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

За 2004 год проведено 19 заседаний, на которых рассмотрено 107 работ, в том числе:

• пять Проектов разработки (Славинского, Нижневартовского, Яунлорского, Вачимского и Алехинского месторождений);
• два Дополнения к проекту разработки (Локосовского и пласта БВ₁₀³ Малочерногорского месторождений);
• Уточненный проект разработки Сайгатинского месторождения;
• девять Технологических схем разработки (Восточно-Сургутского, Западно-Пылинского, Ван-Еганского (пласт БВ₁₁), Назаргалеевского, Юкъявинского, Мурьяунского, Северо-Юрьевского, Двуреченского и Гураринского месторождений);
• три Дополнения к технологическим схемам разработки (Тагринского, Южного и по пласту БВ₁₀² Ван-Еганского месторождений);
• четыре Проекта пробной эксплуатации (Горстового, Карасевского, Западно-Усть-Балыкского и Голевого месторождений);
• двенадцать Технологических схем опытно-промышленной разработки (Кечимовского, Урайского, Люкпайского, кора выветривания Талинской площади, Ватлорского, Южно-Мытаяхинского, Сурьеганского, Западно-Карпаманского, Северо-Ватлорского, Овлихлорского, Западно-Камынского и пласт Ю_о Ульяновского месторождений);
• семнадцать Анализов разработки (Шушминского, Северо-Даниловского, Филипповского, Ем-Еговской+Пальяновской, Талинской и Каменной площадей Красноленинского месторождения, Егурьяхского, Южно-Егурьяхского, Покамасовского, Варьеганского месторождений, викуловских отложений Восточно-Каменной площади Красноленинского, Ай-Еганского, Конитлорского, Южно-Черемшанского, Федоровского, Северо-Варьеганского и Омбинского месторождений);
• десять Технико-экономических обоснований коэффициентов нефтеизвлечения (Курраганского, Южно-Покачевского, Алехинского, Назаргалеевского, Яунлорского, Северо-Ореховского, Аганского, Южно-Покамасовского, Северо-Островного и Мыхпайского месторождений);
• авторский надзор за разработкой Гураринского месторождения.

Сорок Отчетов о выполнении проектных показателей за 2003 г. и геолого-технических мероприятиях на 2004 год по предприятиям-недропользователям (ОАО «Тюменнефтегаз», ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», ООО «Западно-Малобалыкское», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ННП», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Мегионнефтегаз», ООО «Белые Ночи», ОАО «Негуснефть», ОАО «Транс-Ойл», ОАО «ИНГА», ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Корпорация Югранефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (операторские месторождения), ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (в том числе ТПП «Когалымнефтегаз», «Покачевнефтегаз», «Лангепаснефтегаз». «Урайнефтегаз»), ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», ООО «Квантум-ойл», ОАО «Мохтикнефть», СП «Черногорское», ОАО НК «Магма», ЗАО «Турсунт», ОАО «Варьеганнефтегаз», СТ ЗАО «Голойл», ОАО «РИТЭК», ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Назымгеодобыча», ОАО «Пайтых-ойл», ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология», ОАО «КанБайкалрезорсез ИНК», ОАО «Арчнефтегеология», ОАО СП «Ваньеганнефть», ЗАО «Синко ННП» и ОАО «Сургутнефтегаз».

На основе заключений экспертизы и результатов рассмотрения представленных работ на заседаниях ТО ЦКР по ХМАО приняты следующие решения:

Большинство рассмотренных проектных работ принято с учетом отдельных замечаний, высказанных в процессе обсуждения.

Из восьми рассмотренных Проектов и Дополнений к проектам разработки месторождений два приняты в авторском варианте; Проект разработки Славинского месторождения из-за неполного соответствия требованиям «Регламента» принят в качестве Технологической схемы разработки, а Сайгатинского, Нижневартовского, Яунлорского, Вачимского и Алехинского месторождений в качестве Анализа разработки.

Из двенадцати Технологических схем разработки и Дополнений к ним приняты шесть работ. Две работы по Ван-Еганскому месторождению (пласты БВ₁₁ и БВ₁₀²) отклонены из-за отсутствия информации о выработке запасов нефти по скважинам, запланированным к переводу с одного объекта на другой. Технологическая схема разработки Гураринского месторождения отправлена на доработку в связи с необходимостью составления единого проектного документа для Гураринского и Соболиного месторождений, имеющих единый контур нефтеносности, и с декабря 2004 г. – единого недропользователя. Технологическая схема разработки Восточно-Сургутского месторождения из-за недостаточного обоснования проектных решений принята в качестве Дополнения к действующей технологической схеме разработки. По такой же причине Технологическая схема разработки Тагринского месторождения принята в качестве Анализа разработки, а Западно-Пылинского — в качестве Проекта пробной эксплуатации.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки двенадцати месторождений, Проекты пробной эксплуатации Горстового, Голевого и Карасевского месторождений, анализы разработки по представленным месторождениям приняты для реализации.

Проект пробной эксплуатации Западно-Усть-Балыкского месторождения принят в качестве Технологической схемы разработки.

Авторский надзор за разработкой Гураринского месторождения рекомендовано доработать в соответствии с замечаниями экспертизы.

ТЭО КИН Южно-Покачевского месторождения принято к сведению из-за недостаточного обоснования рассмотренных вариантов разработки. Недропользователю рекомендовано дать обоснование коэффициентов нефтеизвлечения в Проекте разработки месторождения, который представить на рассмотрение в 2004 году.

При рассмотрении выполнения проектных показателей по нефтедобывающим предприятиям Ханты-Мансийского округа отмечено, что по большому количеству предприятий фактические показатели по добыче нефти отличаются от проектных более чем на 15%, как в большую, так и в меньшую сторону.

Всего в 2004 году недобрано по сравнению с проектными документами 12.4 млн.т нефти.

Причинами недовыполнения показателей по добыче нефти являются:

• неподтверждение запасов нефти за счет сокращения площади нефтеносности, уменьшения нефтенасыщенных толщин и продуктивности пластов;
• уменьшение объемов бурения и ввода скважин в эксплуатацию по сравнению с проектными величинами;
• отставание с освоением системы ППД;
• невыполнение предусмотренных проектным документом на разработку месторождения объемов геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти;
• отсутствие необходимого для разработки обустройства месторождения;
• плохая работа с фондом скважин (большое количество неработающих скважин).

Превышение проектных показателей по добыче нефти обусловлено:

• сверхпроектными отборами нефти;
• быстрыми темпами разбуривания месторождения по сравнению с проектными значениями;
• применением новых высокоэффективных технологий разработки месторождений, не предусмотренных действующим проектным документом на разработку месторождения;
• высокими значениями коэффициентов использования и эксплуатации скважин (качественная работа с фондом скважин).

Сверхпроектные отборы нефти в 2004 году проводились на 122 лицензионных участках из 225 и составили 51 млн.т.

В результате рассмотрения представленных недропользователями материалов по выполнению проектных показателей разработки месторождений и учитывая требования существующего законодательства о необходимости вести разработку месторождений углеводородов в соответствии с действующими проектными документами, приняты следующие решения:

Ввиду значительных отклонений фактических показателей разработки, в том числе по добыче нефти, в результате невыполнения требований проектных документов на разработку месторождений обратиться к Лицензионной комиссии ХМАО для принятия мер к недропользователям, допустившим нарушения лицензионных соглашений при разработке следующих месторождений:

• Ермаковской площади Орехово-Ермаковского месторождения, Западно-Ермаковского и Чехлонейского месторождений ОАО «Тюменнефтегаз»;
• Фаинского, Северо-Салымского, Средне-Балыкского (южная часть) и Западно-Угутского ОАО «Юганскнефтегаз»;
• Поттым-Ингинского и Восточно-Ингинского ОАО «ИНГА»;
• Яхлинского ТПП «Урайнефтегаз»;
• Бахиловского, Верхне-Колик-Еганского и Сусликовского ОАО «Варьеганнефтегаз».

ОАО «РИТЭК» по Кислорскому месторождению из-за неподтверждения запасов нефти и продуктивности залежей провести подсчет запасов и составление ТЭО КИН, по результатам которого определиться с целесообразностью дальнейшей разработки месторождения.

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» из-за нерентабельности разработки Кысомского месторождения согласовать остановку месторождения с Органами, выдавшими лицензию на право его разработки.

По Никольскому месторождению ОАО «ТНК-Нижневартовск» обратиться к Органам, выдавшим лицензию на право разработки месторождения, с просьбой рассмотреть вопрос об остановке месторождения до составления нового проектного документа.

В связи со значительными расхождениями проектных и фактических показателей разработки недропользователям рекомендовано составить уточненные проектные документы на разработку:

• Киняминского, Угутского, Приразломного, Салымского (Ю0), Правдинского и Тепловского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»;
• Пермяковского и Хохряковского, Гун-Еганского, Новомолодежного ОАО ТНК «Нижневартовск», а также Тюменского по пластам, разрабатываемым без проекта;
• Советского, Стрежевского, Нижневартовского, Северного и Полуденного ОАО «Томскнефть ВНК»;
• Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского, Северо-Покурского, Ново-Покурского, Кетовского и Северо-Островного ОАО «Мегионнефтегаз»;
• Западно-Варьеганского ООО «Белые Ночи»;
• Печеринского НГДУ «БашСибнефть»;
• Малочерногорского ОАО Корпорации «Югранефть»;
• Холмогорского, Пограничного, Приобского и Западно-Пальяновской площади Красноленинского месторождения ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»;
• Узунского и Аригольского ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;
• Тевлинско-Русскинского, Кустового и Северо-Конитлорского ТПП «Когалымнефтегаз»;
• Покачевского, Ключевого и Нонг-Еганского ТПП «Покачевнефтегаз»;
• Трехозерного, Мортымья-Тетеревского, Даниловского, Ловинского и Мансингъянского ТПП «Урайнефтегаз»;
• Мохтиковского ОАО «Мохтикнефть»;
• В 2006 году составить новые проектные документы по Сайгатинскому, Русскинскому, Биттемскому, Нижне-Сортымскому, Маслиховскому, Хорлорскому, Западно-Чигоринскому, Тончинскому, Северо-Селияровскому месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз».

ОАО НК «Магма» рекомендовано возобновить бурение скважин на Южном месторождении.

ОАО «Сургутнефтегаз»:

• Программу геолого-технических мероприятий по Сайгатинскому, Западно-Сургутскому, Быстринскому, Лянторскому, Назаргалеевскому, Биттемскому, Федоровскому месторождениям согласовать в соответствии с проектными документами, которые представляются на рассмотрение ЦКР (ТО ЦКР по ХМАО) в 2004 году.
• В 2004-2005 годах провести переоценку запасов нефти с представлением в ГКЗ Минприроды по Алехинскому, Назаргалеевскому, Яун-Лорскому, Хорлорскому, Биттемскому, Восточно-Еловому, Маслиховскому, Русскинскому, Сайгатинскому месторождениям.

Представленные недропользователями и рассмотренные ТО ЦКР по ХМАО геолого-технические мероприятия обеспечивают выполнение проектных показателей по разработке нефтяных месторождений округа в 2004 г.