отчет по практике лукойл западная сибирь
Отчет по практике на примере ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 22 Мая 2013 в 15:34, отчет по практике
Описание работы
Цель прохождения практики: приобретение практических навыков по организации внутрифирменного управления, обоснованию и внедрению прогрессивных форм организации производства и управления, выявлению внутрипроизводственных резервов улучшения использования ресурсов хозяйствующего субъекта, осуществлению процессов стратегического и оперативного планирования, систематизации информации и формированию статистической и финансовой отчетности для целей управления хозяйствующим субъектом, сбор информации для написания курсовых проектов.
Задачи практики:
ознакомиться с организационно-экономическими, технико-технологическими особенностями работы хозяйствующего субъекта, его материально-технической базой;
изучить состояние организации производства, труда и управления хозяйствующим субъектом, направления их совершенствования;
Файлы: 1 файл
2. отчет по практике.doc
Основные показатели стратегического плана:
— наименование продукции (услуг);
— ориентировочная, подлежащая уточнению сумма затрат;
— ориентировочные, подвижные сроки исполнения;
— ответственные исполнители, без указания соисполнителей;
— эффективность достижения цели (окупаемость затрат, сумма дохода).
Исходными данными для составления сметы затрат на ТПП «Ямалнефтегаз» являются: штатное расписание, нормативная заработная плата персонала различных категорий, ожидаемый уровень инфляции, нормативы накладных, транспортно-заготовительных и других работ.
Текущее планирование на ТПП «Ямалнефтегаз» охватывает годовой период и включает совокупность всех планов по различным видам деятельности предприятия. Основой составления планов по конкретным направлениям деятельности предприятия являются задачи, которые определяются в натуральных или денежных количественных показателях.
Методы планирования – это конкретные способы и приёмы плановых расчётов. Планирование финансовых показателей осуществляется с помощью некоторых методов:
— нормативный метод планирования финансовых показа телей заключается в том, что на основе заранее установленных норм и нормативов определяется потребность предприятия в финансовых ресурсах и источниках их образования. Такими нормативами являются ставки налогов и сборов, нормы амортизационных отчислений, учётная ставка банковского процента и др;
— расчётно-аналитический метод заключается в корректировке базовых показателей на предполагаемые изменения в наступающем плановом периоде с учётом тенденций роста (снижения) взаимосвязанных данных, намечаемых мероприятий по совершенствованию их структуры, ускорению роста и других количественных и качественных показателей;
— экономико-математический метод моделирования в финансовом планировании позволяет определить количественное выражение взаимосвязей между финансовыми показателями и факторами, влияющими на их величину.
— содержание балансового метода планирования финансовых показателей состоит в достижении увязки имеющихся в наличии финансовых ресурсов и фактичес кой потребности в них;
— метод оптимизации плановых решений сводится к составлению нескольких вариантов плановых расчётов, т.е. составляется несколько бюджетов разной продолжительности с разной детализацией, параллельно прорабатывается несколько вариантов плана.
8. Механизм ценообразования на продукцию хозяйствующего субъекта
Одним из решающих путей повышения конкурентоспособности предприятия является оптимальный механизм ценообразования и установление факторов, влияющих на определение цены товара. Уровень цены реализации непосредственным образом определяет ценовую конкурентоспособность товара.
Цена – фундаментальная экономическая категория, в которой пересекаются и взаимосвязаны практически все основные элементы экономики, проблемы развития общества в целом. В первую очередь это относится к производству и реализации товаров, оказанию услуг, к созданию, распределению и использованию ВВП и национального дохода.
Основными факторами, влияющими на установление стоимости выполняемых работ и оказываемых услуг, являются: конкурентная среда, в условиях которой предприятие осуществляет свою деятельность, а также научный характер работ, а как следствие, проблемы ценообразования на продукцию.
Для обоснования стоимости работ осуществляется смета расходов по каждому отдельному заказу, которая содержит расчёты по следующим статьям расходов:
— заработная плата труда;
— начисления на заработную плату;
— предметы снабжения и расходные материалы;
— услуги сторонних организаций;
9. Статистический, управленческий и бухгалтерский учет на предприятии
ТПП осуществляет учёт результатов работы, контроль за ходом производства, ведёт бухгалтерский и оперативный учет в установленном порядке.
Ревизия производственной и финансово-хозяйственной деятельности ТПП производится Обществом комплексно не реже одного раза в год. Общество производит внутренний аудит в ТПП.
По месту нахождения ТПП ведётся и хранится полная документация, в том числе:
— положения и другие локальные нормативные документы, регулирующие отношения ТПП, с последующими изменениями и дополнениями;
— все документы бухгалтерского учёта, необходимые для проведения финансового контроля ТПП, а также соответствующими органами;
— приказы Генерального директора;
— список всех должностных лиц ТПП. [1]
Основными источниками информации о состоянии предприятия служат отчётный бухгалтерский баланс (форма № 1), отчёт о прибылях и убытках (форма № 2), отчёт о движении капитала (форма № 3) и другие формы отчётности, данные первичного и аналитического бухгалтерского учёта, которые расшифровывают и детализируют в отдельные статьи баланса.
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 26 Января 2013 в 20:06, отчет по практике
Описание
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
Содержание
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
Работа состоит из 1 файл
практика.doc
Станок-качалка
Число ходов балансира в мин.
АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00. 000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».
Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.
Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.
Нагрузка на шток. кН (тс) 60 (6)
Число двойных ходов в минуту 1¸7
Масса привода, кг 1800
3.3. Обвязка устья (для ЭЦН, ШГН)
Оборудование устья насосной скважины предназначено для подвески насосно-компрессорных труб, герметизации устья и направления продукции скважины в выкидную линию.
При оборудовании скважины насосными трубами с гладкими концами трубы подвешивают следующим образом. В центре планшайбы в зависимости от диаметра насосных труб просверливают отверстие и нарезают в нем цилиндрическую резьбу, соответствующую резьбе насосных труб. Затем ввинчивают в планшайбу патрубок длиной около 1 м, на верхнем конце которого нарезана резьба для ввинчивания в планшайбу и резьба для ввинчивания в муфту насосно-компрессорных трубы. Нижний конец патрубка ввинчивают в муфту насосной трубы, спущенной в скважину. В муфту ввинчивают тройник с сальником, через который пропущен сальниковый шток; сальник герметизирует пространство между штоком и корпусом сальника, и жидкость направляется через боковой отвод тройника. В планшайбе просверлены отверстия для отвода газа из затрубного пространства и отверстие для замера уровня в скважине при помощи эхолота. После замера уровня в отверстие ввинчивают пробку, имеющую на верхнем конце шестигранник под гаечный ключ. В отверстие для отвода газа ввинчивают патрубок с вентилем.
Размеры планшайбы подбирают по диаметру обсадной колонны и фланца. При спуске в скважину насосных труб с высаженными концами подвеску труб к планшайбе и присоединение тройника- сальника осуществляют по схеме, показанной на рисунке. Переводной патрубок и муфта применены для присоединения тройника- сальника, нижний конец которого нарезан для присоединения к муфте труб с гладкими концами.
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из подземного и наземного оборудования. В подземное оборудование входят сборка электроцентробежного агрегата, колонна насосных труб и кабель. Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на насосных трубах. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора.
Устье скважины при эксплуатации погружным электроцентробежным насосом оборудовано по весьма упрощенной схема. Арматура состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии. Оборудование устья (рис.3.3.) скважины, которое обеспечивает подключение
Рис. 3.3. Оборудование устья скважины УЭЦН.
трубопровода для отбора газа из межтрубного (кольцевого) пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.
Высокая надежность и долговечность установки погружных центробежных электронасосов обеспечивают достаточно длительную работу погружных агрегатов в скважине. В некоторых нефтяных районах, где в добываемой жидкости отсутствуют механические примеси, продолжительность бесперебойной работы агрегатов в скважине достигает 1—1,5 лет. Если в жидкости находится песок, их срок службы снижается до 50—70 сут вследствие износа рабочих ступеней насоса.
Во всех случаях в процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме.
3.4. Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм.
При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.
Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности и негерметичности в промысловом оборудовании.
Загрязнение больших площадей почвы возможно при аварийном фонтанировании нефти.
Попадая в почву, нефть опускается вертикально вниз и распространяется вширь. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся среде. Движение нефти прекращается при достижении 10-12 % насыщения почвы нефтью, либо при достижении нефти уровня грунтовых вод. Далее нефть перемещается в направлении уклона поверхности грунтовых вод. Наличие нефти в почве и на поверхности вод вызывает опасные экологические последствия.
В результате загрязнения происходит разрушение структуры почвы, изменение ее физико-химических свойств. Следственно, снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв. Начинается кислородное голодание почв, что нарушает корневое питание растений.
Таким образом, в результате проведенного анализа можно сделать вывод, что основной причиной загрязнения природной среды является разлив нефти и нефтепродуктов на почву и поверхность вод.
3.5.Основные мероприятия по охране природной среды.
Учитывая ранее рассмотренные опасности для окружающей среды предусматривается ряд мероприятий, направленных на защиту природной среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.
На территории нефтепромыслов регулярно проверять состояние обваловок вокруг кустов.
Не допускать разливов нефти из мерников и тралов сборных установок.
Не допускать разливов нефти. Применяемых реагентов вокруг скважин и загрязнения приустьевой зоны.
Регулярно проводить проверку технического состояния всего фонда скважин.
Добиться полной герметизации систем сбора, сепарации нефти.
Установить регулярный контроль за герметичностью резьбовых и фланцевых соединений.
При применении химреагентов строго соблюдать технологию проведения работ.
Таким образом, намеченные мероприятия будут способствовать безопасному, с точки зрения охраны окружающей среды. Отбору нефти из нефтедобывающих скважин. Предложенные мероприятия разработаны на основе СН-245-76.
3.6. Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН.
На основании закона 1985г. по охране недр и окружающей среды и в соответствии с правилами разработки нефтяных и газовых месторождений нами проведен анализ и предложены мероприятия по обеспечению охраны недр.
Основными опасностями, с точки зрения охраны недр, при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, является нарушение герметичности колонн, которое может привести к образованию межпластовых перетоков, открытому фонтанированию и другим последствиям. Основными причинами негерметичности являются: коррозия, неплотные резьбовые соединения, некачественный цементаж колонны труб, температурные напряжения, наклонно-направленный профиль скважин.
Следующей мерой можно назвать герметизацию резьбовых соединений НКТ смазкой УС-1.
Таким образом, в результате анализа и применения данных конкретных мер, направленных на охрану недр, можно обеспечить надежную работу скважин, оборудованных ЭЦН.
4. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
4.1.Общие понятия о ремонте скважин
Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.
Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту (см.приложение 2).
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией, появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта(см.приложение 3).
Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.
Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.
Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.
4.2. Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин
При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 26 Января 2013 в 20:06, отчет по практике
Описание
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
Содержание
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
Работа состоит из 1 файл
практика.doc
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Си бирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г. Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрск. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьёган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
Данное предприятие оптимально подходит для прохождения второй производственной практики.
1. Характеристика месторождений нефти, разрабатываемых ЦНДГ-5 П)
Геологический разрез Повховского месторождения (см.приложение 1) сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста.
Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку, с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.
Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.
Отложения юрской системы в пределах Западно-Сибирской плиты пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего – породами преимущественно морского происхождения.
Нижний +средний отделы (тюменская свита).
На месторождении отложения вскрыты тринадцатью поисково- разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты, сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита.
В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105).
В осадках тюменской свиты, встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры.
Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700м.
Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты, приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю. В породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер келовейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81 м.
Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов.
Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.
Мегионская свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников. В составе нижней подсвиты, мегионской свиты, выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимовская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146 м (скв. №1)
Верхняя часть мегионской свиты сложена преимущественно песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов. К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ8. Здесь же выделяются пласты БВ9, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой, сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников.
Возраст мегионской свиты определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330 м.
Согласно тектонической карты платформенного чехла западно- сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярославского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды.
На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьёганская приподнятая зона в южном и Больше-Катухтинская структура в северной частях Повховского месторождения.
Средне-Ватьёганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации вследствие осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной.
В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие.
Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной.
Южный склон Средне-Ватьёганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода.
При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 х 5км. Скважиной №448 пласт БВ`8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров.
К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия.
В районе разведочных скважин №19,26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют 11х4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ` 8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана невтеностность поднятия.
В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогипсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием.
Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогипсе- 2510 размеры составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ1/8 на отметке – 2490,2м и получен приток нефти амплитуда- 19,8м.
Больше-Катухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Катухтинским и безымянным, которые объединяются изогипсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная нефтеносность доказана на обоих поднятиях.
Больше-Катохтинская нефтяная структура как центральной части, так и на краях осложнена мелкими локальными поднятиями.
1.3. Коллекторские свойства пласта БВ8.
Коллекторские свойства пласта БВ8 Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических исследований скважин.
Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3-5м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8.
Пласт БВ2/8 содержит лдо14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта БВ8, развит не повсеместно. Общая толщина от 18,6 до 27,4м. Пласт еще более неоднороден и более заглинизирован по сравнению с БВ1/8.