5. Определение технологической эффективности
5.1 Определение технологической эффективности по методу «прямого» счета по сравнению с вертикальными скважинами (ВС)
Скважина №1
Показатели работы скв. №1 приведены в табл. 10
Таблица 10. Показатели работы скважины №1
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 34,1 | 35,5 | 01.2008 | 195,3 | 0,0 |
02.2007 | 34,1 | 24,7 | 02.2008 | 288,3 | 32,0 |
03.2007 | 34,1 | 19,2 | 03.2008 | 300,7 | 12,5 |
04.2007 | 31 | 25,4 | 04.2008 | 322,4 | 13,4 |
05.2007 | 34,1 | 34,1 | 05.2008 | 375,1 | 19,7 |
06.2007 | 34,1 | 38,5 | 06.2008 | 344,1 | 10,6 |
07.2007 | 18,6 | 21,0 | 07.2008 | 350,3 | 26,4 |
08.2007 | 18,6 | 21,0 | 08.2008 | 337,9 | 25,4 |
09.2007 | 21,7 | 21,7 | 09.2008 | 396,8 | 20,9 |
10.2007 | 21,7 | 21,7 | 10.2008 | 381,3 | 67,3 |
11.2007 | 21,7 | 21,7 | 11.2008 | 356,5 | 58,0 |
12.2007 | 21,7 | 21,7 | 12.2008 | 430,9 | 76,0 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 6) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 6. Определение технологической эффективности ГС №1 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (325,5 т) и среднемесячную добычу в этот период (20,7 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 6
точек, во втором – и в третьем – ни одной точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (201,5 т) и вторые 6 месяцев (124 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (33,6 т) и вторую половину предыстории (20,7 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 4079,6 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 340,0 т, или на 1980% больше базовой (16,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (340,0 т) базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3883,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (95,2%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 6), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (48,6 и 7,4%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (196,3 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (25,6 т) и истории (27,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 61,0 и 62,5%.
Скважина №2
Показатели работы скв. №2 приведены в табл. 11
Таблица 11. Показатели работы скважины №2
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 74,4 | 138,2 | 01.2008 | 204,6 | 17,8 |
02.2007 | 68,2 | 132,4 | 02.2008 | 266,6 | 14,0 |
03.2007 | 77,5 | 137,8 | 03.2008 | 306,9 | 12,8 |
04.2007 | 83,7 | 142,5 | 04.2008 | 282,1 | 24,5 |
05.2007 | 71,3 | 151,5 | 05.2008 | 254,2 | 38,0 |
06.2007 | 62 | 144,7 | 06.2008 | 303,8 | 57,9 |
07.2007 | 68,2 | 151,8 | 07.2008 | 263,5 | 78,7 |
08.2007 | 71,3 | 144,8 | 08.2008 | 279 | 103,2 |
09.2007 | 65,1 | 138,3 | 09.2008 | 238,7 | 67,3 |
10.2007 | 68,2 | 144,9 | 10.2008 | 226,3 | 43,1 |
11.2007 | 58,9 | 159,2 | 11.2008 | 195,3 | 37,2 |
12.2007 | 65,1 | 144,9 | 12.2008 | 192,2 | 28,7 |
За нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 7) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (833,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (144,3 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 4 точек, во втором квадрате –2 точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (437,1 т) и вторые 6 месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем
Рис. 7. Определение технологической эффективности ГС №2 «прямым» счетом
Среднемесячную добычу за первую половину (72,9 т) и вторую половину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (63,9 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3013,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 251,1 т, или на 290% больше базовой (63,9 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (251,1 т) базовую среднемесячную добычу нефти (63,9 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2246,5 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (74,6%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 7), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (67,5 и 14,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (766,7 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (144,3 т) и истории (41,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 69,3 и 39,5%.
Скважина №3
Показатели работы скважины №3 приведены в табл. 12.
Таблица 12. Показатели работы скважины №3
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц. т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
11.2006 | 52,7 | 102,3 | |||
12.2006 | 43,4 | 62,5 | |||
01.2007 | 46,5 | 82,7 | 01.2008 | 251,1 | 13,2 |
02.2007 | 43,4 | 73,9 | 02.2008 | 251,1 | 13,2 |
03.2007 | 37,2 | 79,1 | 03.2008 | 310 | 23,3 |
04.2007 | 40,3 | 74,8 | 04.2008 | 297,6 | 36,8 |
05.2007 | 40,3 | 63,0 | 05.2008 | 300,7 | 33,4 |
06.2007 | 37,2 | 63,3 | 06.2008 | 294,5 | 40,2 |
07.2007 | 40,3 | 58,0 | 07.2008 | 288,3 | 46,9 |
08.2007 | 37,2 | 58,2 | 08.2008 | 322,4 | 96,3 |
09.2007 | 31 | 60,2 | 09.2008 | 300,7 | 116,9 |
10.2007 | 34,1 | 58,1 | 10.2008 | 306,9 | 113,5 |
11.2007 | 40,3 | 74,8 | 11.2008 | 316,2 | 129,2 |
12.2007 | 37,2 | 72,2 | 12.2008 | 322,4 | 125,4 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 8) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 14 месяцев предыстории (480,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (40,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 2 точки и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Рис. 8. Определение технологической эффективности ГС №3 «прямым» счетом
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (260,4 т) и вторые 7 месяцев (220,5 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (43,4 т) и вторую половину предыстории
(36,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3561,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 296,8 т, или на 780% больше базовой (33,9 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (296,8 т) базовую среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3155,0 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (88,6%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 8), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (63,7 и 16,6%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (406,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (70,2 т) и истории (63,5 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 67,4 и 39,5%.
Скважина №4
Показатели работы скважины №4 приведены в табл. 13
Таблица 13. Показатели работы скважины №4
Предыстория | История | ||||
Дата | Qм, т | Дата | Qм, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
08.2005 | 62 | 125,9 | 02.2007 | 288,3 | 12,0 |
09.2005 | 55,8 | 150,9 | 03.2007 | 291,4 | 15,3 |
10.2005 | 52,7 | 142,5 | 04.2007 | 282,1 | 21,2 |
11.2005 | 55,8 | 103,6 | 05.2007 | 288,3 | 18,4 |
12.2005 | 49,6 | 148,8 | 06.2007 | 266,6 | 23,2 |
01.2006 | 49,6 | 148,8 | 07.2007 | 263,5 | 26,1 |
02.2006 | 46,5 | 125,7 | 08.2007 | 263,5 | 19,8 |
01.2006 | 49,6 | 110,4 | 09.2007 | 275,9 | 14,5 |
02.2006 | 52,7 | 142,5 | 10.2007 | 272,8 | 23,7 |
03.2006 | 49,6 | 115,7 | 11.2007 | 275,9 | 30,7 |
04.2006 | 43,4 | 111,6 | 12.2007 | 266,6 | 33,0 |
05.2006 | 46,5 | 147,3 | 01.2008 | 269,7 | 26,7 |
06.2006 | 49,6 | 121,4 | 02.2008 | 279 | 27,6 |
07.2006 | 52,7 | 112,0 | 03.2008 | 285,2 | 31,7 |
08.2006 | 49,6 | 115,7 | 04.2008 | 288,3 | 25,1 |
09.2006 | 46,5 | 119,6 | 05.2008 | 282,1 | 34,9 |
10.2006 | 40,3 | 114,7 | 06.2008 | 285,2 | 28,2 |
11.2006 | 43,4 | 117,3 | 07.2008 | 291,4 | 39,7 |
12.2006 | 43,4 | 106,3 | 08.2008 | 294,5 | 40,2 |
01.2007 | 49,6 | 110,4 | 09.2008 | 297,6 | 44,5 |
10.2008 | 288,3 | 46,9 | |||
11.2008 | 282,1 | 53,7 | |||
12.2008 | 275,9 | 56,5 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (08.2005) на 20 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (02.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 20 месяцев. На график (рис. 9) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (02.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 9. Определение технологической эффективности ГС №4 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 20 месяцев предыстории (988,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (49,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (02.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 9 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 6 точек и в четвертом- 4 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 10 месяцев (523,9 т) и вторые 10 месяцев (465,0 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (52,4 т) и вторую половину предыстории (46,5 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (02.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 23 из 23 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.02.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 6454,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 280,6 т, или на 530% больше базовой (44,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (280,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (5425,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (84,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 9), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (71,5 и 9,6%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1028,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (123,7 т) и истории (29,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 73,4 и 39,9%.
Скважина №5
Показатели работы скважины №5 приведены в табл. 14.
Таблица 14. Показатели работы скважины №5
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
06.2006 | 133,3 | 162,9 | 09.2007 | 260,4 | 22,6 |
07.2006 | 127,1 | 168,5 | 10.2007 | 263,5 | 29,3 |
08.2006 | 120,9 | 181,4 | 11.2007 | 257,3 | 25,4 |
09.2006 | 117,8 | 184,3 | 12.2007 | 254,2 | 31,4 |
10.2006 | 127,1 | 149,2 | 01.2008 | 275,9 | 20,8 |
11.2006 | 130,2 | 165,7 | 02.2008 | 263,5 | 22,9 |
12.2006 | 127,1 | 168,5 | 03.2008 | 266,6 | 26,4 |
01.2007 | 120,9 | 167,0 | 04.2008 | 272,8 | 33,7 |
02.2007 | 117,8 | 169,5 | 05.2008 | 275,9 | 30,7 |
03.2007 | 114,7 | 172,1 | 06.2008 | 269,7 | 36,8 |
04.2007 | 117,8 | 149,9 | 07.2008 | 272,8 | 33,7 |
05.2007 | 120,9 | 147,8 | 08.2008 | 275,9 | 34,1 |
06.2007 | 229,4 | 14,6 | 09.2008 | 282,1 | 24,5 |
07.2007 | 229,4 | 17,3 | 10.2008 | 285,2 | 28,2 |
08.2007 | 269,7 | 14,2 | 11.2008 | 279 | 34,5 |
12.2008 | 269,7 | 43,9 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (06.2006) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (06.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 10) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (06.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 10. Определение технологической эффективности ГС №5 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1475,6 т) и среднемесячную добычу в этот период (123,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (06.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 4 точки, во втором квадрате –2 точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев
(756,4 т) и вторые 6 месяцев (719,2 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (126,1 т) и вторую половину предыстории (119,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 19 из 19 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.06.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 5053,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 265,9 т, или на 130% больше базовой (117,8 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (265,9 т) базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2814,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (55,7%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 10), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 9,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1413,6 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,2 т) и истории (27,3 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,4 и 18,8%.
Скважина №6
Показатели работы скважины №6 приведены в табл. 15
Таблица 15. Показатели работы скважины №6
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 74,4 | 211,8 | 01.2008 | 319,3 | 13,3 |
02.2007 | 80,6 | 207,3 | 02.2008 | 344,1 | 14,3 |
03.2007 | 77,5 | 330,4 | 03.2008 | 294,5 | 15,5 |
04.2007 | 74,4 | 338,9 | 04.2008 | 266,6 | 11,1 |
05.2007 | 83,7 | 356,8 | 05.2008 | 266,6 | 11,1 |
06.2007 | 86,8 | 274,9 | 06.2008 | 260,4 | 19,6 |
07.2007 | 71,3 | 285,2 | 07.2008 | 254,2 | 25,1 |
08.2007 | 77,5 | 232,5 | 08.2008 | 288,3 | 18,4 |
09.2007 | 71,3 | 174,6 | 09.2008 | 291,4 | 15,3 |
10.2007 | 62 | 151,8 | 10.2008 | 347,2 | 14,5 |
11.2007 | 52,7 | 186,8 | 11.2008 | 368,9 | 19,4 |
12.2007 | 62 | 196,3 | 12.2008 | 409,2 | 21,5 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 11) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 11. Определение технологической эффективности ГС №6 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (874,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (72,9 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате – ни одной точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (477,4 т) и вторые 6 месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (79,6 т) и вторую половину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3710,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 309,2 т, или на 402% больше базовой (61,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (309,2 т) базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2970,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (80,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 11), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (76,4 и 5,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (739,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (236,1 т) и истории (16,8 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 79,3 и 21,5%.
Скважина №7
Показатели работы скважины №7 приведены в табл. 16
Таблица 16. Показатели работы скважины №7
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 114,7 | 213,0 | 01.2008 | 319,3 | 20,4 |
02.2007 | 117,8 | 262,2 | 02.2008 | 291,4 | 15,3 |
03.2007 | 111,6 | 395,7 | 03.2008 | 306,9 | 19,6 |
04.2007 | 111,6 | 395,7 | 04.2008 | 291,4 | 18,6 |
05.2007 | 105,4 | 195,7 | 05.2008 | 303,8 | 22,9 |
06.2007 | 117,8 | 176,7 | 06.2008 | 300,7 | 26,1 |
07.2007 | 99,2 | 155,2 | 07.2008 | 297,6 | 15,7 |
08.2007 | 105,4 | 245,9 | 08.2008 | 279 | 41,7 |
09.2007 | 99,2 | 176,4 | 09.2008 | 260,4 | 46,0 |
10.2007 | 108,5 | 201,5 | 10.2008 | 235,6 | 101,0 |
11.2007 | 105,4 | 234,6 | 11.2008 | 238,7 | 83,9 |
12.2007 | 111,6 | 260,4 | 12.2008 | 220,1 | 113,4 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 12) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 12. Определение технологической эффективности ГС №7 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1308,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (109,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (678,9 т) и вторые 6 месяцев (629,3 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (113,2 т) и вторую половину предыстории (104,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3344,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 278,7 т, или на 163% больше базовой (102,1 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (278,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2119,4 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (63,4%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 12), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (67,8 и 13,4%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1225,5 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (229,9 т) и истории (43,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 69,2 и 29,7%.
Скважина №8
Показатели работы скважины №8 приведены в табл. 17.
Таблица 17. Показатели работы скважины №8
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 158,1 | 129,4 | 01.2008 | 266,6 | 20,1 |
02.2007 | 142,6 | 167,4 | 02.2008 | 269,7 | 17,2 |
03.2007 | 148,8 | 181,9 | 03.2008 | 266,6 | 11,1 |
04.2007 | 151,9 | 218,6 | 04.2008 | 235,6 | 12,4 |
05.2007 | 151,9 | 227,9 | 05.2008 | 266,6 | 23,2 |
06.2007 | 145,7 | 218,6 | 06.2008 | 257,3 | 19,4 |
07.2007 | 139,5 | 209,3 | 07.2008 | 260,4 | 49,6 |
08.2007 | 133,3 | 217,5 | 08.2008 | 244,9 | 57,4 |
09.2007 | 139,5 | 227,6 | 09.2008 | 226,3 | 75,4 |
10.2007 | 130,2 | 172,6 | 10.2008 | 260,4 | 42,4 |
11.2007 | 136,4 | 173,6 | 11.2008 | 279 | 49,2 |
12.2007 | 155 | 214,0 | 12.2008 | 257,3 | 28,6 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 13) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию.
Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1732,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (144,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Рис. 13. Определение технологической эффективности ГС №8 «прямым» счетом
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (899,0 т) и вторые 6 месяцев (833,9 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (149,8 т) и вторую половину предыстории (139,0 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча
нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3090,7 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 257,6 т, или на 90% больше базовой (135,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (257,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (135,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (1446,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (47,4%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 13), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 11,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1624,4 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (194,0 т) и истории (32,9 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,9 и 19,6%.
Скважина №9
Показатели работы скважины №9 приведены в табл. 18
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (08.2006) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (08.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 14) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию.
Проводим вертикальную прямую точку (08.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Таблица 18. Показатели работы скважины №9
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
08.2006 | 117,8 | 200,6 | 08.2007 | 275,9 | 0,0 |
09.2006 | 111,6 | 207,3 | 09.2007 | 291,4 | 5,9 |
10.2006 | 114,7 | 187,1 | 10.2007 | 288,3 | 8,9 |
11.2006 | 111,6 | 190,0 | 11.2007 | 269,7 | 17,2 |
12.2006 | 114,7 | 179,4 | 12.2007 | 269,7 | 23,5 |
01.2007 | 105,4 | 214,0 | 01.2008 | 266,6 | 26,4 |
02.2007 | 102,3 | 198,6 | 02.2008 | 263,5 | 32,6 |
03.2007 | 96,1 | 213,9 | 03.2008 | 285,2 | 42,6 |
04.2007 | 96,1 | 204,2 | 04.2008 | 288,3 | 54,9 |
05.2007 | 105,4 | 187,4 | 05.2008 | 325,5 | 66,7 |
06.2007 | 108,5 | 201,5 | 06.2008 | 337,9 | 79,3 |
07.2007 | 102,3 | 174,2 | 07.2008 | 334,8 | 89,0 |
08.2008 | 344,1 | 97,1 | |||
09.2008 | 350,3 | 110,6 | |||
10.2008 | 353,4 | 117,8 | |||
11.2008 | 356,5 | 112,6 | |||
12.2008 | 347,2 | 92,3 |
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1286,5 т) и среднемесячную
добычу в этот период (107,2 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (08.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Рис. 14. Определение технологической эффективности ГС №9 «прямым» счетом
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (675,8 т) и вторые 6 месяцев (610,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (112,6 т) и вторую половину предыстории (101,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 17 из 17 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.08.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 5248,3 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 308,7 т, или на 214% больше базовой (98,2 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (308,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (98,2 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3579,5 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (68,2%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 14), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (64,7 и 14,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1668,8 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,8 т) и истории (51,0 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 66,7 и 34,2%.
Скважина №10
Показатели работы скважины №10 приведены в табл. 19.
Таблица 19. Показатели работы скважины №10
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
11.2006 | 80,6 | 126,1 | 01.2008 | 322,4 | 24,3 |
12.2006 | 83,7 | 162,5 | 02.2008 | 362,7 | 19,1 |
01.2007 | 89,9 | 220,1 | 03.2008 | 390,6 | 24,9 |
02.2007 | 80,6 | 207,3 | 04.2008 | 375,1 | 32,6 |
03.2007 | 74,4 | 201,2 | 05.2008 | 356,5 | 26,8 |
04.2007 | 83,7 | 186,3 | 06.2008 | 387,5 | 38,3 |
05.2007 | 83,7 | 296,8 | 07.2008 | 362,7 | 31,5 |
06.2007 | 77,5 | 150,4 | 08.2008 | 341 | 37,9 |
07.2007 | 74,4 | 173,6 | 09.2008 | 344,1 | 42,5 |
08.2007 | 68,2 | 204,6 | 10.2008 | 337,9 | 33,4 |
09.2007 | 68,2 | 241,8 | 11.2008 | 316,2 | 43,1 |
10.2007 | 71,3 | 202,9 | 12.2008 | 313,1 | 42,7 |
11.2007 | 77,5 | 180,8 | |||
12.2007 | 80,6 | 163,6 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 15) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию.
Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 15. Определение технологической эффективности ГС №10 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 14 месяцев предыстории (1094,3 т) и среднемесячную добычу в этот период (78,2 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 6 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Поскольку КаЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (575,6 т) и вторые 7 месяцев (517,7 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (82,4 т) и вторую половину предыстории (74,0 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (70,4 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 4209,8 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 350,8 т, или на 399% больше базовой (70,4 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (350,8 т) базовую среднемесячную добычу нефти (70,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3365,6 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (79,9%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 15), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (61,6 и 8,7%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (844,2 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (125,6 т) и истории (33,3 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 64,1 и 32,1%.
Суммарная дополнительная добыча составила
Q=3883,3+2245,5+3155,0+5425,3+2814,8+2970,8+2119,4+1446,3+3579,5+3365,6=30105,5 т
... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть» 3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...
... разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделением Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки. Последний проектный документ – "Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения" (с уточнением проектных показателей), составленный "ТатНИПИнефть", был утвержден 27.12.2006г. По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них ...
0 комментариев