПа-с.

Соотношение жидкой и газовой фаз в нефтях и газоконденсатных залежах иногда настолько близко, что это вызывает затруднение при определении состояния флюидальной системы в пластовых условиях. Так, первоначально залежь пласта Д-У-2 на Зайкинском месторождении, по заключению института "Гипровостокнефть", считалась газоконденсатной и лишь детальные исследования на установке фазовых равновесий "Альстом-Атлантик" позволили установить, что углеводородная система является нефтяной и при пластовых условиях представлена недонасыщенной газом жидкой фазой. Степень недонасыщенности газом достаточно велика. Разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения составляет 16,0-17,0 МПа, достигая в отдельных случаях 20,8 МПа (пласт Д-Ш-2 Росташинского месторождения).

Характеристика условий залегания и физико-химические свойства нефтей Зайкинской группы месторождений приведены в табл. 1.5.

Геолого-физические особенности залежей углеводородов Зайкинской группы месторождений требуют иного подхода к выбору технологии добычи нефти и выбору способов эксплуатации скважин.

Первым месторождением Зайкинской группы, введенным в 1987 г. в промышленную разработку, является Зайкинское месторождение. Его продуктивные пласты содержат залежи нефтей в пластах Д-Ш и Д-V и газоконденсатную залежь в пласте Д-IV.

Технологическими особенностями эксплуатации скважин Зайкинского месторождения являются:

большая глубина залегания продуктивных пластов, достигающая 4590 м;

высокая пластовая температура, 95-101 °С;

высокое давление насыщения нефти газом, 36 МПа;

высокий газовый фактор, 730 м 3 /м 3 ;

высокие депрессии на пласт, вызывающие существенное снижение забойного давления в добывающих скважинах.

Одним из отрицательных моментов заводнения при разработке залежей легких нефтей является неизбежность организации механизированного способа добычи нефти. Расчетами, выполненными при проектировании разработки рассматриваемого месторождения, было показано, что прекращение фонтанирования скважин может наступить при достижении обводненности добываемой продукции 20-30 %. Следует отметить, что проблема механизированной добычи нефти при больших глубинах залегания нефтяных залежей и высокой газонасыщенности пока еще не получила удовлетворительного решения. Возможен вариант газлифтной эксплуатации, однако для его реализации потребуются значительные затраты на строительство и эксплуатацию компрессорных станций и других промысловых коммуникаций.

В технологической схеме разработки Зайкинского месторождения подъем продукции скважин на дневную поверхность предусмотрено осуществить фонтанным способом, что и реализуется практически. В настоящее время единственным способом эксплуатации скважин пласта Д-V является фонтанный.

Техническое состояние добывающих скважин вполне удовлетворяет предъявляемым требованиям. Исключение составляет ряд скважин, где межколонное давление превышает допустимое. Возможными причинами повышения давления газа в межтрубном пространстве являются:

пропуски в герметизирующих элементах в колонных головках;

пропуски в резьбовых соединениях обсадных труб;

низкое качество цементирования при креплении скважин.

При фонтанном способе добычи продукция отбирается по лифту, составленному из труб диаметром 73 мм, спущенных до интервала перфорации пласта. Для герметизации устья добывающих скважин применяется фонтанная арматура типа АФ6А-80/50Х700К2.

В проекте разработки предполагалось, что продолжительность фонтанного периода по нефтяным объектам будет длительной при поддержании пластового давления закачкой воды, так как значительное содержание попутной пластовой воды в продукции скважин будет наблюдаться лишь в конечной стадии разработки.

Условия залегания и физико-химическая характеристика нефтей Зайкинской группы месторождений

Храмов Р. А., Персиянцев М. Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : [Опыт работы] / Р. А. Храмов, М. Н. Персиянцев. - М. : Недра, 1999. - 526, [1] с. : ил. ; 22 см. - Библиогр. в конце кн.

Авт. также на англ. яз.: R. A. Khramov, M. N. Persiyantsev . - Рез. на англ. яз. . - Библиогр. в конце кн.

Купить

Реферат по теме Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

Курсовая по теме Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

ВКР/Диплом по теме Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

Диссертация по теме Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

Заработать на знаниях по теме Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

Помогите сайту стать лучше, ответьте на несколько вопросов про книгу:
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы

Объявление о покупке
Книги этих же авторов
Наличие в библиотеках
Рецензии и отзывы
Похожие книги
Наличие в магазинах
Информация от пользователей
Книга находится в категориях

санитарный день: последний день месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00

санитарный день: последний рабочий день месяца
Вт: 09:00-13:00 14:30-18:30
Ср: 09:00-13:00 14:30-18:30
Чт: 09:00-13:00 14:30-18:30
Пт: 09:00-13:00 14:30-18:30
Сб: 09:00-13:00 14:30-18:30

санитарный день: последний рабочий день месяца
Вт: 12:00-22:00
Ср: 12:00-22:00
Чт: 12:00-22:00
Пт: 12:00-22:00
Сб: 12:00-22:00
Вс: 12:00-20:00

санитарный день: последний пн месяца
Пн: 11:00-15:00 16:00-19:00
Вт: 11:00-15:00 16:00-19:00
Ср: 11:00-15:00 16:00-19:00
Чт: 11:00-15:00 16:00-19:00
Пт: 11:00-15:00 16:00-19:00
Вс: 11:00-15:00

--> --> Республика Татарстан, Набережные Челны городской округ, Набережные Челны, Комсомольский район, ЗЯБ
Сармановский тракт, 48

сентябрь-май: пн-пт 10:00-18:00; сб 9:00-17:00; санитарный день: последний чт месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00

санитарный день: 30 число месяца
Пн: 09:00-18:00
Вт: 09:00-18:00
Ср: 09:00-18:00
Чт: 09:00-18:00
Пт: 09:00-18:00
Сб: 09:00-18:00
Вс: 09:00-18:00

--> --> Иркутская область, Иркутск городской округ, Иркутск, Ленинский округ, Ново-Ленино
Академика Образцова, 1

санитарный день: второй чт месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00
Вс: 10:00-18:00

--> --> Ставропольский край, Пятигорск городской округ, Пятигорск, Новопятигорск-Скачки
Февральская, 283/1

санитарный день: первый рабочий день месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00
Сб: 10:00-18:00

санитарный день: последний день месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00

санитарный день: последний рабочий день месяца
Вт: 12:00-22:00
Ср: 12:00-22:00
Чт: 12:00-22:00
Пт: 12:00-22:00
Сб: 12:00-22:00
Вс: 12:00-20:00

санитарный день: 30 число месяца
Пн: 09:00-18:00
Вт: 09:00-18:00
Ср: 09:00-18:00
Чт: 09:00-18:00
Пт: 09:00-18:00
Сб: 09:00-18:00
Вс: 09:00-18:00

--> --> Иркутская область, Иркутск городской округ, Иркутск, Ленинский округ, Ново-Ленино
Академика Образцова, 1

санитарный день: второй чт месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00
Вс: 10:00-18:00

--> --> Ставропольский край, Пятигорск городской округ, Пятигорск, Новопятигорск-Скачки
Февральская, 283/1

санитарный день: первый рабочий день месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00
Сб: 10:00-18:00

санитарный день: последний день месяца
Пн: 10:00-18:00
Вт: 10:00-18:00
Ср: 10:00-18:00
Чт: 10:00-18:00
Пт: 10:00-18:00

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" = Exploration and exploitation of oil fields of "Orenburgneft" : Опыт работы. В данной книге описывается опыт работы в ОАО "Оренбургнеф-те" на объектах "Новотроицкнефть" (с 2009 г) и "Ириклинское нефтегазо-добывающее управление" ("Ново-Ириклинская нефтяная компания", с 2010 г). ВВЕДЕНИЕ Данная книга является первой частью книги "Разработка и экс-плуатация нефтяных и газовых месторождений". В ней рассмотрены методы проведения геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, а также описаны особенности экс-плуатации объектов НГДУ "Новоириклинская нефть".

Разведка и добыча

Переработка и сбыт

Разведка и добыча

Переработка и сбыт

« Февраль, 2022

Ключевым фактором, оказавшим влияние на деятельность Компании в сфере добычи нефти в прошедшем году, стало выполнение директив Правительства по ограничению добычи в рамках нового Соглашения ОПЕК+, вступившего в силу с мая 2020 года. В результате в 2020 году добыча углеводородов составила 256,2 млн.т нефтяного эквивалента, что на 10,2% ниже уровня 2019 г.

Добыча жидких углеводородов в 4 кв. 2020 г. составила 3,98 млн барр. в сутки (49,46 млн т), увеличившись на 1,9% квартал к кварталу, с учетом смягчения ограничений добычи в рамках Соглашения ОПЕК+ с августа. Добыча жидких углеводородов за 2020 г. составила 4,14 млн барр. в сутки (204,5 млн т), снизившись на 11,4% по сравнению с 2019 г. в результате выполнения директив Правительства по ограничению добычи в рамках Соглашения ОПЕК+.

Несмотря на внешние ограничения, Компания продолжает развивать зрелые активы и удерживать лидирующие позиции в российской нефтяной отрасли по запуску новых высокомаржинальных проектов.

Суммарная добыча жидких углеводородов на новых крупных проектах, запущенных с 2016 г. (с учетом Эргинского участка и Северо-Даниловского месторождения), в доле Компании за 2020 г. составила 19,9 млн т (403 тыс. барр. в сутки), что на 4,8% выше год к году. За 4 кв. 2020 г. добыча жидких углеводородов на этих проектах составила 5,23 млн т (421 тыс. барр. в сутки), их доля в общей добыче жидких углеводородов достигла 10,6%.

В условиях ограничения добычи в Компании проводится мониторинг и оптимизация существующих систем разработки для повышения эффективности извлечения запасов на зрелых месторождениях. Продолжается реализация новых технологий для повышения продуктивности скважин, охвата запасов разработкой, экономической эффективности проектов.

Компания фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин – всего в 2020 году введено в эксплуатацию 2,6 тыс. новых скважин, 68% из которых – скважины с горизонтальным типом заканчивания. Количество новых введенных в эксплуатацию ГС с МГРП составило 1,1 тыс. единиц с ростом их доли до 44%. Использование передовых технологий в области планирования, бурения и освоения обеспечило среднегодовой дебит новых скважин 44,7 т/сут (на уровне 2019 года) и дополнительную добычу 15,2 млн т. Наряду с бурением в новых зонах Компания выполняет уплотняющее бурение в ранее разбуренных частях месторождений с целью увеличения эффективности извлечения запасов за счет трансформации и доформирования систем разработки.

С целью увеличения добычи и обеспечения проектных коэффициентов извлечения запасов Компания проводит мероприятия по зарезке боковых стволов в ранее пробуренных скважинах. В 2020 году данные мероприятия выполнены на 1,4 тыс. скважинах, обеспечивших дополнительную добычу порядка 4 млн т нефти. Применение современных подходов позволяет получать эффект от зарезки боковых стволов и на месторождениях с длительной историей разработки. Боковые горизонтальные стволы позволяют эффективно вовлекать в разработку интервалы пластов, не вырабатываемые ранее пробуренными наклонно-направленными скважинами.

В соответствии с утвержденной Стратегией Компания продолжает повышать эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ). В 2020 году количество ГТМ на дополнительную добычу (без учета скважин эксплуатационного бурения и мероприятий по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов) составило 4473 операции. Дополнительная добыча за счет ГТМ составила 5,1 млн.т нефти и газового конденсата.

Количество геолого-технических мероприятий на восстановление базовой добычи (ГТМ ВД) в 2020 году составило 8,8 тысяч мероприятий, восстановленная добыча составила 10,8 млн.т. При этом удельная добыча на скважину по мероприятиям на восстановление базовой добычи, увеличилась на 6,5% относительно 2019 года с 1,16 тыс.т/скв до 1,23 тыс.т/скв. Основным драйвером роста удельной добычи ГТМ ВД является рост эффективности мероприятий по обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) и оптимизации режимов работы скважин (ОПТ). В 2020 году выполнено 3743 ОПЗ с общей восстановленной добычей 3,3 млн. т. (+3% к 2019 году) и 3212 ОПТ с общей восстановленной добычей 5,5 млн.т.

Читайте также:

Пн	Вт	Ср	Чт	Пт	Сб	Вс
1	2	3	4	5	6
7	8	9	10	11	12	13
14	15	16	17	18	19	20
21	22	23	24	25	26	27
28