6. Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта ав1

Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной, не связанной воды. При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора- это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую Нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположенные на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами. Нефтенасыщенность пласта АВ13 – 0,483-0,366%. По пласту АВ12 нефтенасыщенность изменяется от 7,3 до 43,6% в скважине №1679 и от 35,7 до 84,5% в скважине №64.

Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ11. Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.

7. Физико-химическая характеристика нефти горизонта ав1

Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847,56 кг/м³, сравнительно маловязкой,. Содержание серы 0,75% весовых, асфальтенов - 2,0%, селикагеливых смол-8,83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2,23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58-63%. Нефть характеризуется следующими параметрами: плотность сепарированной нефти 851,9% кг/м³; плотность пластовой нефти 777,7 кг/м³; объемный коэффициент 1,182 м³/м³; вязкость пластовой нефти 1,66 мПа*с; давление насыщения - 8,2 мПа; газосодержание - 67,47 м³/т.

Компонентный состав нефтяного газа приведен ниже в таблице №2 и на рисунке №5.

Таблица 2 - компонентный состав нефтяного газа

Компоненты	мольное содержание, %
СО2	0,31
N2	1,33
СН4	77,43
С2Н6	3,98
i-С3Н8	8,78
i-С4Н10	1,92
n-С4Н10	3,98
С5Н12	0,79
С6 + высшие	0,58
Молекулярная масса	23,085
Плотность (p), кг/м3	0,944

Рисунок 5 - Компонентный состав нефтяного газа

Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеному типу по классификации Добрянского. Также нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном.

2. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1

Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 году и введено в эксплуатацию в 1966 году, как уже утверждалось ранее. В следующем году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.

Учитывая низкое начальное нефтенасышение и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик было решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м. В дальнейшем принято решение о переходе на площадную систему разработки. Внедрение этой системы обеспечило интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти. Поэтому в проекте разработки (1990 г.) для исключения негативных факторов площадной системы было принято решение по формированию трехрядной системы с уплотнением сетки в центре ячеек.

В целом по месторождению утвержденный проектный основной фонд составил 1839 скважин - из них 1388 скважин (75%) относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения к 2006 году пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто свыше 150 миллионов тонн нефти. Максимальный уровень добычи нефти по месторождению достигнут в 1977 – 78 годах (рисунок 6 и рисунок 7).

Рисунок 6 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 1966 по 2006 год

Рисунок 7 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 1966 по 2006 год

На объекте АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщена только верхняя часть объекта.

С начала разработки объекта на 2006 год отобрано 74666,58 тысяч тонн или 51% от начальных утвержденных для извлечения запасов нефти (таблица 3). На 2006 год коэффициент нефтеизвлечения составляя 0,195, а обводненность продукции - 83,8%.

Таблица 3 - Основные показатели разработки объекта АВ1 Советского месторождения за период с 2003 по 2006 год

Показатели разработки		2003	2004	2005	2006
1	Годовая добыча нефти всего, тыс. т.	1760,5	1860	1848,2	1755
2	Эксплуатационный фонд скважин	907	850	845	744
	в том числе бездействующие	227	232	234	238
	Добывающие	680	618	611	506
3	Средний дебит по жидкости, т/сут	30,5	32,5	33	34,2
4	Средняя обводненность продукции, %	75,6	82,2	83,6	83,8
5	Средний дебит скважин по нефти, т/сут	8	8,1	8,3	8,5
6	Годовая добыча жидкости, тыс. м3	6740,3	6845,1	6840,3	6835,1
7	Накопленная добыча жидкости, тыс. м3	201705	208551	215391	222226
8	Накопленная добыча нефти, тыс. т.	69203,4	71063	72912	74667
9	Текущий коэффициент нефтеизвлечения	0,189	0,190	0,192	0,195
10	Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти, %	47,6	48,9	49,3	51,2
11	Закачка воды годовая, тыс. м3	8915,3	9920,3	10225,1	11020
12	Накопленная закачка воды тыс.м3	252399	262319	272544	283564

3. Инновационные технологии на предприятии

В 2010 году на юго-восточной и северо-западной частях месторождения были пробурены несколько скважин для определения потенциала этих участков. Расчеты специалистов «Томскнефти» о не исчерпанности даже половины запасов месторождения оправдались и к нынешнему моменту на этих участках активно разбуриваются две новых кустовых площадки. Технологическая основа нового подхода к разработке Советского месторождения - технология горизонтального бурения, позволяющая эффективнее использовать продуктивные пласты и разбуривать уже существующие скважины в горизонтальных направлениях, что позволяет существенно экономить ресурсы. Активно используются новые материалы и реагенты, позволяющие повысить эксплуатационные качества пробуренных скважин. Повышению качества работ на месторождениях способствует принятый в «Томскнефти» метод разделения сервисных работ, при котором менеджеры и специалисты компании осуществляют управление несколькими узкоспециальными сервисными подрядчиками. В результате компании удается контролировать качество и сроки всех производственных процессов, исключая из этой схемы все промежуточные звенья. Такой производственно-технологический задел позволяет «Томскнефти» продлевать программу эксплуатационного бурения Советского месторождения (которое до 2010 года находилось уже в завершающей стадии эксплуатации) до 2017 года  общим объемом 260-280 скважин.

В данном курсовом проекте мне бы хотелось поподробнее разобрать метод горизонтального бурения, который в последнее время стал очень популярным у различных нефтяных компаний.

«Горизонтальное бурение - более сложный процесс по сравнению с наклонно-направленным бурением, - комментирует Немат Исмаилов (заместитель генерального директора ОАО «Томскнефть» ВНК по бурению и скважинным технологиям). - Но когда заказчик и подрядчик определенное время в нем проработали, накопили опыт, он перестает быть сложным. Сложным этот процесс был для нас в 2006 году, когда мы только начинали бурить горизонтальные скважины».

1. Технология горизонтально-направленного бурения

Горизонтально-направленное бурение – это метод бестраншейной прокладки различных коммуникаций (в том числе трубопровода) на различной глубине как под естественными, так и под искусственными преградами или препятствиями без нарушения режима их обычного функционирования.

Данный метод был разработан и внедрен впервые еще в 1971 году в США. В Калифорнии под рекой Педжейро корпорацией «Titan Contractors» был проложен трубопровод, диаметр которого составил 115,3 мм, а протяженность – 231,6 м. С этого времени метод завоевал большую популярность во всем мире.

На самом деле, технология горизонтально-направленного бурения очень проста и понятна. В нужной точке входа трубопровода перед препятствием ставится установка направленного бурения, которая по заданной траектории бурит пилотную скважину и выходит на другой стороне с очень высокой точностью.

Бурение пилотной скважины —ответственный этап работы, от которого зависит конечный результат. Оно осуществляется при помощи породоразрушающего инструмента — так называемой буровой головки со скосом в передней части и встроенным излучателем (рисунок 8). Эта буровая головка соединена с гибкой приводной штангой, что позволяет управлять процессом строительства и обходить выявленные на этапе подготовки к бурению подземные препятствия. В буровой головке имеются отверстия для подачи специального бурового раствора, который закачивается в скважину и образует суспензию с размельченной породой. Буровой раствор используется для уменьшения трения на буровой головке и штанге, предохранения скважины от обвалов, охлаждения породоразрушающего инструмента, разрушения породы и очищения скважину от обломков, вынося их на поверхность. Контроль за местоположением головки осуществляется при помощи приемного устройства, который принимает и обрабатывает сигналы встроенного в корпус буровой головки передатчика. Строительство пилотной скважины завершается выходом буровой головки в заданной проектом точке.

Рисунок 8 – Бурение пилотной скважины

В дальнейшем, в зависимости уже от требующегося диаметра скважины для протяжки трубопровода, выполняется расширение скважины в один или несколько этапов.При этом прокалывающая головка отсоединяется от буровых штанг и вместо нее присоединяется риммер — расширитель обратного действия. При помощи усилия с одновременным вращением риммер протягивается через створ скважины в направлении буровой установки, тем самым расширяя пилотную скважину до необходимого диаметра (рисунок 9). Для обеспечения беспрепятственного протягивания трубопровода через расширенную скважину ее диаметр должен на 20-30% превышать диаметр самого трубопровода.

Рисунок 9 – Процесс расширения скважины

На противоположной от буровой установки стороне скважины располагается готовая к протягиванию плеть трубопровода. К переднему концу плети крепится оголовок, оголовок цепляется за вертлюг с расширителем. Таким образом, буровая установка затягивает в скважину плеть протягиваемого трубопровода по проектной траектории, что показано на рисунке 10.

Рисунок 10 – Протягивание трубопровода

С помощью данного метода можно бурить скважины любой кривизны, благодаря наличию передатчика в буровом снаряде. Эти сигналы, которые этот передатчик излучает, принимаются приемником, находящимся на поверхности. Что позволяет непрерывно отслеживать направление, глубину и другие параметры проходки.

Преимущества горизонтального бурения очевидны. Такое бурение, не нарушая покрытия проходит все наземные препятствия, которые попадаются на пути прокладки трубопровода. А в нашем случае, позволит пробуривать уже пробуренные ранее скважины в другом - в горизонтальном направлении. Это позволит сэкономить ресурсы, эксплуатировать трудно доступные для обычного бурения участки. Так горизонтально-направленное бурение не остановят ни скалы, ни овраги, ни сложнопересеченная местность.

2. Основные преимущества горизонтального бурения

Метод горизонтально-направленного бурения – это уникальный метод, который уже в настоящее время используется во всем мире. Более того, в строительстве подземных коммуникаций он вне конкуренции. Это обусловлено рядом преимуществ.

Преимущества в производственно-техническом процессе:

• Возможность бестраншейного строительства, ремонта и санации трубопровода;

• Сокращение срока производства работ за счет использования высокотехнологичных буровых комплексов;

• Сокращение количества техники и рабочей силы;

• Снижение риска аварийных ситуаций;

• Увеличение длительности сохранности трубопровода и его нормальной работы;

• Возможность автономной работы установок;

• Отсутствие необходимости производства работ по водопонижению в условиях высоких грунтовых вод.

В финансово-экономическом плане, тоже присутствует ряяд преимуществ:

• Снижение сметной стоимости строительства трубопроводов за счет снижения срока производства работ, затрат на дополнительную рабочую силу и тяжелую технику;

• Экономичность агрегатов из-за низкого энергообеспечения;

• Отсутствие затрат на восстановление поврежденных участков инфраструктуры;

• Сокращение эксплуатационных расходов на контроль и ремонт трубопроводов в процессе эксплуатации.

И конечно же, данный метод бурения в социально-экономическом плане также имеет преимущества:

• Сохранение природного ландшафта и экологического баланса в местах, где проводятся работы.

• Исключение техногенного воздействия на флору и фауну, размыва берегов и донных отложений водоемов;

• Минимизация негативного влияния на условия проживания людей в зоне проведения работ.

4. Обоснование экономической эффективности проведения инновационного мероприятия

Таблица 4 – Исходные данные для расчетной части курсовой работы

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Вариант
			43
1	Продолжительность технологического эффекта	лет	5,0
2	Стоимость одного инновационного мероприятия.	тыс.руб.	1423,4
3	Среднесуточный прирост дебита одной скважины в начале эксплуатации после инновационного мероприятия	т/сут	12,1
4	Кол-во скважин, на которых проводится инновационное мероприятие	ед	27,0
5	Среднегодовой коэффициент падения добычи	ед	0,8
6	Средний коэффициент эксплуатации скважин	ед	1,1
7	Себестоимость добычи нефти	руб/т	2506,1
9	Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	57,0
10	Ставка дисконта	%	13,0
11	Цена одной тонны нефти	руб	2794,7
12	Среднесписочная численность ППП	чел	4479,5
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	6875,0
14	Годовая добыча нефти	тыс. т	10419,6

1. Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

Проведение инновационного мероприятия приведёт к увеличению добычи нефти, которое можно определить по формуле:

, (1)

где q – прирост среднесуточного дебита, т/сут.;

Т – время работы скважины в течение года, сут. Принимаем равным 365 дням;

N – количество скважин с на которых проводится инновационное мероприятие, ед.;

К_э – коэффициент эксплуатации скважин, ед.

т,

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:

(2)

где ПТ – повышение производительности труда, руб./чел;

Q – прирост добычи, т;

Ц_н – цена одной тонны нефти, руб.;

Ч_ППП – среднесписочная численность ППП, чел.

Увеличение добычи нефти также приведёт к увеличению фондоотдачи:

(3)

где Ф_отд – прирост фондоотдачи;

Ф_опф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, руб.

Снижение себестоимости добычи нефти происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат на единицу продукции и определиться по формуле:

(4)

где С – снижение себестоимости добычи нефти;

З_пос – условно постоянные затраты на добычу нефти, руб.;

₍₅₎

где С – себестоимость добычи нефти, руб./тонну;

Д_у/пер – удельный вес условно-переменных затрат, %;

Q – добыча нефти до мероприятия, тыс. т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

₍₆₎

где П_рп – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

Q_р – дополнительно реализованная нефть, т;

С – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

С – снижение себестоимости нефти, руб./т.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

₍₇₎

где Н_пр – величина налога на прибыль, руб.

Таким образом, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 2,85 тыс. руб.

2. Расчет показателей экономической эффективности мероприятия

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей нефти (Q₁).

Объём дополнительно добытой нефти – 131170,05 тонн/год.

Капитальные затраты на проведение инновационного мероприятия отсутствуют.

Поскольку прирост добычи нефти в следующие после проведения инновационного мероприятия годы падает, то дополнительная добыча нефти составит:

₍₈₎

где q – прирост среднесуточного дебита, т/сут. Расчет прироста среднесуточного дебита во второй и третий год осуществляется с учетом среднегодового коэффициента падения добычи нефти.

Прирост выручки от реализации за t-й год определяется по формуле:

₍₉₎

где Q – объём дополнительной добычи нефти в t-м году, тонн;

Ц_н – цена 1 тонны нефти, руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу за t-й год) определяются как сумма затрат на мероприятие и условно-переменных затрат по формуле:

₍₁₀₎

где ΔЗ_доп – условно-переменные затраты на дополнительную добычу нефти в t-м году, руб.;

З_мер – затраты на проведение мероприятия, руб.

₍₁₁₎

где С – себестоимость добычи нефти, руб./тонну;

Д_у/пер – удельный вес условно-переменных затрат, %.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

₍₁₂₎

где С_ИМ– стоимость одного инновационного мероприятия, руб.;

N_скв – количество скважин, на которых проводится инновационное мероприятие, ед.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти за t-й год составят:

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за t-й год по формуле:

₍₁₃₎

где В_t – прирост выручки от реализации в t-м году, руб.;

З_t – текущие затраты в t-м году, руб.

Определяем величину налога на прибыль за t-й год:

₍₁₄₎

где N_пр – ставка налога на прибыль, % (принять равной 24%).

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле:

₍₁₅₎

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

₍₁₆₎

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

₍₁₇₎

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:

(18)

где i – ставка дисконта, доли единицы.

Чистая текущая стоимость – по формуле:

₍₁₉₎

Результаты расчётов показателей экономической эффективности внедрения инновационного мероприятия представлены в виде таблицы 5.

Таблица 5 - Показатели экономической эффективности мероприятия

Показатели	1-й год	2-й год	3-й год
Капитальные вложения, тыс. руб.	0	0	0
Прирост добычи нефти, тыс. тонн	131,17	26,234	5,2468
Прирост выручки от реализации, тыс. руб.	366580,94	73316,16	14663,2
Текущие затраты, тыс. руб.	225805,2	37474,67	7494,93
Прирост прибыли, тыс. руб.	140775,74	35841,5	7168,3
Прирост суммы налоговых выплат, тыс. руб.	33786,18	8601,96	1720,39
Денежный поток, тыс. руб.	106989,56	27239,54	5447,91
Поток денежной наличности, тыс. руб.	106989,56	27239,54	5447,91
Накопленный поток денежной наличности, тыс. руб.	106989,56	134229,1	139677
Дисконтированный поток денежной наличности, тыс. руб.	94681,03	21332,55	3775,67
Чистая текущая стоимость, тыс. руб.	94681,03	116013,58	119789,25

3. Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям

Выбираем параметр «Снижение объёма добычи нефти на 20%» и в таблице уменьшаем строку «Прирост добычи нефти, тыс. тонн» на 20 % за все три года. Пересчитываем снова все показатели и заносим в таблицу 6 измененное значение ЧТС.

Проведение инновационного мероприятия приведёт к увеличению добычи нефти, которое можно определить по формуле (1):

т,

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по формуле (2):

Увеличение добычи нефти также приведёт к увеличению фондоотдачи согласно формуле (3):

Снижение себестоимости добычи нефти происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат на единицу продукции и определиться по формуле (4):

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации определяется по формуле (6):

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то согласно формуле (7) увеличивается и чистая прибыль предприятия:

Прирост выручки от реализации за 1-й год определяем по формуле (9):

Условно-переменные затраты на дополнительную добычу нефти в 1-м году в рублях, определяющиеся по формуле (11);

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле (12):

Общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти за 1-й год по формуле (10) составят:

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за 1-й год по формуле (13):

Определяем величину налога на прибыль за 1-й год по формуле (14):

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле (15):

Определяем поток денежной наличности по формуле (16):

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле (17):

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле (18):

Чистая текущая стоимость – по формуле (19):

Выбираем параметр «Стоимость одного инновационного мероприятия» (С_им) и увеличиваем его на 20 %. Пересчитываем снова все показатели и заносим в таблицу 6 измененное значение ЧТС.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле (12):

Общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти за 1-й год по формуле (10) составят:

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за 1-й год по формуле (13):

Определяем величину налога на прибыль за 1-й год по формуле (14):

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле (15):

Определяем поток денежной наличности по формуле (16):

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле (17):

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле (18):

Чистая текущая стоимость – по формуле (19):

Повторяем расчет для условий изменения текущих затрат (строка 4 таблицы 5 Показатели экономической эффективности мероприятия за первый год), увеличенных на 20%.

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за 1-й год по формуле (13):

Определяем величину налога на прибыль за 1-й год по формуле (14):

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле (15):

Определяем поток денежной наличности по формуле (16):

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле (17):

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле (18):

Чистая текущая стоимость – по формуле (19):

Данные базисного ЧТС принимаем, как данные за первый год, посчитанные нами в пункте 4.2 и занесенные в таблицу 5 «Показатели экономической эффективности мероприятия».

Рассчитаем разницу между измененным значением ЧТС и базисным NPV как разницу между измененным значением ЧТС и базисным.

Рассчитаем разницу между измененным значением ЧТС и базисным ЧТС В % соотношении путем составления пропорции.

_{Найдем отношение изменения ЧТС} (%) к изменению (%) параметра. Поскольку во всех трех случаях мы изменяли параметр на 20 %, делим найденное значение разницы в % соотношении на 20.

Таблица 6 - Анализ чувствительности проекта к возможным

изменениям

Наименование варьируемого параметра	Базисный ЧТС	Изменен-ное значение ЧТС, тыс. р.	Раз-ница		В %		Отноше-ние измене-ния ЧТС (%) к измене-нию (%) пара-метра	Ранг пара-метра
Снижение объёма добычи нефти на 20%	94681,03	70575,24	-24105,79		25,5		1,275
Увеличение капитальных вложений на 20%	94681,03	89511,44	-5169,59		5,5		0,275
Увеличение текущих затрат на 20%	94681,03	64307,23	-30373,8		32,1		1,605
		-20%	0	20%
Объем добычи		-24105,79	0	24105,79
Капитальные затраты		5169,59	0	-5169,59
Эксплуатационные затраты		30373,8	0	-30373,8

Рисунок 11 – Анализ чувствительности NPV

Заключение

Советское месторождение ежесуточно дает «Томскнефти» 5 тысяч тонн нефти при общем объеме добычи в 28 тысяч тонн. И конечно же,  все благодаря тому, что техническое оснащение этого промысла ничуть не уступает инженерным решениям, применяемым во всем мире. На Советском месторождении  модернизированы буквально все фонды — от систем автоматизации и  до  таких объектов, как трубопроводы и резервуары. В итоге 98% информации с Советского место рождения поступает диспетчерам на мониторы.

Перспективы Советского месторождения очевидны – его колоссальные запасы не исчерпаны даже наполовину. При текущем уровне добычи, при существующих технологиях разведанных запасов промысла хватит еще на 35 лет.

На советском месторождении будут вести эксплуатационное бурение томские нефтяники, использующие инновационные технические и организационные решения. Сегодня на кустовых площадках месторождения применяется исключительно технология горизонтального бурения, которая позволяет вовлечь в разработку большую площадь продуктивного пласта и получить хороший приток нефти без дополнительного вмешательства в скважину. Это дает более высокое качество и позволяет снизить стоимость буровых работ — одного из самых дорогостоящих разделов инвестиционного портфеля любого недропользователя. Также это позволит сэкономить ресурсы и эксплуатировать трудно доступные для обычного бурения участки.

На основе проведенных расчетов, можно заметить положительное значение ЧТС. Это означает, что предприятие обладает возможностью получения дополнительного дохода сверх нормативной прибыли.