Шедевр из глины. Проект добычи нефти


Линия добычи – ДОБЫЧА – №141 (май 2017) – 2017 – Все выпуски – Журнал «Сибирская нефть» – Пресс-центр – ПАО «Газпром нефть» — официальный сайт компании

Запустив два крупнейших проекта — Мессояху и Новый Порт, — «Газпром нефть» создала прочную основу для развития на севере ЯНАО и роста добычи в ближайшие годы. Однако сегодня в фокусе внимания компании оказываются и новые регионы и направления. Это и проекты в малоизученной Восточной Сибири, геологоразведочные и опытно-промышленные работы на которых идут уже не один год, и новые активы в традиционных регионах присутствия. Что касается более отдаленной перспективы, основой развития «Газпром нефти» должны стать шельфовые проекты, а также освоение баженовской свиты и ачимовских залежей

Северная нефть

В 2016 году «Газпром нефть» ввела в эксплуатацию первую очередь Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения. Сегодня это самое северное континентальное месторождение России, введенное в разработку. Лицензия на разведку и освоение актива принадлежит «Мессояханефтегазу» — совместному предприятию «Газпром нефти» (осуществляет операционное управление проектом) и «Роснефти».

Хотя Мессояхская группа месторождений была открыта еще в 1980-х годах, ее разработка долгое время откладывалась из-за отсутствия в регионе транспортной инфраструктуры. Активная подготовка к освоению актива началась после решения о строительстве нефтепровода Заполярье-Пурпе, связывающего северные месторождения Тюменской области с нефтепроводной системой Восточная Сибирь — Тихий океан.

Восточно-Мессояхское месторождение отличается непростым геологическим строением: мощные газовые шапки, расчлененные, гидродинамически не связанные залежи, коллекторы с изменчивыми свойствами — все эти особенности вызвали немало сложностей при создании геологической модели и концепта разработки актива. Первые разведочные скважины и вовсе оказались сухими. Изменение представлений о геологии месторождения заставляло на ходу пересматривать планы бурения и обустройства инфраструктуры.

Для «Газпром нефти» Мессояха — один из самых высокотехнологичных активов, разработка которого без применения инноваций была бы невозможна. Добыча здесь ведется только из горизонтальных скважин с длиной горизонтальных участков около 1 км. Чтобы повысить нефтеотдачу и охватить как можно больше нефтеносных пропластков, здесь бурят «фишбоны» — горизонтальные скважины с несколькими боковыми ответвлениями.

Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя

473 000 000 тонн нефти и газового конденсата и 188 млрд кубометров газа составляют извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений

запасов нефти Мессояхи — тяжелая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций

85 000 000 000 рублей составили инвестиции в проект Мессояха в 2010–2016 гг. Всего же до 2040 года в разработку месторождений планируется инвестировать 256 млрд рублей

Нефть Мессояхи вязкая и холодная, однако первоначальные опасения о возможных связанных с этим сложностях не оправдались. Несмотря на то что температура окружающей среды в регионе зимой опускается до —50—60 °C, в основном здесь используются стандартные технологии подготовки и транспортировки нефти. Дополнительный обогрев потребовался лишь на некоторых участках внутрипромысловых трубопроводов малого диаметра. Что же касается 98-километрового напорного нефтепровода, соединяющего месторождение с транспортной системой «Транснефти», в нем требуемая температура поддерживается лишь благодаря теплоизоляции.

Однако заполярная тундра — край вечной мерзлоты, и это требует особых подходов при строительстве инфраструктуры: чтобы избежать растепления вечномерзлых грунтов, все объекты подняты над поверхностью земли на сваях. Для этого на месторождение потребовалось доставить около 50 тыс. тонн свай. Забивка свайных полей заняла почти полтора года.

Отдельной непростой задачей стала организация доставки всех необходимых материалов и оборудования по территории, где нет стационарных дорог. Основой логистики стали зимние дороги, время действия которых в связи с глобальным потеплением становится все короче. Зимой же их работа то и дело прерывается метелями, которых в этих широтах бывает немало. Между тем грузопоток был впечатляющим. Если в 2014 году на месторождение доставили 32 тыс. тонн грузов, то в 2015-м — 176 тыс. тонн, а в 2016-м — уже 215 тыс. тонн.

При проектировании и строительстве напорного нефтепровода были учтены не только суровые климатические условия и сложный рельеф со множеством рек и ручьев, но и расположение священных для коренных жителей мест и оленьих пастбищ. На путях миграции оленьих стад были организованы специальные наземные переходы. А при пересечении рек, чтобы не нанести вреда экосистеме арктических водоемов, трубу прокладывали под их руслами методом наклонно-направленного бурения.

По планам к 2018 году добыча нефти на Восточно-Мессояхском месторождении должна достигнуть примерно 4 млн тонн в год. Выход к 2020 году на пиковую добычу в 6,5 млн тонн в год потребует строительства второй очереди инфраструктуры. Она сможет обслуживать и Западно-Мессояхское месторождение, разработка которого запланирована на более поздний срок.

Нефтегазовый кластер на Ямале

Помимо Мессояхи и Нового Порта к развивающейся нефтегазовой провинции на севере ЯНАО относятся еще несколько новых активов «Газпром нефти». Это Каменномысский нефтегазовый участок (сухопутная часть) с запасами 34,4 млрд кубометров газа, аукцион по которому «Газпром нефть» выиграла в 2016 году, а также Тазовское (72 млн тонн нефти, 4,6 млн тонн конденсата, 183,3 млрд куб. м свободного газа) и Северо-Самбургское (90,5 млн тонн нефти) месторождения, лицензии на которые компания получила в 2017 году.

В статусе оператора разработки в первом квартале 2017 года «Газпром нефть» переиспытала две скважины на Тазовском месторождении и начала подготовку к кустовому бурению. На Северо-Самбургском участке расконсервированы и переиспытаны две нефтяные скважины, проведены сейсмические исследования 3D, пилотное бурение намечено на зимний сезон 2017–2018 годов. Разработка этих месторождений позволит более эффективно использовать созданную в регионе инфраструктуру.

Курс на Новый Порт

Еще один стратегический проект «Газпром нефти» на Ямале — освоение Новопортовского месторождения. В 2016 году, после ввода в эксплуатацию ледового нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», компания приступила к круглогодичной отгрузке нефти Нового Порта.

Новопортовское — первое месторождение углеводородов, открытое на полуострове Ямал. Наличие здесь значительных запасов нефти и газа было доказано еще в 1964 году, но отсутствие транспортной инфраструктуры долгое время оставалось непреодолимым фактором. К 1987 году на месторождении было пробурено 117 разведочных скважин, однако в активную фазу проект освоения актива вступил лишь после 2010 года, когда «Газпром» принял решение о его передаче «Газпром нефти». Сегодня оператором проекта выступает «Газпромнефть-Ямал».

До 2014 года на месторождении проводились геологоразведка и опытно-промышленные работы. Затем началось бурение эксплуатационных скважин. К настоящему времени объем инвестиций в развитие Новопортовского месторождения составил 186 млрд рублей, ожидаемые налоговые поступления за время реализации проекта превысят 1,5 трлн рублей.

Новопортовская свита включает несколько пластов, наиболее продуктивный из которых — пласт НП-4. Именно из него сегодня идет основная добыча. В 2017 году началась разработка нового нефтяного пласта — НП-8. Это второй по продуктивности пласт месторождения, который в ближайшие три года обеспечит около 25% добычи, а за весь период эксплуатации даст более 10% всей нефти Нового Порта. Всего до конца 2017 года на пласт НП-8 планируется пробурить 14, а до конца 2019-го — 50 нефтяных скважин.

Новопортовское месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части полуострова Ямал, в 250 км к северу от Надыма и в 30 км от побережья Обской губы

250 000 000 тонн нефти и 320 млрд кубометров газа (с учетом палеозойских отложений) составляют извлекаемые запасы Новопортовского месторождения

Novy Port — сорт нефти, добываемый на Новопортовском месторождении. Относится к категории легких.

186 000 000 000 рублей «Газпром нефть» инвестировала в развитие Новопортовского месторождения

Долгое время главным вызовом при разработке Нового Порта оставалась сложность транспортировки добываемого сырья. В итоге оптимальным решением была признана морская отгрузка нефти через мыс Каменный. В 2011 году опытная проводка атомного ледокола из порта Сабетта до мыса Каменного подтвердила возможность вывоза нефти морским путем и в зимний период. А первый танкер с ямальской нефтью отправился по Северному морскому пути к европейским потребителям летом 2014 года.

Баженовская перспектива

Освоение нефти баженовской свиты входит в разряд стратегических задач «Газпром нефти». Это геологическая формация, располагающаяся на глубине 2–3 тыс. м на территории Западной Сибири и содержащая огромные нефтяные ресурсы: от 100 до 170 млрд тонн. Однако извлечь их чрезвычайно трудно, ведь породы баженовской свиты имеют очень низкую проницаемость.

В «Газпром нефти» первый проект целенаправленного изучения этой формации для оценки потенциала ее вовлечения в разработку был запущен в 2013 году на Пальяновской площади Красноленинского месторождения. В рамках проекта разработан комплекс технологий, уже позволивший достичь больших успехов: две горизонтальные скважины, пробуренные в 2016 году, дали заметный приток нефти, подтвердив правильность выдвинутых гипотез.

В мае 2017 года Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» по изучению баженовской свиты статус национального. Отработка и совершенствование подхода продолжатся на базе центра, который создается на территории Ханты-Мансийского автономного округа совместно с администрацией ХМАО-Югры. В случае успешной реализации проекта уровень добычи «Газпром нефти» из залежей баженовской свиты в 2025 году может составить около 2,5 млн тонн в год.

С 2016 года отгрузка нефти на танкеры осуществляется с нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», установленного в акватории Обской губы в 3,5 км от берега. Это уникальное техническое сооружение, рассчитанное на работу в экстремальных условиях. Терминал оснащен двух-уровневой системой противоаварийной защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в Обскую губу. Подводный трубопровод защищен дополнительной бетонной оболочкой.

Полномасштабную разработку Новопортовского месторождения сдерживали не только сложности с вывозом нефти, но и несовершенство технологий добычи. Низкопроницаемые коллекторы, расчлененность залежей, мощная газовая шапка требовали строительства горизонтальных и многоствольных скважин, проведения многостадийных гидроразрывов пласта. В 2016 году на Новопортовском месторождении была пробурена скважина с длиной горизонтального участка ствола 2000 метров — рекордный показатель для компании. А в 2017 году здесь успешно провели 20-стадийный гидроразрыв пласта по прогрессивной «бесшаровой» технологии.

Особенность Новопортовского месторождения — серьезный газовый фактор. Часть добываемого здесь попутного газа (ПНГ) предполагается закачивать обратно в газовую шапку для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи. Для этого на месторождении строится крупнейшая в России установка по закачке ПНГ в пласт, которая начнет работу летом 2017 года. В это же время будет принято решение о целесообразности строительства газопровода по дну Обской губы, который позволит монетизировать часть добываемого на Новопортовском месторождении газа.

Сейчас на месторождении эксплуатируется 85 скважин дебитом от 50 до 1100 тонн нефти в сутки, в том числе в 2017 году было завершено строительство 19 скважин суммарным дебитом 5163 тонны нефти в сутки. К маю этого года накопленная добыча на активе достигла 5 млн тонн. А в целом за 2017 год планируется добыть не менее 6 млн тонн нефти.

Новое развитие на старых активах

Ноябрьск — старейший регион присутствия «Газпром нефти». Большинство разрабатываемых здесь месторождений находится на поздних стадиях добычи. Однако открытие 2016 года делает регион новой перспективной точкой развития для группы компаний в целом, а для «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» обеспечивает стабильный рост добычи вплоть до 2025 года.

До недавнего времени Отдаленная группа месторождений (ОГМ) включала пять месторождений: Холмистое, Чатылькинское, Воргенское, Южно-Удмуртское и Равнинное. Их подтвержденные извлекаемые запасы составляли около 16 млн тонн нефти. Три из пяти (Холмистое, Чатылькинское и Воргенское) находились в эксплуатации, еще два были слишком малы для того, чтобы добыча на них могла стать рентабельной.

В 2016 году на Западно-Чатылькинском лицензионном участке, где в течение двух лет велись сейсморазведочные работы в 3D, были обнаружены ранее неизвестные залежи нефти. По предварительным оценкам, извлекаемые запасы всех залежей Западно-Чатылькинского месторождения и смежных с ним территорий могут составить от 40 до 70 млн тонн. При этом общие объемы запасов ОГМ вырастут в 4–5 раз.

более 40 000 000 тонн составят извлекаемые запасы Отдаленной группы месторождений

более 500 000 000 тонн нефти — извлекаемые запасы Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений

10 800 000 тонн в год составит добыча на месторождениях проектах Куюмба к 2029 году

Открытие существенно изменило ситуацию на всем активе: синергетический эффект от создания общей инфраструктуры позволит ввести в разработку прежде нерентабельные запасы. В результате пиковая добыча проекта ОГМ может составить здесь около 3 млн тонн нефти в год. Большим преимуществом станет и скорость ввода этих запасов: первая нефть на вновь открытом месторождении начнет добываться уже в 2018 году, а в 2023 году оно выйдет на этап промышленной эксплуатации.

Продвижение на восток

В перспективном портфеле «Газпром нефти» проект разработки Куюмбинской группы месторождений в Эвенкийском районе Красноярского края — один из крупнейших. Лицензии принадлежат компании «Славнефть-Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». Наиболее крупные месторождения проекта — Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское.

Куюмбинское месторождение было открыто в 1973 году, однако долгое время оставалось законсервированным: в регионе отсутствовала инфраструктура, которая обеспечивала бы транспортировку нефти потребителям. Ситуация изменилась после запуска трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) и принятия решения о строительстве «Транснефтью» ветки Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов к промышленной разработке. Пока принято решение о разработке двух зон, где ранее проводились опытно-промышленные работы. Планируемый уровень добычи — 1,6 млн тонн нефти в год, однако в случае успеха геологических работ он может быть увеличен. В начале 2017 года нефтепровод Куюмба — Тайшет был введен в эксплуатацию, а на Куюмбинском месторождении между тем началась реализация программы «Ранняя нефть». За год планируют добыть в общей сложности 295 тыс. тонн нефти. Полномасштабный запуск месторождения назначен на конец 2018 года.

Приближение Ачимовки

Огромный потенциал будущего развития связан и с освоением ачимовских отложений, распределенных практически по всей территории Западной Сибири. Ресурсы этого типа у «Газпром нефти» составляют более 10 млрд тонн нефти. Еще почти столько же состоит на балансе совместных предприятий и «Газпрома».

Небольшая часть ачимовской нефти находится в разработке уже сейчас, однако в основном эти ресурсы пока недоступны из-за своей низкой проницаемости. Возможности их промышленного освоения связаны с развитием технологий горизонтального бурения и стимулирования пласта. Но, как и баженовская свита, ачимовские залежи сильно различаются по своим характеристикам от региона к региону. Для определения наиболее перспективных участков и отработки технологии вовлечения этих запасов в компании создан проектный офис «Большая Ачимовка».

Чона — еще один крупный проект компании в Восточной Сибири, на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода ВСТО. В советский период Чонские месторождения, как и другие запасы Восточной Сибири, оставались за периметром активных разработок, хотя здесь велись геологоразведочные работы. К результатам исследований вернулись лишь в 2000-х, когда на правительственном уровне было принято решение о масштабном освоении Сибирской платформы и строительстве нефтепроводной системы ВСТО.

210 000 000 тонн нефти и 270 млрд кубометров газа — начальные извлекаемые запасы Чонского проекта «Газпром нефти»

В 2011 году специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» проанализировали все имеющиеся данные по лицензионным участкам проекта и построили единую сейсмогеологическую модель, впоследствии подтвержденную результатами бурения. Эта масштабная работа позволила обосновать значительный прирост запасов проекта.

Сейчас на Чоне продолжается поисково-разведочное бурение, а также ведутся опытно-промышленные работы, направленные на определение оптимальной схемы разработки. Плановая дата ввода месторождений в промышленную эксплуатацию — 2021 год.

Выход в море

Помимо Приразломного месторождения, добыча нефти на котором началась еще в 2013 году, «Газпром нефть» имеет лицензии на несколько участков шельфа, где ведутся геологоразведочные работы. Промышленная разработка этих месторождений — вопрос не завтрашнего дня. Однако с учетом сложности проектов подготовка к их реализации идет уже сегодня.

Аяшский лицензионный участок в Охотском море расположен рядом с месторождениями проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Площадь участка — более 4 тыс. км2, около половины из которых уже охвачено 3D-сейсморазведкой. В 2016 году по результатам анализа геолого-геофизической информации были выбраны наиболее перспективные структуры для бурения поисково-разведочных скважин. Строительство первой такой скважины начнется в июне 2017 года.

Всего лишь в 60 км от Приразломного в центральной части Печорского моря расположено Долгинское нефтяное месторождение. На участке уже проведены 2D- и 3D-сейсморазведочные работы, а также пробурены четыре разведочные скважины. В 2017-м здесь планируется продолжить 3D-сейсморазведку. Полученные данные позволят актуализировать геологическую модель актива и приступить в 2018–2019 гг. к строительству поисково-оценочной скважины на девонские отложения.

«Газпром нефть» ведет геологоразведочные работы сразу на нескольких участках шельфа Охотского, Баренцева и Чукотского морей. Их разработка — вопрос отдаленной перспективы, но подготовка к ней уже началась

более 100 000 000 тонн условного топлива составляют геологические ресурсы Аяшского лицензионного участка на шельфе Охотского моря

Еще один лицензионный участок в Печорском море — Северо-Западный. Проведенные здесь сейсморазведочные работы категории 2D объемом 12,8 тыс. погонных км позволили выявить несколько групп перспективных структур. В 2017 году компания планирует выполнить технико-экономическую оценку освоения потенциальных месторождений, а в 2018-м — начать сейсморазведку в 3D.

Хейсовский лицензионный участок находится в северной части Баренцева моря. Глубина моря здесь доходит до 500 м, а природно-климатические условия чрезвычайно сложны: на северо-западе и северо-востоке от участка льды могут держаться круглый год. Степень изученности блока пока невысокая. В 2017 году планируется завершить работы по построению региональной бассейновой модели участка, а в 2018–2020 гг. — продолжить сейсморазведочные работы 2D.

В июне 2014 года «Газпромнефть-Сахалин» также получила право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка, который занимает 117 тыс. км2 на северо-востоке Восточно-Сибирского и северо-западе Чукотского морей. В 2017 году планируется выполнить расчет прогнозных технологических показателей разработки и характеристик потенциальных месторождений, а также начать подготовку к проведению 2D-сейсморазведочных работ 2018–2020 гг.

www.gazprom-neft.ru

В Югре стартовал экспериментальный проект по добыче сланцевой нефти — Российская газета

Два недавних события войдут в историю освоения западносибирской нефтяной провинции. Это покупка частными вертикально интегрированными компаниями по высокой цене последних крупных месторождений Югры, а также старт экспериментального проекта по добыче в автономном округе сланцевой нефти. По оценкам многих экспертов, ее запасы намного превосходят запасы "обыкновенной" нефти. В случае успеха регион, не исключено, сможет вновь наращивать объемы добычи.

Последние месторождения

Между тем они который год подряд снижаются. Тенденция устойчивая. По прогнозу научно-аналитического центра имени Владимира Шпильмана, в 2015-м автономный округ даст стране 250, 9 миллиона тонн вместо прошлогодних 259,9.

В конце минувшего года на аукционы были выставлены, считай, последние мощные месторождения Ханты-Мансийского автономного округа, открытые еще советскими геологами - имени того же Шпильмана плюс три залежи Имилорской группы. За извлекаемые запасы первого - около 90 миллионов тонн (по категории С1+С2) - "Сургутнефтегаз" не поскупился выложить 46,2 миллиарда рублей. Начальная цена была более чем втрое меньше. Торгуясь за извлекаемые запасы Имилорской группы - почти 194 миллиона тонн, ЛУКОЙЛ поднял планку до 50,8 миллиарда рублей - ровно вдвое выше начальной позиции. Итого в казну поступит 97 миллиардов. Давненько бюджет столько не выручал за счет нефтяных аукционов.

К пику добычи на новоприобретенных участках компании подойдут не скоро - в следующем десятилетии. Каков будет приток? Скажем, годовой максимум месторождения имени Шпильмана, по прикидкам специалистов, - 6 миллионов тонн. Роснедра готовы выставить на торги еще десятки участков на территории Югры, преимущественно мелких. Однако с вводом в эксплуатацию резервных площадей вряд ли удастся переломить регрессивный тренд - спад добычи. Реально притормозить лишь темпы падения.

Недра Западной Сибири истощены. Печальные цифры озвучил в Тюмени член-корреспондент РАН Валерий Крюков. За четверть века средние запасы месторождений, обычно обводненных сверх всякой меры, сократились в десять раз, средний дебит эксплуатационных скважин упал в 7-8, а нефтеотдача сократилась вдвое. С другой стороны, в несколько раз выросла себестоимость извлечения сырья. Объем же геологоразведочных работ просто жалок по сравнению с восьмидесятыми годами, как и прирост минерально-сырьевой базы.

- За последние двадцать лет доля нашей страны в мировых запасах нефти снизилась с 15 до 7 процентов, - подытожил экс-министр природных ресурсов России Виктор Орлов.

В Западной Сибири пока единственным оптимистическим примером служит разработка небольших месторождений на юге Тюменской области в рамках Уватского проекта. Молодая нефтеносная провинция дала в ушедшем году свыше 7 миллионов тонн (прирост - 19 процентов). Через пару лет здесь планируют извлечь свыше 9 миллионов. Ученые ФГУП "Западно-Сибирский НИИ геологии и геофизики" прогнозируют на стыке десятилетий добычу на территории Тюменской области 13 миллионов тонн нефти, а к 2027-му ожидают выход на пиковое значение - 20 миллионов. Возможны корректировки в сторону дальнейшего увеличения. Ведь вслед за Уватским районом, где наблюдается солидный прирост запасов, геологи возьмутся за детальное изучение Тобольского района. По предварительным данным поисковиков, в недрах на левобережье Иртыша объем извлекаемых запасов составляет 400 миллионов тонн. Пора бурить по-крупному. Глава федерального агентства по недропользованию Александр Попов дал добро на реализацию Тобольского проекта. Ожидается, что в его рамках будет лицензировано не менее 20 участков.

Заглянули в линзы

Почти вся нефть, добываемая сегодня в регионе, залегает на привычных для промысловиков горизонтах, в привычных геологических толщах, извлекается классическими способами. Но есть другая нефть - сланцевая, которая покоится преимущественно в баженовской свите глинистых пород. Прежде геологи полагали, что в непроницаемых глинах ее априори быть не может. Первые случайные и загадочные открытия сланцевых накоплений в недрах Югры зафиксированы еще в конце 60-х. Однако до последнего времени мало кто из отечественных ученых всерьез рассматривал перспективы промышленной добычи этой нефти, по своему составу, кстати, очень качественной. Долго и настойчиво призывал обратить внимание на богатейшие ресурсы "баженовки" старый тюменский геолог, член-корреспондент РАН Иван Нестеров, о чем, к слову, "РГ" ранее писала.

Проблема в том, что модели сланцевых залежей крайне сложны, углеводородное сырье скрывается в своеобразных линзах, коих великое множество. Как их эффективно вскрывать, с помощью каких технологических инструментов - не совсем понятно. Отсюда неприятие: к чему, мол, дорогие, рисковые эксперименты, когда обыкновенной нефти еще достаточно. К аргументам Нестерова прислушались, когда США стали стремительно наращивать добычу сланцевой нефти, добившись резкого сокращения ее себестоимости. По мнению целого ряда отечественных и зарубежных экспертов, к концу десятилетия Соединенные Штаты способны выйти на второе или даже первое место в мире по экспорту нефтепродуктов.

Пробная скважина

И вот, похоже, случился прорыв и на нашей земле. Дочерняя структура Газпрома в партнерстве с европейской компанией в прошлом году приступила к реализации пилотного проекта по освоению баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения в Югре. А в январе она сообщила о начале бурения первой пробной скважины для исследования бажено-абалакского горизонта Красноленинского месторождения. Правда, пока предприятие не рассчитывает на солидные объемы добычи, планируя лет через десять выйти на один миллион тонн. Геологическая служба компании также сравнительно скромно оценивает суммарные залежи "баженовки" - 8-9 миллиардов тонн. Нестеров же уверяет, что из глин реально извлечь свыше ста миллиардов тонн. А это фантастические масштабы. Если прогнозы маститого геолога хотя бы отчасти верны, нет смысла торопиться с освоением непредсказуемой, экологически крайне ранимой Арктики.

Другой известный тюменский ученый, доктор геолого-минералогических наук Роберт Бембель, автор теории геосолитонных трубок, предлагает оригинальную, опробованную на практике технологию поиска оптимальных точек для бурения скважин, чтобы "не дырявить попусту", а сразу выходить на эпицентры скопления углеводородов. Если теория сработает, стоимость добычи можно сократить многократно. Во всяком случае, промышленникам на еще не проторенной дороге к "баженовке" без науки не обойтись.

rg.ru

Проект «Евразия» увеличит добычу нефти в РК в 2 раза

Ученые-футурологи пророчат скорый конец нефтяной эре в истории человечества: когда именно углеводороды будут выкачаны из недр Земли, точно не знает никто, однако отводят нефтедобывающему сектору не более 100 лет. Между тем, нефтяники корректируют это утверждение, предпочитая говорить о том, что заканчивается эпоха «легкой» нефти, лежащей у поверхности Земли. И теперь для восполнения нефтяных запасов нефтедобывающим странам, в том числе и Казахстану, придется углубляться в недра все глубже и глубже.

Собственно, Казахстан уже сейчас готовится к такому сценарию, инициируя проект «Евразия» по исследованию Прикаспийской территории на предмет обнаружения новых месторождений. Хотя республике, вроде бы, беспокоиться насчет исчерпания «черного золота» рано. Но Астана всегда пыталась следовать в русле общемировых тенденций, а в мире сейчас царствует убеждение: в самом лучшем случае к середине века человечество достигнет точки, когда будет выкачана половина всего мирового нефтяного запаса. Разведанного и доказанного мирового запаса, разумеется.

Такие настроения царят в мировом сообществе с 2012 года, весной которого служба аналитической информации Международной организации кредиторов (WOC) представила результаты исследования соотношения сырьевой базы и достаточности нефтегазового сырья в мире. В своих расчетах эксперты пользовались статистикой и оценками ОПЕК. По данным ОПЕК, развивающиеся страны контролируют 2/3 мировых запасов нефти, наиболее необходимого человечеству ресурса, который стремительно истощается. Самая значительная доля мировых запасов нефти находится в Саудовской Аравии и Венесуэле.

Нефть выросла до $77 за баррель

Так, нефтяные запасы Саудовской Аравии эксперты оценили в 262 млрд баррелей - и при текущих объемах добычи нефти в этой стране хватит на 72 года. В запасе у Венесуэлы 211 млрд баррелей - и 234 года. На третьем месте по этому показателю Канада (175 млрд баррелей, которых хватит на 26 лет). Далее следуют Иран и Ирак, запасов которых должно хватить на 88 и 128 лет соответственно. На шестом месте Кувейт, которому своего черного золота хватит только на 11 лет.Запасы нефти в Россиинаходятся на уровне 60 млрд баррелей - и этого ей хватит на 21 год. Девятое место в этом списке занимает Ливия (46 млрд баррелей на 77 лет), а замыкает первую десятку стран Нигерия (37 млрд баррелей на 42 года).

При пересчете запасов на душу населения лидером становится Кувейт, за ним следуют ОАЭ и Катар. Но, в общем и целом, при текущих объемах доказанных запасов и объемах добычи человечеству хватит нефти не более чем на 50 лет.Согласно же последним расчетам компании BP, мировых запасов нефти должно хватить на 54 года. Соглашение ОПЕК+, конечно, несколько скорректировало эти сроки, но не оттянуло на десятилетия прогнозируемый «конец нефти». Что касается Казахстана, то он вписывается в среднестатистические ряды этих мрачных прогнозов: по оценке Standart&Poors, при текущих темпах добычи нефти и газа, запасов нефти Казахстану хватит на почти 50 лет.

КТК может принять дополнительные объемы с Кашагана в случае роста добычи нефти

Три кита, на которых держится казахстанская нефтедобыча

Всего на территории Казахстана расположено около 200 месторождений нефти и газа, общий запас которых оценивается в 11-12 млрд тонн. Почти 70% этих ресурсов сосредоточено в западных областях Казахстана, основными нефтеносными жилами являются Кашаган, Карачаганак и Тенгиз. Кашаган, напомним, занимает 9-е место в мире по объемам нефти и стал одним из крупнейших нефтяных месторождений, открытых за последние 40 лет. (в 2000 году). На долю кашаганской нефти приходится около 25% запасов сырья на Каспии. По данным отечественных геологов, резервы казахстанского месторождения составляют 4,8 млрд тонн, по информации оператора проекта – 6 млрд тонн, или 38 млрд баррелей. Из них коммерческие ресурсы – от 9 млрд до 13 млрд баррелей нефти.

Напомним, что на подрядном участке Кашагана площадью 5600 квадратных километров помимо самого месторождения-гиганта находятся месторождения Каламкас, Юго-ЗападныйКашаган, Актоты и Кайран. Техническая добыча началась в конце сентября 2016 года и проект пока не вышел на полную мощность. До конца срока действия соглашения о разделе продукции планируется добыть 308 млн тонн нефти и 211 млрд кубометров газа. По данным Halyk-Finance, при долгосрочной цене на нефть в $60 за баррель номинальная окупаемость инвестиций займет около 14 лет, так что участники Кашагана должны быть заинтересованы в действенности соглашения ОПЕК+, которое подтягивает мировую цену к заложенной цене в 60 долларов.

Мировые цены на нефть растут из-за Ирана и данных API о запасах

Месторождение Тенгиз было открыто еще в 1979 году. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции, по информации компании «Тенгизшевройл», общий разведанный запас в разбуренных и неразбуренных участках коллектора прогнозируется в объеме 3,1 млрд тонн, или 26 млрд баррелей. Извлекаемые запасы оцениваются от 750 млн до 1,1 млрд тонн. Месторождение обеспечивает порядка 30% нефтедобычи от общереспубликанского уровня, а в 2015 году ТШО достиг рекордного показателя по добыче черного золота в 27,158 млн тонн. Сейчас добыча достигает 600 тыс. баррелей в сутки, или 75 тыс. тонн в день, а производство природного газа – 22 млн кубических метров в сутки. К настоящему времени ТШО инвестировало в расширение проекта $37 млрд, и планирует существенно нарастить добычу.

Третий «кит», на котором держится казахстанская нефтедобыча - это нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, расположенное в Западно-Казахстанской области, вблизи города Аксай. Открыто также в 1979 году, запасы проекта оцениваются в 1,2 млрд тонн нефти и 1,35 трлн кубометров газа. По данным «Карачаганак Петролиум Оперейтинг», объемы добычи на месторождении составляют 45% всего газа и 16% всех жидких углеводородов в стране. В 2015 году КПО добыла 141,7 млн баррелей в нефтяном эквиваленте стабилизированных и нестабилизированных жидких углеводородов, газа и топливного газа. В этом году планируется увеличение производства и, как следствие, рост добычи.

По данным КПО, к 2016 году с момента подписания соглашения о разделе продукции в 1997 году было инвестировано $20,6 млрд. При этом на окупаемость компания вышла в 2012 году. В январе того же года от продаж нефти и газа поступило порядка $38 млрд, из которых подрядчику возмещены инвестиции в размере $17,3 млрд. Чистый доход проекта составил $20,7 млрд в год. При этом республика должна была получать $13 млрд: $9,1 млрд виде налогов, $4,1 млрд в виде доли прибыльного углеводородного сырья.

Остальные известные в Казахстане месторождения лишь оттеняют трех вышеупомянутых гигантов: есть Узень в Мангистауской области, на полуострове Мангышлак, открытый еще в 1961 году. Залежи находятся на глубине 0,9 – 2,4 км. Дебит нефти 10 – 81 тонн в сутки, газа – от 8 до 230 тысяч кубических метров в сутки. Прогнозируемый объем черного золота составляет около 1,1 млрд тонн. Центр добычи – город Жанаозен. В сырьевую базу входят нефтегазовые месторождения Узень и Карамандыбас, газоконденсатные Тасболат, Западный Тенге, Актас, Южный Жетыбай и одно газовое месторождение Восточный Узень. Общие извлекаемые запасы оцениваются в 191,6 млн тонн нефти.

На свой рекордный уровень добычи нефти – 16,3 млн тонн – Узень вышел еще в 1975 году, в 2005 году за 35 лет разработки месторождения на нем в общей сложности произведено около 275,8 млн тонн нефти. Остаточные извлекаемые запасы составляют более 212,8 млн тонн, в 2015 году Озенмунайгаздобыл более 5,5 млн тонн нефти (из месторождений Узень и Карамандыбас), что на 182 тыс. тонн, или на 3% больше по сравнению с 2014 годом. В первой половине 2016 года ОМГ произвел 2,8 млн тонн (112 тыс. баррелей в сутки). Показатели на 2% больше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, что доказывает: Казахстан способен выжимать максимум и из старых месторождений.

Месторождение Каламкас в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи «хранит» свои залежи на глубине 0,5-1,1 км. Характерной особенностью нефти этого месторождения является наличие в них ванадия и никеля. Открыто в 1976 году. Освоение началось в 1979 году.Жетыбай – крупное нефтегазоконденсатное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Открыто 5 июля 1961 года. В структуре месторождения Каламкас имеются 13 продуктивных горизонтов с общими балансовыми запасами нефти более 638 млн тонн. Общие геологические запасы – 1 млрд тонн. Извлекаемые запасы нефти – 67,6 млн тонн. Геологические запасы нефти в Жетыбае составляют 330 млн тонн, остаточные запасы – 68 млн тонн.

Согласно оценке запасов по месторождениям Каламкас, Жетыбай и сопутствующим месторождениям по состоянию на 31 декабря 2015 года суммарные доказанные валовые извлекаемые запасы нефти составили 58,48 млн тонн.Оператором обоих месторождений является дочерняя структура национальной компании «КазМунайГаз» – «Мангистаумунайгаз». В настоящее время в собственности компании находятся 15 нефтегазовых месторождений в Мангистауской области, а также в других регионах страны. При этом 90% добычи осуществляют из Каламкаса и Жетыбая. Разработку также ведет Северо-Каспийский проект. Общий объем добычи черного золота здесь в 2015 году составил 6,273 млн тонн, в том числе на Каламкасе – 4,162 млн тонн и на Жетыбае – 2,111 млн тонн. Также на месторождении Каламкас в 2015 года добыто природного газа 396,593 млн кубометров.

«Евразия» даст прирост запасов

В ситуации, когда общемировой объем доказанного углеводородного сырья снижается, и все эксперты в один голос говорят о том, что на поверхности и близко к ней искать новую нефть бесполезно, Казахстан решил идти вглубь, инициировав международный проект сверхглубокой разведки, которому дали весьма символическое название «Евразия». Эксперты, напомним, давно сошлись во мнении, что эпоха легкодоступной нефти заканчивается и в распоряжении недропользователей остались лишь объекты со сложными геологическими условиями, которые требуют крупных инвестиций и внедрения инновационных технологий. Причем, как показала практика, вложения даже в наиболее перспективные из них далеко не всегда могут оправдаться достаточно быстро.

Астана учла все эти факторы, и в октябре 2013 на форуме KAZENERGY потенциальным инвесторам был представлен проект создания международного нефтяного консорциума «Евразия», который будет заниматься разведкой глубокозалегающих горизонтов Прикаспийской впадины. Еще весной 2012 года один из первооткрывателей Кашагана Юрий Волож в ходе конференции «АтырауГео» выступил с докладом, из которого следовало, что в центральной части Прикаспийской впадины (между Атырау и Уральском) может находиться шесть-семь подсолевых структур с извлекаемыми запасами более 200 млн т нефти и себестоимостью более $20 за баррель. И хотя Тенгиз и Кашаган, являясь подобными месторождениями, гораздо ближе к поверхности, по мнению г-на Воложа, сейчас нет смысла искать большие запасы на глубине до 5 тыс. метров, поскольку они уже исчерпаны. Это значит, что надо бурить глубже, хотя такая работа для казахстанских специалистов в новинку. Ситуация осложняется тем, что «большая» нефть может концентрироваться в узких конусах, что осложняет задачу по ее поиску.

Именно поэтому Казахстан и хочет задействовать в поисках новой нефти иностранных инвесторов с их технологиями и опытом: презентуя новый проект, тогда министр нефти и газа Казахстана Узакбай Карабалин отметил, что мнение о простоте поиска и добычи углеводородов совершенно не актуально для Каспийского и Северного морей.

Выступая в октябре 2013 года на 8-м форуме Kazenergy, он отметил, что запасы углеводородов Казахстана могут вырасти в 2 раза по итогам реализации проекта «Евразия», предусматривающего разведку глубокозалегающих горизонтов Прикаспийской впадины.

Он также обратил внимание на то, что, по мнению представителей независимых научно-исследовательских институтов России, на неизученных глубинах земли может насчитываться до 40 млрд тонн нефти. С ним согласны и многие казахстанские эксперты. Если в середине прошлого столетия ресурсы находили на глубинах в 1–2 км, затем на 1,5–2,5 км, а позже на 3–5 км, то сегодня углеводороды добывают и на глубине свыше 7 км, так что гипотезы о залегании нефти на глубине в 10 км имеют право на жизнь.

В то же время вопрос о привлечении крупных инвестиций остается открытым. Специалисты утверждают, что данный бассейн необходимо изучать как единый, целостный географический комплекс, а каждую нефтегазоносную провинцию — как единый структурный элемент земной коры без учета административных единиц. Поэтому Казахстан намерен создать консорциум с участием России, которой также принадлежит существенная часть Прикаспийской впадины (75% Прикаспийской впадины находятся на территории Казахстана, остальные 25% - территориально в России). По словам президента общества нефтяников-геологов Казахстана Балтабека Куандыкова, идея нашла отклики и среди частных игроков. «Предварительно мы говорили с представителями некоторых крупных нефтяных компаний. Узнавали их мнение об этом проекте, то, как они относятся к таким масштабным работам, к глубине скважин, каковы их оценки стоимости. И они в целом поддержали нашу идею», - заявил г-н Куандыков тогда же.

Большой проект реализуется шаг за шагом

Изначально проект «Евразия» планировалось ввиду его сложности разбить на три больших этапа. На первом будут проводиться работы по сбору, обработке и переинтерпретации архивных данных, полученных в ходе проведения региональных исследований и бурения параметрических скважин еще в советское время. Вторым этапом станет проведение масштабных геофизических исследований по выделенным новым региональным профилям. И лишь на третьем намечено бурение новой опорно-параметрической скважины.

Предполагается, что в результате этого удастся получить информацию по глубинам до 20–30 км, то есть практически полностью, до фундамента охватить Прикаспийскую впадину общей протяженностью 3,2 тыс. км. Примерная стоимость геологоразведочных работ по всем трем этапам составит около $500 млн. Такие затраты связаны с планируемым применением сложных высокотехнологичных методов и программных продуктов, а также организацией обработки и интерпретации геофизических данных на территории Казахстана, с привлечением лучших международных экспертов. Специально для этого будет создан современный центр компетенции по геологии Прикаспийской впадины.

Будущих участников рискованного проекта планируется привлечь льготами, главная из которых - после его реализации они будут иметь преимущества в тендерах, объявляемых национальными компаниями.Управление проектом останется прерогативой казахстанской стороны, а обработка и интерпретация геофизических данных будет вестись в Алматы на базе имеющихся лабораторных комплексов и будущего центра компетенции по геологии Прикаспийской впадины.

Проект «Евразия» будет подкрепляться масштабной разведочной программой «КазМунайГаза» стоимостью $5 млрд, которая также предусматривает разведочное бурение в подсолевом слое на глубинах в 5–7 тыс. метров. В случае успешной реализации проекта «Евразия» казахстанские запасы углеводородов могут быть удвоены, при этом КМГ намерен в основном сфокусироваться на прибортовых участках Прикаспийской впадины, а проект «Евразия» нацелен на центральную часть бассейна, то есть исследуемая территория будет изучена полностью. В сентябре же этого года Узакбай Карабалин - уже в должности заместителя председателя ассоциации Kazenergy - обозначил основные задачи, которые необходимо решить до конца года потенциальным участникам консорциума «Евразия».

По его словам, до конца года потенциальные участники консорциума «Евразия» согласуют график ведения переговоров, выработают принципы сотрудничества и управления проектом, гарантии и обязательства для участников, рабочую программу и бюджет проекта, которые лягут в основу соглашения о консорциуме и соглашения о совместной деятельности и контракты на геологическое изучение. Уже сейчас известно, что намерение участвовать в проекте проявили такие компании, как Eni (Италия), «КазМунайГаз – Евразия» (Казахстан), Роснефть (Россия), CNPC (Китай), SOCAR (Азербайджан), NEOS Geosolutions (США).

«На сегодня работа по проекту «Евразия» вышла на финишную прямую. Около 25-30% Каспийской впадины находится на территории соседней страны. Поэтому планируется использовать российские разработки в области обороны и космоса. Между заинтересоваными госорганами уже подписан ряд соглашений о сотрудничестве, особенно по части передачи геологических материалов Россией Казахстану. Также достигнута договоренность о привлечении ведущих геологов из соседней страны. В России будет создана операционная компания, аналогичная «КазМунайГаз – Евразия». Мы надеемся на дельнейшее тесное сотрудничество с Россией по реализации этого проекта», - говорит г-н Карабалин.

Разведка требует льгот

Говоря подробнее о перечне льгот для участников консорциума, заместитель председателя отраслевой энергетической ассоциации упомянул возврат в полном объеме подтвержденных сумм превышения НДС по товарам, работам и услугам, используемых для геологической разведки недр. Кроме того, участники проекта будут освобождены от уплаты НДС на импорт ввозимого оборудования, комплектующих и запасных частей к нему, а также сырья и материалов. Помимо этого, Казахстан и Россия готовы признавать расходы на геологическое изучение недр в рамках проекта в качестве относимых на вычеты при заключении последующих контрактов на недропользование в рамках одного проекта. В случае коммерческой добычи в рамках последующих контрактов налоговый режим должен позволить его участникам достичь реальной нормы рентабельности не ниже 15%.

«Предполагается, что разработка и введение проекта «Евразия» в действие займет примерно шесть лет при ориентировочной сметной стоимости более $500 млн», - подчеркнул г-н Карабалин. Он также подробно остановился на втором этапе проекта - проведении крупных масштабных биофизических исследований, включающих новые дистанционные, аэромагнитные, гравитационные виды исследований.

«Они должны дать картину: какие породы на каких глубинах залегают, где имеются тектонические нарушения. Фаза третья – это бурение новой опорной глубокой скважины до 15 км, она станет стержнем всего проекта, по результатам этого будет определяться перспективность осадочного комплекса всей Прикаспийской впадины», - объяснил заместитель главы Kazenergy. И отметил, что в целом Казахстан находится на стадии завершения всех подготовительных работ и практически готов приступить к реализации проекта «Евразия» уже со следующего года.

Но, помимо льгот под конкретный, глобальный проект, государство готово стимулировать к разведочной деятельности и частные компании: в рамках принимаемого сейчас в парламенте нового Налогового кодекса Казахстана предлагается отменить бонус коммерческого обнаружения в целях стимулирования успешной разведки. Для морских и глубоких нефтяных месторождений в нем предложен «более простой альтернативный налог на недропользование».

По словам вице-министра национальной экономики Казахстана Руслана Даленова, при введении альтернативного налога на недропользование налогоплательщику предоставляется право оставаться в общеустановленном порядке уплаты специальных налогов недропользования, причем этот механизм уплаты предполагается распространять на весь период действия контракта. Альтернативный налог на недропользование определяется аналогично корпоратвному подоходному налогу как разница между выручкой и вычетами, за исключением расходов по вознаграждению, которые не подлежат вычету, а ставка альтернативного налога на недропользование устанавливается дополнительно к КПН.

Кроме того, предложено предоставить недропользователям возможность «учесть расходы неуспешной разведки в другом добычном контракте в рамках одного юрлица». Это является гарантией того, что если проект геологоразведки какой-либо компании оказался неудачным, она сможет восполнить свои потери от этого в рамках другого проекта, в том числе - добычного. «Таким образом, понесённые расходы налогоплательщик себе компенсирует», - считают в министерстве финансов.

Есть и еще один момент на который обратил внимание президент страны Нурсултан Назарбаев в ходе Общенационального телемоста «Новая индустриализация страны: Прыжок казахстанского барса», 6 декабря 2017 года. Речь шла о запуске предприятий производящих нефтегазовое оборудование в Актюбинской области. «Мы являемся государством, богатым нефтью и газом. Сейчас на повестке дня стоит вопрос: переработка нашего сырья. Не просто продавать сырье, а перерабатывать его, увеличивать добавочную стоимость. Зарабатывать больше денег. Поэтому эти объекты очень важные, о которых я говорю, и я рад, что их строительство завершилось», — отметил президент Казахстана.

Один из запущенных проектов - ТОО «Казахстанский завод нефтяного оборудования» мощностью 50 тыс. тонн в год (обсадные, насосно-компрессорные трубы). Стоимость проекта на начальном этапе оценивалась в 4,9 млрд тенге. Сейчас сумма инвестиций составляет 5,5 млрд тенге. Для производства труб используется технология и привлекается технический и инженерный персонал компании ТОО «Синьцзянский завод производства нефтяного оборудования Стаэр» (Китай). Рынок сбыта — преимущественно внутренний (предположительно до 80%).

«Мы — молодая, динамично развивающаяся компания. Наше высокотехнологичное производство — это один из примеров развития нефтегазового машиностроения страны. Создано 120 рабочих мест. Привлечено 5,5 млрд тенге инвестиций. 20% объема выпускаемой продукции мы намерены экспортировать на рынки ЕАЭС и Китая», — сказал директор ТОО «КЗНО» Анар Кашлаев, обращаясь к Нурсултану Назарбаеву в ходе телемоста.

В тот же день было отмечено, что машиностроение — важнейшая отрасль экономики любого индустриально развитого государства. За последние семь лет объем производства вырос почти в три раза и составляет более 700 миллиардов тенге.

Подводя итог отметим, что Казахстан сейчас делает все возможное для того, чтобы не просто восполнить свои нефтяные запасы, но и сделать работу в этом направлении максимально привлекательной и экономически выгодной как для внутренних, так и внешних инвесторов. И, по-хорошему, в успехе проекта «Евразия», равно как и в успехе налоговых стимулов геологоразведки в Казахстане сейчас должен быть заинтересован без преувеличения весь мир. Поскольку в случае успеха и того, и другого направления нефтедобывающие страны получат готовую модель по выходу из приближающегося дефицита запасов на уже разведанных и эксплуатирующихся нефтяных месторождений.

www.kursiv.kz

План добычи и размещения нефти

К основным консолидированным плановым документам относятся У план добычи и размещения нефти, план производства и поставок нефтепродуктов, У инвестиционная программа, У программа привлечения заемных средств, У налоговый план.  [c.99] Производственная программа включает планы производственно-сбытовой деятельности по основным звеньям вертикально-интегрированной цепи. Планирование производственно-сбытовой деятельности компании (производственной программы) приводит к формированию и оптимизации консолидированных планов добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов.  [c.107]

Планы добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов имеют целью сбалансировать загрузки производственных мощностей и оптимизацию суммарного показателя маржинальной прибыли (операционного дохода) от операций с нефтью и нефтепродуктами, когда осуществляется выбор между различными направлениями размещения ресурса.  [c.107]

Раздел по добыче нефти содержит объемные показатели и цены сдаваемой нефти, а также детализацию поставок нефти головной компании по типам договорных отношений, в частности поставки по договорам купли-продажи и по договорам комиссии. В разделах по размещению нефти для целей оптимизации приводится информация о прямых затратах и формируемом операционном доходе, а также формах платежа. Информация по размещению детализируется по формам договоров и направлениям поставок и содержит данные об операторах и договорах (контрактах). Форма плана добычи и размещения нефти приводится в Приложении в табл. 36.  [c.108]

Консолидированные планы добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов составляются на год в поквартальной разбивке, на квартал в помесячной разбивке и на месяц в подекадной разбивке и регулярно корректируются по результатам исполнения.  [c.108]

Консолидированные планы добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов детализируются в соответствующих по периоду планах  [c.108]

Консолидированные планы добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов и налоговые планы в свою очередь представляют основу для формирования планов прибылей и убытков, определяющих эффективность текущей деятельности компании в ключевых секторах нефти и нефтепродуктов. Поскольку центром консолидации прибыли компании является ее главный хозяйственный центр - головная компания, главное значение придается максимизации показателей ее планов прибылей и убытков.  [c.109]

На основе полученной информации формируются принципиальные варианты предварительных консолидированных планов добычи и размещения нефти, производства и поставок нефтепродуктов, альтернативных друг другу относительно принципов распределения товарных ресурсов между продажей нефти и нефтепереработкой, экспортом и внутренним рынком. Эффективность предварительных проектов оценивается и сравнивается после разработки соответствующих вариантов плана прибылей и убытков головной компании. Заметим, что на данном этапе план прибылей и убытков является укрупненным и не содержит точных расчетных показателей, поскольку основная его цель - сравнительный анализ.  [c.150]

План движения задолженности 4.2 План добычи и размещения нефти 4.4 План прибылей и убытков 4.4 План производства и поставки нефтепродуктов 4.4 План-график поступлений от продаж 4.2 Планирование годовое 6.1 Планирование календарное 7.2 Планирование оперативное 7.1 Планирование перспективное 5.1 Планирование стратегическое 5.1 Планирование целевое 5.1 Планирование чрезвычайное 8.1 Планово-бюджетная документация 4.1 Планово-бюджетная классификация 4.1 Планово-бюджетная система 4.1 Планово-бюджетное согласование 6.1 Планово-бюджетные предложения 6.2 Планово-бюджетный процесс 6.2 План-факт анализ 4.2,9.3 Преимущества вертикальной интеграции 3.1  [c.270]

План поставки и транспорта нефти в натуральном выражении разрабатывают на основе показателей размещения добычи, переработки и экспорта нефти с учетом направления переработки, вида качества, степени подготовленности, а также необходимой надежности приема нефти от нефтедобывающих объединений и поставки на НПЗ и экспорт.  [c.156]

На основе планов развития и размещения нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности устанавливают размеры добычи и переработки нефти, производства нефтепродуктов и их потребления, экспорта нефти и нефтепродуктов по отдельным пунктам.  [c.98]

Перспективный план трубопроводного строительства разрабатывают, увязывая его с перспективными планами развития нефтяной и газовой промышленности, в которых определяют масштабы и размещение добычи и переработки нефти и газа, трассы и параметры трубопроводных магистралей и сроки их ввода в эксплуатацию.  [c.187]

Составление годовых планов преследует прежде всего такую цель, как учет новых внутрипроизводственных резервов предприятия. Последние представляют собой неиспользованные возможности увеличения объема производства и улучшения его качественных показателей и возникают постоянно в ходе производства, его технического перевооружения, совершенствования организации производства и труда, углубления и расширения режима экономии и хозяйственного расчета. В ходе выполнения плана могут также возникать отраслевые и народнохозяйственные резервы. В нефтегазодобывающей промышленности могут измениться геолого-технические и другие условия, определяющие изменения в объемах и размещении добычи нефтей, их сортности, что может отразиться и на ее переработке.  [c.8]

Сопоставляя эти варианты с потребностями народного хозяйства в нефти и газе и ресурсами, Госплан СССР разрабатывает и доводит до министерств контрольные цифры по объемам добычи и ресурсам. Министерства выбирают оптимальный вариант распределения добычи и ресурсов по производственным объединениям, которые используют их при детальной проработке своих планов и оптимизационных расчетах размещения нефтегазодобычи по отдельным месторождениям. Составленные на этой основе проекты пятилетних планов объединения представляют в министерства. Учитывая местные условия, рассматривают три варианта плана  [c.258]

Производственные объединения нл основе контрольных цифр по добыче нефти и выделенным ресурсам с учетом технологических объектов разработки месторождений проводит оптимизационные расчеты размещения добычи нефти ло месторождениям с определением очередности и сроков ввода в эксплуатацию новых месторождений и на базе этого составляет проект пятилетнего плана объединения.  [c.112]

Число скважин, законченных строительством, в эксплуатационном бурении планируется в разделе плана по добыче нефти и газа в соответствии с действующими методическими указаниями по планированию добычи нефти и газа, а в разведочном бурении — на основе комплексных проектов геологоразведочных работ в соответствующем нефтяном районе с учетом размещения объектов бурения по площадям.  [c.279]

Поскольку магистральные нефтепроводы и нефтепродукто-проводы являются специализированным видом транспорта, то основным фактором, определяющим их развитие, является рост нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. В связи с этим планирование развития сети нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должно базироваться на планах добычи, распределения нефти по нефтеперерабатывающим заводам и на экспорт и планах снабжения народного хозяйства нефтепродуктами. Потребности народного хозяйства в строительстве нефтепроводов и нефтепродуктопроводов определяются складывающимися в планируемый период грузопотоками нефти и нефтепродуктов, которые, в свою очередь, определяются запасами нефти и планируемыми объемами ее добычи по отдельным месторождениям, потребными объемами нефтепродуктов по экономическим районам страны, размещением нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, экспортными поставками. Грузопотоки нефти определяются на основе баланса добычи и распределения нефти, -а грузопотоки нефтепродуктов — на основе балансов переработки нефти и распределения нефтепродуктов по потребителям. Грузопотоки нефти и нефтепродуктов могут быть освоены различными видами транспорта, но наиболее экономически целесообразным для этих целей является использование магистральных трубопроводов. Объем нефти и нефтепродуктов, подлежащий освоению магистральными трубопроводами, устанавливается на основе данных перспективных планов развития и размещения (на 15—20 лет) нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности путем выбора  [c.142]

Пятилетний план добычи нефти и нефтяного газа базируется на технологических проектах разработки месторождений, схемах развития и размещения нефтяной промышленности нефтедобывающих районов и отрасли, долгосрочных лланах. На основе этих документов Министерство нефтяной промышленности представляет в Госплан СССР варианты возможных уровней добычи нефти и необходимые для их достижения ресурсы. Госплан СССР, учитывая потребности народного хозяйства. в нефти и представленные министерством уровни добычи нефти и лотребные ресурсы, разрабатывает и доводит до министерства контрольные цифры по объемам добычи и выделяемым ресурсам, которые министерство распределяет по объединениям.  [c.112]

Отчёт о перевозках отдельных видов грузов угля, руды,, нефти, леса, зерна нового урожая, должен осветить успешность подготовки к этим перевозкам (размещение-необходимых типов вагонов и. создание-резерва их, своевременное освобождение складских ёмкостей и т. п.),. систему организации перевозок (отправительские маршруты и др.), регулирование погрузки и направление грузопотоков по грузонапря-жённым направлениям, выгрузку в пунктах массового поступления груза (особенно Hai станциях перевалки на водный транспорт),, влияние выполнения плана добычи, производства или урожая на корреспонденцию перевозок и т. д. Выводы из этого отчёта должны быть учтены при подготовке к дальнейшим перевозкам этих грузов.  [c.397]

План ГОЭЛРО, рассчитанный на 10—15 лет, воплощал ленинские принципы электрификации всей страны и создания крупной машинной индустрии. В области развития электроэнергетич. х-ва план ГОЭЛРО состоял из 2 программ программы А, рассчитанной на восстановление и реконструкцию довоенной электроэнергетики, и программы В, предусматривавшей строительство 30 районных электрич. станций — 20 тепловых (Штеровская, Каширская, Челябинская и др.) и 10 ГЭС (Днепровская, Свирские, Волховская и др.). Общая мощность районных станций намечалась в 1750 тыс. кет. В качестве топливной базы тепловых электростанций предусматривалось использование местных видов топлива (торф, подмосковный и уральский уголь, штыб, сланцы). Электростанции намечалось вооружить передовой техникой — крупными для того времени котлами и турбинами. Темпы роста мощности электростанций должны были значительно опережать темпы роста пром. продукции. Суммарная годовая выработка электроэнергии на конец срока выполнения плана должна была составить 8,8 млрд. квт-ч против 1,9 млрд. квт-ч в 1913. На базе электрификации намечалась коренная реконструкция всех отраслей нар. х-ва страны и преимущественный рост тяжелой пром-сти. План предусматривал рациональное, равномерное размещение пром-сти по всей территории страны и был разработан по 8 основным экономич. р-нам, с учетом их природных, сырьевых и энергетич. ресурсов и специфических нац. условий. Пром. продукция должна была возрасти за 10—15 лет на 80—100% по сравнению с дореволюционным уровнем. Намечалось довести добычу угля до 62,3 млн. т в год против 29,1 млн. т в 1913, нефти — 11,8— 16,4 млн. т против 9,2 млн. го, торфа — 16,4 млн. т против 1,7 млн. т, жел. руды — 19,6 млн. т против 9,2 млн. го, выплавку чугуна 8,2 млн. т против 4,2 млн. го. В области транспорта наряду с его всесторонней реконструкцией было предусмотрено электрифицировать важнейшие ж.-д. магистрали и развернуть большое строительство новых железных дорог. В области с. х-ва были намечены большие работы по механизации произ-ва, широкий разворот агрохимии, внедрение прогрессивных систем земледелия, развитие ирригации и осушительной мелиорации. Постановка вопроса о с. х-ве, связанная с широким использованием в нем тракторов, уже предполагала решительное преобразование основ мелкого крестьянского х-ва. План ГОЭЛРО предусматривал быстрый рост производительности труда на основе электрификации и механизации всех производственных процессов и коренных изменений условий труда..  [c.166]

economy-ru.info

Планирование добычи нефти - Энциклопедия по экономике

Планирование добычи нефти по объединениям и отрасли в целом осуществляется по исходным показателям технологических проектов разработки месторождений. При этом исходные показатели по отрасли определяются как средневзвешенные по нефтедобывающим районам, а по объединениям—как средневзвешенные по месторождениям.  [c.112] Проект разработки, технологическая схема — основные документы, по которым нефтегазодобывающие объединения осуществляют текущее, пятилетнее и перспективное планирование добычи нефти и  [c.143]

Планирование добычи нефти и газа. При разработке планов развития добычи нефти исходными данными служат потребности всех отраслей народного хозяйства нашей страны в газе и продуктах переработки нефти, а также потребности экспорта продукции нефтяной промышленности.  [c.110]

Планирование добычи нефти при разработке месторождений по проекту и без него имеет свои особенности. В первом случае объем добычи нефти определяют по целым пластам по запроектированным среднесуточным нормам отбора нефти из них. Причем нормы можно корректировать с учетом накопленного опыта эксплуатации этих горизонтов.  [c.117]

Таким образом, качество нефти — определяющий фактор дифференцирования цен на нефть и определения экономического предела эксплуатации малодебитных скважин из малопродуктивных залежей нефти. Недоучет этого фактора неизбежно приведет к ошибкам при перспективном планировании добычи нефти по районам страны.  [c.52]

В книге сделан экономический анализ развития нефтедобывающей промышленности за двадцать пять лет. Рассмотрены экономические показатели разработки ряда крупных месторождений. Обоснованы экономически технологические решения при проектировании разработки их. Показано значение новых методов повышения нефтеотдачи и перспективы их внедрения. Изложена методика планирования добычи нефти с учетом стадийности разработки месторождений, а также показаны возможности использования экономико-математических методов.  [c.207]

Дебит скважин (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое количество скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. Методика расчета в этом случае такая же, как и при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта.  [c.231]

В заключение планирования добычи нефти и газоконденсата составляют их баланс на год. Он имеет приходную часть ресурса нефти и газоконденсата и расходную часть, отражающую распределение ресурсов по потребителям, потери и изменение остатков в хранилищах в течение года. Выделяется товарный и нетоварный расход продукции.  [c.65]

Коэффициент кратности — показатель, используемый при годо-ьом планировании добычи нефти по месторождениям.  [c.16]

Рассмотрен линейная вариантная модель для оптимального планирования добычи нефти в районе.  [c.2]

Освещены вопросы, связанные с влиянием случайного характера фактического прироста на решение вопросов перспективного планирования добычи нефти."  [c.2]

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И ЕГО СВЯЗЬ С ПЛАНИРОВАНИЕМ ДОБЫЧИ НЕФТИ  [c.74]

Вместе с тем оценка прогнозных запасов нефти является основой перспективного планирования добычи нефти. Неустойчивость этих прогнозов ведет, естественно, к необходимости принятия специальных мер для повышения надежности построенных на этих прогнозах перспективных планов добычи нефти.  [c.75]

Традиционные методы планирования и прогнозирования результатов геологоразведочных работ ориентированы прежде всего на удовлетворение нужд собственно геологической отрасли. Особенно заметно это в перечне традиционно прог-показателей. Однако плана, спускаемого для геологоразведочных работ, недостаточно для построения надежных планов перспективного планирования добычи нефти. В последнем случае необходимо уметь рассчитывать возможные отклонения фактической реализации прироста запасов от планового задания. Кроме того, необходимо знать не только интегральные показатели прироста запасов, но и качественные характеристики этих запасов, такие, как число открываемых в будущем месторождений, их продуктивность, размеры, дебиты скважин, вязкости тей и т.д.  [c.75]

ОБОСНОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗМЕНЕНИЯ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ  [c.117]

Таким образом, для планирования добычи нефти необхо—  [c.119]

Число новых скважин, вводимых в планируемом году, и среднее число дней работы одной новой скважины в планируемом году определяются по коврам бурения. Между тем, до-, недавнего времени коэффициент изменения добычи нефти определялся на базе анализа фактического материала за прошедший период и экстраполяции полученных данных на планируемый период. Это приводило к существенным неточностям при установлении величины коэффициента изменения добычи нефти. Кроме того, создалось такое положение, когда планирование добычи нефти оказалось оторванным от про-  [c.120]

Вторая особенность — влияние природного фактора в про цессе обработки предмета труда. В добыче нефти основной фактор производительности — пластовое давление. Падение этого параметра обусловливает специфическую технологию добычи нефти различными способами эксплуатации (фонтанным, компрессорным, насосным), планирование добычи нефти и себестоимости ее по способам эксплуатации, а также необходимость рационального использования пластового давления, его поддержания и создания новых методов интенсификации добычи нефти.  [c.16]

Планирование добычи нефти и газа  [c.82]

Каким образом осуществляется планирование добычи нефти и газа  [c.109]

Осуществляются мероприятия по внедрению математического обеспечения АСУ, предусматривающие решение с помощью ЭВМ задач по планированию добычи нефти и геолого-технических мероприятий и др.  [c.58]

Планирование добычи нефти при разработке месторождений по проекту и без него имеет свои особенности. В первом случае, поскольку скважин-пласт рассматривается как единая гидродинамическая система, объем добычи нефти определяют по целым пластам по запроектированным среднесуточным нормам отбора нефти из них. Причем эти нормы можно корректировать с учетом накопленного опыта эксплуатации данных горизонтов.  [c.256]

Планирование добычи нефти из новых скважин, вводимых в эксплуатацию в планируемом году. Этот показатель QH планируют на основе проектных данных по числу вводимых скважин /VH, их среднесуточному дебиту qH среднему числу суток работы одной новой добы-  [c.299]

Планирование добычи нефти из скважин, вводимых из бездействия. Объем плановой добычи нефти из скважин этой категории определяют по формуле  [c.300]

ПЛАНИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА  [c.133]

Коэффициент изменения дебита и коэффициент кратности дают возможность учитывать изменение производительности скважин и применяются при планировании добычи нефти.  [c.145]

По каждой скважине устанавливают оптимальные режим и дебит. Эти режимы и отборы нефти но скважинам служат основой для планирования добычи нефти.  [c.146]

Планирование добычи нефти включает оценку состояния фонда скважин. Вначале оценивают имеющиеся возможности наличного так называемого переходящего фонда скважин с учетом использования всех вскрытых резервов и необходимости ликвидации скважин. Затем оценивают возможности пуска скважин в эксплуатацию из бездействия и, наконец, пуска скважин из бурения с учетом проекта разработки. На основе оценки состояния скважин и сроков ввода их в эксплуатацию эксплуатационный фонд скважин делят на категории  [c.146]

Планирование добычи нефти осуществляется в соответствии с Методическими указаниями к составлению планов добычи нефти на ос-нове инженерных расчетов, выполняемых в технологических проектах разработки месторождений. Это позволяет  [c.111]

Максимов К. Т. Совершенствование методов планирования добычи нефти и стимулирования нефтедобывающих предприятий в условиях хозяйственной реформы. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. экон. наук, Уфа, УНИ, 1971, 157 с.  [c.206]

Грайфер В.И., Кузьмин А.З., Саттаров М.М., Сучкова Л.И., Селицкий А.Г. "Методические основы перспективного планирования добычи нефти". Труды ВНИИОЭНГ "Вопросы совершенствования планирования и экономического ма управления отраслью", вып. 32, М., 1977 г.  [c.42]

К вопросу оптимального планирования добычи нефти в районе. РНЭС, ВНИИОЭНГ, сер. "Экономика нефтяной промышленности", N° 3, 1978.  [c.74]

В нефтяной промышленности АСУ в настоящее время действует в объединениях Главтюменнефтегаз, Башнефть, Татнефть, Азнефтъ. Каспморнефть и Куйбышевнефть. В них функционируют кустовые вычислительные центры, разработаны программы по текущему планированию добычи нефти, выбору оптимального числа бригад подземного ремонта. скважин, определению нормативной численности и фонда заработной платы и т. д. Первая очередь АСУ по подсистеме оперативного управления внедрена в крупнейшем нефтегазодобывающем управлении Альметьевск-нефть. Большая подготовительная работа, в частности, по разработке новой системы учета, отчетности и форм первичной документации в НГДУ и УБР проделана в объединении Куйбышев-нефть. Аналогичные работы ведутся в газовой промышленности.  [c.383]

НЕ пример, руководству и функциональным отделам объединения Башнефть для практической работы по осуществлению оперативного управления и планирования добычи нефти предложены следующие виды информации оперативные сводки диспетчерского контроля статистические отчеты сведения о состоянии осваиваемых и бездействующих скважин, числе скважин, введенных в эксплуатацию информация о наличии оборудования и материалов, перспективах их получения для о(5еспечения бесперебойной добычи нефти показатели технологических схем и проектов разработки, а также результаты анализа их реализации для текущего и перспективного планирования.  [c.231]

Одной из важнейших особенностей следует считать влияние природного фактора в процессе обработки предмета труда. В добыче нефти основной фактор производительности — пластовое давление — безвозмездный дар природы так же, как и предмет труда. Поэтому падение пластового давления обусловливает специфическую технологию добычи нефти различными способами эксплуатации (фонтанным, компрессорным глубиннонасосным), планирование добычи нефти и себестоимости ее по способам эксплуатации, а также необходимость рационального использования пластового давления, воздействия на него, его поддержания и создания новых методов планирования добычи нефти при воздействии на пластовое давление.  [c.27]

Большое значение для планирования добычи нефти имеет показатель скважино-месяцъ, который дает представление о продолжительности использования скважин.  [c.140]

Однако следует отметить, что в соответствии с Основами законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах разработаны принципы экономической оценки запасов полезных ископаемых. За критерий экономической оценки нефтяных и газовых ресурсов можно принять народнохозяйственный эффект от их использования с учетом затрат на разведку, разработку, транспортирование и переработку нефти и газа. Этот эффект может измеряться разницей в приведенных затратах по каждому месторождению с аналогичными "затратами на использование ресурсов замыкающего (наихудшего в зоне) объекта данного полезного ископаемого. Вторая особенность — влияние природного фактор а в процессе обработки предмета труда. В добыче нефти основной фактор производительности (пластовое давление) — безвоз-мездный дар природы так же, как и предмет труда. Поэтому падение этого параметратобусловливает специфическую технологию добычи нефти различными способами эксплуатации (фонтанным, компрессорным, глубиннонасосным), планирование добычи нефти и себестоимости ее по способам эксплуатации, а также необходимость рационального использования пластового давления, его под-Держания и создания новых методов интенсификации добычи нефти. В связи с этим на нефтегазодобывающем предприятии создаются новые структурные единицы — например, управление по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления. Образование таких единиц влияет на структуру, уровень и планирование себестоимости нефти и газа, а также на структуру капитальных вложений. При фонтанном способе энергетиче-  [c.18]

Третья особенность — удаленность предмета труда и подземной час т и эксплуатационного оборудования. Это обусловливает своеобразный характер технологии процесса добычи нефти, когда человек вынужден воздействовать на предмет труда не непосредственно, а через нефтяные и газовые скважины. Отсюда возникает необходимость планирования и организации постоянного капитального строительства в добыче нефти — бурения скважин. К тому же необходимо постоянное и непрерывное воспроизводство производственных объектов (скважин) с тем, чтобы, с одной стороны, компенсировать истощение пластов, а с другой — обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей. Отсюда связь бурения с добычей нефти при планировании буровых работ, а также планирование добычи нефти по категориям скважин (старые и новые скважины). Кроме того, наличие скважин в качестве орудий труда, часто бурящихся на большие глубины, при недостатке пластовой энергии вызывает необходимость большого расходования энергии на подъем нефти (при компрессорном и глубиннонасосном способах эксплуатации).  [c.19]

economy-ru.info


Смотрите также