Уплотняющее бурение скважин что это

13.1.7. Глубинное уплотнение пробивкой скважин

Для пробивки скважин и уплотнения засыпаемого в них грунта применяются станки ударно-канатного бурения БС-1М или БС-2 и навесное оборудование к крану-экскаватору. Станки БС-1М имеют штангу (ударный снаряд) весом 28—32 кН с наконечником диаметром 325—425 мм и обеспечивают 44—52 удара в 1 мин с высоты 0,9—1,1 м, при которых достигается пробивка скважин диаметром 0,5—0,55 м и создается уплотненная зона радиусом 0,7—0,9 м.

При таком диаметре наконечника обеспечивается возможность пробивки скважин диаметром 0,7—1 м и создания уплотненной зоны радиусом 1,2—1,8 м.

Опытные работы по глубинному уплотнению пробивкой скважин выполняются перед началом производства работ с целью уточнения: расстояния между скважинами; расхода грунта для заполнения скважин; минимально допустимой степени плотности грунта в уплотненном массиве; технологии производства работ. Опытное уплотнение производится отдельными скважинами на глубину не менее 15 диаметров пробивного снаряда с закладкой контрольного шурфа для отбора проб на влажность и плотность грунта.

Производство работ по глубинному уплотнению просадочных грунтов пробивкой скважин включает: подготовку котлована для уплотнения, пробивку скважин, заполнение скважин грунтовым материалом и пооперационный контроль качества выполненных работ.

Котлованы для глубинного уплотнения пробивкой скважин разрабатываются по всей площади здания или отдельными участками с учетом последующего удаления или доуплотнения буферного слоя. Во всех случаях должен полностью срезаться почвенно-растительный слой грунта, содержащий более 0,05 органических остатков.

При пробивке скважин положение мачты должно быть вертикальным. Скважины пробивают через одну. Пропущенные скважины пробивают после полного заполнения предыдущих грунтовым материалом. Обычно при глубинном уплотнении станки ударно-канатного бурения работают попарно с таким расчетом, что один станок пробивает скважины, а другой уплотняет засыпаемый в них грунт.

При необходимости повышения прочности в нижней части уплотненного массива и создания под ним основания повышенной несущей способности в дно пробитой скважины втрамбовывается жесткий грунтовый материал (щебень, гравий, песчано-гравийная смесь, крупный песок и т.п.). Жесткий грунтовый материал отсыпается отдельными слоями высотой 0,8—1,2 d (где d — диаметр скважины) и втрамбовывается до отказа, т.е. когда понижение дна скважины за 25 ударов не превышает 2 см. В нижнюю часть уплотненного массива жесткий грунтовый материал отсыпается слоями толщиной 1,5—2 d и уплотняется 25—30 ударами трамбовки (в течение 0,5 мин),

Засыпка верхней части скважин, а также по всей их глубине в случае применения обычного глубинного уплотнения выполняется местным лессовым или глинистым грунтом с влажностью, близкой к оптимальной. Отклонение влажности засыпаемого в скважины глинистого грунта от оптимальной допускается не более чем на +0,02 или –0,06.

При пооперационном контроле за качеством работ по пробивке скважин проверяются их диаметр, глубина и расстояние между скважинами поверху. В том случае, если получившиеся расстояния между скважинами превышают заданные в проекте более чем на 20—25 %, проходят дополнительные скважины наконечником меньшего диаметра (210—250 мм). При заполнении скважин грунтовым материалом контролируются объем грунта в каждой отсыпаемой порции, влажность отсыпаемого глинистого грунта, однородность его состава на основе визуального осмотра, число ударов трамбующего снаряда для уплотнения каждой порции грунта. В необходимых случаях после завершения работ определяются плотность сухого грунта и его влажность путем проходки шурфов или радиометрических скважин

Сорочан Е.А. Основания, фундаменты и подземные сооружения

Источник

Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин

Владельцы патента RU 2535577:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение. Сущность изобретения: необходимый результат по способу достигают построением карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карт распределения текущего пластового давления на основе данных эксплуатации и исследования скважин. Места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления. Местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины. Местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины. Оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины, с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи. 1 пр., 7 ил.

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к повышению эффективности уплотняющего бурения скважин.

Заводнение является наиболее распространенным способом разработки нефтяных залежей в России и мире. При заводнении на залежь бурят систему (сетку) скважин, включающую как добывающие, так и нагнетательные скважины.

В рыночных экономических условиях бурение уплотняющих скважин обычно максимально отодвигают во времени для ускорения окупаемости затрат на первичную стадию разбуривания и обустройство месторождения. А также для снижения себестоимости добычи нефти в период сохранения приемлемо высоких дебитов по нефти по добывающим скважинам первой стадии. Поэтому к моменту реализации уплотняющего бурения чаще всего имеет место достаточно существенная степень выработанности запасов нефти и обводнения добываемой продукции.

Известен способ повышения эффективности уплотняющего бурения, основанный на размещении добывающих уплотняющих скважин в зонах наибольших невыработанных запасов нефти. Для этого на основе промысловых данных, данных исследования скважин и/или результатов 3D-компьютерного моделирования строят карты распределения невыработанных запасов и/или карты текущей нефтенасыщенности. Предполагают, что в этом случае уплотняющие добывающие скважины обеспечат наилучшие показатели дополнительной добычи нефти и окупаемости капитальных вложений. Также для повышения дебитов уплотняющих скважин при проектировании их местоположения могут учитывать распределение зон повышенной проницаемости и/или эффективных толщин. Целесообразность бурения уплотняющих скважин оценивают поскважинно или по отдельным участкам, исходя из оценки экономической рентабельности соответствующих капитальных затрат.

При реализации описанного способа ввод нагнетательных скважин осуществляют или по исходно запроектированной сетке, или путем перевода под нагнетание ранее пробуренных добывающих скважин. В последнем случае переходят к очагово-избирательному заводнению (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М.: Недра, 1985, с.47).

Указанный способ имеет следующие недостатки.

— Дебиты по нефти уплотняющих скважин имеют тенденцию к быстрому снижению. Поэтому период их эффективной эксплуатации оказывается существенно более коротким, чем добывающих скважин первой стадии.

— Ввод уплотняющих добывающих скважин приводит к снижению дебитов по нефти окружающих добывающих скважин первой стадии. Это происходит, во-первых, из-за увеличения общих темпов отбора флюидов из соответствующей зоны и локального снижения пластового давления. Поэтому снижается дебит скважин по жидкости. Во-вторых, локальное снижение пластового давления приводит к более интенсивному поступлению воды от нагнетательных к добывающим скважинам. И, как следствие, к ускоренному обводнению добываемой продукции.

— Для предотвращения локального снижения пластового давления часть добывающих скважин первой стадии могут переводить под нагнетание воды. Однако при этом они выходят из фонда добывающих, т.е. ранее имевшая место добыча нефти по ним теряется.

Могут также бурить новые нагнетательные скважины в соответствующих зонах. Однако это сопряжено с существенными капитальными затратами на бурение таких скважин в дополнение к вводимым уплотняющим добывающим скважинам.

В основу предлагаемого изобретения положена задача обоснования способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов и более стабильную динамику добычи нефти по вводимым скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин включает построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, и отличается тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления; местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины; местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины; технико-экономическую оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

Краткое описание чертежей.

Фиг.1-7 иллюстрируют приводимый далее пример реализации предлагаемого способа.

На фиг.7 показана карта средневзвешенных по толщине пласта значений пластового давления (в барах) после 30 лет разработки по комбинированному варианту.

Способ реализуют следующим образом.

1. С использованием результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин, данных эксплуатации скважин, результатов расчетов на адаптированной к фактическим данным эксплуатации скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи строят карты:

— текущего распределения невыработанных запасов нефти и/или текущей нефтенасыщенности,

— распределения текущего пластового давления.

2. С использованием построенных карт выбирают целесообразные места размещения уплотняющих скважин:

— местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины,

— местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины.

Конструкцию, тип заканчивания, траекторию ствола, интервал вскрытия пласта и режим эксплуатации каждой конкретной уплотняющей скважины определяют с учетом ее целевого назначения, распределения геолого-физических свойств пласта по площади и разрезу, результатов анализа состояния разработки залежи, опыта эксплуатации ранее пробуренных скважин, технических и технологических ограничений, а также результатов оценочных расчетов на трехмерной геолого-технологической модели.

3. Выполняют расчеты прогнозных показателей разработки залежи на трехмерной геолого-технологической модели на заданный оценочный период для базового варианта без бурения уплотняющих скважин и для варианта с бурением уплотняющих скважин. Расчеты проводят для залежи в целом или ее участка, охватывающего все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

На основе полученных динамик технологических показателей разработки проводят сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов на основе принятых экономических критериев, удельных показателей и методик оценивания.

4. С учетом полученных результатов технико-экономических расчетов, формируют по п.2 альтернативные варианты по количеству, размещению, конструкции, режимам и другим параметрам уплотняющих скважин. В соответствии с п.3 проводят их сравнительную технико-экономическую оценку как с уже рассмотренными вариантами, так и между собой.

5. П.4 повторяют до получения достаточно привлекательных прогнозных технико-экономических показателей. Реализуют на практике наилучший из рассмотренных вариантов по принятым технико-экономическим критериям.

6. По мере реализации уплотняющего бурения осуществляют контроль за процессом эксплуатации новых и ранее пробуренных скважин, промысловые геофизические и гидродинамические исследования. При выявлении существенных отклонений получаемых новых данных от использованных в п.1-2, повторяют п.1-5 для уточнения дальнейших решений по реализации уплотняющего бурения.

Пример реализации предлагаемого способа.

С целью избежать привязки к специфике и предыстории разработки конкретного объекта, для иллюстрации предлагаемого способа и его преимуществ проведены сопоставительные расчеты с использованием модифицированной 3D гидродинамической модели гипотетического месторождения Брюгге (http://www.uncertaintyes.org/index.php/en/download-page). Данная модель сформирована на реалистичной геолого-геофизической основе и характеризуется высокой неоднородностью свойств. После ряда модификаций она оказалась подходящей для проведения описываемых далее сопоставительных расчетов. Особенности модели Брюгге и реализованных ее модификаций состоят в следующем.

1. Гипотетическая нефтяная залежь вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток и тектонически экранирована по северо-восточной границе. С остальных направлений залежь ограничена контактом с краевыми водами. В пределах залежи имеется непроницаемое тектоническое нарушение, частично экранирующее примерно 1/3 площади нефтеносности на юго-востоке.

6. Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин скорректированы относительно примера Брюгге и приняты следующими:

— добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 60 бар,

7. Расчет показателей разработки проводится на период 30 лет. Задано условие отключения добывающих скважин по достижении обводненности 95%, однако ни по одной скважине не достигается.

Для исследования целесообразности бурения уплотняющих скважин различного типа рассмотрены следующие 4 варианта.

Из приведенных значений очевидно, что имеется значительный резерв не только для локального уплотняющего бурения, но и для оптимизации сетки скважин в целом. Однако для целей данного примера рассматривается только целесообразность локального уплотняющего бурения после 20 лет разработки залежи. Данный момент времени принят, исходя из темпов формирования локальных зон невыработанных запасов.

— Последующие 3 варианта сформированы следующим образом. Исходя из карты нефтенасыщенности после 20 лет разработки, выбрано положение 8 уплотняющих скважин (фиг.1). Все эти скважины вводятся одновременно на 21-й год разработки с режимами, аналогичными первоначальным скважинам. Осуществляется расчет показателей на оставшиеся 10 лет принятого прогнозного периода.

На фиг.3-6 показаны графики интегральных показателей разработки для 4 вариантов. Их анализ позволяет выделить следующие особенности.

Наиболее привлекательным, с заметным отрывом, оказывается вариант с индивидуальным выбором типа уплотняющей скважины для каждой зоны. Средняя накопленная добыча нефти по уплотняющим скважинам за 10 лет в этом случае составляет 157,5 тыс.т/скв, включая нагнетательные.

— С точки зрения эффективности капитальных затрат, представляет интерес динамика суточной добычи нефти. Из фиг.4 видно, что вариант с добывающими уплотняющими скважинами отличается ожидаемо наибольшими показателями суточной добычи в 21-м году. Однако в дальнейшем, также ожидаемо, имеет место быстрое их снижение.

Обратные тенденции демонстрирует вариант с «нагнетательным уплотнением». Здесь рост добычи нефти происходит постепенно, по мере роста пластового давления. То есть, с точки зрения дисконтированных экономических показателей, он менее привлекателен. Зато имеет лучшие тенденции к концу расчетного периода.

Комбинированный вариант объединяет преимущества двух предыдущих. Здесь имеют место и достаточно высокий прирост добычи в момент запуска уплотняющих скважин и наиболее привлекательная динамика добычи в течение всего последующего периода.

— Данные фиг.5 поясняют тенденции, наблюдаемые на фиг.4. Так, уплотнение сетки без ввода нагнетательных скважин ожидаемо приводит к резкому ускорению темпов падения пластового давления.

В случае уплотняющего бурения только нагнетательных скважин среднее пластовое давление возрастает быстрыми темпами и к концу расчетного периода превышает начальное. В отдельных зонах залежи имеет место сильная перекомпенсация. Это негативный фактор как с точки зрения потенциальной опасности ускоренного обводнения, так и в плане технологических осложнений при проведении ремонтных работ на скважинах.

Комбинированный вариант демонстрирует более привлекательную, плавную динамику роста пластового давления, выполаживающуюся на уровне начальных его величин к концу 30 лет расчета. То есть, бурение уплотняющих нагнетательных скважин целесообразно только в зонах локальной недокомпенсации. А на благополучных по давлению участках такие скважины работают «вхолостую».

Сказанное подтверждает фиг.7. Здесь приведена карта пластового давления на конец прогнозного периода по комбинированному варианту. Видно, в сравнении с фиг.2, что его распределение характеризуется отсутствием существенных аномалий в пределах области дренирования. Как в зонах бурения нагнетательных, так и добывающих уплотняющих скважин.

— На первый взгляд, противоречивыми представляются динамики обводненности на фиг.6. Однако, они имеют следующее объяснение.

Ввод уплотняющих добывающих скважин в зонах повышенной нефтенасыщенности приводит к снижению интегральной обводненности продукции. С другой стороны, в дальнейшем имеет место более интенсивное снижение давления в зонах отбора по сравнению с базовым вариантом. А следовательно, и ускоренное продвижение закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Поэтому именно вариант с «добывающим» уплотнением к концу прогнозного периода отличается наиболее высокой обводненностью продукции. Здесь важно, что темпы роста обводненности предопределяют, в основном, добывающие скважины первоначальной сетки, тогда как уплотняющие скважины характеризуются меньшей степенью обводнения.

Напротив, бурение уплотняющих скважин в варианте нагнетательных способствует активизации локальных невыработанных запасов нефти и продвижению их в сторону обводненных добывающих скважин. Поэтому имеет место постепенное и существенное снижение общей обводненности продукции. Хотя за пределами рассматриваемого периода можно ожидать негативных последствий перекомпенсации.

Комбинированный вариант характеризуется промежуточной динамикой обводненности: она существенно снижается на 21-й год за счет ввода уплотняющих добывающих скважин и в дальнейшем возрастает сопоставимыми темпами с базовым вариантом, но при меньших абсолютных ззначениях.

Таким образом, приведенные результаты расчетов свидетельствуют о целесообразности реализации предлагаемого способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. Предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения объемов и достижения более стабильной динамики добычи нефти по вводимым уплотняющим скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, включающий построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, отличающийся тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления, местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины, местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины, технико-экономическую оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

Источник

Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России

Basic methods of increasing of recoverable oil in Russia

A. LUTFULLIN, GKZ Rosnedra

Проблема увеличения нефтеизвлечения в России стоит особенно остро: за последние 25 – 30 лет в стране наблюдается тенденция к медленному снижению средневзвешенной проектной величины коэффициента нефтеизвлечения (КИН) со стабилизацией на уровне 34 — 36% [1].

About increasing of recoverable oil in Russia. Estimation of methods and recommendations for their application.

Уплотнение сетки скважин

Горизонтальные скважины (ГС)

Боковые стволы (БС)

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Гидродинамические методы

Потокоотклоняющие технологии (ПОТ)

Выводы

Исходя из всего вышесказанного, можно прогнозировать в дальнейшем все больший объем применения боковых стволов (включая горизонтальные и многозабойные) для увеличения охвата пласта воздействием, а также дальнейшее развитие потокоотклоняющих технологий при возможном сокращении количества используемых рецептур и агентов. По-прежнему будет возрастать объем бурения горизонтальных скважин и проведения ГРП.

Источник

Уплотнение сетки скважин как метод оптимизации затрат

Разработка карбонатных коллекторов в Татарстане в настоящее время осуществляется низкими темпами. Как специалисты ПАО «Татнефть» оптимизируют капитальные и эксплуатационные затраты при обустройстве месторождений?

В целях активного повышения конкурентоспособности компании Татнефть и роста ее инвестиционной активности в 2018 году советом директоров была рассмотрена и принята новая стратегия развития до 2030 года. Одним из проектов, утвержденным генеральным директором ПАО «Татнефть» Н.У. Магановым, реализуемым в рамках данной стратегии является: «Увеличение коэффициента извлечения нефти за счет рентабельной добычи уплотненной сеткой скважин на месторождениях ПАО Татнефть».

В настоящее время значительные запасы нефти месторождений ПАО «Татнефть» сосредоточены в сложнопостроенных, низкопродуктивных залежах карбонатных коллекторов, нефть которых в основном характеризуется высокой вязкостью. Текущие значения технологических показателей разработки залежей объясняются в основном: низкой продуктивностью карбонатных коллекторов, высокой геологической неоднородность пластов, высокой вязкостью нефти, сложной структурой пустотного порового пространства и наличием трещиноватости.

Еще в 80-х годах в структурном подразделении ПАО «Татнефть» – НГДУ Ямашнефть, на опытных участках Ямашинского месторождения разбуренных по экспериментальной уплотненной сетке 200 200 и 100 100 проводились работы по определению добывных возможностей вязких нефтей в коллекторах башкирского яруса, как на естественном режиме эксплуатации так и в условиях внутриконтурного заводнения.

Полученные результаты позволили определить наиболее эффективные режимы работы скважин и подобрать оптимальное значение плотности сетки для эксплуатации подобных участков.

Строительство скважин по уплотненной сетке подразумевает собой бурение не традиционных скважин, а скважин малого диаметра – СМД. (диаметр э/к 102 – 114 мм). Тиражирование строительства скважин по новой технологии с диаметром эксплуатационной колонны – 114 мм началось в Татнефти еще в 2006 году, в 2016 году – была пробурена скважина с диаметром колонны 102 мм. Бурение скважин малого диаметра в сравнении со скважинами традиционной конструкции позволяет снижать затраты в среднем на 58 %. Но ведь скважину мало пробурить – ее нужно освоить, т.е. получить промышленный приток нефти, внедрить глубинно-насосное оборудование, построить систему трубопроводов и оснастить средствами контроля и замера дебитов жидкости и здесь тоже не обошлось без новых подходов и решений. Ключевыми направлениями оптимизация затрат, помимо самого бурения скважины по технологии СМД, стали:

• в части компоновки глубинно- насосного оборудования:

использование штанг 1 облегченной конструкции типа ПЦ-30, ПЦ-40 производства БМЗ ПАО «Татнефть», взамен ПЦ-60 или СК.

• в части обустройства и электроснабжения:

применение выкидных трубопроводов диаметром 57 мм взамен 89 мм., использование одного дренажного колодца на каждые 3 скважины, использование б/у труб для ливневых канализаций, использование провода меньшего сечения АС-50 взамен АС‑70, использование силового кабеля меньшего сечения АВВГ – 4 6 взамен 4 10, а также КТП – 25 кВа столбового типа, использование группового замера дебита скважин, внедрение малогабаритных станций управления для цепных приводов.

Все эти мероприятия позволили в конечном итоге получить эффективность инвестиций на 15 % выше запланированных показателей, в пределах окупаемости проекта. Кроме того реализация проекта по прогнозам в ближайшие 15 лет позволит увеличить КИН на месторождениях в среднем на 4 – 6 %.

Всего по данной программе в компании ПАО «Татнефть» пробурено более 750 скважин, а потенциальный фонд для бурения составляет еще около 7000 скважин на 46 месторождениях. В завершении хотелось бы отметить, что структурное подразделение ПАО «Татнефть» – НГДУ «Ямашнефть» в 2019 году отмечает свой полувековой юбилей. За прошедшие годы коллективом управления решено множество задач как в области разработки месторождений и добычи нефти, так и в промысловой подготовки. Хочу поздравить с 50-летием весь коллектив НГДУ «Ямашнефть», а также его руководителя В.В. Смыкова и пожелать дальнейших успехов в производстве и достижения новых высот.

«Будущее зависит от того, что Вы делаете сегодня» (Махатма Ганди)

Источник