Толстолыткин И.П., Туров В.А.

В 2005 г. Территориальное Отделение (ТО) ЦКР Роснедра по ХМАО провело заседания, на которых рассмотрено 177 работ, в том числе:

• 9 проектов разработки и дополнений к ним (Лор-Еганское, Аганское, Гунь-Еганское, Мыхпайское, Мегионское, Убинское, Трехозерное, Полуденное и Северо-Салымское месторождения);
• 14 технологических схем разработки и дополнений к ним (Локосовское, Гураринское, Ново-Покурское, Никольское, Южно-Покамасовское, Равенское, Кирско-Коттынское, Руфь-Еганское, Потанай-Картопьинское Рогожниковское, Курраганское, Северное, Колотушное и Кысомское месторождения);
• 84 анализа разработки (по месторождениям, где были отклонения от проектных решений по добыче нефти больше разрешенных);
• 3 технологические схемы ОПР и дополнения к техсхемам ОПР (Восточно-Ингинский лицензионный участок Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, Тайлаковское и Южно-Киняминское месторождения);
• 1 проект пробной эксплуатации Зимнего месторождения;
• 6 технико-экономических обоснований коэффициентов нефтеизвлечения (Ново-Покурское, Мегионское, Сайгатинское, Северо-Островное, Мыхпайское и Южно-Киняминское месторождения);
• 9 авторских надзоров за разработкой (Родниковое, Русскинское, Хорлорское, Биттемское, Западно-Сургутское, Трехозерное, Яхлинское и месторождения ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и СТ ЗАО «Голойл»);
• 44 отчета о выполнении проектных показателей за 2004 г. и геолого-технических мероприятиях для выполнения проектных показателей на 2005 год по предприятиям-недропользователям (ОАО «Тюменнефтегаз», ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», ООО «Западно-Малобалыкское», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ННП», ОАО ТНК «Нижневартовск», ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «Белые Ночи», ОАО «Негуснефть», ОАО «Транс-Ойл», ОАО «ИНГА», ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Корпорация Югранефть», ОАО ТНК «Нягань», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Лукойл-Западная Сибирь (в том числе ТПП «Когалымнефтегаз», «Покачевнефтегаз», «Лангепаснефтегаз». «Урайнефтегаз»), ЗАО «Лукойл-АИК», ООО «Квантум-ойл», ОАО «Мохтикнефть», ОАО НК «Магма», ЗАО «Турсунт», ОАО «Варьеганнефтегаз», СТ ЗАО «Голойл», ОАО «РИТЭК», ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Назымгеодобыча», ОАО «Пайтых-ойл», ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология», ОАО «КанБайкал резорсез Инк.», ОАО «Арчнефтегеология», ЗАО «Синко-ННП», ОАО «Назымская нефтегазоразведочная экспедиция», ОАО НАК «Аки-Отыр», ОАО СП «Ванъеганнефть», ООО «Нягань-Ойл», ОАО «Салым Петролеум Девелопмент», ЗАО «Сибинвестнафта», ОАО «Нефтебурсервис»).

Кроме проектных работ на разработку месторождений нефти и ТЭО КИН по методическим вопросам были заслушаны сообщения:

• Директора ТО СургутНИПИнефти Ю.Е.Батурина: «Методика дифференциального налогообложения на добычу из недр углеводородов (нефти)»;
• Директора ГП ХМАО «НАЦ РН им. В.И.Шпильмана» Э.А Ахпателова: «Концептуальная модель дифференцированного налогообложения на добычу нефти»;
• Директора ТО СургутНИПИнефти Ю.Е. Батурина «О совершенствовании проектного обеспечения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»;
• Генерального директора ОАО «НижневартовскНИПИнефть» Андреевой Н.Н. « О путях повышения уровня использования попутного нефтяного газа»

На основе заключений экспертизы и результатов представленных работ на заседаниях ТО ЦКР Роснедра по ХМАО:

• 89 проектных документов из 111 рассмотренных приняты в авторском варианте с учетом отдельных замечаний, высказанных в процессе обсуждения.
• Из девяти рассмотренных Проектов и Дополнений к проектам разработки месторождений четыре работы (Лор-Еганское, Гунь-Еганское, Убинское, Полуденное) приняты в авторском варианте, а «Уточненный проект разработки Аганского месторождения», «Дополнения к проектам разработки Мыхпайского и Мегионского месторождений из-за неполного соответствия требованиям «Регламента» приняты в качестве Анализов разработки. «Дополнение к уточненному проекту разработки Трехозерного месторождения» и «Уточненный проект разработки Северо-Салымского месторождения» направлены на доработку.
• Из 14 технологических схем разработки и дополнений к ним 7 работ приняты в авторском варианте (Локосовское, Гураринское, Равенское, Южно-Покамасовское, Рогожниковское, Курраганское и Кысомское месторождения), а «Технологические схемы разработки» Ново-Покурского, Никольского, Потанай-Картопьинского и Дополнения к Технологической схеме разработки Кирского, Коттынского месторождений из-за недостаточного обоснования проектных решений приняты в качестве «Анализа разработки». Дополнение к технологической схеме разработки Руфь-Еганского месторождения принято в качестве «Проекта разработки», т.к. полностью соответствовало требованиям Регламента, предъявленным к Проектам разработки. «Дополнение к технологической схеме разработки Северного месторождения» принято в качестве «Технологической схемы».

Анализы разработки по большинству представленных месторождений приняты для реализации, в том числе:

• «Анализ разработки Локосовского месторождения» принят в качестве «Технологической схемы разработки»;
• «Анализ разработки Мало-Черногорского месторождения» в связи со значительными отклонениями от основных проектных решений принят к сведению. Недропользователю рекомендовано в 2005 г. подготовить уточненный проектный документ;
• «Анализ разработки Новомолодежного месторождения» из-за низкого качества проведенного анализа направлен на доработку. Рекомендовано проинформировать Лицензионную комиссию ХМАО о незаинтересованности недропользователя в разработке этого месторождения.
• «Анализ разработки Узунского месторождения» принят в качестве Технологической схемы ОПР;
• «Анализ разработки Ключевого месторождения» принят при условии выполнения объемов бурения скважин согласно действующему проектному документу.

При рассмотрении «Анализа разработки Яхлинского месторождения» принято решение показатели разработки принять в полном соответствии с действующим проектным документом.

«Анализ разработки Новомолодежного месторождения» (при повторном рассмотрении) и «Анализ разработки восточной части Каменной площади Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения» из-за недостаточной полноты проведенного анализа приняты в качестве «Авторских надзоров».

Технологические схемы ОПР и проект пробной эксплуатации приняты в авторском варианте, а «Технологическая схема ОПР Южно-Киняминского месторождения» в связи с тем, что она была составлена достаточно полно – в соответствии с требованиями Регламента — принята как «Технологическая схема разработки Южно-Киняминского месторождения».

ТЭО КИН по шести рассмотренным месторождениям рекомендованы для утверждения ГКЗ РФ.

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

Причинами недовыполнения показателей по добыче нефти являются:

• неподтверждение запасов нефти за счет сокращения площади нефтеносности и 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 объектов обустройства месторождения;
• неудовлетворительная работа с фондом скважин (большое количество неработающих скважин);

Превышение проектных показателей по добыче нефти обусловлено:

• более высокой продуктивностью пластов, на основе которой допускалось превышение проектных дебитов скважин по нефти;
• повышенными 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);
• форсированным сверхпроектным отбором запасов.

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

По ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» отмечено, что Холмогорское, Пограничное и Приобское месторождения разрабатываются с просроченными сроками действия проектных документов.

По Вынгапуровскому месторождению рекомендовано увеличить вывод скважин из бездействия.

По Пальяновскому лицензионному участку установлено, что разработка месторождения ведется с грубыми нарушениями проектных решений. Не найдены технологии разработки залежи с вязкими нефтями.

ОАО «Томскнефть ВНК» рекомендовано по Советскому месторождению провести переоценку запасов нефти и в 2006 г. подготовить новый проектный документ.

По Полуденному месторождению рекомендовано подготовить новый проектный документ уже в 2005 г. Работа представлена и принята ТО ЦКР Роснедра по ХМАО в декабре 2005 г.

Отмечено, что по Вахскому месторождению не выполняются проектные показатели по бурению скважин, рекомендовано направить информацию о состоянии разработки в Управление Росприроднадзора по ХМАО.

По Северному месторождению рекомендовано подготовить в 2005 г. «Анализ разработки месторождения». Работа представлена и принята ТО ЦКР Роснедра по ХМАО в декабре 2005 г.

По Первомайскому месторождению рекомендация о подготовке в 2005 г. нового проектного документа не выполнена.

ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» рекомендовано подготовить Авторский надзор за разработкой Западно-Могутлорского и Могутлорского месторождений.

ОАО «Тюменнефтегаз» было рекомендовано по Чехлонейскому месторождению в 2005 году подготовить «Дополнение к технологической схеме разработки», что до конца 2005 г. не было выполнено. Предприятие запланировало представить в первом квартале 2006 г. «Анализ разработки Чехлонейского месторождения».

Состояние разработки Ершового месторождения ОАО ТНК «ННП» признано неудовлетворительным. В декабре 2005 г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО принят «Анализ разработки Ершового месторождения, в котором недропользователем разработаны мероприятия по повышению эффективности разработки этого месторождения.

По Тюменскому месторождению ОАО ТНК «Нижневартовск» в связи со значительным расхождением фактических и проектных показателей разработки, а также с разработкой четырех залежей нефти без проектного документа, рекомендовано состояние разработки за 2004 г. рассмотреть в Управлении Росприроднадзора по ХМАО.

По ОАО «Негуснефть» отмечено, что добыча нефти из пласта БВ₁₃ в 2004 г. (734.64 тыс.т) на 16.5% больше проектной. По пласту ЮВ₁ годовая добыча нефти за 2004 год в 2.3 раза превысила проектную. Из газовой шапки пласта БВ₁₃ на начальном этапе разработки велся неконтролируемый отбор свободного газа. Накопленный отбор этого газа достоверно не известен, нет надежных данных и о положении ГНК.

Рекомендовано направить на рассмотрение Управления Росприроднадзора по ХМАО материалы о состоянии разработки Варынгского месторождения, а Недропользователю усилить мероприятия по контролю состояния газовой шапки в пласте БВ₁₃, положения ГНК и нефтенасыщенности в газовой шапке.

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» было предложено составить в 2005 г. Анализы разработки Грибного, Кочевского, Северо-Конитлорского, Локосовского, Чумпасского, Покамасовского, Мансингъянского, Ловинского, Сыморьяхского и Восточно-Лазаревского месторождений, что было выполнено до конца 2005 года. Только по Восточно-Лазаревскому месторождению планируется представить технологическую схему разработки в первом квартале 2006 г.

В связи с недоразведанностью лицензионного участка по всем объектам и сложностью поверхностных условий (наличие на участке двух озер) ОАО «Назымская нефтегазоразведочная экспедиция» рекомендовано продлить срок действия Проекта пробной эксплуатации по Лебяжьему лицензионному участку до 2006 г.

В связи со значительными изменениями данных о геологическом строении залежей нефти и сложным строением продуктивных пластов Нижне-Шапшинского месторождения рекомендованоОАО НАК «Аки-Отыр» продлить срок действия Проекта пробной эксплуатации этого месторождения до 2006 г. и в декабре 2006 г. подготовить Технологическую схему разработки.

ОАО «Варьеганнефть» предложено по Валюнинскому месторождению обеспечить выполнение проектных решений, а по Ново-Аганскому месторождению, где работа не проводилась, вопрос о выполнении лицензионных соглашений направить на рассмотрение Управления Росприроднадзора по ХМАО.

ЗАО «Турсунт» рекомендовано по Хултурскому и Западно-Славинскому месторождениям в 2005 г. подготовить Анализы разработки. Работы были представлены и приняты ТО ЦКР Роснедра по ХМАО в декабре 2005 г.

ООО «Белые Ночи» рекомендовано по Тагринскому месторождению программу ГТМ на 2005 г. дополнить работами по закачке большеобъемных оторочек, а на Западно-Варьеганском обеспечить выполнение проектных решений.

ООО «Транс-ойл» и ОАО «ИНГА» рекомендовано по Пальяновской площади (юго-восточная часть), Поттымско-Ингинскому и Восточно-Ингинскому лицензионным участкам показатели разработки и программы ГТМ принять по новым проектным документам, которые представить в 2005 г. По Пальяновской площади (юго-восточная часть) работа принята ТО ЦКР Роснедра по ХМАО в декабре 2005 г; по Восточно-Ингинскому лицензионному участку Технологическая схема ОПР рассмотрена и принята в октябре 2005 г. По Поттымско-Ингинскому лицензионному участку рекомендация недропользователем не выполнена.

Рассмотрение выполнения Проекта пробной эксплуатации Верхне-Черногорского месторожденияЗАО «Сибинвестнафта» в связи с составлением нового документа было перенесено на сентябрь 2005 г., но работа до конца 2005 года не была представлена.

ОАО «Юганскнефтегаз» было рекомендовано:

• составить уточненные проектные документы на разработку Кудринского и Южно-Балыкского месторождений;
• по Мало-Балыкскому месторождению в 2006 г. подготовить новый проектный документ;
• по Омбинскому месторождению в 2005 г. подготовить Анализ разработки;
• по Приобскому и Приразломному месторождениям в 2006 г. уточнить запасы нефти, а в 2007 г. составить уточненные проектные документы;
• по Усть-Балыкскому месторождению (пласты БС_1-5 и БС₁₀) усилить программы ГТМ для достижения проектных уровней.

Вопрос о состоянии разработки Салымского (Ю₀) месторождения было решено вынести на рассмотрение Управления Росприроднадзора по ХМАО.

По Потанай-Картопьинскому месторождению ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология» отмечено, что показатели разработки не выполняются

Представленная на ТО ЦКР Роснедра по ХМАО «Технологическая схема разработки Потанай-Картопьинского месторождения» из-за неполного соответствия требованиям Регламента принята в качестве «Анализа разработки Потанай-Картопьинского месторождения».

По Восточной части Каменной площади в IV квартале 2005 г. рекомендовано подготовить Анализ разработки, в котором представить детальную программу по освоению объекта ЮК. «Анализ разработки восточной части Каменной площади Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения» рассмотрен и принят ТО ЦКР Роснедра по ХМАО в декабре 2005 г.

В связи с низкими дебитами и неподтверждением запасов нефти по Галямовскому месторождениюОАО «Назымгеодобыча» показатели разработки не выполняются. Рекомендовано в IV квартале 2005 г. подготовить дополнение к техсхеме ОПР, в котором предусмотреть проведение двух большеобъемных ГРП. По Средне-Назымскому месторождению рекомендовано в IV квартале 2005 г. подготовить дополнение к техсхеме ОПР.

ОАО «Нефтебурсервис» рекомендовано в 2005 г. подготовить «Анализ разработки по Пылинскому ЛУ», но рекомендация до конца года не выполнена.

НК «КанБайкал резорсез Инк» рекомендовано по Кулунскому месторождению в 3-м квартале 2005 г. подготовить новый проектный документ (представление работы запланировано только на 1 квартал 2006 г.).

На Выинтойском месторождении ОАО «РИТЭК» проектным документом предусмотрена разработка залежи нефти пласта Б₄, но в связи с неподтверждением запасов добыча фактически велась из ачимовской толщи, на разработку которой проектного документа не имелось. Рекомендовано рассмотреть состояние разработки месторождения в Управлении Росприроднадзора по ХМАО.

Отмечено, что Западно-Котухтинское и Южно-Конитлорское месторождения в пробную эксплуатацию не введены.

По Кислорскому месторождению представленная программа ГТМ на 2005 г. признана неудовлетворительной. Следует обратить внимание Управления Росприроднадзора по ХМАО на разработку месторождения без проектного документа. Недропользователю в 2005 г. рекомендовано подготовить «Авторский надзор за разработкой Кислорского месторождения», что не было сделано.

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» рекомендовано по Кетовскому, Кысомскому, Западно-Асомкинскому, Северо-Ореховскому, Чистинному месторождениям представить на утверждение в 2005 г. новые проектные документы. Новые проектные документы были представлены только по Кысомскому и Северо-Ореховскому месторождениям.

По Покамасовскому месторождению отмечено невыполнение проектных решений по применению МУН, поэтому рекомендовано в мероприятиях на 2005 и последующие годы предусмотреть применение гидродинамических и физико-химических методов воздействия, в том числе биополимеров БП-92 в объемах, предусмотренных «Проектом разработки 2001 г.».

По Южно-Локосовскому месторождению недропользователю до конца 2005 г. предложено поставить запасы углеводородов на государственный учет, после чего разработку месторождения проводить в соответствии с проектным документом.

По Узунскому месторождению рекомендовано составить в 2005 г. «Анализ разработки», что было сделано недропользователем в апреле 2005 г.

Отмечено, что в 2004 г. Аригольское месторождение разрабатывалось без проектного документа

Было обращено внимание Управления Росприроднадзора по ХМАО на то, что по Западно-Новомолодежному, Луговому, Тайлаковскому, Ачимовскому лицензионным участкам по различным причинам (не переведены запасы в промышленные категории, сложность освоения месторождения, отсутствие развитой инфраструктуры) недропользователем не принимаются меры по вводу месторождений в сроки, определенные лицензионными соглашениями.