2.2.7. Сандивейское месторождение. Сандивейское месторождение нефти


Сандивейское месторождение нефти

Russia / Komi / Parma / World / Russia / Komi / Parma , 81 км от центра (Парма)  Загрузить фотографию

Разрабатывается ОАО "РН - Северная нефть".В конце 1977 года начато бурение глубоких поисковых скважин на крупном Сандивейском поднятии, расположенном в центральной части Хорейверской впадины, примыкающей с востока к Колвинскому мегавалу.Первые пробуренные скважины, вскрывшие отложения фундамента, положительных результатов не дали. И только в 1981 году в поисковой скважине № 3 из отложений нижнего силура получен первый на площади фонтанный приток нефти дебитом 210 м3/сут через 24 мм штуцер, положивший начало Сандивейскому месторождению. С этого момента основной объем поисково-разведочного бурения в 80-е годы сосредотачивается в практически не изученной глубоким бурением Хорейверской впадине. В 1982 году на Сандивейском нефтяном месторождении открыты две новые залежи нефти в карбонатных отложениях.

Ближайшие города:

Координаты:   66°59'30"N   58°12'16"E

Добавить комментарий (язык: russian)

Добавить комментарий для этого объекта

www.cguocguo.com

Сандивейское месторождение.

Разработка месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки» подготовленной НТП «Прогресс-5» и утвержденной протоколом ЦКР № 2361 от 17.06.99 года.

Фонд скважин по Сандивейскому месторождению на 1.01.2003 года составил 87 скважины; из них в добывающем фонде: действующих - 39 скважин, бездействующих - 1 скважина; в нагнетательном: действующих - 9 скважины, в освоении 1 скважины (№ 260 - переводом из добывающего фонда), одна в контрольном фонде, водозаборных - 9, в консервации - 6 скважин, ликвидировано - 21 скважина.

В 2002 году было продолжено эксплуатационное бурение на кустах №№ 5, 9. Суммарная проходка за год составила 27,238 тыс. м. Закончено бурением и строительством 10 скважин.

В отчетном году добыча нефти на месторождении производилась только по верхнекаменноугольной залежи и составила – 616 934 т. Темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,01 % и 3,2 %.

Всего по залежи отобрано 1 806 667 тонн нефти, что составляет 8,82 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов. Весь фонд скважин эксплуатируется механизированным способом. Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованных ЭЦН составил 53,0 т/сут., при этом по новым скважинам 42,4 т/сут., по старым – 54,4 т/сут. Обводненность по действующему фонду скважин на конец года составила 14,5 %.

Применительно к верхнекаменноугольной залежи темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,40 % и 3,62 %. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 1 676 821 т, что составляет 9,25 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Показатели по среднесуточному дебиту и обводненности те же.

В 2002 году произведен ввод в ППД 6-ти скважин, в т.ч. 4-х из добывающего фонда (№№ 104, 107, 123, 138) и 2-х из бурения (№№ 134 и 143), дополнительно к трем уже находящимся в фонде нагнетательных скважин. Еще одна скважина находятся в освоении. Закачка воды в 2002 году составила 705 929 м. куб., с начала разработки – 1 073 129 м. куб. Компенсация текущих отборов составила 78,5 %, накопленных - 43,1 %.

В отчетном году по ряду скважин наблюдалось повышение динамического уровня, связанное с проводимой закачкой воды. Это позволило произвести ряд оптимизаций, т.е. увеличить производительность подземного оборудования и, в конечном итоге, нарастить добычу нефти.

Среднемакарихинское месторождение.

Среднемакарихинское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в соответствии с проектным документом, утвержденным ТКР РК (протокол № 33 от 12.04.2000 г.).

Фонд скважин по месторождению на 01.01.03 г. составил 20 скважин, в т.ч. действующих 4 скважины, в бездействии 1 скважина (№ 15), в контрольном - 2 скважины (№№ 13, 14), в консервации - 2, ликвидированных - 11 скважин.

Добыча нефти за 2002 год составила 56 452 тонны. Начальный и текущий темпы отборов равны 0,48 % и 0,49 % от утвержденных запасов и 0,28 % от учтенных. Обводненность продукции по действующему фонду скважин составила 13,1 %.

Снижение добычи по залежи за отчетный период составило 14 851 тонн, что связано с остановкой работы скважины № 15, а также продолжающимся ростом обводненности. Весь действующий фонд механизированный; эксплуатация скважин производится с низкими динамическими уровнями свидетельствующими об ограниченном контуре питания и об затруднительной гидродинамической связи с удаленными участками залежи. Однако при длительных остановках скважин отмечалось появление избыточного давления на устье и его рост практически до первоначального.

В разработке находится нижнесилурийская залежь, поэтому добыча по ней также составила 56 452 тонны нефти. В эксплуатации находились скважины № 7, 9, 15, 21, 31. Темп отбора от начальных и текущих запасов соответственно равен 0,49 % и 0,50 % от утвержденных запасов или 0,31 % и 0,32 % от учтенных.

Накопленный отбор нефти по залежи составил 247 136 тонн. Процент использования утвержденных НИЗ - 2,16 %, учтенных - 1,38 %. Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом составляет 39,0 тонн.

Пробная эксплуатация нижнесилурийской залежи производится на естественном режиме истощения, что соответствует условиям проектного документа.

studfiles.net

Сандивейское месторождение, в каталоге нефтяных и газовых месторождений независимого нефтегазового Портала НефтьГазИнформ

Показатели:

Разработка месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки» подготовленной НТП «Прогресс-5» и утвержденной протоколом ЦКР № 2361 от 17.06.99 года. 

Фонд скважин по Сандивейскому месторождению на 1.01.2003 года составил 87 скважины; из них в добывающем фонде: действующих - 39 скважин, бездействующих - 1 скважина; в нагнетательном: действующих - 9 скважины, в освоении 1 скважины (№ 260 - переводом из добывающего фонда), одна в контрольном фонде, водозаборных - 9, в консервации - 6 скважин, ликвидировано - 21 скважина.  

В 2002 году было продолжено эксплуатационное бурение на кустах №№ 5, 9. Суммарная проходка за год составила 27,238 тыс. м. Закончено бурением и строительством 10 скважин.  

В отчетном году добыча нефти на месторождении производилась только по верхнекаменноугольной залежи и составила – 616 934 т. Темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,01 % и 3,2 %. 

Всего по залежи отобрано 1 806 667 тонн нефти, что составляет 8,82 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов. Весь фонд скважин эксплуатируется механизированным способом. Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованных ЭЦН составил 53,0 т/сут., при этом по новым скважинам 42,4 т/сут., по старым – 54,4 т/сут. Обводненность по действующему фонду скважин на конец года составила 14,5 %. Применительно к верхнекаменноугольной залежи темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,40 % и 3,62 %. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 1 676 821 т, что составляет 9,25 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Показатели по среднесуточному дебиту и обводненности те же.  

В 2002 году произведен ввод в ППД 6-ти скважин, в т.ч. 4-х из добывающего фонда (№№ 104, 107, 123, 138) и 2-х из бурения (№№ 134 и 143), дополнительно к трем уже находящимся в фонде нагнетательных скважин. Еще одна скважина находятся в освоении. Закачка воды в 2002 году составила 705 929 м. куб., с начала разработки – 1 073 129 м. куб. Компенсация текущих отборов составила 78,5 %, накопленных - 43,1 %. В отчетном году по ряду скважин наблюдалось повышение динамического уровня, связанное с проводимой закачкой воды. Это позволило произвести ряд оптимизаций, т.е. увеличить производительность подземного оборудования и, в конечном итоге, нарастить добычу нефти.

oilgasinform.ru

2.2.7. Сандивейское месторождение.

Фонд скважин по Сандивейскому месторождению на 1.01.2003 года составил 87 скважины; из них в добывающем фонде: действующих - 39 скважин, бездействующих - 1 скважина; в нагнетательном: действующих - 9 скважины, в освоении 1 скважины (№ 260 - переводом из добывающего фонда), одна в контрольном фонде, водозаборных - 9, в консервации - 6 скважин, ликвидировано - 21 скважина.

В 2002 году было продолжено эксплуатационное бурение на кустах №№ 5, 9. Суммарная проходка за год составила 27,238 тыс. м. Закончено бурением и строительством 10 скважин.

В отчетном году добыча нефти на месторождении производилась только по верхнекаменноугольной залежи и составила – 616 934 т. Темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,01 % и 3,2 %.

Всего по залежи отобрано 1 806 667 тонн нефти, что составляет 8,82 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов. Весь фонд скважин эксплуатируется механизированным способом. Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованных ЭЦН составил 53,0 т/сут., при этом по новым скважинам 42,4 т/сут., по старым – 54,4 т/сут. Обводненность по действующему фонду скважин на конец года составила 14,5 %.

Применительно к верхнекаменноугольной залежи темпы отборов от начальных и текущих запасов соответственно равны 3,40 % и 3,62 %. Добыча нефти с начала разработки по залежи равна 1 676 821 т, что составляет 9,25 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти. Показатели по среднесуточному дебиту и обводненности те же.

В 2002 году произведен ввод в ППД 6-ти скважин, в т.ч. 4-х из добывающего фонда (№№ 104, 107, 123, 138) и 2-х из бурения (№№ 134 и 143), дополнительно к трем уже находящимся в фонде нагнетательных скважин. Еще одна скважина находятся в освоении. Закачка воды в 2002 году составила 705 929 м. куб., с начала разработки – 1 073 129 м. куб. Компенсация текущих отборов составила 78,5 %, накопленных - 43,1 %.

В отчетном году по ряду скважин наблюдалось повышение динамического уровня, связанное с проводимой закачкой воды. Это позволило произвести ряд оптимизаций, т.е. увеличить производительность подземного оборудования и, в конечном итоге, нарастить добычу нефти.

2.2.8. Среднемакарихинское месторождение

Фонд скважин по месторождению на 01.01.03 г. составил 20 скважин, в т.ч. действующих 4 скважины, в бездействии 1 скважина (№ 15), в контрольном - 2 скважины (№№ 13, 14), в консервации - 2, ликвидированных - 11 скважин.

Добыча нефти за 2002 год составила 56 452 тонны. Начальный и текущий темпы отборов равны 0,48 % и 0,49 % от утвержденных запасов и 0,28 % от учтенных. Обводненность продукции по действующему фонду скважин составила 13,1 %.

Снижение добычи по залежи за отчетный период составило 14 851 тонн, что связано с остановкой работы скважины № 15, а также продолжающимся ростом обводненности. Весь действующий фонд механизированный; эксплуатация скважин производится с низкими динамическими уровнями свидетельствующими об ограниченном контуре питания и об затруднительной гидродинамической связи с удаленными участками залежи. Однако при длительных остановках скважин отмечалось появление избыточного давления на устье и его рост практически до первоначального.

В разработке находится нижнесилурийская залежь, поэтому добыча по ней также составила 56 452 тонны нефти. В эксплуатации находились скважины № 7, 9, 15, 21, 31. Темп отбора от начальных и текущих запасов соответственно равен 0,49 % и 0,50 % от утвержденных запасов или 0,31 % и 0,32 % от учтенных.

Накопленный отбор нефти по залежи составил 247 136 тонн. Процент использования утвержденных НИЗ - 2,16 %, учтенных - 1,38 %. Среднесуточный дебит одной скважины за год в целом составляет 39,0 тонн.

Пробная эксплуатация нижнесилурийской залежи производится на естественном режиме истощения, что соответствует условиям проектного документа.

studfiles.net

Роснефть продлила лицензию на Сандивейское месторождение в республике Коми до 2099 г // Компании // Новости

Роснедра продлили лицензию Роснефти на разведку и добычу полезных ископаемых в пределах Сандивейского нефтяного месторождения в республике Коми.

Об этом Роснефть сообщила 21 сентября 2016 г.

 

Ранее лицензия действовала до 31 декабря 2039 г, срок действия новой лицензии - до 31 декабря 2098 г.

Таким образом, лицензия продлена на 59 лет.

 

Сандивейское нефтяное месторождение открыто в 1982 г, оно является 1 из крупных месторождений в Коми с запасами 20,5 млн т.

Всего Роснефть владеет 10 лицензиями на право пользования недрами на территории республики Коми.

В промышленном освоении у компании 8 месторождений в Коми: Баганское, Южно-Баганское, Северо-Баганское, Веякошорское, Салюкинское, Сандивейское, Среднемакарихинское, Восточно-Веякское.

 

Республика Коми входит в число 10 крупнейших регионов РФ по объемам добычи нефти, добывая около 3% от общероссийского объема.

В 1м полугодии 2016 г добыча нефти и газового конденстата в республике Коми выросла на 3,5% по сравнению с 1м полугодием 2015 г и составила 7,5 млн т.

В 2016 г в республике Коми планируется сохранить объем добычи нефти и газового конденсата на уровне прошлого года в 15 млн т.

 

Ресурсы для наращивания добычи в республики Коми имеют Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, занимающая 4е место по запасам в России.

В 2015 г на территории республики Коми были разведаны запасы нефти в объеме 10,7 млн т, газа - 0,7 млрд м3.

В 2010-2015 гг в регионе было открыто 9 новых месторождений, из них 7 готовы к промышленному освоению - это Восточно-Ламбейшорское, Северо-Ипатское (им. А. Алабушина), Южно- Баяндыское, Мичаельское, Восточно-Турышевское, Северо-Зеленоборское и Северо-Кэйньюское.

В регионе имеются перспективные площади и нефтегазовые районы, где в ближайшие годы планируется проведение поисковых и разведочных работ.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

Пояснительная записка

К ГОДОВОМУ ОТЧЕТУ

ОАО «СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ»

за 2002 год

Содержание:

Стр. тр.

1. Общая характеристика деятельности компании 3

2. Разработка нефтяных месторождений 4

3. Геологическая оценка ресурсов 13

4. Маркшейдерско-геодезическая работа 17

5. Природоохранная деятельность 18

6. Промышленная безопасность 23

7. Капитальное строительство 27

8. Строительство скважин 30

9. Добыча нефти. Анализ работы действующего фонда скважин 36

10. Подземный и капитальный ремонты скважин 42

11. Материально-техническое обеспечение 47

12. Механическое оборудование 53

13.Технологическое оборудование 56

14. Энергоснабжение 57

15. Транспортное обслуживание 61

16. Компьютеризация и связь 63

17. Персонал 64

18. Социальное развитие 67

19. Маркетинговая политика 68

20. Анализ затрат на производство 75

21. Анализ труда и заработной платы 85

22. Анализ финансового состояния и финансовой устойчивости 98

1.Общая характеристика деятельности компании.

Открытое акционерное общество "Северная нефть" учреждено решением учредительного собрания от 23 июня 1993 года; зарегистрировано Российским агентством международного сотрудничества и развития, внесено в Государственный реестр за № 2683.16 от 17 марта 1994 года и действует в порядке, предусмотренным Федеральным законом "Об акционерных обществах" от 26.12.95 г. № 208-ФЗ, Гражданским кодексом РФ, законом "Об иностранных инвестициях в РСФСР" от 04.06.91 г. и другими законодательными актами Российской Федерации.

Основными направлениями деятельности предприятия являются:

- разведка и доразведка запасов углеводородов;

  • добыча, переработка и транспортировка УВ сырья;

  • повышение продуктивности нефтяных эксплуатационных скважин,

  • капитальный и подземный ремонт существующих скважин;

  • внедрение западных технологий и принципов управления;

  • инвестиции в оборудование и сооружения по охране окружающей среды и недр.

Район работ ОАО "Северная нефть" охватывает территорию 3200 кв. км. Объектами лицензионной деятельности предприятия являются 15 нефтяных месторождений: Баганское, Южно-Баганское, Салюкинское, Сандивейское, Северо-Баганское, Веякошорское, Среднемакарихинское, Хасырейское и Черпаюское находящиеся в начальной стадии разработки, Нядейюское, Усино-Кушорское, Восточно-Веякское, Восточно-Баганское, Южно-Веякское и Верхне-Макарихинское - требующие завершения геологоразведочных работ.

Суммарные извлекаемые запасы перечисленных месторождений по категории С1 составляют более 120 млн. тонн нефти.

Промышленное освоение этих месторождений задержалось на многие годы по причине отсутствия в этом районе какой-либо инфраструктуры, трудных условий разработки, сложных природно-климатических условий, а также отсутствия достаточных капитальных вложений. По согласованию с соответствующими государственными органами и Советом Министров Республики Коми было принято решение о целесообразности освоения указанных месторождений силами совместного предприятия с привлечением иностранных инвестиций, с использованием современных технических средств и технологий, как отечественных, так и зарубежных.

В административном отношении месторождения предприятия расположены на территории Усинского и Интинского районов Республики Коми, Сандивейское – частично на территории НАО Архангельской области.

От Усинска наиболее удаленное - Сандивейское месторождение - находится в 120 км в северо-восточном направлении. Ближайшее же из рассматриваемых месторождений - Южно-Баганское удалено от Усинска на 45 км.

Выполнение основных показателей ОАО «Северная нефть» за 2002 год по сравнению с 2001 годом и планом 2002 года представлено в таблице Приложения № 1.

  1. Разработка нефтяных месторождений.

В соответствии с лицензионными соглашениями и программой работ утвержденной на ТКР РК в 2001 году, ОАО "Северная нефть" в 2002 году производило промышленную разработку 7-ми нефтяных месторождений, в т.ч. введенного в пробную эксплуатацию в марте 2000 г. Среднемакарихинского, а также пробную эксплуатацию 2-х новых месторождений вала Гамбурцева. В приведенной ниже таблице отражены фактические показатели добычи нефти в сравнении с требованиями лицензионных соглашений и уровнями, утвержденными ТКР РК.

п/п

Название

месторождения

№ лицензии

Выполнение условий лицензионных соглашений

Срок ввода месторождения

в эксплуатацию

Выполнение установленных уровней добычи нефти, тыс. тонн

По лицензи-онным соглаше-ниям

По проект-ным доку-ментам

Установ-ленные

ТКР РК

Факт

Установ-ленный срок

Факт

1

Баганское

СЫК 02026 НЭ

В разработке

62,0

62,0

80,2

85,6

2

Южно-Баганское

СЫК 02025 НЭ

В разработке

21,0

21,0

9,1

23,3

3

Северо-Баганское

СЫК 02027 НЭ

1995

1995

79,1*

79,1

84,0

95,9

4

Веякошорское

СЫК 02028 НЭ

1995

1995

201,7**

201,7

218,2

237,9

5

Салюкинское

СЫК 02024 НЭ

1996

1996

115,0

115,0

227,2

121,8

6

Сандивейское

СЫК 02029 НЭ

1997

1997

610,7*

740,0

521,7

616,9

7

Среднемакарихинское

СЫК 02031 НЭ

2002

2000

51,2

51,2

62,6

56,4

8

Черпаюское

НРМ 10998 НР

2003

2002

-

2,0

-

40,9

9

Хасырейское

НРМ 11000 НР

2002

2002

103,0

103,8

-

195,4

ИТОГО:

1243,7

1375,8

1203,0

1474,1

* Скорректирована в рамках авторского надзора, дополнение к лиц. соглашению подано в ГУПР РК в 2001 г.

** Принята в соответствии с технологической схемой разработки, дополнение к лиц. соглашению подано в ГУПР РК в 2001 г.;

Как видно из таблицы, фактические уровни добычи нефти по всем месторождениям превышают уровни, установленные лицензионными соглашениями. В то же время, не достигнут проектный уровень добычи по Сандивейскому месторождению.

Не выполнение проектных обязательств по Сандивейскому месторождению связано, как это неоднократно упоминалось в предыдущих отчетах и отмечалось в протоколах ТКР РК (№ 60 от 06.12.2000 г., № 119 от 22.11.2001 г. и пр.) с ошибочными гидродинамическими расчетами при составлении проекта разработки и как следствие завышению проектных показателей. Отставание фактических уровней добычи нефти от проектных в 2002 г.г. происходит на фоне перевыполнения проектных показателей по количеству действующих добывающих и нагнетательных скважин, а также перекомпенсации (в сравнении с проектом) накопленных отборов жидкости закачкой. Более низкие дебиты жидкости, и относительно невысокая обводненность продукции в сравнении с проектными показателями указывает на влияние упруго-замкнутого режима на «работу» верхнекаменноугольной залежи.

По Восточно-Веякскому месторождению добыча нефти в текущем году не производилась ввиду вывода скважины № 172 в консервацию из-за снижения пластового давления. Замеры пластового давления, производимые в ней в течение года, свидетельствуют о низком энергетическом потенциале нижнепермской залежи и об отсутствии гидродинамической связи с законтурной областью. Текущее пластовое давление в районе скважины № 172 оценивается в пределах 70,5 атм.

Дальнейшая эксплуатация залежи P1as Восточно-Веякского месторождения возможна при условии ввода системы ППД и восстановления пластового давления до начального уровня. В таблицах Приложений №№ 2,3 приведены сведения о выполнении проектных уровней добычи нефти по месторождениям и причинах их отклонения.

Проектная документация.

По состоянию на 01.01.2003 года утвержденная в ЦКР РФ (ТКР РК) проектная документация имеется в наличии по Баганскому, Южно-Баганскому, Веякошорскому, Сандивейскому, Среднемакарихинскому, Черпаюскому и Хасырейскому месторождениям.

Сроки утверждения проектных документов по Северо-Баганскому и Салюкинскому месторождениям подготавливаемых ОАО "ВНИИнефть" (г. Москва) в первом полугодии 2002 года не выполнены вследствие задержек со стороны исполнителя и длительного прохождения экспертизы в ЦКР Минэнерго РФ и ГКЗ Минприроды РФ. В связи со сложившейся ситуацией в ГУПР РК были поданы заявки на внесение дополнений в лицензионные соглашения по уточненным срокам утверждения проектов разработки – по Северо-Баганскому месторождению – I кв. 2003 года, по Салюкинскому месторождению – III кв. 2002 года. Данные сроки были согласованы на заседании ТКР РК (Протокол № 188 от 27.11.02 г.).

Движение фонда скважин.

По состоянию на 01.01.03 г. общий пробуренный фонд скважин по предприятию составил 287 скважин.

В результате ввода из бурения и консервации 29-х новых скважин, ввода из бездействия (консервации) 6-ти скважин, вывода из эксплуатационного фонда по разным категориям 12-ти скважин (Приложения №№ 4-6), фонд скважин предприятия распределяется следующим образом:

  • эксплуатационный действующий фонд добывающих скважин - 95;

  • бездействующий фонд добывающих скважин - 7;

  • в освоении после бурения – отс.;

  • действующих нагнетательных скважин - 24;

  • бездействующий фонд нагнетательных скважин - 2;

  • в освоении после бурения – 1;

  • контрольно-наблюдательных - 6;

  • в консервации - 55;

  • ликвидированных - 79;

  • водозаборных - 18;

В бурении находится две скважины на Сандивейском месторождении и две на Хасырейском.

По состоянию на 1.01.2003 года на балансе ОАО "Северная нефть" числится 16 нефтяных месторождений с общим фондом 287 скважин из них:

по Баганскому месторождению - 21 скважина;

по Южно-Баганскому - 21 скважина;

по Северо-Баганскому - 9 скважин;

по Веякошорскому - 17 скважин;

по Салюкинскому - 61 скважина;

по Сандивейскому - 87 скважин;

по Среднемакарихнскому - 20 скважин;

по Усино-Кушшорскому - 12 скважин;

по Восточно-Веякскому - 7 скважин;

по Южно-Веякскому - 1 скважины;

по Восточно-Баганскому - 3 скважины;

по Верхнемакарихинскому - 1 скважина;

по Колвискому - 5 скважин;

по Хасырейскому - 10 скважин;

по Черпаюскому - 6 скважин;

по Нядейюскому - 6 скважин.

Движение эксплуатационного фонда скважин в 2002 году отражено в Приложении № 4. Использование пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.03 г. в Приложении № 5. Сравнение проектного и фактического фонда скважин в Приложении № 6.

Как уже отмечалось выше, в отчетном году в разработке находилось 9 месторождений: Баганское, Южно-Баганское, Северо-Баганское, Веякошорское, Салюкинское, Сандивейское, Среднемакарихинское, Черпаюское и Хасырейское. Остальные месторождения находятся в стадии разведки, добыча нефти по ним не производилась.

studfiles.net

Хасырейское месторождение.

В соответствии с условиями лицензионного соглашения и утвержденной на ЦКР Минэнерго РФ проектной документацией Хасырейское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в июле 2002 года. Согласно намеченной программе освоения месторождения из консервации были введены 5 скважин: №№ 34, 35, 41, 43, 45. Позднее, из бурения были введены еще две скважины: №№ 5017 и 5532. В декабре отчетного года из консервации была введена скважина № 2. Т.о. на 01.01.03 г. в эксплуатационном фонде числятся 8 скважин, в т.ч. 7 в действующем и одна в бездействующем (№ 35). В консервации две скважины. Общий фонд пробуренных скважин, числящийся на балансе предприятия, составляет 10 скважин. Еще две скважины находятся в бурении.

В отчетном году добыча нефти производилась по залежи нефти в отложениях D1 и составила 195 364 тонны. Запасы нефти числятся на балансе, в ГКЗ РФ не утверждались. Темп отбора от начальных запасов составил 0,84 %, использование НИЗ – 0,87 %.

Добыча нефти из скважин производится в фонтанном режиме со средним дебитом 218,1 т/сут. Обводненность в среднем за год составила 0,1 %.

Черпаюское месторождение.

Черпаюское месторождение, так же как и Хасырейское введено в пробную эксплуатацию в соответствии с условиями лицензионного соглашения и утвержденной проектной документацией в июле 2002 года. Согласно намеченной программе освоения месторождения из консервации были введены 3 скважины: №№ 21, 22, 24. В октябре отчетного года скважина № 22 была переведена в контрольный фонд.

По состоянию на 01.01.03 г. в действующем эксплуатационном фонде числится 2 скважины. В контрольном фонде одна скважина. В консервации три скважины. Общий фонд пробуренных скважин, числящийся на балансе предприятия, составляет 6 скважин.

В отчетном году добыча нефти производилась по залежи нефти в отложениях D1 и составила 40 884 тонны. Запасы нефти числятся на балансе, в ГКЗ РФ не утверждались. Темп отбора от начальных запасов составил 0,43 %, использование НИЗ также 0,43 %.

Добыча нефти из скважин производится в фонтанном режиме со средним дебитом 115,4 т/сут. Обводненность в среднем за год составила 0,2 %.

В Приложениях №№ 7 и 8 приводятся сведения об объемах и эффективности выполненных работ по освоению и капитальному ремонту скважин в 2002 году. Приложение № 9 отражает анализ выполнения геолого-технических мероприятий за отчетный период.

  1. Геологическая оценка ресурсов.

В отчетном 2002 году разведочного и поискового бурения не производилось, и поэтому прироста запасов нефти за счет геологоразведочных работ не было.

Были продолжены сейсморазведочные работы на действующих месторождениях предприятия. Работы производились с целью уточнения геологического строения месторождений. Всего в 2002 году выполнено полевых работ в объеме:

Салюкинское месторождение – 2D сейсмика – 85,6 пог.км.

– 3D сейсмика – 45 км2;

Восточно-Веякское месторождение – 2D сейсмика – 60 пог.км.;

Сандивейское месторождение – 2D сейсмика – 73,4 пог.км.;

В настоящее время выполнен отчет о «Детализационных сейсморазведочных работах на Северо-Баганской площади». На основании полученных результатов было уточнено геологическое строение осадочного чехла от ордовикских до нижнепермских отложений.

По остальным месторождениям ведется камеральная обработка полученного в ходе проведения полевых работ материала. Окончание камеральных работ планируется во II квартале 2003 года.

В 2002 году практически была завершена по переобработке сейсмического материала по месторождениям вала Гамбурцева в объеме 1 400 пог.км. По итогам работы подготовлен отчет по теме «Уточнение строения нефтяных месторождений вала Гамбурцева и выбор перспективных направлений для дальнейших геологоразведочных работ на основе переобработки и комплексной интерпретации сейсморазведочных материалов и бурения». Подрядчиком работ является ИГиРГИ. Выполненная научно-исследовательская работа позволит уточнить геологическую модель месторождений и на основе полученного материала внести коррективы в схему разбуривания месторождений вала Гамбурцева.

В сентябре 2002 года отдел геологии проводил тендер на проведение сейсморазведочных работ 3D на Хасырейском месторождении и в целом на вале Гамбурцева. Для участия в тендере были приглашены 10 компаний, осуществляющим сейсморазведку. На участие в тендере были получены заявки от 6 компаний. После рассмотрения всех заявок и заслушивания выступления всех компаний победителем конкурса была объявлена ЗАО «Континентальная геофизическая компания», с которой и был заключен договор. По условиям договора, подрядчик обязуется выполнить полевые 3D сейсморазведочные работы объемом 196 км2 в зимний период 2002-2003 г.г. и предоставить отчет в декабре 2003 года.

Продолжалась работа по литолого-петрофизическим исследованиям керна с обоснованием параметров для подсчета запасов по месторождениям вала Гамбурцева. Подрядчиком по выполнению работы является ИГиРГИ, работы находятся в заключительной стадии. Результаты исследований войдут в работу по подсчету запасов нефти и растворенного газа месторождений вала Гамбурцева.

В апреле 2002 года заключен договор с ИГиРГИ на «Пересчет балансовых запасов и ТЭО КИН Сандивейского нефтяного месторождения». В основу работы легли данные в результате эксплуатационного разбуривания месторождения, которое находится на заключительном этапе разбуривания. В ходе разбуривания Сандивейского месторождения по некоторым скважинам, выборочно по продуктивной части каменноугольного разреза, производился отбор керна. Данные по результатам исследования керна (фильтрационные и петрофизические характеристики), результатам освоения скважин и новые данные о структуре месторождения, полученные в ходе проведения 2D сейсморазведки, лягут в основу работы по пересчету запасов. По завершению этой работы будет произведен прирост (списание) запасов Сандивейского месторождения за счет их переоценки.

В отчетном году была завершена работа по ТЭО КИН и подсчету запасов Северо-Баганского месторождения. Работа выполнялась ОАО «ВНИИнефть». Запасы и КИН месторождения были утверждены протоколом ГКЗ Российской федерации № 766-дсп 11.10.2002 года. По результатам работы произошло увеличение извлекаемых запасов нефти категории С1 на 3 138 тыс.тонн и категории С2 на 125 тыс.тонн.

Для систематизации и обобщения всей имеющейся геологической информации по лицензионным месторождениям ОАО «Северная нефть», отдел геологии заключил договор с Ухтинской комплексной партией на составление геологических паспортов месторождений. Работа по составлению паспортов выполнена в полном объеме, паспорта представлены в отдел геологии, договор завершен.

С целью интенсификации притока нефти в низко дебитных скважинах, на Салюкинском нефтяном месторождении были выполнены опытные работы по вторичному вскрытию продуктивных пластов коллекторов с помощью щелевой перфорации, подрядчиком выполняемых работ являлось ООО «СВ». Проведенные опытные работы на двух скважинах Салюкинского месторождения положительного результата не принесли. От дальнейших работ по интенсификации притока с помощью данного вида работ было принято решение отказаться.

В 2002 году, при освоении скважин после бурения, вторичном вскрытии пластов коллекторов, впервые на скважинах ОАО «Северная нефть» были применены корпусные одноразовые перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах – ПКТ-89С. Основное отличие данного вида перфорации в том, что перфорация производится на трубах НКТ, а не на кабеле, что позволяет сразу после прострела пускать скважину в работу (Хасырейское месторождение). Также отличительной чертой данного вида перфоратора является повышенная пробивная способность зарядов (для сравнения ПС-112 – 55мм; ПК-105 – 550мм; ПКТ-89С – 600мм).

На Хасырейском месторождении вала Гамбурцева с целью уточнения характера насыщения

В рамках лицензии на геологическое изучение южной части Хорейверской впадины, производится работа по обобщению материала полученного на основании ранее проведенных геологоразведочных работ.

С баланса предприятия были списаны запасы нефти, газа и попутных компонентов за счет их добычи в 2002 году.

№ п/п

Месторождение, залежь

Добыча

Газо-вый фактор, м3/т

Нефть, тыс.тонн

Газ, млн.м3

факт

принято

факт

принято

1

Баганское месторождение

 

 

 

 

 

Пермо-карбоновая (Р1+С)

консервация

13,6

Девонская (Д3dm)

7,446

8

0,867

1

116,4

Силурийская (S1)

78,171

78

9,357

9

119,7

ИТОГО

85,617

86

10,224

10

 

2

Южно-Баганское месторождение

 

 

 

 

 

Пермо-карбоновая (Р1+С)

23,310

23

0,263

1*

11,3

Девонская (Д3fr)

консервация

ИТОГО

23,310

23

0,263

1

 

3

Северо-Баганское месторождение

 

 

 

 

 

Силурийская (S1)

95,931

96

12,442

12

129,7

ИТОГО

95,931

96

12,442

12

 

4

Веякошорское месторождение

 

 

 

 

 

Кунгурская (P1kg)

8,532

9

0,152

0

17,8

Карбоновая (С3+2)

229,353

229

12,293

12

53,6

ИТОГО

237,885

238

12,445

12

 

5

Салюкинское месторождение

 

 

 

 

 

Нижне-премская (P1as+sm)

44,350

44

0,439

1*

9,9

Карбоновая (С3+C2m)

77,421

78

0,766

1

9,9

ИТОГО

121,771

122

1,206

2

 

6

Сандивейское месторождение

 

 

 

 

 

Нижне-премская (P1as)

0

0

0,000

0

34,6

Карбоновая (С3)

616,934

617

22,210

22

36,0

ИТОГО

616,934

617

22,210

22

 

В т.ч. по Республике Коми

 

 

 

 

 

Нижне-премская (P1as)

0

0

0

0

34,6

Карбоновая (С3)

466,365

466

16,789

17

36,0

ИТОГО

466,365

466

16,789

17

 

по Архангельской области

 

 

 

 

 

Нижне-премская (P1as)

0

0

0

0

34,6

Карбоновая (С3)

150,569

151

5,420

5

36,0

ИТОГО

150,569

151

5,420

5

 

7

Среднемкарихинское месторождение

 

 

 

 

 

Силурийская (S1)

56,452

56

2,614

3

46,3

ИТОГО

56,452

56

2,614

3

 

8

Хасырейское месторождение

 

 

 

 

 

Нижне-девонская (Д1)

195,364

195

23,307

23

119,3

ИТОГО

195,364

195

23,307

23

 

9

Черпаюское месторождение

 

 

 

 

 

Нижне-девонская (Д1)

40,884

41

4,019

4

98,3

ИТОГО

40,884

41

4,019

4

 

 

 

 

 

 

 

 

ВСЕГО ПО ОАО

1 474,148

1 474

88,729

89

 

В отчетном году велась разработка Баганского, Южно-Баганского, Северо-Баганского, Веякошорского, Салюкинского, Сандивейского, Среднемакарихинского месторождений. Была начата пробная эксплуатация Хасырейского и Черпаюского месторождений вала Гамбурцева.

Остаточные запасы нефти, учтенные Государственным балансом запасов, по состоянию на 01.01.2003 года приведены ниже (геологические / извлекаемые):

  1. Баганское месторождение - по категориям А+В+С1- 12 207 / 2 699 тыс. тонн нефти, С2 – 4 127 / 1 226 тыс. тонн.

  2. Южно-Баганское месторождение - по категории А+В+С1 – 11 583 / 3 578 тыс. тонн.

  3. Северо-Баганское месторождение - по категориям А+В+С1 – 8 695 / 3 383 тыс. тонн, С2 – 1 113 / 481 тыс. тонн.

  4. Веякошорское месторождение - по категориям А+В+С1 – 6 361 / 1 851 тыс. тонн, С2 – 1 881 / 461 тыс. тонн.

  5. Салюкинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 29 517 / 8 497 тыс. тонн, С2 – 5 791 / 1 853 тыс. тонн.

  6. Сандивейское месторождение - по категориям А+В+С1 – 52 361 / 18 665 тыс. тонн, С2 – 5 976 / 2 271 тыс. тонн.

  7. Среднемакарихинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 82 150 / 20 042 тыс. тонн, по С2 – 6 561 / 1 357 тыс. тонн.

  8. Хасырейское месторождение - по категориям А+В+С1 – 75 774 / 25 313 тыс. тонн, С2 – 29 660 / 9 994 тыс. тонн.

  9. Черпаюское месторождение - по категориям А+В+С1 – 29 370 / 9 370 тыс. тонн, С2 – 16 382 / 5 242 тыс. тонн

По остальным месторождениям добыча нефти за отчетный год не производилась поэтому, запасы нефти, числящиеся в Государственном, балансе изменению не подверглись.

  1. Восточно-Веякское месторождение - по категориям А+В+С1 – 15 992 / 5 297 тыс. тонн, С2 – 5 600 / 1 961 тыс. тонн.

  2. Южно-Веякское месторождение на 01.01.2002 года составил по категории А+В+С1 – 1 354 / 399 тыс. тонн.

  3. Восточно-Баганское месторождение - по категориям А+В+С1- 1 025 / 323 тыс. тонн нефти, С2 - 237 / 74 тыс. тонн.

  4. Усино-Кушшорское месторождение - по категориям А+В+С1 – 3 445 / 1 102 тыс. тонн, С2 – 1 380 / 442 тыс. тонн.

  5. Верхнемакарихинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 1 094 / 295 тыс. тонн, С2 – 1 277 / 345 тыс. тонн.

  6. Нядейюское месторождение - по категориям А+В+С1 – 40 599 / 15 531 тыс. тонн.

studfiles.net