автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование и разработка новых методов, средств и технологий эксплуатации и ремонта скважин

Актуальность работы

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) является крупнейшим нефтегазовым регионом России, основной минерально-сырьевой базой страны. К наиболее крупным месторождениям этой провинции относятся Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и Вынгапуровское.

Медвежье газовое месторождение введено в эксплуатацию в 1972 году, в настоящее время находится на завершающей стадии разработки. Разработка месторождения осуществляется скважинами большой производительности. Эксплуатация таких скважин, расположенных в труднодоступной местности, в условиях сурового климата и наличия многолетнемерзлых пород (ММП) требует повышенных показателей их надежности (безотказность, долговечность, ремонтопригодность).

Усовершенствование и внедрение передовой техники и технологии бурения, заканчивания и освоения газовых и газоконденсатных скважин снизили остроту, но не исключили полностью проблему повышения надежности и технологичности эксплуатации скважин и, прежде всего, скважинного оборудования и инструмента. С вводом в эксплуатацию мощных газовых и газоконденсатных скважин с наклонно направленным и горизонтальным стволом, пробуренных кустовым методом в зонах ММП, в условиях пониженных пластовых давлений, необходимы новые технологические и технические решения, обеспечивающие снижение затрат и повышение эффективности технологических процессов.

С этих позиций проведение исследований по данной проблеме является актуальным и имеет большое научное и экономическое значение. Решение проблемы и задач, поставленных в диссертационной работе, выполнено на примере Медвежьего г газового месторождения.

Цель работы

Повышение надежности работы газовых и газо конде нсатных скважин, увеличения их межремонтного периода и получения дополнительной добычи углеводородов в условиях пониженных пластовых давлений на завершающей стадии разработки месторождений.

Основные задачи исследований

1. Изучение состояния проблемы эксплуатации и ремонта газовых и газокон-денсатных скважин, надежности работы скважин и скважинного оборудования в условиях северных месторождений ЗСНГП.

2. Теоретическое и экспериментальное обоснование новых технических решений в области эксплуатации и ремонта скважин.

3. Совершенствование и разработка новых методов, средств и технологий эксплуатации и ремонта скважин.

4. Промысловые испытания разработанных методов, средств и технологий эксплуатации и ремонта скважин.

5. Оценка эффективности внедрения разработанных технических решений.

Научная новизна работы

1. На основе анализа и научного обобщения результатов промысловых и теоретических исследований разработаны методики и комплекс высокоэффективных технологий по эксплуатации и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающие, по сравнению с существующими технологиями, уменьшение загрязнения ПЗП, снижение потерь давления по стволу скважины, сокращение продолжительног сти ремонтных работ (патенты №№ 1348503, 1724853, 2101472, 2105863, 2109934, 2112862, 2132938, 2136717, свидетельство на полезную модель № 5422).

2. Научно обоснованы величины предельно-допустимых межколонных давлений, что позволило разработать технологию, обеспечивающую возможность эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями при соблюдении определенных требований противофонтанной безопасности (патенты №№ 1348503, 1724853).

3. Определены критерии перевода скважин на беспакерную схему компоновки внутрискважинного оборудования и разработана технология беспакерной эксплуатации скважин, позволяющая снизить потери давления по стволу скважины.

4. Научно обоснована и разработана технология эксплуатации наклонно направленных скважин с размещением эксплуатационного пакера в вертикальном участке ствола непосредственно под зоной ММП (пат.2101472), обеспечивающая возможность эксплуатации таких скважин по пакерной схеме без разработки нового оборудования.

Практическая ценность работы

1. Разработаны и внедрены на добывающих предприятиях новые и усовершенствованные технологии эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин применительно к условиям северных месторождений ЗСНГП (эксплуатация наклонно направленных скважин с размещением эксплуатационного пакера в вертикальном участке ствола непосредственно под зоной ММП и в наклонном участке над продуктивным пластом, беспакерная эксплуатация скважин, эксплуатация скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями, эксплуатация пескопроявляю-щих скважин, глушение скважин жидкостями на основе газового конденсата и отработанных моторных масел, ограничение водопритока, интенсификация притока, освоение и консервация пакерующих скважин), позволяющие повысить эффективность работы скважин, уменьшить загрязнение ПЗП на 25-50%; снизить потери давления по стволу на 0,5-1,0 МПа и абразивный износ скважинного оборудования на 5-10%, со/ кратить продолжительность ремонтных работ на 25-30%.

2. Для реализации разработанных технологий на уровне изобретений разработаны и внедрены на добывающих предприятиях Западной Сибири новые технические средства для эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин (эксплуатационные пакеры, забойный клапан-отсекатель, компоновки лифтовых колонн), обеспечивающие надежность и противофонтанную безопасность объектов нефтегазодобычи, увеличение межремонтного периода работы скважин на 10-20% (патенты №№ 1348503, 1724853, 2105863, 2112862).

3. На основе анализа работоспособности применяемого при ремонте газовых и газоконденсатных скважин оборудования и инструментов, теоретических и экспериментальных исследований разработан комплект малогабаритного оборудования и инструментов для ремонта скважин, включающий малогабаритный превентор, спайдер повышенной грузоподъемности, эксплуатационный элеватор под трубы диаметром 0,168 м, труболовки несложной конструкции, инструменты повышенной грузоподъемности для извлечения пакеров (патенты №№ 2105127, 2111336), обеспечивающий снижение продолжительности ремонтных работ на 15-20%.

4. Разработано 48 регламентирующих документов и инструкций, которые широко применяются при эксплуатации и ремонте газовых и газоконденсатных скважин, а также используются в проектах разработки северных месторождений ЗСНГП и проектах на строительство скважин.

5. Только за период 1997-1999 гг. получен экономический эффект от внедрения разработанных технологий в размере 250 млн.р. за счет повышения надежности работы и увеличения межремонтного периода скважин, снижения продолжительности ремонтных работ и уменьшения затрат на их производство, обеспечения прироста добычи углеводородов.

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и экспериментов докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов газовой промышленности (Тюмень, 1983г., 1985г., 9

1988г.), зональных научно-технических конференциях «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1983г., 1997г.), НТС РАО «Газпром» «Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений» (Ставрополь, 1996г.), НТС РАО «Газпром» «Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии их разработки» (Оренбург, 1997г.), НТС ОАО «Газпром» «Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО «Газпром» (Ноябрьск, 1999г.), НТС ОАО «Газпром» «Состояние и проблемы капитального ремонта скважин (Москва, 1999г.), на Ученом Совете института ТюменНИИгипрогаз (Тюмень, 1999г.).

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти разделов и заключения, изложена на 231 странице машинописного текста и содержит 36 рисунков, 17 таблиц, список литературы из 164 наименований, четыре приложения.

Основные результаты работы сводятся к следующему:

1. Научно обоснованы и разработаны новые технические решения в области эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин.

2. Разработан комплекс высокоэффективных технологий по эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин (наклонно направленных скважин с размещением эксплуатационного пакера в вертикальном участке ствола непосредственно под зоной ММП, беспакерной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин с предельно-допустимым межколонным давлением), обеспечивающий повышение надежности работы, снижение потерь давления по стволу на 0,5-1,0 МПа и получение прироста добычи газа.

3 Разработан комплекс высокоэффективных технологий по ремонту газовых и газоконденсатных скважин (глушению, предотвращению песковыноса, ограничению водопритока, интенсификации, освоению, консервации), обеспечивающих уменьшение загрязнения ПЗП на 25-50%, сокращения продолжительности ремонтных работ на 25-30% и получение прироста добычи газа.

4. На основе анализа работоспособности применяемого при ремонте газовых и газоконденсатных скважин оборудования и инструментов, теоретических и экспериментальных исследований разработан комплект малогабаритного оборудования и инструментов для ремонта скважин, включающий малогабаритный превентор, спайдер повышенной грузоподъемности, эксплуатационный элеватор под трубы диаметром 0.168 м, труболовки несложной конструкции, инструменты повышенной грузоподъемности для извлечения пакеров, обеспечивающий повышение надежности и технологичности ремонтных работ, снижение их продолжительности на 15-20%.

150

5 Разработанные технические решения могут быть применены при эксплуатации и ремонте нефтяных скважин месторождений ЗСНГП.

6. За счет внедрения разработанных автором технических решений получен экономический эффект только за период 1997-1999 гг. в сумме около 250 миллионное рублей.

1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К, и др. Геология нефти и газа Западной Сибири,- М.: Недра, 1975,- 680 с.

2. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера/ Под ред. Р.И.Вяхирева.- М.: Наука, 1997,- 655 с.

3. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения: Отчет о НИР; Шифр работы 6-88 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М.Нанивский,-Тюмень, 1988,- 351 с.

4. Составить проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР; Шифр работы 230-95.A3 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М.Нанивский,- Тюмень, 1995,- 307 с.

5. Калинин А.Г., Григорян H.A., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник,- М.: Недра, 1990,- 348 с.

6. Гусейнов Ф.А., Расулов А.М. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1989,- 36 с.

7. Ли Г.Е., Кутасов И.М. Регулирование температуры при креплении кондуктором мерзлых пород // Нефтяное хозяйство,- М.: Недра, 1978, № 1,- С. 13-16.

8. Зельцер П.Я. Особенности крепления скважин в многолетней мерзлоте // Газовая промышленность,- М.: Недра, 1985, № 3,- С. 22-23.

9. Зельцер П.Я., Машуков Е.А., Камышова Е.Б. Применение облегченного тампонажного раствора // Нефтяное хозяйство,- М.: Недра, 1980, № 11,- С. 55-57.

10. Кустышев A.B., Клещенко И.И., Телков А.П. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири,- Тюмень: изд-во «Вектор Бук», 1999,- 204 с.

11. Гусейнов Ф.А. и др. Влияние качества ремонта скважин на эффективность промысловой подготовки газа /7 Газовая промышленность,- М.: Недра, 1986, № 5,-С. 19.

12. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений." М.: Недра, 1974,- 376 с.

13. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений,- М.: Недра, 1975,415 с.

14. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработка газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: Недра, 1981,- 376 с.

15. Сидоров H.A. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебник для техникумов,- М.: Недра, 1982,- 376 с.

16. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1986,- 302 с.

17. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. пособие для вузов,- М.: Недра, 1987,- 309 с.

18. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа,-М.: Недра, 1998,-479 с.

19. Техническая спецификация оборудования фирмы Бэйкер, употребляющегося сейчас в Советском Союзе,- Baker Oil Tools, Inc, USA, 1971,

20. Техническая спецификация оборудования фирмы Камко,- Camco Engineering Corporation, USA, 1975.

21. Техническая спецификация оборудования фирмы Отис.- Otis Engineering Corporation, USA, 1980.

22. Конструкторская документация на комплекс КО 219/168-140,- Саратов: СФ ВНПО Союзгазавтоматика, 1974.

23. Конструкторская документация на комплекс КО 219/168-140А.- Саратов: СФ ВНПО Союзгазавтоматика, 1982.

24. Конструкторская документация на комплекс КПГ,- Баку: ОКБ Нефтемаш,1986.

25. Конструкторская документация на комплекс КСО 168/219-21,- Харьков: ВНПО Союзтурбогаз, 1990.

26. Конструкторская документация на комплекс КОС 89/168-35,- Харьков: ВНПО Союзтурбогаз, 1994.

27. Зайцев Ю.В., Максутов P.A., Асфандиянов Х.А. и др. Пакеры и технологические схемы их установок // Обзор, информ. Сер. Добыча,- М.: ВНИИОЭНГ, 1969,- 99 с.

28. Васяев Г.М., Пауль Б.Н. Подземное оборудование газовых скважин // Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1982,- Вып. 9,- 28 с.

29. Кроль B.C., Карапетов A.B. Эксплуатация глубоких фонтанных скважин, оборудованных пакером. // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация морских, нефтяных и газовых месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1983,- Вып. 2.- 32 с.

30. A.c. 304345 СССР, Е 21 В 33/12. Пакер / Р.А.Максутов, Х.А.Асфандияров, Б.С.Халаман и др.(СССР)- № 1294790/22-03; Заяв. 03.01.69; Опубл. 1960, Бюл. № 19.

31. A.c. 750041 СССР, Е 21 В 33/12. Пакер /' Д.П.Линев, Ю.Г.Костылев (СССР).-№2611704/22-03; Заяв. 04.05.77; Опубл. 23.07.80, Бюл. №27.

32. Яковлев К.Г., Филипов A.M., Шамов Р.И. и др. Скважинные клапаны-отсекатели // Обзоры отечественных и зарубежных патентов в газовой промышленности: Науч.-техн. обзор / М.: ВНИИЭгазпром, 1972, 29 с.

33. Зайцев Ю.В., Максутов P.A., Асфандиянов Х.А. Оборудование для предотвращения открытых фонтанов нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1973,201 с.

34. Кроль B.C., Карапетов A.B. Применение предохранительных глубинных клапанов-отсекателей в фонтанных скважинах // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация морских, нефтяных и газовых месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1983,-Вып. 1.-27 с.

35. Асфандияров Х.А., Максутов P.A. Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин,- М.: Недра, 1986,- 232 с.

36. Нелепченко В.М. Исследование и разработка унифицированных средств отсечения потока в скважинах и промысловых трубопроводах: Автореф. дис. канд. техн. наук,- Тюмень, 1973,- 177 с.

37. Протасов В.Я. Повышение надежности клапанов-отсекателей диафрагмен-ного типа // Машины и нефтяное оборудование,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. Вып. 1,- С. 20-23.

38. A.c. № 676798 СССР, Е 21 В 43/00. Забойный клапан-отсекатель конструкции В.Я.Протасова / В.Я.Протасов (СССР).- № 2350409/25-08; Заяв. 22.04.76; Опубл. 30.07.79, Бюл. № 28.

39. A.c. № 724699 СССР, Е 21 В 33/12. Скважинный клапан-отсекатель / В.Я.Протасов, Н.И.Кусайко, В.В. Шестаков (СССР).- № 2680168/22-03; Заяв. 09.11.78; Опубл. 30.03.80, Бюл. № 12.

40. Протасов В.Я., Кустышев A.B. Определительные испытания забойных клапанов-отсекателей диафрагменного типа // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ,- Тюмень: 1984,- Вып.61,- С. 47-50.

41. Протасов В.Я., Кустышев A.B. О влиянии режимов эксплуатации скважин на надежность клапанов-отсекателей диафрагменного типа /У Освоение газовых месторождений севера Западной Сибири: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗ.- М.: 1984,-С. 66-73.

42. A.c. 1348503 AI СССР. Е 21 В 34/06. Скважинный клапан-отсекатель / В.Я.Протасов, В.А.Костыгин. А.В.Кустышев (СССР).- № 3906469/22-03; Заяв. 25.03.85; Опубл. 30.10.87, Бюл. №40.

43. Протасов В.Я., Балин В.П., Мякинин С.А. Усовершенствование узла зарядки клапана-отсекателя камерного типа // Машины и нефтяное оборудование,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. Вып.З,- С. 24-26.

44. A.c. 535413 СССР, Е 21 В 34/06. Предохранительный клапан / А.И.Ценципер, Г.И.Коновалов (СССР). Заяв. 05.08.76; Опубл. 25.10.78, Бюл. № 4.

45. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях,- М.: Недра, 1982,- 157 с.

46. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах,- М.: Недра, 1976.-198 с.

47. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пес-копроявлениями в скважинах,- Пер. с англ. / Пер. и ред. М.А.Цайгера,- М.: Недра, 1986,- 176 с.

48. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин,- М.: Недра, 1991,176 с.

49. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин,- М.: Недра, 1979,- 309 с.

50. Амиров А.Д. Овнатанов С.Т., Яшин A.C. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин,- М.: Недра, 1981,- 344 с.

51. Молчанов А.Г, Подземный ремонт скважин: Учеб. пособие для учащихся проф- техобразования и рабочих,- М.: Недра. 1986,- 208 с.

52. Галян H.H., Галян Д.А. Глушение газовых скважин в условиях карбонатных коллекторов большой мощности // Обзор, информ,- М.: ВНИИЭгазпром, 1987. Вып. 2,- 44 с.

53. Романов H.H., Дюков Л.М. и др. Опыт капитального ремонта // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М.: ВНИИЭгазпром, 1975,- 65 с.

54. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 i ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В.Кустышев,- Тюмень, 1997,- 73 с.

55. Амиян В.А., Амиян A.B., Казакевич J1.B. Применение пенных систем в нефтегазодобыче,- М.: Недра, 1987,- 229 с.

56. Маринин B.C., Строгий А.Я. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя ТЭАС-М // Газовая промышленность. М.: Газ-ойль пресс-сервис, 1994, №2,- С. 19-21.

57. Шулятиков В.И., Сидоров С.А. Современная технология и оборудование для эксплуатации обводненных скважин // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1984,- 39 с.

58. Ганиев P.P. Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, их композиций и других химреагентов // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994. №5,-С. 8-9.

59. Строгий А.Я., Мищенко А.Ю., Предатченко А.Г. Твердые ПАВ // Геология. бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе,- М.: ИРЦ Газпром, № 9-10, 1996. С. 12-14.

60. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Михайлов Н.М. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин // Обзор. информ,- М.: ИРЦ Газпром, 1999,- 37 с.

61. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений,- М.: Недра, 1981,- 232 с.

62. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивают и эксплуатации нефтяных скважин,- М.: Недра, 1998,- 267 с.

63. Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов. Сб. науч. тр. ВННИИ- М.: 1991- 191 с

64. A.c. 1391215 AI СССР, Е 21 В 43/32. Способ ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине / А.К.Ягафаров, И.И.Клещенко, Л.И.Вылегжанина и др. (СССР). Заяв. 27.08.86; Опубл. 22.12.87.

65. A.c. 1472641 СССР, Е 21 В 43/32. Гелеобразующий состав / О.Н.Мироненко, Г.Н.Лышко и др. (СССР). Заяв. 01.10.86: Опубл. 15.04.89, Бюл. № 14.

66. Кондрат P.M., Марчук Ю.В. Техника и технология эксплуатации газоконденсатных скважин в осложненных условиях // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1978. Вып. 7,- 36 с.

67. Калашнев В.В., Барановский В.Д., Сергеев Б.З. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений // Обзор, информ. Бурение,- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 1,- 43 с.

68. Сафин С.Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны // Экс-пресс-информ. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып. 3,- С. 3-9.

69. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Методы увеличения производительности скважин с применением акустики // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып. 1,- С. 8-14.

70. A.c. 1002541 СССР, Е 21 В 43/21. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Г.А.Орлов, В.А.Тачаев и др.(СССР).- № 3355191/22-03; Заяв. 18.10.81; Опубл. 04.03.82, Бюл. № 9.

71. A.c. 981595 СССР, Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / А.П.Тархавский, А.И.Желонкин и др.(СССР). № 3355121/22-03; Заяв.27.02.81; Опубл. 15.12.82. Бюл. №46.

72. A.c. 972060 СССР, E 21 В 43/24. Способ обработки призабойной зоны пласта / Л.Ф.Петряшин, П.В.Тарабаринов и др. (СССР).- № 3215701/22-03; Заяв. 15.12.80; Опубл. 07.11.82, Бюл. №4.

73. A.c. 933960 СССР, Е 21 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Н.Р.Махмутов, А.Н.Вельбой и др.(СССР).- № 3907932 /22-03; Заяв. 26.11.80; Опубл. 04.06.82, Бюл. № 2.

74. A.c. 1503390 СССР. Способ воздействия на призабойную зону скважины / Г.Г.Кадышев, Ю.В.Кванин и др.

75. A.c. 1599419 СССР, С 09 К 7 / 02. Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин / Ф.А.Гусейнов, А.М.Расулов и др. (СССР). -№ 4369066/24-03; Заяв. 15.12.89; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.

76. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1987,- Вып. 1.43 с.

77. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону: Рац. предложение // Экспресс-информ. Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып. 3,- С. 24-29.

78. Ли Г., Вуд Р. Новая высококачественная жидкость разрыва для морских скважин /У Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып. 1,- С. 26-23.

79. Кривоносое И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин,- М.: Недра, 1975,- 168 с.

80. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин,- М.: Недра, 1970,- 122 с.

81. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов,- М.: Недра, 1980,- 380 с.

82. A.c. 1002534 СССР. Е 21 В 43/20. Способ освоения скважин / В.П.Белов, В. М. Вязе лыциков, И.Н.Савицкий и др.(СССР).- № 3288638; Заяв.07.05.81; Опубл.07.03.83, Бюл. № 9.

83. Катесеев Р.И. Первичное освоение скважин двухфазными пенами с пенообразователем ММЦ-БТР // Межотраслевая информ. Информ. листок,- Казань: Татарский ЦНТИ, 1982. № 59-82.

84. A.c. 853092 СССР. Е 21 В 43/20. Способ освоения скважин / В.А.Амиян, А. В. Амиян, Р.Т.Булгаков и др.(СССР).- № 2800660/22-03; 3аяв.23.06.79; О публ.07.08.81, Бюл. № 9.

85. Ахметшин М.А., Корнеева О.В. Способ освоения и эксплуатации скважин с применением пакера и циркуляционного клапана // Межотраслевая информ. Ин-форм.листок,- М.: ВНИИОЭНГ, 1974. № 20-74.

86. Сурмышева Б.А., Иванова Т.Н. Способ освоения скважин компрессором УКП-80 в дифференцированном режиме с регулированием депрессии на пласт // Межотраслевая информ. Информ. листок,- Казань: Татарский ЦНТИ, 1983. № 422-83.

87. Зайцев Ю.В., Даниельянц A.A., Круткин A.B. и др. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением,- М.: Недра, 1982,- 215 с.

88. Кустышев A.B., Протасов В.Я. Способ освоения скважин после капитального ремонта с использованием забойного оборудования // Межотраслевая информ. Информ. листок о НТД,- Тюмень: ЦООНТИ-ВНИИЭгазпром, 1984. № 84-25.

89. Провести поисковые исследования по выбору способов повышения посадки и съема пакеров ПСС 219-140: Отчет о НИР; Шифр работы 44/84 / ТюменНИИги-прогаз; Руководитель В.Я.Протасов.- Тюмень, 1984,- 55 е.- Отв. исполн. A.B.Кустышев.

90. Провести анализ технического состояния скважин и скважинного оборудования. выдать рекомендации по повышению их надежности: Отчет о НИР; Шифр работы 81/85 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Я.Протасов.- Тюмень, 1985 -Отв. исполн. А.В.Кустышев.

91. Сопоставительный анализ эксплуатационного фонда скважин в процессе разработки месторождений северных регионов Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-Д2/98 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В.Кустышев,-Тюмень, 1998,- 357 с.

92. Кустышев A.B., Чижова Т.И., Черноморченко В.И. Особенности определения крутящего момента в наклонно направленных скважинах // Экспресс-информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин,- М.: ВНИИЭгазпром, 1988. № 5,-С. 12-15.

93. Пат. 2101472 RU, Е 21 В 43/00. Конструкция скважины / А.В.Кустышев, В.Г.Густилин (РФ).- № 96104766/03; Заяв. 12.03.96; Опубл. 10.01.98, Бюл. № 1.

94. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов,- М.: Наука, 1970,- 544 с.

95. Сулейманов А.Б и др. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин: Учеб. пособие для техникумов.- М.: Недра, 1984.- 224 с.

96. Пат. 2109934 RU, E 21 В 43/25. Способ освоения скважин /

97. A.В.Кустышев, О.Г.Иваш, Ю.М.Грачев и др. (РФ).- № 96107570/03; Заяв. 15.04.96; Опубл.27.04.98, Бюл. № 12.

98. Пат. 1724853 RU, Е 21 В 33/12. Пакер / А.В.Кустышев, О.П.Бурмако,

99. B.Г.Густилин (РФ).- № 4767062/03; Заяв.08.12.89; Опубл.07.04.92, Бюл. № 13.

100. Песляк Ю.И. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин.-М.: Недра, 1973,- 216 с.

101. Калинин А.Г. Искривление скважин.- М.: Недра, 1974,- 304 с.

102. Литвинов A.A. и др. Беспакерное подземное оборудование скважин для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов // Разработка газовых месторождений и транспорт газа,- JL: Недра, 1970,- С. 70-75.

103. Проект разработки Пунгинского месторождения Тюменской области: Отчет о НИР, Шифр работы 29/70 / ТФ ВНИИГАЗ; Руководитель С.А.Кислов,- Тюмень, 1970,- 146 с,

104. Обосновать и внедрить беспакерную схему эксплуатации скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях: Отчет о НИР; Шифр работы 31/88 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В.Кустышев,- Тюмень, 1988,- 39 с.

105. Игревский В.И., Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов,- М.: Недра, 1974,- 105 с.

106. Инструкция по комплексном^' исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева.- М.: Недра, 1980,- 301 с.

107. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними,- М.: Недра, 1969,- 280 с.

108. Исследование причин межколонных газопроявлений, природы их возникновения и разработка методов их предотвращения на Уренгойском месторождении: Отчет о НИР; Шифр работы Б-1-79 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.А.Кулявцев,- Тюмень. 1979. 68 с.

109. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е.Карачинский.- Надым, 1981,- 81 с.

110. Зубарев В.Г., Пешалов Ю.А. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах // Обзор, информ. Бурение,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. Вып.5,- 55 с.

111. Дон Н.С., Шумилов В.А., Горбачев В.М. Предупреждение и ликвидация межколонных перетоков флюидов в наклонно направленных скважинах на месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. Бурение,- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 17,- 52 с.

112. Киселев А.И., Рябоконь С.А., Шумилов В.А. Способы и материалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн// Обзор, информ. Бурение,- М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 13,- 48 с.

113. Casing and Tubing Joint Jntegriti (Elimination of Leaks in Pipe Connektion).-BWT Technology A Division of Baker World Trade, Jnc.

114. Гайворонский A.A. Исследование причин возникновения затрубных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента / / Крепление скважин: Сб. науч. тр. ВНИИБТ,- М.: 1968. Вып. 23.- С. 13-21.

115. Cheung P R. Jas Flow in Cemets. JPT // Jurnal of Petroleum technology, 1985.

116. Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления,- М.: ВНИИГАЗ, 1985,- 14 с.

117. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: Недра, 1971,- 104 с.

118. Рекомендации по вводу в эксплуатацию скважин Вынгапуровского месторождения, имеющих межколонное газопроявление / А.Ф.Безносиков, А.В.Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1979,- 9 с.

119. Инструкция по испытанию скважин на герметичность.-М: АООТ ВНИ-ИТнефть, 1999,- 36 с.

120. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых сква-жин.-М: АООТ ВНИИТнефть, 1997,- 194 с.

121. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ,- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. № б,- С. 109.

122. Пат. 2136717 RU, С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин / И.И.Клещенко, А.В.Кустышев, В.Г.Матюшов и др.(РФ). -№ 97120206/03; Заяв.03.12.97; Опубл. 10.09.99, Бюл. №25.

123. Заявка 99114400 RU, С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин / И.И.Клещенко, А.В.Кустышев, В.Г.Матюшов и др.(РФ).- № 99114400/20; Заяв. 12.07.99.

124. Пат. 2105127 RU, С1 кл.6 Е 21 В 23/06. Инструмент извлечения пакера / Я.И.Годзюр, Н.В.Михайлов. А.В.Кустышев и др.(РФ). № 95121839/03; Заяв.26.12.95; Опубл.20.08.98.

125. Заявка 99123872 RU, С1 кл.6 Е 21 В 23/06. Инструмент извлечения пакера / А.В.Кустышев. Ахметов A.A., Чижова Т.И. и др.(РФ). Заяв. 10.11.99.

126. Пат. 2132938 RU, Е 21 В 43/20. Способ интенсификации добычи нефти / И.И.Клещенко, А.П.Телков, A.B.Кустышев и др.(РФ).- № 97114780/03; Заяв.26.08.97; Опубл. 10.07.99, Бюл. № 19.

127. Клещенко И.И., Телков А.П., Кустышев A.B. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной скважине с подошвенной водой // Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИО-ЭНГ, 1998. №3,-С. 21-23.

128. Протасов В,Я., Кустышев A.B., Кузьмич Л.И. Применение пробоотборников твердой фазы // Проблемы нефти и газа Тюмени: Науч.-техн. сборник ЗапСиб-НИГНИ,- Тюмень: 1983. Вып. 58,- С. 27-32.

129. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И.Годзюр, А.В.Кустышев, О.Г.Иваш и др. (РФ). № 96110529; Заяв.28.05.96; Опубл. 16.11.97, Бюл. № 11.

130. Пат. 2112867 RU, С1 кл.6 Е 21 В 37/08. Устройство для очистки сква-жинного фильтра / Я.И.Годзюр, Н.В.Михайлов, А.В.Кустышев и др.(РФ). № 96109219; Заяв. 14.05.96; Опубл. 10.06.98.

131. Кустышев A.B., Чижова Т.И., Минаков В.В. Эксплуатация и ремонт скважин. // Газовая промышленность,- М.: Газоил пресс, 1999, № 3,- С. 42-44.

132. Пат. 2105863 RU, С1 кл Е 21 В 33/12. Пакер / А.В.Кустышев, Я.И.Годзюр, О.Г.Иваш и др.(РФ). № 96108072/03; Заяв.22.04.96; 0публ.27.02.98, Бюл. № 6.

133. Пат. 2112862 RU, С1 кл Е 21 В 33/12. Пакер / А.В.Кустышев, О.Г.Иваш, Н.В.Михайлов (РФ). № 96104084/03;3аяв.29.02.96;0публ. 10.06.98, Бюл. № 16.

134. Гульяиц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин.- М.: Недра, 1983,- 384 с.

135. Френкель Б.О. и др. Малогабаритный превентор для ремонта скважин / / Нефтяное хозяйство,- М.: Нефтяное хозяйство, 1998. Вып. 8,- С. 58-60.

136. Пат. 1204697А RU, кл Е 21 В 33/06. Превентор / В.И.Пындак,

137. B.И.Удовиченко, В.С.Шелкова(РФ).- № 3655478/22-03; Заяв.26.10.83; Опубл. 15.01.86, Бюл. № 2.

138. Пат. 21113336 RU, С1 кл Е 21 В 33/06. Превентор / А.В.Кустышев, А.А.Ахметов, В.П.Овчинников и др. (РФ).- № 96104776/03; Заяв. 12.03.96; О публ.20.05.98, Бюл. № 14.

139. Кустышев A.B., Безносиков А.Ф. Малогабаритный превентор для ремонта газовых скважин // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Сб. науч. работ ТюмИИ- Тюмень: 1982,- с. 31-34.

140. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учеб. для вузов,- М.: Недра, 1984,- 464 с.

141. Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. Учеб. для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве,- М.: Недра, 1991,- 336 с.

142. Гиреев В.А. Механические слайдеры для подземного ремонта скважин /7 Химическое и нефтяное машиностроение.- М.: Машиностроение, 1977. Вып. 3,1. C.15-16.

143. Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах,- М.: Недра, 1987,- 182 с.

144. Кустышев A.B., Чижова Т.Н., Безносиков А.Ф. Труболовки внутренние освобождающиеся для ремонта скважин //' Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: Сб. науч. тр. ТюмИИ.- Тюмень: 1994,- С. 112-118.

145. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник,- М.: Недра, 1990.- 304 с.

146. Маслов В.Н., Кустышев A.B., Масленников В.В. Научно-техническое обеспечение работ по капитальному ремонту скважин /./ Состояние и проблемы капитального ремонта скважин: материалы НТС ОАО «Газпром»,- М.: ИРЦ Газпром, 2000,-С. 144-152.

147. Методика определения соответствия уровню техники и проверки патентной чистоты научно-технической продукции в РАО «Газпром»,- М.: РАО Газпром, 1995,- 19 с.

148. Методические указания по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рацпредложений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1980,- 19 с.

149. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ РУКОВОДЯЩИХ ДОКУМЕНТОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТУ СКВАЖИН

150. Проект разработки сеиоманской газовой залежи Губкииского месторождения / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз,1995.

151. Проект разработки северного купола Комсомольского месторождения / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1996.

152. Проект опытно-промышленной эксплуатации Ханчейского месторождения / Е.М.Нанивский, С.М.Лютомский, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз,1996.

153. Инвестиционный проект освоения ачимовской толщи Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений / Е.М.Нанивский, С.М.Лютомский, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1996.

154. Проект разработки сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997.

155. Проект разработки сеноманской газовой залежи Юрхаровского ГКНМ / Е.М.Нанивский, В.Н.Маслов, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз,1997.

156. Проект разработки сеноманской газовой залежи Ямсовейского месторождения / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин. А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз,1998.

157. ТЭО инвестиций в освоении сеноманской газовой залежи Южно-Русского ГКНМ / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень. ТюменНИИгипрогаз, 1998.

158. Проект разработки сеноманской газовой залежи Вынгаяхинского месторождения / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз. 1998.

159. Проект разработки сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения / В.Н.Маслов, А.Н.Лапердин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

160. Проект разработки неокомских залежей Песцового месторождения / Е.М.Нанивский, Ю.Ф.Юшков, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

161. Проект разработки неокомских залежей Северо-Уренгойского месторождения / Е.М.Нанивский, С.М.Лютомский, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

162. Проект опытно-промышленной эксплуатации 6 нефтяного опытного участка Урегойского месторождения / Е.М.Нанивский, С.М.Лютомский, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

163. Проект организации буровых работ на Губкинском месторождении В Ф.Штоль, Н.М.Уткина, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997,

164. Проект организации буровых работ на Северо-Уренгойском месторождении / В.Ф.Штоль, А.Н.Ребякин, А.В.Кустышев и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

165. РД 9510-22-83. Инструкция по модернизации клапанов-отсекателей диа-фрагменного типа с целью повышения их надежности на месторождениях ВПО «Тюменгазпром» / В.Я.Протасов, А.В.Кустышев.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1983.

166. РД 9510-25-83. Инструкция по освоению скважин, оснащенных забойным оборудованием, после капитального ремонта / А.В.Кустышев, В.Я.Протасов.-Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1983.

167. РД 9510-26-83. Инструкция по подготовке, спуску и проверке работоспособности забойного оборудования / В.Я.Протасов, П.Ф.Павлов, А.В.Кустышев,-Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 1983.

168. РД 9510-29-83. Методика расчета и настройки клапанов-отсекателей перед установкой их в эксплуатационные скважины / В.Я.Протасов, А.В.Кустышев,-Тюмень, ТюменНИИтипротаз, 1983,

169. РД 015900-90-87. Инструкция по замене резиновых уплотнений колонных головок/A.B.Кустышев, В.Я.Протасов.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1987.

170. РД 015900-114-88. Технологический регламент по эксплуатации скважин Глав- тюменгазпрома по беспакерной схеме / А.В.Кустышев, В.Я.Протасов -Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1988.

171. РД 015900-115-88. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Уренгойском и Ямбургском месторождениях / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, В.Я.Протасов.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1988.

172. РД 015900-115А-88. Технологический регламент по применению механизированных средств добычи нефти из нефтяных оторочек Уренгойского ГКМ / А.В.Кустышев,- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1988.

173. РД 015900-127-89. Технологический регламент по оснащению наклонно направленных скважин Ямбургского месторождения подземным оборудованием А.В.Кустышев. Т.И.Чижова, В.Я.Протасов и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1989.

174. РД 0575179-150-93. Технологический регламент по оснащению скважин Комсомольского месторождения наземным и подземным оборудованием

175. А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Шестакова H.A. и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1993.

176. РД 0575179-151-93. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Комсомольского и Вынгапуровского месторождений оборудованием i А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Шестакова H.A. и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1993.

177. РД 00153761-163-94. Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Ямсовейского и Юбилейного месторождений / А.В.Кустышев,

178. Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1994.

179. РД 05015124-164-94. Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Западно- и Восточно-Таркосалинского месторождений / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1994.

180. РД 04803457-166-95. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Ямбургского месторождения / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

181. РД 00153761-168-95. Регламент по эксплуатации скважин месторождений п-ва Ямал (Бованенковское месторождение) / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.-Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

182. РД 00153761-170-95. Технологический регламент по освоению газовыхскважин Бованенковского месторождения / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

183. РД 05015124-172-95. Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Комсомольского месторождения / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

184. РД 00156251-179-96. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Ямбургского месторождения предприятием «Тюменбургаз» / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1996.

185. РД 04803457-186-96. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Ямбурггаздобыча» / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др,-Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1996.

186. РД 04803457-178-96. Технологический регламент по консервации газовых и газоконденсатных скважин Заполярного месторождения / Н.Е.Щербич, А.В.Кустышев, В.И.Саунин,- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1996.

187. РД 05751745-180-97. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997.

188. РД 05751790-190-97. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского и Губкин-ского месторождений / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997.

189. РД 00000000-174-96. Проект одновременного производства работ по бурению. освоению, обвязке и эксплуатации газоконденсатных скважин Ковыткинскогоместорождения (Иркутская область) / Симонов В.И. Кустышев A.B.- Тюмень. ТюменНИИгипрогаз, 1997.

190. РД 00158758-191-97. Проект организации одновременного производства работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин на кустах ачимовских отложений / Симонов В.И., Кустышев A.B.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997.

191. РД 05751790-196-97. Технологическая схема обвязки устья эксплуатационных скважин Губкинского газового месторождения / A.B.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1997.

192. РД 00153761-194-98. Технологический регламент на ведение ремонтных и ликвидационных работ в скважинах Бованенковского, Харасавэйского и Новопортов-ского месторождений / A.B.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1998.

193. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Надымгазпром» / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др,-Тюмень. ТюменНИИгипрогаз, 1999

194. РД 00153761-205-99. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах месторождений П «Надымгазпром» / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова. Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

195. РД 0575179-206-99. Технологический регламент по консервации скважин на месторождениях П «Ноябрьскгаздобыча» / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова. Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

196. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Губкинском месторождении / А.В.Кустышев, Т.И.Чижова, Н.А.Шестакова и др.- Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1999.

197. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте).

198. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац.предложений (М., ЭНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

199. Э = ( С|"«' С- Е„ ( К:"« - К,-1-) = (99,2 - 0) - 0,15 (70,0 - 0) = 88,7 млн.р.

200. С|юм = Со X Т х 0,2 х N = 1.0 X 496 X 0.2 х 1 = 99,2 млн.р.

201. Со'ом =1,0 млн.р. стоимость одного часа работы бригады

202. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта

203. N = I количество эксплуатирующихся или освоенных скважин0,2 коэффициент уменьшения числа ремонтов скважин, эксплуатирующихсяосвоенных) по внедряемой технологии (экспертные данные) Сз!"и = 0

204. Ей = 0,15% нормативный коэффицент капвложений К|,ш* = 0

205. К:гам = Клр = 70,0 млн.р предпроизводственные затратыэкономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин на Юбилейном месторождении

206. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потерн давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

207. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

208. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

209. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования

210. Э1 = (О*™- С:—) Ен • (К2«* - К1«")

211. С|,вм = Со х А х N = 90.0 х 0,2 х 1 = 18,0 млн.р.

212. Со = 90,0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования

213. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

214. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С:'"" = 0

215. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений

216. Кпр = 20 млн.р. предпроизводственные затраты К|,ом = Со • N = 90,0 • I = 90,0 млн.р.

217. Э = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

218. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ Э: = (С1ЮМ- С2ЮМ) Е„ • (К:«™ - К1ЮМ)

219. С|,им= Со х Т х N = 1,0 х 10 х I = 10,0 млн.р.

220. Со 1,0 млн.р. - стоимость 1 часа работы бригады

221. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин1. N = 1 кол-во скважин1. С:'"м = 0

222. Е„ = 15%- нормативный коэффициент эффективности капвложений

223. Кпр = 0 предпроизводственные затраты К|,пм = 0

224. Э: = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

225. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки Эо ¿8^5 + 10,0 = 38,5 млн.р. на одну скважину1. Объем внедрен и 18 ска-^:1. ВАЛугохуксэкономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин на Ямсовейском месторождения

226. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

227. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

228. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

229. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования Э1 = (С!™ С:"3") - Ен • (К2ИЗМ - Ьчюм)

230. С|юм= Со х А х N = 90,0 х 0,2 х 1 = 18,0 млн.р.

231. Со = 90,0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования

232. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

233. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С;,пм = 0

234. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К;,пи = Кпр = 20 млн.р. - предпроизводственные затраты К|,ом = С0 • N = 90,0 • I = 90,0 млн.р.

235. Э1 = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 ,млн.р

236. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ

237. Э: = (Си™ С2ММ) - Ен • (К>,м - К1ИМ»)

238. С,'ам=С0 х Т х N = 1,0 х 10 X 1 = 10,0 млн.р. Со 1,0 млн.р. - стоимость 1 часа работы бригады

239. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = I - кол-во скважин С;"3* = 0

240. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К;,п" = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты К,"« = 0

241. Э; = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

242. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки1. РАСЧЕТ

243. ОЖИ/ТЛ РНПГО 5КОНОННЧООКОГО эффекта VT внедрениятехнологии беспдкеоной ркспл^тйцим ^кпагючс юго-западной части Ямбургского месторождения1. Харвутинская площадь)

244. Виедренио технологии «ослакернои эксплуатации скважин aciäO ляет снизить потери давления по стволу, сократить продолжитель ность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты н. строительство скважины (не учтены).

245. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устра ненивм затрат на закупку комплексов подлинного оборудования.

246. Сл CaX N X А 70,0 X 12 X 0,2 - 168,0 МЛН.р. а " 0

247. Ем « 15 % нормативный коэффициент эффективности капвложенийin

248. Кг •* 6,2 млн.р. предпроизводстввнные затраты

249. К1 « CoX N » 70,0 X 12 840,0 МЛН. р.со 70,0 млн.р. - стоимость комплекса подземного оборудования N - 12 скв. - объем внедрения

250. А 20 \ - норма амортизационных отчипгглиий палп)

251. Э = (168,0 0) - 0,15 (6,2 - 840,0) - 293,1 МЛН.р.

252. Главный^лхерлог Надш^ког,? УДГ "ттг"1. P.A.Сологуб59 РП1.1. Klflf'VMэкономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин на Комсомольском месторождении

253. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

254. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

255. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром. 1980)" по формулам:

256. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования

257. Э! = (С!н,м С:"м) - Ен • (К2ЮМ - К!"™)

258. С|'пм= Со х А х N = 90.0 х 0,2 х 1 = 18.0 млн.р. Со = 90.0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования А = 20% - норма амортизационных отчислений (шифр 43409) N = 1 - кол-во комплексов подземного оборудования1. С;,пм = 0

259. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложенийкПр = 20 млн.р. предпроизводственные затраты К|шм = Со • N = 90,0 • 1 = 90,0 млн.р.

260. Э = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

261. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работС

262. Э: = (С1н™ С:н™) - Ен • (К2И™ - КГ")

263. С|'"-4 = Со X Т X N = 1.0 X 10 X I = 10,0 млн.р. Со = 1,0 млн.р. стоимость I часа работы бригады

264. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = I - кол-во скважин С:"54 = 0

265. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К:'пч = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты1. КГ"» = о

266. Э: = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

267. Суммарный экономический эффект от внедрения разработкиу^--. ^ л « v о н „;'

268. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потерн давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

269. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

270. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от.использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М. ВНИИЭгазпром. 1980)" по формулам:

271. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования

272. Э1 = (С1ЮМ- С:нзм) Ен • (Кзюм - К^О

273. С|,ам= Со X А X N = 90,0 X 0,2 х 1 = 18,0 млн.р.

274. Со = 90,0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования

275. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

276. N = I кол-во комплексов подземного оборудования1. С;шм = 0

277. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений ' К:шм = Кпр = 20 млн.р. - предпроизводственные затраты К|,ом = Со • N = 90,0 • 1 = 90,0 млн.р.

278. Э1 = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

279. У. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ

280. Эг = (Сгм- С:н™) Ен • (К>™ - К."™)

281. Со X Т х N = 1,0 X 10 X 1 = 10,0 млн.р. Со 1,0 млн.р. - стоимость 1 часа работы бригады

282. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = 1 - кол-во скважин С;,Ш1 = 0

283. Е„ = 15%- нормативный коэффициент эффективности капвложений К:1™ = Кпр = 0 предпроизводственные затраты К,"3" = 0

284. Э: = (10,0- 0) 0,15 - (0 - 0) = 10,0 .млн.р

285. Суммарный экономический эффект от внедрения разработким/'-чХ

286. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потерн давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

287. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

288. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М, ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

289. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования Э = (С1И5М- С2НЗМ) Ен • (К:"™ - 1мюм).

290. С|,ом = Со X А х N = 90,0 х 0,2 х 1 = 18,0 млн.р.

291. Со 90.0 млн.р. - стоимость комплекса подземного оборудования

292. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

293. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С:"3" — 0

294. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений- кПр = 20 млн.р. предпроизводственные затраты К|шм = Со • N = 90.0 • 1 = 90,0 млн.р.

295. Э1 = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

296. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ

297. Эг = (С1ЮМ- С:юм) Ен • (К;И.М - К1юм)

298. С.""'= Со х Т х N = 1.0 х 10 X 1 = 10.0 млн.р. Со 1.0 млн.р. - стоимость 1 часа работы бригады

299. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = I - кол-во скважин С:",и = 0

300. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложении К:"зм = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты К',"3" = 0

301. Э: = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

302. Т^.Г^х 3. Суммарный экономический эффект от внедрения разработкиуЛЭо = Э, + Э; = 28,5 + 10,0 = 38,5 млн.р. на одну скважину Объем внедрения: Ю скв.

303. Зам .-ген ер ал ь но го д и р ектора ГДК.^Цбрьскп13добы«1а"в л ¡.кононовэкономического эффекта от внедрения технических правил на ведение ремонтных работ на Уренгойском месторождении

304. Внедрение технических правил на ведение ремонтных работ позволяет повысить безопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа .

305. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

306. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

307. СГ4 = Со х Т х N = 1,0 х 496 х 1 = 496,0 млн.р. Со = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС Т = 496 час - средняя продолжительность одного ремонта N = I - кол-во ремонтов1. С:""' = 0

308. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений1. К)юм = 0

309. К;|ПМ = Кпр = 20,0 млн.р. предпроизводственные затратыэ = (С1««-С2ИХЧ) Ен -(К2ЮМ - К1«м)

310. Э = (496,0 0) - 0,15 • (20,0 - 0) = 493,0 млн.р. на один ремонт1. Объем внедрения: " Р скв.

311. Главный инженер УПНПиКРС"УГП"1. В.Н.Москбичебf1. РАСЧЕТ. iэкономического эффекта от внедрения'' технологии освоения скважин на Бованенковском месторождении

312. Экономическая эффективность от внедрення обусловлена сокращением продолжительности работ по освоению скважин и их отработки на факел. .

313. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац.предложений (М. ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

314. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работГ

315. Э, = ( Ci«" C:KJM) - Е„ ( К;"5* - KiMM<) = (48,0 - 0) - 0,15 (90,0 - 0) = 34,5 млн.р.

316. С|и" = Со х (ti +t:) х N = 1,0 X (24 + 24) х 1 = 48,0 млн.р. Со,им =1.0 млн.р. стоимость одного часа работы бригады ti = 24 час - сокращение времени на освоение скважиныt: = 24 час сокращение времени на отработку скважины "

317. N= 1 количество освоенных скважин :0 • ■ Е„ = 0.15% нормативный коэффицент эффективности кап.вложений К:|СШ = КпР = 90,0 млн.р. - предпроизводственные затраты0 •

318. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа Э: = С}П х ( д А : Ai) = 189,1 х (0,8 : 44460,6) = 0,003 млн.р.

319. C«, = 189,1 млн.р. себестоимость добычи 1000м3 газа (условно-постоянная часть) ¿А = q : 24 х (ti+t:) х N =420 : 24 х 48 х l = 840.0 тыс.м3 = 0,8 млн.м3 q = 420,0 тыс.м3 - средний дебит скважины

320. Ai = А; л А = 44461,5 млн.м3 - добыча газа без учета внедряемого мероприятия А:= 44462,3 млн.м3 - добыча газа на предприятии с учетом внедряемого мероприятия

321. Расчет эффекта от сокращения потерь газа при отработке скважины на факел

322. Э1 = (Ззг -Зпг) х Q х К, Е„ х К„тили

323. Эл = (Ц Cr„) .\Q - Ен х К*т= (6,0 - 1,2) х 420,0 - 0,15 х 0 = 2016,0 тыс.м3=1,9 млн.р.

324. Ц = 6.0 тыс.р. цена предприятия 1000м3 газа (в ценах 1995 года) •

325. Счп = 1.2 тыс.р. себестоимость добычи газа 1000м3 газа (условно-переменная часть)

326. Q = q х t:: 24 х N = 420 х 24 : 24 х 1 = 420,0 тыс.м3*1. Кнг ~ Ьчпр — О

327. Расчет эффекта от сокращения чиста ремонтов скважинэ4 = (С,«- С:™) - Е« (К:«- - К,"-) = (99,2 - 0) - 0,15(0 - 0) = 99,2 .млн.р. '

328. С|,вм= СохТх 0.2 х К= 1,0 х 496 х 0.2 х1 = 99.2 млн.р. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта 0.2 - коэффициент уменьшения ремонтов скважин, освоенных по внедряемой технологии (экспертные данные)

329. Суммарных экономический эффект от внедрения разработки

330. Эо = Э1 + Э: + Эз + Э4 = 34,5 + 0,003 + 2,0 + 99,2 = 135,7 .млн.р. на одну скважину1. Объем внедрения: скв.Г

331. Главный геолог Ямальского ГПУ ГДК "Надымгазпром''С1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения пакеров типа ПССГИ

332. Расчет эффекта от снижения стоимости оборудования3i = (С:10* Ci10") - E« • (К:1"*- К,"-) = (16,0 - 0) - 0,15 • (20,0 - 80,0) = 25,0 млн.р.

333. С,»* =(C| -С:)Х AxN = 16,0 мян.р.

334. С; .= 140,0 млн.р. стоимость одного старого пакера с составными часгями С: = 60,0 млн.р. - стоимость одного нового пакера с составными частями А =20 % - норма амортизационных отчислении (шифр 43409)jSt = 1 кол-во пакеров1. С;гам =0

335. Ен =15% нормативный коэффициент эффективности кап.вложений

336. К;шм = Кпр = 20,0 млн.р. предпроизводственные затраты K,>°« = (Ci - С:) х N = 80,0 млн.р.

337. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работпо запакеровке пакера

338. Эг = (Ci-- Сзж) - Ен • (Кг"»«- Ki"*') = (20,0 - 0) - 0,15 (0 - 0) = 20,0 млн.р:

339. С|'°* = Со xTxN = 1,0х20х 1 = 20,0 млн.р.

340. Со = 1,0 млн.р. стоимость одного часа работы бригады

341. Т =20 час сокращение продолжительности работ по запакеровке пакера

342. С:шм =0 К;,с" =0 •. К|шч( =0

343. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа3i = Су„х ДА : Ai = 189,1 = 0,002 млн.р.

344. Счт1 = 189,1 млн.р. -себестоимость (условно-постоянная часть)добычи 1000 м3 газа дА = g : 24 х Т х N = 500 : 24 х 20 xl = 0.4 млн.м3 g = 500 тыс.м3 средний дебит скважины

345. Ал = 44462.3 млн.м3 добыча газа на предприятии с учетом внедряемого мероприятия Ai = А - дА = 44461.9 млн.м3 .

346. Расчет эффекта от сокращения потерь газа при отработке скважины на факел3j = (Ззт 3 пг) • Q * К, - En -Kur

347. В соответствии с РД N 113744/490 от 31.10.85 ВНИИЭгазпрома для хозрасчетного эффекта формула записывается в следующем виде:

348. Э = (Ц С,„) • Q - Ен ■ К«г = (6,0 -1,2) • 0,5 - 0 = 2,4 .млн.р.

349. Ц = 6.0 тыс.р. цена предприятия 1000 м3 газа

350. Счп =1,2 тыс.р. себестоимость (условно-переменная часть) добычи 1000 м3 газа Q = g • t = 500 х 1 = 500 тыс.м3ккт = кпр =0t = 1 сут. сокращение продолжительности отработки скважинь; па факс;;

351. Расчет эффекта от сокращения продолжите.ъьности работпо извлечению пакера

352. Э; = (С1"1" С:"*) - Ен • (К:"- - К,10-) = (70,0 - 0) - 0,15(0 - 0) = 70,0 млн.р.

353. С1,а* = Со х Т: х N = 1.0 X 70 х .1 = 70,0 млн.р. :

354. Т: = 70 час сокращение продолжительности работ по извлечению пакера* = 0 К:,ом = 0 К|юм = 0

355. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работпо глушению скважины

356. Эб = (О"1" С:И5М) - Ем • (К:"« - К|"*) = (70,0 - 0) - 0 = 70,0 млн.р.

357. С|,п* = Со х Т; х N = 1,0 х 70 х ! = 70,0 млн.р.

358. Т; = 70 час сокращение продолжительности работ по по глушению скважины **1. С;,,зм = О = 0 К||ОМ = 0

359. Исключение операции по спуску сифонных труб для закачки зада-вочного раствора при глушении скважины и последующему извлечению их из скважины

360. Суммарный экономический эффект от внедрения

361. Э = Э, + Э: + Э3 + Э4 + Э5 + Эб = =25,0 + 20,0 + 0,002 + 2,4 + 70,0 + 70,0 = 187,402 млн.р. на один пакер •С1. Объем внедрения: скв.ш1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения слайдера для ремонта скважин •

362. Внедрение слайдера для ремонта скважин грузоподъемностью 800 кН (80,0 тс) позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, техническому обслуживанию слайдера, получить дополнительную добычу газа .

363. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

364. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

365. Э = (С1 мм-С:1™) Е„ -(Кз"" - К!»*)

366. С|,в»= Со х Т х N = 1,0 х 20 х 1 = 20,0 млн.р.

367. Со = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. N = I кол-во слайдеров1. С:"311 = 0

368. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К,»« = 0кпр = 0 предпроизводственные затраты

369. Э = (20,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 20,0 млн.р. на одну скважино-олерациюэкономического эффекта от внедрения труболовки внутренней освобождающейся хтя ремонта скважин

370. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продолжительность технического обслуживания труболовки, получить дополнительную добычу газа.

371. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

372. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

373. С|'°* = Со хТх N = 1,0 х 20 х I = 20,0 млн.р.

374. Со = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

375. Т = 20 час сокращение продолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во труболовок1. С:'им = 0

376. Е„ = 15%- нормативный коэффициент эффективности капвложений К|,им = 0

377. К:юм= Кпр = 20,0 млн.р. предпроизводственные затраты

378. Э = (20,0 0) - 0,15 (20,0 - 0) = 17000 тыс.р. на одну скважино-операцшо Объем внедрения: Ю скв.

379. Э = (С1ОТМ-С:ЮМ) Е„ .(К:«" - Кг5М)1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения трусоловкн внутренней освобождающейся для ремонта скважин

380. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин по зволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продол жительность технического обслуживания труболовки. получить дополнительную до бычу газа .

381. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжи тельности ремонтных работ.

382. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономи ческой эффективности от использования в газовой промышленности новой техники изобретений, рационализаторских предложений (М. ВНИИЭгазпром. 1980)" по фор муле:

383. Э = (С1И™-С2И™) Ен (К>™ - 1мизм)

384. С|"зм = Со х Т х N = 1.0 х 20 х I = 20.0 млн.р.

385. Со 1.0 млн.р. - стоимость I часа работы бригады КРС

386. Т = 20 час сокращение пр лдолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во труболовок1. С:"™ = 0

387. Б,, = 15" . нормативный коэффициент эффективности капвложений1. К|":м = 0

388. К;"-м = Кпр " 20.0 млн.р. предпроизводственные затраты

389. Э = (20,0 0) - 0,15 (20,0 - 0) = 17000 тыс.р. на одну скважино-операцию1. Объем внедрения: скв.1. Главный инженер1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения инструмента повышенной грузоподъемности для извлечения пакера1. ПСС 219-140

390. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

391. Расчет составлен согласно ''Методических указаний ло определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

392. Э =(С1«М-С:ИЗМ)-Е„-(К2ИЗМ-К:1ИЗМ)

393. О"5" = Со х Т х N = 1.0 х 90 х 1 = 90,0 млн.р.

394. Со = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. N = I кол-во инструментов1. С:юы = 0

395. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К|тм = 0 .

396. К;"зм= К„р = 20,0 млн.р. предпроизводственные затраты

397. Э = (90,0 0) - 0,15 • (20000 - 0) = 87,0 млн.р. на одну скважино-операциюэкономического эффекта от внедрения инструмента повышенной гр\зоподъемности для извлечения пакера1. ПСС 219 А

398. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

399. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретении, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

400. Э = (С1изм-С:изм) Ен •(ЬС:ИЗМ - К'1ЮМ)

401. С|шм = Со X Т х N = 1.0 х 90 х I = 90.0 млн.р.

402. Со 1,0 млн.р. - стоимость 1 часа работы бригады КРС1. N = 1 кол-во инструментов

403. С;"341 = 1000 • (5+1) • 1 = 6000 тыс.р.

404. Е,, = 15%- нормативный коэффициент эффективности капвложений К|",м = 0

405. К;"34' — Кпр = 20,0 млн.р. предпроизводственные затраты

406. Э = (90,0 0) - 0,15 • (20000 - 0) = 87,0 млн.р. на одну скважино-операщиоЛ1. Объем внедрения: скв.

407. Главный инженер УПНПпКРС "УГП"1. В.Н.Москвичев

408. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте).

409. Сгм = Со X Т X 0,2 х N = 2,0 х 496 х 0,2 х 1 = 198,4 тыс.р.

410. Союм -2,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

411. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта

412. N = 1 количество эксплуатирующихся или освоенных скважин0,2 коэффициент уменьшения числа ремонтов скважин, эксплуатирующихсяосвоенных) по внедряемой технологии (экспертные данные) С2га" = 0

413. Ен -0,15% нормативный коэффицент капвложений К|юм = 0

414. К2ИЗМ = Кпр = 70,0 тыс.р предпроизводственные затраты

415. Объем внедрения: ¿У с г г}/ скв1. Гп'ЗОи^.ГМ'ГРА'ТПГ

416. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте.

417. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац.предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

418. О™ = Со х Т х 0,2 х N = 2,0 х 496 х 0,2 х 75 = 14880,0 тыс.р.

419. Со"™ = 2,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады КРС

420. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта

421. N = 75 количество эксплуатирующихся или освоенных скважин0,2 коэффициент уменьшения числа ремонтов скважин, эксплуатирующихсяосвоенных) по внедряемой технологии (экспертные данные) Сгти =0

422. Ен =0,15% нормативный коэффицент кап.вложений К, »о« =0

423. К?1"" = Кпр = 1000,0 тыс.р. предпроизводственные затратыэ = ( Ci,nM С2ЮМ) - Ен (К2,пм - Ki»™) = (14SS0,0 - 0) - 0,15 (1000,0 - 0) = 14730,0 тыс.р.

424. Э = ( Ci,nM С2"™) т Е„ ( К2,пм - Ki,OM)1. Объем внедрения: ^ скв.

425. Начальник отдела техники и технологии эксплуатации и ремонта скважин1. УДГиГК(Н) ОАО "Газпром"1. КАНЦЕЛЯРИЯ

426. ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА "ГАЗПРОМ"экономического эффекта от внедрения технологии бгспакерной эксплуатации скважин на Ямсовейском месторождении

427. Внедрение технологии бгспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

428. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

429. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

430. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования31 = (Ci"M- С2ЮМ) Ен • (К2ЮМ - KiMM)

431. Ci«*=Co х Ах N = 90,0x0,2 х 1 = 18,0тыс.р.

432. С0 = 90,0 тыс.р. стоимость комплекса подземного оборудования

433. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

434. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. Сзюч = 0

435. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К:гам = Кпр =20 тыс.р. - предпроизводственные затраты Ki«« = Со • N = 90,0 • 1 = 90,0 тыс.р.3i = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 тыс.р

436. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ32 = (Ci«M- С2ЮЧ) Ен • (К:юи - Ki»")

437. Ci«M = Со х Т х N = 2,0 х 10 х 1 — 20,0 тыс.р. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады

438. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = 1 - кол-во скважин С2"м = 0

439. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К2Ю" = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты К,«« = 0

440. Э: = (20,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 20,0 тыс.р

441. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки Эо = Э1 + Эг = 28,5 + 20,0 = 48,5 тыс.р. на одну скважину1. Объем внедрения:

442. Гл.геолог П "Надымгазпром"1. Г.И.Облекоэкономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин на Юбилейном месторождении

443. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

444. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

445. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

446. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования3l = (Cl««- ClmM) Ен • (K2raM - KlraM)

447. Ci«M = Co x A x N = 90,0 x 0,2 x 1 = 18,0 тыс.р.

448. Co = 90,0 тыс.р. стоимость комплекса подземного оборудования

449. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

450. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С2Ю* = 0

451. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К2ЮМ = Кпр =20 тыс.р. - предпроизводственные затраты К,«™ = Со • N = 90,0 • 1 = 90,0 тыс.р.3i = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 тыс.р

452. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ Эг = (CimM- С2Ю") Ен • (К2ИМ - KimM)

453. Ci»* = Со X Т х N = 2,0 х 10 X 1 = 20,0 тыс.р.

454. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады

455. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин1. N = 1 кол-во скважин1. С2ЮМ = 0

456. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений Кгюм = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты1. К.н^м-о • •

457. Э2 = (20,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 20,0 тыс.р

458. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки

459. Эо = 3i + Э2 = 28,5 + 20,0 = 48,5 тыс.р. на одну скважину1. Объем внедрения: ^ & скв.

460. Гл. геолог П "Надымгазпром"экономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин на Комсомольском месторождении

461. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

462. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

463. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

464. С1изм=Со х Ах N = 90,0x0,2 х 1 = 18,0млн.р.

465. Со = 90,0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования

466. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

467. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С:'"4' = 0

468. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К21,3м = Кпр = 20 млн.р. - предпроизводственные затраты К|«м = Со • N = 90,0 • 1 = 90,0 млн.р.

469. С1ИЗМ=С0 х Т х N = 1,0 х 10 х 1 = 10,0 млн.р. Со = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады

470. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = 1 - кол-во скважин1. Сгмм = 0

471. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К2гам - Кпр = 0 - предпроизводственные затраты1. К^м-о

472. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования

473. Эх = (С1,пм- Сз,вм) Ен • (К2,,зм - Кг,зм)

474. Э1 = (18,0 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

475. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ

476. Эг (С1юм- С2ШМ) - Е„ • (К2,пм - К1113М)

477. Э2 = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

478. Внедрение технологи;: беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

479. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

480. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М.,.ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

481. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования31 = (С1"™ С2,ом) - Ен • (К2,пм

482. Сг* = Со х А х N = 90,0 х 0,2 х 1 = 18,0 млн.р.

483. Со = 90,0 млн.р. стоимость комплекса подземного оборудования

484. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

485. N = 1 кол-во комплексов подземного оборудования1. С,«м о

486. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений Кз1,3м = Кпр = 20 млн.р. - предпроизводственные затраты К|мм = Со • N = 90,0 ■ I = 90,0 млн.р.

487. Э! = (18,0 0) - 0,15 ■ (20,0 - 90,0) = 28,5 млн.р

488. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ32 = (С1"™- С2»™) Е„ • (К2,ом - К1,п")

489. С|,ом = Со х Т х N = 1,0 х 10 х 1 = 10,0 млн.р. С0 = 1,0 млн.р. стоимость 1 часа работы бригады

490. Т — 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = 1 - кол-во скважин1. С2изм 0

491. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений Кгизм = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты К|тм = 0

492. Эг = (10,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 10,0 млн.р

493. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки

494. Эо = Э + Э2 = 28,5 + 10,0 = 38,5 млн.р. на одну скважину1. Объем внедрения: скв.1. Гл. инженерэрьскгаздобьжа"1. В.З.Мшишкаевэкономического эффекта от внедрения технологии эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями

495. Внедрение технологии эксплуатации скззжин с предельно-допустимыми межколонными давлениями позволяет сократить количество ремонтов скважин, получить дополнительную добычу газа.

496. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте.

497. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

498. Э = ( С1,ом С2гам) - Е„ ( К:юм - Ю'01') = (992,0 - 0) - 0,15 (85,4 - 0) = 979,2 тыс.р.

499. Сгпм = Со х Т х N = 2,0 х 496 х 1 = 992 тыс.р.

500. Соизм =2,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

501. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = 1 количество скважин1. С:юм = 0

502. Еч = 0,15% нормативный коэффициент капвложений К1,пм = 0 ' '

503. К2ЮМ = Кп? = 85,4тыс.р предпроизводственные затраты

504. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа

505. С>л= 189,1 тыс.р. себестоимость добычи 1000м3газа (условно-постоянная часть)

506. Л А = я : 24 х Т х N =500 : 24 х 496 х 1 =10,3 млн.м3

507. Я = 500 тыс.м3 средний дебит скважины

508. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта

509. А| = Аз д А = 44460,6 млн.м3 - добыча газа без учета внедряемого мероприятия

510. А2 = 44462,3 млн.м3 добыча газа на предприятии с учетом внедряемого мероприятия

511. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки

512. Расчет эффекта от сокращения числа ремонтов скважин

513. Э2 = Суп х д А : Ai = 189,1 х 10,3 : 44460,6 = 0,04 тыс.р.

514. Э0 = Э1 + Э2 = 979,2 + 0,04 = 979,204 тыс.р. на одну скважинуТ

515. Гл. инженер "Ноябрьскгаздооыча"экономического эффекта от внедрения технических правил на ведение ремонтных работ на Уренгойском месторождении

516. Внедрение технических г.рззил на ведение ремонтных работ позволяет повысить безопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа .

517. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

518. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

519. С."™ = Со х Т х N = 2,0 х 496 х 1 =992,0 тыс.р.

520. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

521. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = I кол-во ремонтов1. С:"3* = 0

522. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений1. К11134 = 0

523. К2ЮМ = Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

524. Э = (Ci™ -С2,ом) Е„ -(К2,пм - Ki'ns0

525. Э = (992,0 0) - 0,15 • (50,0 - 0) = 984,5 тыс.р. на один ремонт1. Объем внедрения: скв.1. Главный инженер1. В.Н.Москвичев

526. Внедрение технических правил на ведение ремонтных работ позволяет повысить безопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа .

527. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

528. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

529. N = 1 кол-во ремонтов С:юм = 0

530. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений Кизм = 0

531. К:"3" = КпР = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты к = 10% - доля эффекта, приходящаяся на разработкуэ = (Cira"-C2,OM) Ен -(К2,см - KimM). X к

532. Со x Т X N = 2,0 х 496 х 1 = 992,0 тыс.р. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС Т = 496 час - средняя продолжительность одного ремонта

533. Э = (992,0 0) - 0,15 • (50,0 - 0). х ОД = 98,5 тыс.р. на один ремонт1. Объем внедрения:^скв.1. Гл. инженерэкономического эффекта от внедрения технологии освоения скважин на Бованенковском месторождении

534. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением продолжительности работ по освоению скважин и их отработки на факел.

535. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац.предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

536. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ3i = ( CiM* Сгюн) - Ен ( КтГ* - Ki»M) = (96,0 - 0) - 0,15 (90,0 - 0) = 82,5 тыс.р.

537. Ен = 0,15% нормативный коэффицент эффективности кап.вложений К2гам = КПр = 90,0 тыс.р. - предпроизводственные затраты К|гам = 0

538. Расчет эффекта от сокращения числа ремонтов скважин

539. Э4 = (С1юм Сггам) - Ен (К:«" - Ki»M) = (198,4- 0) - 0,15(0 - 0) = 198,4 тыс.р.

540. Суммарных экономический эффект от внедрения разработки

541. Эо = Э1 + э2 = 82,5 + 198,4 = 280,9 тыс.р. на одну скважину1. Объем внедрения:скв.

542. Главный1гёолог Ямальского ГПУ/ П "НадымгазпрОм"'1. А.Димитриев1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения пакероз типа ПССГИ .

543. Расчет эффекта от снижения стоимости оборудования

544. Э; = (С:^4 С1ЮЧ) - Ен • (К;«^ К1,ом) = (16.0 - 0) - 0.15 • (50,0 - 80,0) = 11,5 тыс.р.

545. С,мч = (С, С:) х А х N = 16,0 тыс.р.

546. С. = 140,0 тыс.р. стоимость одного старого пакера с составными частями С: = 60,0 тыс.р. - стоимость одного нового пакера с составными частями А = 20 %' - норма амортизационных отчислений (шифр 43409) N = 1 - кол-во пакеров1. Суом = о

547. Ен 15% - нормативный коэффициент эффективности кап.вложений

548. Кгпч = Кг.? = 50,0 тьгс.р. предпроизводственные затраты

549. К|юм = (С С:) х N = 80,0 тыс.р.

550. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работпо запакеровке пакера

551. Эг = (С1™ С:,м) - Еи • (К:юм- Кюч) = (40,0 - 0) - 0,15 (0 - 0) = 40,0 тыс.р.

552. С|«м = Со х Т х N = 2,0 х 20 х 1 = 40,0 тыс.р.

553. Со = 2,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

554. Т =20 час сокращение продолжительности работ по запакеровке пакера1. С2юч = о К2ЮМ =0 К|юм =0

555. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа

556. Эз = Суп х ДА : А1 = 189,1 = 0,002 тыс.р.

557. С>п = 189,1 тыс.р. -себестоимость (условно-постоянная часть) добычи 1000 м3 газа дА = о : 24 х Т х N = 500 : 24 х 20 х1 = 0,4 млн.м3 § = 500 тыс.м3 средний дебит скважины

558. Аз = 44462,3 млн.м3 добыча газа на предприятии с учетом внедряемого мероприятия А| = А - ДА = 44461,9 млн.м3

559. Расчет эффекта от сокращения потерь газа ■при отработке скважины на факел

560. Э4 =(3зт-3пг)- <2-К,-Еи-Ккг

561. В соответствии с РД N 113744/490 от 31.10.85 ВНИИЭгазпрома для хозрасчетного эффекта формула записывается в следующем виде:

562. Э = (Ц- Суп) • <2 Ен • К„ = (6,0 -1,2) • 500 - 0 = 2,4 тыс.р.

563. Ц =6,0 р. цена предприятия 1000 м3 газа

564. Суп = 1,2 р. себестоимость (условно-переменная часть) добычи 1000 м3 газа <2 = g • I = 500 X 1 = 500 тыс.м3 К»г = К пр = о1.= | сут. сокращение продолжительности отработки скважины на факел

565. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работпо извлечению пакера

566. Э5 = (С^* - Еа • (К;юх - К1ШН) = (140,0 - 0) - 0,15(0 - 0) =140,0 тыс.р.

567. С;;4 = Со х Т: х N = 2.0 х 70 х 1 = 140.0 тыс.р.

568. Т; = 70 час сокращение продолжительности работ по извлечению пакера* = 0 * К':1"4 = 0 К* Iй'4 =0

569. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работпо глушению скважины

570. Эб = (С!»« С2ЮМ) - Еа • (К2™ - К1тм) = (140,0 - 0) - 0 = 140,0 тыс.р.

571. С|«м = Со х Т2 х N = 2,0 х 70 х 1 = 140,0 тыс.р.

572. Тз = 70 час сокращение продолжительности работ по по глушению скважины **

573. С2ю.ч = о к2щм =0 К|,пм =0

574. Исключение операций по спуску сифонных труб для закачки зада-вочного раствора при глушении скважины и последующему извлечению их из скважины

575. Суммарный экономический эффект от внедрения Э = Э1 + Э2 + Эз + Э-1 + Э5 + Эб = = 11,5 + 40,0 + 0,002 + 2,4 + 140,0 +140,0 = 333,902 тыс.р. на один пакер1. Объем внедрения: скв.

576. Главный геолог П "Надымгазпром"экономического эффекта от внедрения спайдера для ремонта скважин •

577. Внедрение спайдера для ремонта скважин грузоподъемностью 500 кН (80.0 тс) позво.ляет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, техническому обслуживанию спайдера, получить дополнительную добычу газа .

578. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

579. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром,-1980)" по формуле:

580. С|юм = Со х Т х N = 2,0 х 20 х 1 = 40,0 тыс.р.

581. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. N = 1 кол-во слайдеров1. С,юм о

582. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений = 0

583. К2ЮМ = Кпр 0 - предпроизводственные затраты

584. Э = (40,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 40,0 тыс.р. на одну скважино-операцию1. Объем внедрения: скв.

585. Главный геолог П "Надымгазпром"э = (С1ЮМ-С2ЮМ) Ен (Кг"34 - К1»м)2.06

586. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин по зво.ляет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продолiжительность технического обслуживания труболовки, получить дополнительную добычу газа .

587. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

588. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

589. С1ИЗМ = Со х Т х N = 2,0 х 20 х 1 = 40,0 тыс.р.

590. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

591. Т = 20 час сокращение продолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во трубо.ювок1. С2юм = о

592. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений1. К,изм о

593. К2юм кпр - 50$ тыс.р.„ предпронзводственные затраты

594. Э = (40,0 0) - 0,15 (50,0 - 0) = 32,5 тыс.р. на одну скважино-операцию

595. Э = (С1ЮМ-С2ИМ) Ен -(К2ЮМ - К1ЮМ)1. Эбъем внедрения: 4 0 скв.лавныи геолог 1 "Надымгазпромэкономического эффекта от внедрения инструмента повышенной грузоподъемности для извлечения пакера1. ПСС 219-140

596. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

597. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

598. Э = (С1»М-С2ЮМ) Е„ (К2гам - К1ЮМ)

599. С|юм = Со х Т х N = 2,0 х 90 х 1 =180,0 тыс.р.

600. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. Т=90 час -время ремонта1. N = 1 кол-во инструментов1. С2ЮМ = 0

601. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений Кгам = 0

602. Кз"34 = Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

603. Э = (180,0 0) - 0,15 ■ (50,0 - 0) = 172,5 тыс.р. на одну скважино-операцию1. Объем внедрения: скв.

604. Главный геолог П "Надымгазпром"экономического эффекта от внедрения труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин

605. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин по зво.ляет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продол жительность технического обслуживания труболовки, получить дополнительную добы чу газа .

606. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

607. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

608. С)»™ = Со х Т х N = 2,0 х 20 х 1 = 40,0 тыс.р.

609. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

610. Т = 20 час сокращение продолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во труболовок1. Сгтм = 0

611. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К|"™ = 0

612. К2ЮМ = Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

613. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

614. Расчет составлен согласно '''Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

615. С|юм = Со х Т х N = 2,0 х 90 х 1 = 180,0 тыс.р.

616. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. N = 1 кол-во инструментов

617. Сгизм = 2,0 • (5+1) • 1 = 12,0 тыс.р.

618. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К,»зм = о

619. К2«м = к;пр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

620. Э = (180,0 -12,0) 0,15 • (50,0 - 0) = 160,5 тыс.р. на одну скважино-операцшоУ1. Объем внедрения: скв.

621. Э = (Ci,dm-C2,dm) Ем -(Кг"3" - Ki,BM)

622. Главный инженер УПНПиКРС'УГП1. В.Н.Москвичевэкономического эффекта от внедрения технологии эксплуатации скважин на Бованенковском месторождении

623. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации. а не в ремонте).

624. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац.предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

625. Э = ( С^'4 С;Н'М) - Е„ ( ку,м - КО = (396,8 - 0) - 0,15 (70,0 - 0) - 386,3 тыс.р.

626. Е„ = 0,15% нормативный коэффицент капвложений КГч = 0

627. Кг"34 = Кпр = 70,0 тыс.р предпроизводственные затратыэкономического эффекта от внедрения технико-технологических решений по эксплуатации скважин на месторождениях СРЮ

628. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте.

629. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рацпредложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

630. Э = ( С"" С2ИЗМ) - Е„ ( К2НЗ" - КГ") = (29760,0 - 0) - 0,15 (2000,0 - 0) = 29460,0 тыс.р.

631. Э = ( СГМ С2НЗ") - Ен ( К2НЗМ - К,нзм)изм1. УДГиГК(Н) ОАО «Газпром»чэкономического эффекта от внедрения жидкости глушения на углеводородной основе в условиях АНПД

632. В данном расчете учтена экономическая эффективность только от сокращения продолжительности ремонтных работ на скважине.

633. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рацпредложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

634. Э = ( СГ Сг™) - Е„ (К2ИЗМ - КГМ)

635. В данном расчете учтена экономическая эффективность только от сокращения продолжительности ремонтных работ на скважине за счет внедрения пакеров типа ПССГИ, цангового инструмента ИИЦ 219А и элеватора Э-168.

636. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац. предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

637. Э = ( CiH3M С2ИЗМ) - Ен (К2ИЫ - ко

638. СГЗМ = Со х (Т, + Т2 + Т3) х N = 4,0 х 260 х 10 = 10400,0 тыс.р. С0НЗМ = 4,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады КРС

639. N = 10 количество отремонтированных скважин С2ИЗМ =0

640. Е„ = 0,15% нормативный коэффициент капвложений К,нзм =0

641. К:"34 = Кпр = 800,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

642. Э = ( С,И1М С2ИЗМ) - Е„ ( К2ти - КГМ) = (10400,0 - 0) - 0,15 (800,0 - 0) = 10280,0 тыс.р.

643. Заместитель Началь по добыче газа и г; (нефти) ОАО «Газ

644. Начальник отдела технй>йЩ£££1йблогии эксплуатации и ремонта скважин УДГиГК(Н) ОАО «Газпром»1. СВ.В.Кузнецов1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения технологии беспакерной эксплуатации скважин .на месторождениях «Надымгазпром»

645. Внедрение технологии беспакерной эксплуатации скважин позволяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительность ремонтных и исследовательских работ. уменьшить затраты на строительство скважин (не учтены).

646. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

647. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

648. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования Э, = (СГЗМ с2нзм) - Ен • (К2ЮМ - К,юи) = (18,0 - 0) - 0,15 • (20,0 - 90,0) = 28,5 тыс.р

649. С1ИЗМ=С0 х Ах N = 90,0x0,2 х 1 = 18,0 тыс.р.

650. С0 = 90,0 тыс.р. стоимость комплекса подземного оборудования

651. А = 20% норма амортизационных отчислений (шифр 43409)

652. N = I кол-во комплексов подземного оборудования1. С/14 = 0

653. Ен = 15%> нормативный коэффициент эффективности капвложений Кг1"'4 = Кпр = 20 тыс.р. - предпроизводственные затраты КГЗМ = Со • N = 90,0 ■ 1 = 90,0 тыс.р.

654. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ Э2 = (С,™ С2ИЗМ) - Ен • (К2ИЗМ - К,кзм) = (40,0 - 0) - 0,15 - (0 - 0) = 40,0 тыс.р

655. С"* = Со X Т х N = 4,0 х 10 X 1 = 40,0 тыс.р. Со 4,0 тыс.р. - стоимость 1 часа работы бригады

656. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважин N = 1 - кол-во скважин С2Н,М = 0

657. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К2ЮМ = Кпр = 0 - предпроизводственные затраты1. КГМ = 0

658. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки Эо = Э, + Э2 = 28,5 + 40,0 = 68,5 тыс.р. на одну скважинуи-ГнЕгсБг'.САШ'ОЗ"I''ЗНЬ ,РОРЮЕ Ш. : ЬЬ'156ес. 29 195<? 05Г41Рг-1 г'!2/6

659. Внедрение технологии беспакернои эксплуатации скважин позво.чяет снизить потери давления по стволу, сократить продолжительное! ь ремонтных н исследовательских работ, уменьшить затраты на строительство скважин ( не учтены).

660. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена устранением затрат на закупку комплексов подземного оборудования и сокращения продолжительности работ по освоению скважин.

661. С. х А X N = 90.0 х- 0,2 х 1 = 1Ь\0 тыс.р.

662. С, = 90,0 тыс.р. стоимость комплекса подземного оборудования А = 20% - норма амортизационных отчислений (шифр 43409) N ~ I - кол"во комплексов подземного оборудования С11'4 = 0

663. Е„ 15% - нормативыый коэффициент эффективности каишюжений

664. Кир 20 тыс.р. - предироизводственные затраты К-'Г " = С„ • N = 90,0 ■ 1 = 9и,0 тыс.р.

665. Расчет эффектна ит сокращения продолжительности работ Э, = (С,мм- сгю*) Еи • (К2,го< - К,"3") - (20,0 - 0) - 0.15 - (0 - 0) = 20,0 тыс.р

666. С,'"""'" = С„ х Т X N = 2,0 X 10 х 1 = 20,0 тыс.р.

667. Расчет эффекта от устранения затрат на закупку оборудования

668. С0 — 2,0 :ь:с.р. • стоимость 1 часа рабо гъг бригады

669. Т = 10 час сокращение продолжительности работ по освоению скважинсу* = и

670. Е„ 15° о - нормативный коэффициент эффективности капвложении = Кир = 0 - иредттроизводственные затраты л1.! V.'

671. Суммарный экономический эффект от внгорения разработки

672. Э0 = Э, + Э2 = 28,5 + 20,0 = 48,5 тыс.р. на одну скважину1. Объем внедрения:" 30 скв.экономического эффекта от внедрения технологии эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях «Надымгазпром»

673. Внедрение технологии эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями позволяет сократить количество ремонтов скважин, получить дополнительную добычу газа.

674. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением числа ремонтов и получением дополнительной добычи газа за счет нахождения скважины в эксплуатации, а не в ремонте.

675. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

676. Расчет эффекта от сокращения числа ремонтов скважин

677. Э,= ( СГЧ С:н,м) - Е„ ( К2ЮЧ - К,юм) = (1984,0 - 0) - 0,15 (50,0 - 0) = 1976,5 тыс.р.

678. С,Н5М = Со X Т X N = 4,0 х 496 X 1 = 1984,0 тыс.р.

679. С0И5У = 4,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

680. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = 1 количество скважин1. С2ЮМ = 0

681. Е„ = 0,15% нормативный коэффициент капвложений К,нзм = 0

682. К2НЗМ = Кпр = 50,0 тыс.р предпроизводственные затраты

683. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа

684. Э: = СУп х д А : А = 189,1 х 10,3 : 44460,6 = 0,04 тыс.р.

685. СУп = 189,1 тыс.р. себестоимость добычи 1000м3 газа (условно-постоянная часть)

686. ЛА = ц : 24 х Т х N =500 : 24 х 496 х 1 =10,3 млн.м3

687. Я = 500 тыс.м3 средний дебит скважины

688. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта

689. А = А2 д А = 44460,6 млн.м3 - добыча газа без учета внедряемого мероприятия

690. А2 = 44462,3 млн.м3 добыча газа на предприятии с учетом внедряемого мероприятия

691. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки

692. Внедрение технологии эксплуатации скьажттн с предельно-допустимыми ме;кколонкы>ш давлениями позволяет сократить количество ремонтов скважин, получить дополнительную добычу газа.

693. Экономическая эффективность ог внедрения обусловлена сокращением чясла ремон-| 05 и пол учением дополнительной добычп газа яз счет нахождения сквзжшил п уксилуаташш, а не в ремонте.

694. Расчет составлен согласно «Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности повой техники, изобретений, рационализаторских предложении (М. ВН{ ШЭгазпром. 19Я0)» по формулам:

695. Расчет эффекта от сокращения числа ремонтов еккажин

696. Э4= ( С,"1М С,юм) - Ен ( К,"- - К,"5*) - (992,0 - 0) - 0.15 <50.0 - 0) = 984.5 тыс.р.

697. С,^ = Сп X Т х К = 2.0 X 4У6 х 1 = 992.0 тыс.р. С '3'"1 = 2.0 тыс.?. стоимость одного часа работы бригады I = 4Уо час - средняя продолжительность одного ремонта N = 1 - количество скважино

698. Е„ = 0,15/о нормативный коэффициент капвложений К1Й,И = 0

699. К/'"' = К,ч. = 50,0 шс.р предпроизводственние затраты

700. Расчет эффекта от получения дополнительной добычи газа

701. Э, = Су„ х д А : А, 189,1 х 103 : 44460,6 - 0,04 тыс.р.

702. Сл.г = 189,1 тыс.р. себестоимость добычи 1000м3 газа (условно-постоянная часть) ^ А ~= я : 24 х Т х N =500 : 24 х 496 х I =10,3 млнм': ц = 500 тыс.м3 - средний дебит скважины Т = 496 час - средняя продолжительность одного ремонта

703. А, = А, з. А = 44460.6 млн.м"' - добыча газа без учета внедряемого мероприятия А. - 44462.3 млнлг - добыча газа на предприятий с учетом внедряемого мероприятия

704. Суммарный экономический эффект от внедрения разработки

705. Э„ = Э, + Э2 = 984,5 + 0,04 =984.54 тыс.р. па одну скважину1. Обьем внедрения: 136 скв.экономического эффекта от внедрения технических правил на ведение ремонтных работ на месторождениях «Надымгазпром»

706. Внедрение технических правил на ведение ремонтных работ позволяет повысить безопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа.

707. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

708. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

709. Э = (СГЗМ-С2ЮМ) Ен •(К2НЗМ - К,юм). X к

710. СГМ= Со х Т х N = 4,0 X 496 х 1 =1984,0 тыс.р.

711. Со = 4,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

712. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = 1 кол-во ремонтов1. С2ЮЧ = 0

713. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений КГ" = 0

714. К2И"= Кпр = 200,0 тыс. р. пред производственные затраты к = 10% - доля эффекта, приходящаяся на разработку

715. Э = (1984,0 0) - 0,15 • (200,0 - 0). х 0,1 = 195,4 тыс.р. на один ремонтэкономического эффекта от внедрения технических правил на ведение ремонтных работ на Уренгойском месторождении

716. Внедрение технических правил на ведение ремонтных работ позволяет повыситьбезопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа.

717. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

718. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложении (М., ВНИИЭгазпром, 19S0)" по формуле:

719. К*2Н1М = Кпр = 200,0 тыс.р. предпроизводственные затраты к = 10% - доля эффекта, приходящаяся на разработку

720. Э = (1984,0 0) - 0,15 • (200,0 - 0). х 0,1 = 195,4 тыс.р. на один ремонт1. Объем внедрения:г(г^ Г^ 113-М\ Т? /ТЛ ИЗЧ тл КЗМп I- (С! -С2 ) Е„ -(К2 - К, ). X кизм

721. С!юм = С0 х Т х N = 4,0 х 496 х 1 =1984,0 тыс.р.

722. Со = 4,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

723. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = 1 кол-во ремонтов1. С;ЮМ = 0

724. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением продолжительности работ по консервации и последующей расконсервации скважин.

725. Расчет составлен согласно"Методических указании по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рацпредложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

726. Э = ( СГИ Сг",м) - Еи ( КГ" - КГ")

727. СГ" = С0 х Т х N = 2,0 х 50 х 1 = 100,0 тыс.р. С0 = 2,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады Т = 50 час - сокращение продолжительности работ N = 1 - колическтво скважинс,"" = о

728. Еа 0,15% - нормативный коэффицент эффективности капвложений Kz1"4 = Кпр = 100,0 тыс.р. - предпроизводственные затраты

729. Э = (100,0 0) - 0,15 (100,0 - 0) = 85,0 тыс-р ва одну скважину1. Объем внедрения: 26 скв.1. Микликаееэкономического эффекта от внедрения технических правил на ведение ремонтных работ на Ямбургском месторождении

730. Внедрение технических правил на ведение ремонтных работ позволяет повысить безопасность ремонтных работ, сократить аварийность и продолжительность ремонтных работ, получить дополнительную добычу газа .

731. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

732. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

733. Э = (С1тм-С2юм) Е„ -(К2ЮМ - К11ПМ)

734. Сгм = Со X Т X N = 2,0 х 496 х 1 =992,0 тыс.р.

735. Со = 2,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

736. Т = 496 час средняя продолжительность одного ремонта1. N = 1 кол-во ремонтов1. С2"зм = о

737. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений1. К,иэм = о

738. К2113м = Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

739. Э = (992,0 0) - 0,15 • (50,0 - 0) = 984,5 тыс.р. на один ремонт1. Объем внедрения: скв.г'-и:.-. х-'

740. Генеральный директор -К^ЗАО'"Севергазсервис"-В.М.Кучеровскийэкономического эффекта от внедрения технологии освоения скважин на Бованенковском месторождении

741. Экономическая эффективность от внедрения обусловлена сокращением продолжительности работ по освоению скважин и их отработки на факел.

742. Расчет составлен согласно"Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рац. предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формулам:

743. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ

744. Э, = ( С,"5М С:И5М) - Е„ ( К2И>М - К,И34) = (192,0 - 0) - 0,15 (90,0 - 0) = 178,5 тыс.р.

745. Е„ = 0,15% нормативный коэффицент эффективности капвложений К2НЗМ = К„р = 90,0 тыс.р. - предпроизводственные затраты К,"3" = О

746. Расчет эффекта от сокращения числа ремонтов скважин

747. Э^ = (С,""1 С:Н!Ч) - Е„ (К:нзм- К,Н34) = (396,8- 0) - 0,15(0 - 0) = 396,8 тыс.р.

748. Суммарных экономический эффект от внедрения разработки

749. Э„ = Э, + Э2 = 178,5 + 396,8 = 575,3 тыс.р. на одну скважину1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения пакеров типа ПССГИ

750. Расчет эффекта от снижения стоимости оборудования

751. Эi = (С;,пч С,"4) - Е„ ■ (КУЧ- К,""1) = (9,98 - 0) - 0,15 • (20,0 - 49,9) = 56,9 тыс.р.

752. СГМ = (Coi Со;) - (Со, - С04). ■ N • А = 9,98 млн.р. С2ЮМ =0

753. Е„ = 15 % нормативный коэффициент эффективности капвложений Кг"'4 = Кпр = 20,0 тыс.р. - предпроизводственные затраты

754. К,104 = (С С ) + (С - С). • N = 49,9 тыс.р.

755. Coi = 70,0 тыс.р. стоимость одного старого пакера Со: = 30,0 тыс.р. - стоимость одного нового пакера

756. Со;. = 10,0 тыс.р. стоимость одного старого инструмента для извлечения пакера

757. Сод = 0,1 тыс.р. стоимость одного нового инструмента для извлечения пакера

758. А =20 % норма амортизационных отчислении (шифр 43409)

759. N = 1 скв. объем внедрения

760. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ по оснащению скважин' подземным оборудованием

761. Э, = (С,И5М С:,м, - Е„ - (К2И,М- К,Н5Н) = (80,0 - 0) - 0 = 80,0 тыс.р.

762. С,"" = С • (Т + 0 • N = 4,0 • (10 + 10) -1 = 80,0 тыс.р.1. С2И1М =01. Ен =15%1. К2И14 =01. К,™ =0

763. С = 4,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

764. Т' = 10 час устранение операции по ревизии циркуляционного клапана1.= 10 час сокращение продолжительности работ по запакеровке пакера

765. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ по извлечению пакера Эз = (СГЧ с2н,м) - Е„ • (К:""* - KD = (280,0 - 0) - 0 = 280,0 тыс.р. СГ" = с ■ Т • N = 4,0 • 70 • 1 = 280,0 тыс.р.

766. С2ЮМ =0 Ек =15% К,юм=К2юм = 0 К =0

767. С = 4,0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

768. Т = 70 час сокращение продолжительности работ по извлечению пакера *

769. Расчет эффекта от сокращения продолжительности работ по глушению скважины Э4 = (СГЧ С:"14) - Е« • (К;и'4 - КГ54) = (280,0 - 0) - 0 = 280,0 тыс.р. сг14 = с • Т • N = 4.0 • 70 • 1 = 280.0 тыс.р.

770. С:"" . = 0 Е = 15 % К:нзм =К,ЮЧ=0 К =0

771. С = 4.0 тыс.р. стоимость одного часа работы бригады

772. Т = 70 час сокращение продолжительности работ по глушению скважины **

773. Суммарный экономический эффект от внедрения

774. Э = Э( + Э; + Э3 + Э4 = 49,8 + 80,0 + 280,0 + 280,0 = 689,8 тыс.р.

775. Внедрение слайдера для ремонта скважин грузоподъемностью 800 кН (80,0 тс) позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, техническому обслуживанию спайдера, получеть дополнительную добычу газа .

776. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

777. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

778. Э/у~> ЮМ /-1 ЮМ\ ¥7 НЗМ ГП ИХ»1\(С1 -С2 ) ЧК2 - Л! )

779. С,"34 = Со х Т х N = 4,0 х 20 х 1 = 80,0 тыс.р.

780. С0 = 4,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

781. Т = 20 час сокращение продолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во слайдеров1. С2Н34 = 0

782. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений КГ34 = 0

783. К2И™= Кпр = 0 предпроизводственные затраты

784. Э = (80,0 0) - 0,15 • (0 - 0) = 80,0 тыс.р. на одну скважино-операциюэкономического эффекта от внедрения труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин

785. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продолжительность технического обслуживания труболовки, получить дополнительную добычу газа .

786. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

787. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

788. Э ЮМ ЮМ\ г ГХГ изм тг НЗМ\- -с2 ) -(к2 - К1 ;

789. С!юч Со X Т X N = 4,0 х 20 х 1 = 80,0 тыс.р.

790. Со = 4,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС

791. Т = 20 час сокращение продолжительности ремонтных работ1. N = 1 кол-во труболовок1. С2ИЗМ = 0

792. Е„ = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К1НМ - 0

793. К2Н™ = Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

794. Э = (80,0 0) - 0.15 (50,0 - 0) = 72,5 тыс.р. на одну скважино-операцию1. Объем внедрения: 10 с кв.экономического эффекта от внедрения труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин

795. Внедрение труболовки внутренней освобождающейся для ремонта скважин позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продолжительность технического обслуживания труболовки, получить дополнительную добычу газа.

796. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

797. Е'гХгБьЗГСБТО.п" + гШЕ (И. : ь£1"с"1. Ьг.с. 2Э '35: 4-РГ-! Р2291. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения трубило в кп енутренней освобождающейся для ремонта скважин

798. Внедрение труооловки внутренней освобождающейся для ремонта скважин позволяет сократить продолжительность ремонтных работ по извлечению труб, продолжительность технического обслуживания труболовки. получить дополнительную добычу газа .

799. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ.

800. Расчет составлен согласно ^Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретен.««, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

801. Э = (40,0 0) - 0,15 (50,0 - 0) = 32,5 тыс.р. на одну скважино-операшио1. Обьем внедрения: 1 скв.3 = (С,™ -С;53М) Е„ (КГ* - КГ»)1. РАСЧЕТэкономического эффекта от внедрения инструмента повышенной грузоподъемности для извлечения пакера1. ПСС 219-140

802. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

803. Расчет составлен согласно "Методических указаний по определению экономической эффективности от использования в газовой промышленности новой техники, изобретений, рационализаторских предложений (М., ВНИИЭгазпром, 1980)" по формуле:

804. Э = (С,НЗМ-С2ИЗМ) Е„ -(К2НЗМ - К,юм)

805. С,юм= Со х Т х N = 4,0 х 90 х 1 = 360,0 тыс.р.

806. С0 = 4,0 тыс.р. стоимость 1 часа работы бригады КРС1. Т=90 час время ремонта1. N = 1 кол-во инструментов1. Сг™ = 0

807. Ен = 15% нормативный коэффициент эффективности капвложений К,юм = 0

808. К'2И1М= Кпр = 50,0 тыс.р. предпроизводственные затраты

809. Э = (360,0 0) - 0,15 • (50,0 - 0) = 352,5 тыс.р. на одну скважино-операциюэкономического эффекта от внедрения инструмента повышенной грузоподъемности для извлечения пакера1. ПСС 219 А

810. Экономическая эффективность внедрения обусловлена сокращением продолжительности ремонтных работ по извлечению пакера.

811. Э = (360,0 0) - 0,15 • (200,0 - 0) = 330,0 тыс.р. на одну скважино-операцию

812. Э /ГЛ НЗМ 1ПМ\ 17 /тГ нзм Т" ИЗМ\- (c¡ ) ь„ -(к2 - К. )1. Объем внедрения' ri-R