Толстолыткин И.П., Туров В.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В марте 2003 года Ханты-Мансийская межведомственная территориальная комиссия по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (ТКР ХМАО) приказом Минэнерго России по согласованию с правительством ХМАО была преобразована в территориальное отделение нефтяной и газовой секций Центральной комиссии по разработке месторождений горючих полезных ископаемых Министерства энергетики Российской Федерации по Ханты-Мансийскому автономному округу (ТО ЦКР по ХМАО).

За первое полугодие 2003 года ТО ЦКР по ХМАО провело 11 заседаний, на которых было рассмотрено 65 работ, в том числе:

• выполнение проектных показателей за 2002 год и мероприятия по выполнению проектных показателей на 2003 год по 32 нефтедобывающим предприятиям, в том числе по всем крупнейшим («ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», «Сургутнефтегаз», «Юганскнефтегаз», «Славнефть-Мегионнефтегаз, «Самотлорнефтегаз» и др.);
• 20 работ по проектированию технологии разработки нефтяных месторождений, из них 6 проектов разработки (Вахской группы месторождений, Комарьинского, Северо-Салымского, Кудринского, Узбекского месторождений и дополнение к проекту разработки Толумского месторождения); технологическая схема разработки Печеринского месторождения; 4 технологические схемы опытно-промышленной разработки (Пильтанской площади Яунлорского месторождения, Кочевского, Северо-Лабатьюганского месторождений и первоочередного участка Песчаного месторождения); 4 проекта пробной эксплуатации (Южно-Киняминского, Верхнечерногорского, Тагайского и Лебяжьего (пласт ЮК1) месторождений); 5 анализов разработки месторождений (Сыморьяхского, Коликъеганского, Чехлонейского, Западно-Ермаковского и Егурьяхского).

Кроме того были рассмотрены:

• авторские надзоры за разработкой Ай-Еганского, Мыхлорского (пласт Ю₁) и Руфьеганского (пласт ЮВ₁) месторождений;
• технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения Потанай-Картопьинского, Лазаревского, Самотлорского и Мохтиковского месторождений;
• предварительные Стандарты (ПС): ПС 153-39.0-133-2002 «Положение о системе учета и контроля количества нефти и газа, добываемых на месторождениях ХМАО»; ПС 153-39.0-140-2003 «Организация мониторинга формирования и выполнения проектных решений и проектов обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО» и ПС 153-39.0-147-2003 «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО».

В процессе изучения представленных проектных работ приняты следующие решения:

Так как уточненный проект разработки Северо-Салымского месторождения по своему содержанию не соответствует требованиям, предъявляемым к данным документам, работа принята в качестве Авторского надзора. Недропользователю рекомендовано в следующем проектном документе учесть замечания экспертизы, в том числе установить причины низкой выработки запасов пласта АС11, уточнить петрофизические зависимости и установить причины высокой обводненности скважин.

Технологическую схему разработки Печеринского месторождения доработать в части проведения дополнительных расчетов по более экономичным вариантам разработки.

Проект пробной эксплуатации Южно-Киняминского месторождения доработать в соответствии с замечаниями. Уточненная работа была вновь рассмотрена и принята 8 мая 2003 г.

Проект пробной эксплуатации Коликъеганского месторождения принять в качестве технологической схемы.

Анализ разработки Чехлонейского месторождения принять в качестве технологической схемы.

Анализ разработки Западно-Ермаковского месторождения принять в качестве технологической схемы.

Авторский надзор за выполнением технологической схемы разработки на основе уточненной геолого-гидродинамической модели пласта Ю1 Мыхлорского месторождения принять к сведению. При составлении уточненного проектного документа учесть замечания экспертизы. Рассмотреть на Лицензионной комиссии ХМАО ОАО «Синко-ННП» в связи с тем, что Мыхлорское месторождение с 2001 года разрабатывается без проектного документа.

Авторский надзор за выполнением технологической схемы разработки на основе уточненной геолого-гидродинамической модели пласта ЮВ₁ Руфьеганского месторождения принять к сведению.

При рассмотрении ТЭО КИН Лазаревского месторождения рекомендовано недропользователю учесть дополнительно вариант с достижением ранее принятого КИН.

Проект разработки Кудринского месторождения принять как дополнение к действующей технологической схеме разработки месторождения сроком на два года. Недропользователю рекомендовано в течение трех месяцев подготовить дополнительные варианты по разработке возвратных пластов АС_5-6 и БС₆.

Проект разработки Узбекского месторождения принять в качестве технологической схемы разработки месторождения, которое до этого в течение 14 лет разрабатывалось по проекту пробной эксплуатации. Недропользователю рекомендовано начать бурение скважин по принятому проектному документу не позднее 2005 года.

Из-за невыполнения проектных решений было рекомендовано направить на рассмотрение лицензионной комиссии ХМАО вопрос о состоянии разработки:

• Коликъеганского и Ершового месторождений ОАО «ННП»;
• Ермаковской площади Орехово-Ермаковского, Западно-Ермаковского и Чехлонейского месторождений ОАО «Тюменнефтегаз»;
• Новомолодежного месторождения ОАО ТНК «Нижневартовск»;
• Бахиловского и Северо-Хохряковского месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз»;
• Вахского и Первомайского месторождений ОАО «Томскнефть ВНК»;
• Усть-Балыкского, Восточно-Сургутского, Фаинского, Мамонтовского, Южно-Балыкского, Петелинского, Правдинского, Приразломного месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»;
• Пограничного, Вынгапуровского, Восточно-Пальяновского месторождений ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»;
• Ореховской площади Орехово-Ермаковского и Южного месторождений ОАО НК «Магма»;
• Пальяновского лицензионного участка (юго-восточная часть Красноленинского месторождения) ООО НК «Сибнефть — Югра»;
• Вань-Еганского месторождения ООО СП «Ваньеганнефть»;
• Талинского, Ем-Еговского месторождений и Каменной площади ОАО ТНК «Нягань»;
• Малочерногорского месторождения ОАО Корпорация «Югранефть»;
• Мегионского, Новопокурского и Северо-Островного месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
• Гальяновского и Средненазымского месторождений ОАО «Назымгеодобыча»
• Северо-Кочевского и Северо-Поточного месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

ТЭО КИН Потанай-Картопьинского месторождения доработать с учетом вариантов по достижению ранее утвержденного КИН.Геолого-технические мероприятия на 2003 год:

• по Западно-Ермаковскому месторождению принять по авторскому надзору, который будет представлен в ТО ЦКР по ХМАО;
• по Западно-Могутлорскому и Могутлорскому месторождениям принять по вариантам дополнительных записок;
• по Пермяковскому месторождению дополнить ГТМ в соответствии с замечаниями экспертизы, особенно в части поиска новых технологий;
• по Хохряковскому месторождению усилить ГТМ по МУН и системе ППД;
• по Гун-Еганскому уточнить мероприятия в соответствии с замечаниями экспертизы;
• по Нижневартовскому и Стрежевскому месторождениям принять с учетом замечаний экспертов;
• по Среднебалыкскому, Малобалыкскому, Новоаганскому, Калиновому (Ю₁¹), Черногорскому, Южно-Аганскому, Кетовскому, Западно-Асомкинскому, Пайтыхскому, Дружному, Восточно-Придорожному, Грибному, Южно-Выинтойскому, Поточному, Кечимовскому, Толумскому, Даниловскому, Лазаревскому, Филипповскому, Шушминскому, Узбекскому, Тальниковому месторождениям принять по новым проектным документам, которые должны быть готовы в 2003 г.;
• по Западно-Угутскому, Киняминскому, Тянскому, Яхлинскому месторождениям принять по новым действующим проектным документам.

Обратить внимание недропользователей на то, что

• Тарховский, Эниторский, Табунский и Туль-Еганский лицензионные участки не введены в разработку в соответствии с лицензионными соглашениями;
• по Маслиховскому, Восточно-Каменному, Ключевому, Трехозерному, Ловинскому месторождениям следует выполнить анализ разработки;
• по Локосовскому месторождению необходимо уточнить запасы нефти и составить дополнительную записку к действующему проектному документу.