Ан. Н. Янин "Груз-300" нефтяной отрасли Югры. Анализ истории и прогноз добычи нефти по округу. Запасы нефти хмао


Глава Минприроды не нашел нефти в ХМАО

Отраслевую проблематику подробно обсудят в ходе Тюменского инновационного нефтегазового форума. Мероприятие пройдет 21-22 сентября и соберет представителей крупнейших добывающих компаний России, руководителей профильных министерств, ученых и экспертов. В роли спикеров выступят глава Минприроды РФ Сергей Донской, генеральный директор АО «Росгеология» Роман Панов и замминистра энергетики Кирилл Молодцов. Повышение эффективности нефтедобычи, по оценкам специалистов, «красной нитью пройдет через все выступления». Не останутся без внимания участников и негативные прогнозы Донского о грядущем исчерпании существующих запасов.

Глава Минприроды РФ Сергей Донской

Согласно данным проекта «Стратегии развития минерально-сырьевой базы», опубликованного Роснедрами, в последние годы в России стремительно увеличивается доля ТРИЗ, в настоящий момент достигающая 65%. Общие балансовые запасы нефти категорий А, В и С1 в текущее время составляют более 18 млрд тонн, из них к категории трудноизвлекаемых относится не менее 12 млрд тонн. Ведомство отмечает тенденцию к ежегодному увеличению доли трудноизвлекаемых запасов, прежде всего за счет отработки ныне эксплуатируемых месторождений.

В настоящее время в России добывается порядка 500 млн тонн нефти ежегодно, не считая газовый конденсат. В 2015 году добыча несколько возросла и составила 533 млн тонн, добавив 1,3% к предыдущему показателю. В текущем году процесс интенсифицируется. К концу года из недр может быть извлечено до 540 млн тонн. Из общего объема порядка 243 тонн приходится на Югру. Эту цифру замминистра энергетики Кирилл Молодцов определяет как минимальный ориентир для округа. Таким образом, в стратегии прогнозируется исчерпание существующих запасов через 35-36 лет, а если не учитывать ТРИЗ, то спустя 2 десятилетия. При этом степень выработанности запасов составляет 55%, а степень разведанности начальных суммарных ресурсов – 46%. Эксперты видят нереализованный потенциал для открытия десятков и сотен новых месторождений ресурсов. Одновременно отраслевики указывают на необходимость поддержки нефтедобывающих предприятий, в том числе средних и малых. Основным препятствием является налоговое бремя, провоцирующее нерентабельность разработок.

«Глава Минприроды в своем прогнозе исходит из данных, представленных ему комиссией по запасам. Действительно, по коэффициенту, который существует сегодня, уровень извлечения нефти из месторождений составляет порядка 20-23%. Здесь он прав. Новые месторождения нужны. Можно посчитать и с другой стороны. Мы около 80% нефти оставляем в недрах. И правительство должно заинтересовать компании, чтобы эти ресурсы извлекать. В США добывают, для сравнения, 70-80% из пластов. Это говорит об отставании в технологиях, которые необходимо развивать. Поэтому, чтобы подвести к пониманию этих моментов, полагаю, министр и сгущает краски. На самом деле у нас есть потенциал – и Бажен, и Арктика. Но нужно создавать условия для рентабельности добычи для тех же «Роснефти» и «ЛУКОЙЛа». Дело в налоговой системе. Государство у нас в целом не стимулирует развитие промышленности, за исключением военной отрасли. Но ведь и на нее затраты идут от доходов из других сфер. Крупный бизнес в целом развили, теперь дело за малым и средним, в нефтедобыче в том числе. В США 7 тысяч независимых нефтяных компаний, а у нас 250. Им тоже нужно давать льготы и стимулировать. Отмечу, это хорошо понимает глава Минэнерго Александр Новак. На данный момент мы пока не уронили добычу. Ведем геологоразведочные работы. Но нам говорят, что ввиду кризиса нельзя «трогать» налоговую систему», – обозначает актуальные проблемы отрасли президент Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний Владимир Борисов.

Коллеги по нефтесервисной отрасли также не склонны драматизировать ситуацию относительно исчерпания запасов. В большей степени тревогу может вызывать текущий прирост запасов, и эффективность отдачи от вкладываемых в разработку средств. Кроме того, по мнению отраслевых специалистов, негативное влияние способно оказать и сокращение геологоразведочных работ.

«Запасов у нас, на самом деле, достаточно, нефти много. Прогнозы эти, скорее, – выражение свободного мнения. Они звучали и раньше, и 10, и 15 лет назад. Кратность запасов у нас высокая, их хватит на десятки лет. Другой вопрос – прирост запасов. Нам сообщили, что на 5% будут снижены геологоразведочные работы. Сегодня запасы позволяют добывать столько, сколько надо. Но планы, которые были сформированы, по факту не выполняются. Это вопрос эффективности капитальных вложений. Бурение при этом интенсифицируется, компании выходят на горизонтальные скважины, проводят многостадийный гидроразрыв пласта – очень эффективное геолого-техническое мероприятие. Однако отдача от капвложений недостаточна. Если говорить о снижении добычи, то нужно просто посмотреть статистику за полгода в ХМАО, какие компании ее уменьшают. Столько бурить и столько вводить нового фонда – нужно смотреть. С каким дебетом мы планируем эксплуатировать эти скважины. Как используется базовая добыча – она на полке или падает. Вопрос эффективности компаний никак не связан с количеством запасов», – уверен собеседник издания, близкий к руководству транснациональной нефтесервисной компании Weatherford.

Процессы, происходящие в отрасли, внимательно отслеживают в научно-аналитическом центре рационального недропользования имени В.И.Шпильмана. Эксперты отмечают тенденции к снижению нефтедобычи на протяжении последних лет, что связано с выработкой давно действующих месторождений с ресурсами «легкой» нефти и серьезными затратами, необходимыми для освоения ТРИЗ, в большом количестве сосредоточенных в пластах баженовской свиты. Однако аналитики видят возможности для стабилизации ситуации и категорически отвергают «грядущий нефтяной коллапс». Среди препятствий, мешающих уверенно прогнозировать позитивный вектор добычи, ученые солидарно с коллегами-отраслевиками и сервисниками упоминают «налоговые оковы».

«Оснований для беспокойства нет. На сегодняшний день у нас в Югре 478 открытых месторождений по данным баланса запасов на 1 января 2016 года. Из них разрабатывается только 260. Не введено в разработку около 2 миллиардов тонн. Это первый стратегический запас. Эти месторождения надо активно вводить в эксплуатацию, предоставлять средние и мелкие участки, пусть и удаленные от инфраструктуры. Минприроды совместно с Роснедрами необходимо разработать критерии и условия лицензирования, чтобы они были востребованы. Каждый год предлагается 50-70 участков, а уходит лишь 15-20. Кроме того, если на разрабатываемых месторождениях, по экспертной оценке, повысить КИН (коэффициент извлечения нефти. – Прим. ред.) хотя бы на 0,1, к 2030 году это позволит дополнительно на разрабатываемых месторождениях извлечь более 2 миллиардов тонн. Это уже 4 миллиарда. Наконец, еще один резерв – большое количество низкодебетных и высокообводненных скважин, которые в нынешних экономических условиях простаивают. По нашим подсчетам, добыча из них способна дать 13 миллионов тонн, что послужит солидной добавкой к текущим 243 миллионам тонн», – иллюстрирует цифрами перспективы развития отрасли главный научный консультант центра рационального недропользования Станислав Кузьменков.

Доктор геолого-минералогических наук призывает не забывать и о ресурсной базе, способной обеспечить Россию и Югру, в частности, нефтью на долгие десятилетия. Однако вовлечь гигантский потенциал в активную разработку можно лишь при условии профессионального подхода, заключающегося в активизации геологоразведочных мероприятий и налоговых стимулов. Ученый приводит еще более удручающую статистику, касающуюся малых отраслевых предприятий, нежели Владимир Борисов.

Баженовская свита

«Если рассуждать о базе, то начальные суммарные извлекаемые ресурсы превышают 61% от общего баланса углеводородного потенциала на суше. Это лишь западносибирская нефтегазоносная провинция, а доля ХМАО составляет 44%. Но это потенциал, который еще нужно подготовить. Для этого нужны геологоразведочные работы. По долгосрочным лицензионным соглашениям сегодня распределено всего 40% перспективных земель в автономии, а 60% территорий еще нужно опоисковать. Исходя из этого, уже можно понять, как необходимо развитие геологоразведки, которую нужно консолидировать не в предприятиях-«монстрах», а на территориях за счет экономических стимулов, льгот. Это будет способствовать развитию малого и среднего бизнеса. Еще в 2013-2014 годах у нас было больше сотни независимых нефтяных компаний, а сегодня их менее 50. Остальные либо поглощены, либо прекратили деятельность», – добавил заслуженный геолог России.

Несмотря на явные перспективы развития отрасли, один из руководителей научно-аналитического центра призывает не строить иллюзий в случае сохранения текущих тенденций в сфере нефтедобычи. «Если все будет идти, как идет сейчас, без ввода в эксплуатацию баженовской свиты, к 2030 году мы опустимся до уровня 200 миллионов тонн в год. Прогнозами должны заниматься не министры, а специалисты», – констатировал эксперт.

«Правда УрФО» продолжит следить за развитием событий.

pravdaurfo.ru

«Газпром нефтью» открыто новое месторождение в ХМАО с извлекаемыми запасами нефти 25 млн т

По сообщению компании «Газпром нефть», ею открыто новое нефтяное месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе с извлекаемыми запасами нефти С1+С2 в 25 млн т. В пресс-релизе пишут: «По итогам геологоразведочных работ 2017 года «Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти», открыл новое нефтяное месторождение на перспективном лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Извлекаемые запасы нефти С1+С2 нового актива, поставленные на баланс Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых, составляют 25 миллионов тонн. По действующей российской классификации, месторождение относится к категории крупных».

Компанией «Газпромнефть-Хантос» ведутся геологоразведочные работы в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры с 2015 года. Как сообщила компания, в кратчайшие сроки в условиях полной автономии она подготовила и провела сейсморазведочные работы, создала геологическую модель резервуара, пробурила поисково-оценочную скважину. Отмечено, что при испытании основного перспективного объекта первой поисково-оценочной скважиной получили приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 м³ в день.

Новое месторождение получило имя Александра Жагрина. В релизе подчеркивается, что «Газпром нефть» в текущем году будет продолжать геологоразведочные работы на месторождении, в том числе проведет сейсмические исследования и пробурит вторую поисково-оценочную скважину. Согласно плану развития актива до 2023 года на месторождении компания планирует пробурить 195 скважин.

Метки: "Газпром нефть", Газпромнефть-Хантос, новое месторождение нефти

Интересная статья? Поделитесь ей с друзьями:

novostienergetiki.ru

"Газпром нефть" открыла месторождение в ХМАО с извлекаемыми запасами нефти 25 млн т

Получение информации о нахождении вагона только на условиях, изложенных в настоящем Пользовательском соглашении. Если Вы не согласны с его условиями, то информация о нахождении вагонов Вам не будет предоставлена.

1. Термины и определения

1.1. Для целей настоящего Пользовательского соглашения нижеуказанные термины имеют следующие значения:

  • Сайт — Интернет-ресурс, расположенный в сети Интернет по адресу http www.ptomsk.ru.
  • Администрация сайта — ООО «Петролеум Трейдинг», которому принадлежат все соответствующие исключительные имущественные права на Сайт, включая права на доменное имя Сайта.
  • Пользователь — лицо, прошедшее процедуру регистрации, получившее индивидуальный логин и/или пароль, а также имеющее свой Профиль. Для целей Пользовательского соглашения под Пользователем понимается также лицо, которое не прошло процедуру регистрации, но осуществляет доступ к Сайту и/или использует и/или использовало его. Любое лицо, осуществляющее доступ к Сайту, этим автоматически подтверждает, что оно полностью согласно с положениями настоящего Пользовательского соглашения, и что в отношении него применимы требования, установленные настоящим Пользовательским соглашением.
  • Личный кабинет Пользователя — специальный подраздел Сайта, где расположена Персональная информация о Пользователе. Любой Пользователь вправе иметь только один личный кабинет.
  • Персональная информация Пользователя — любая информация, которую Пользователь предоставляет о себе самостоятельно при регистрации, включая персональные данные Пользователя, информацию, которая автоматически передается Администрации Сайта в процессе использования Сайта с помощью установленного на устройстве Пользователя программного обеспечения, в том числе IP-адрес, а также иные данные о Пользователе.
  • Информация — любая информация, размещаемая (размещенная) Пользователем или Администрацией Сайта на Сайте, в том числе: Персональная информация Пользователя, ссылки на другие сайты, любые текстовые сообщения, фотографии (изображения), компьютерные программы, и др. файлы.
  • Потенциальный клиент – любой зарегистрированный пользователь сайта
  • Действующий клиент – клиент, с которым достигнуто соглашение о поставке ГСМ-продуктов.

2. Предмет и общие условия Пользовательского соглашения

2.1. Настоящее Пользовательское Соглашение (далее — Соглашение) устанавливает правила и условия получения информации Пользователем о нахождении железнодорожного вагона.

2.2 Предоставление информации о нахождении вагона производится через личный кабинет Пользователя только при дополнительном подтверждении Пользователем принятия настоящего Соглашения.

2.3. Для того чтобы получить доступ к личному кабинету на Сайте, лицо должно пройти процедуру регистрации на Сайте путем последовательных действий по заполнению регистрационного бланка в электронной форме, в результате которых такое лицо становится зарегистрированным Пользователем, получает индивидуальный логин и пароль для осуществления доступа в личный кабинет.

2.4. Зарегистрированному пользователю сайта по умолчании присваивается статус Потенциального клиента. Потенциальный клиент не имеет возможности запрашивать информацию. Для получения информации о нахождении вагона Пользователь должен получить статус Действующего клиента. Статус действующего клиента присваивается Пользователю после достижения соглашения с Потенциальным клиентом о поставке ГСМ – продуктов и заключении между Потенциальным клиентом и ООО «Петролеум Трейдинг» соответствующего приложения к договору поставки.

2.5. Действующий клиент может запрашивать информацию не более, чем по 10 вагонам в месяц.

2.6 Пользователь обязуется не передавать третьим лицам информацию, полученную во время работы с функцией по отслеживаю вагонов, а также не использовать ее иным образом, способным привести к нанесению ущерба лицам, предоставляющим данную информацию.

2.7 Администрация Сайта вправе отказать Пользователю в доступе к информации о нахождении вагона без объяснения причин, в том числе в случае нарушения Пользователем условий Соглашения, а также в случае, если Пользователь предоставляет неверную информацию о себе или у Администрации Сайта будут основания полагать, что предоставленная Пользователем информация о себе недостоверна, неполна, неточна.

3. Авторизация на Сайте

3.1. Индивидуальный логин и/или пароль Пользователя, необходимый для авторизации на Сайте, предназначен только для этого Пользователя.

3.2. Пользователь обязуется не разглашать, не передавать третьим лицам свои логин и пароль, а также предпринять все необходимые усилия для того, чтобы его логин и пароль не были доступны третьим лицам. Индивидуальный логин и пароль позволяют осуществлять доступ к тем разделам Сайта, которые доступны только зарегистрированным Пользователям.

3.3. Если любое лицо помимо Пользователя авторизуется на Сайте, используя логин и пароль Пользователя, то все действия, совершенные таким лицом, будут считаться совершенными этим Пользователем. Пользователь самостоятельно несет ответственность за все действия, совершенные им на Сайте, а также за все действия, совершенные на Сайте любыми иными лицами с использованием логина и пароля Пользователя.

3.4. Пользователь самостоятельно несет ответственность за сохранность своего пароля, а также за все последствия, которые могут возникнуть в результате его несанкционированного и/или иного использования.

4. Персональная информация Пользователя

4.1. Администрация Сайта при обработке Персональной информации Пользователя обязуется принять все организационные и технические меры для защиты Персональной информации Пользователя от неправомерного или случайного доступа, уничтожения, изменения, блокирования, копирования, распространения, а также от иных неправомерных действий с ней третьих лиц. Однако не исключено, что в результате сбоя в работе Сайта, вирусной или хакерской атаки, технических неисправностей и иных обстоятельств Персональная информация Пользователя может стать доступной и другим лицам. Пользователь это понимает и соглашается с тем, что не будет предъявлять претензии к Администрации Сайта в связи с этим.

4.2. Пользователь соглашается с тем, что его Персональная информация, содержащаяся в Профиле Пользователя является общедоступной, и любой Пользователь Сайта может ознакомиться с ней.

4.3. Пользователь соглашается с тем, что Администрация Сайта собирает, хранит и совершает иные действия по обработке Персональной информации Пользователя для следующих целей:

  • Идентификация стороны в рамках соглашений и договоров с Администрацией Сайта;
  • Связь с Пользователем, в том числе направление уведомлений, запросов и информации, касающихся использования Сайта, оказания услуг, а также обработка запросов и заявок от Пользователя;
  • Улучшение качества Сайта, удобства их использования, разработка новых сервисов и услуг;
  • Проведение статистических и иных исследований, на основе обезличенных данных.
  • Составление базы данных пользователей Сайта.

4.4. Размещая на Сайте свою Персональную информацию, Пользователь подтверждает, что делает это добровольно, а также что он добровольно предоставляет данную Информацию Администрации Сайта.

4.5. Без ущерба для иных положений Соглашения Администрация Сайта имеет право передать Персональную информацию Пользователя третьим лицам в следующих случаях:

  • Пользователь выразил свое согласие на такие действия;
  • Передача необходима в рамках использования Пользователем Сайта либо для оказания услуг Пользователю;
  • Такая передача предусмотрена российским или иным применимым законодательством в рамках установленной законодательством процедуры;
  • Такая передача происходит в рамках продажи или иной передачи бизнеса (полностью или в части), при этом к приобретателю переходят все обязательства по соблюдению условий настоящего Соглашения применительно к полученной им Персональной информации Пользователя;
  • В целях обеспечения возможности защиты прав и законных интересов Администрации Сайта или третьих лиц в случаях, когда пользователь нарушает условия настоящего Соглашения;

4.6. Администрация Сайта не несет ответственности за использование Персональной информации Пользователя другими лицами, в том числе лицами, которым Персональная информация Пользователя была передана Администрацией Сайта в соответствии с п. 4.5.

5. Иные положения

5.1. Настоящее Соглашение регулируется и толкуется в соответствии с законодательством Российской Федерации. Вопросы, не урегулированные настоящим Соглашением, подлежат разрешению в соответствии с законодательством Российской Федерации. Все возможные споры, вытекающие из отношений, регулируемых настоящим Соглашением, разрешаются в порядке, установленном действующим законодательством Российской Федерации, по нормам российского права. Везде по тексту настоящего Соглашения, если явно не указано иное, под термином «законодательство» понимается как законодательство Российской Федерации, так и законодательство места пребывания Пользователя.

5.2. Пользователь и Администрация Сайта будут пытаться решить все возникшие между ними споры и разногласия путем переговоров. В случае невозможности разрешить споры и разногласия путем переговоров они подлежат рассмотрению в Арбитражном суде Омской области.

5.3. Настоящее Соглашение составлено на русском языке и в некоторых случаях может быть предоставлено Пользователю для ознакомления на другом языке. В случае расхождения русскоязычной версии Соглашения и версии Соглашения на ином языке, применяются положения русскоязычной версии настоящего Соглашения.

5.4. Настоящее Соглашение может быть изменено Администрацией Сайта в любое время без какого-либо специального уведомления. Новая редакция Соглашения вступает в силу с момента ее опубликования на Сайте, если иное не предусмотрено новой редакцией Соглашения. 

ptomsk.ru

"Газпром нефть" открыла месторождение в ХМАО с извлекаемыми запасами нефти 25 млн т

Получение информации о нахождении вагона только на условиях, изложенных в настоящем Пользовательском соглашении. Если Вы не согласны с его условиями, то информация о нахождении вагонов Вам не будет предоставлена.

1. Термины и определения

1.1. Для целей настоящего Пользовательского соглашения нижеуказанные термины имеют следующие значения:

  • Сайт — Интернет-ресурс, расположенный в сети Интернет по адресу http www.ptomsk.ru.
  • Администрация сайта — ООО «Петролеум Трейдинг», которому принадлежат все соответствующие исключительные имущественные права на Сайт, включая права на доменное имя Сайта.
  • Пользователь — лицо, прошедшее процедуру регистрации, получившее индивидуальный логин и/или пароль, а также имеющее свой Профиль. Для целей Пользовательского соглашения под Пользователем понимается также лицо, которое не прошло процедуру регистрации, но осуществляет доступ к Сайту и/или использует и/или использовало его. Любое лицо, осуществляющее доступ к Сайту, этим автоматически подтверждает, что оно полностью согласно с положениями настоящего Пользовательского соглашения, и что в отношении него применимы требования, установленные настоящим Пользовательским соглашением.
  • Личный кабинет Пользователя — специальный подраздел Сайта, где расположена Персональная информация о Пользователе. Любой Пользователь вправе иметь только один личный кабинет.
  • Персональная информация Пользователя — любая информация, которую Пользователь предоставляет о себе самостоятельно при регистрации, включая персональные данные Пользователя, информацию, которая автоматически передается Администрации Сайта в процессе использования Сайта с помощью установленного на устройстве Пользователя программного обеспечения, в том числе IP-адрес, а также иные данные о Пользователе.
  • Информация — любая информация, размещаемая (размещенная) Пользователем или Администрацией Сайта на Сайте, в том числе: Персональная информация Пользователя, ссылки на другие сайты, любые текстовые сообщения, фотографии (изображения), компьютерные программы, и др. файлы.
  • Потенциальный клиент – любой зарегистрированный пользователь сайта
  • Действующий клиент – клиент, с которым достигнуто соглашение о поставке ГСМ-продуктов.

2. Предмет и общие условия Пользовательского соглашения

2.1. Настоящее Пользовательское Соглашение (далее — Соглашение) устанавливает правила и условия получения информации Пользователем о нахождении железнодорожного вагона.

2.2 Предоставление информации о нахождении вагона производится через личный кабинет Пользователя только при дополнительном подтверждении Пользователем принятия настоящего Соглашения.

2.3. Для того чтобы получить доступ к личному кабинету на Сайте, лицо должно пройти процедуру регистрации на Сайте путем последовательных действий по заполнению регистрационного бланка в электронной форме, в результате которых такое лицо становится зарегистрированным Пользователем, получает индивидуальный логин и пароль для осуществления доступа в личный кабинет.

2.4. Зарегистрированному пользователю сайта по умолчании присваивается статус Потенциального клиента. Потенциальный клиент не имеет возможности запрашивать информацию. Для получения информации о нахождении вагона Пользователь должен получить статус Действующего клиента. Статус действующего клиента присваивается Пользователю после достижения соглашения с Потенциальным клиентом о поставке ГСМ – продуктов и заключении между Потенциальным клиентом и ООО «Петролеум Трейдинг» соответствующего приложения к договору поставки.

2.5. Действующий клиент может запрашивать информацию не более, чем по 10 вагонам в месяц.

2.6 Пользователь обязуется не передавать третьим лицам информацию, полученную во время работы с функцией по отслеживаю вагонов, а также не использовать ее иным образом, способным привести к нанесению ущерба лицам, предоставляющим данную информацию.

2.7 Администрация Сайта вправе отказать Пользователю в доступе к информации о нахождении вагона без объяснения причин, в том числе в случае нарушения Пользователем условий Соглашения, а также в случае, если Пользователь предоставляет неверную информацию о себе или у Администрации Сайта будут основания полагать, что предоставленная Пользователем информация о себе недостоверна, неполна, неточна.

3. Авторизация на Сайте

3.1. Индивидуальный логин и/или пароль Пользователя, необходимый для авторизации на Сайте, предназначен только для этого Пользователя.

3.2. Пользователь обязуется не разглашать, не передавать третьим лицам свои логин и пароль, а также предпринять все необходимые усилия для того, чтобы его логин и пароль не были доступны третьим лицам. Индивидуальный логин и пароль позволяют осуществлять доступ к тем разделам Сайта, которые доступны только зарегистрированным Пользователям.

3.3. Если любое лицо помимо Пользователя авторизуется на Сайте, используя логин и пароль Пользователя, то все действия, совершенные таким лицом, будут считаться совершенными этим Пользователем. Пользователь самостоятельно несет ответственность за все действия, совершенные им на Сайте, а также за все действия, совершенные на Сайте любыми иными лицами с использованием логина и пароля Пользователя.

3.4. Пользователь самостоятельно несет ответственность за сохранность своего пароля, а также за все последствия, которые могут возникнуть в результате его несанкционированного и/или иного использования.

4. Персональная информация Пользователя

4.1. Администрация Сайта при обработке Персональной информации Пользователя обязуется принять все организационные и технические меры для защиты Персональной информации Пользователя от неправомерного или случайного доступа, уничтожения, изменения, блокирования, копирования, распространения, а также от иных неправомерных действий с ней третьих лиц. Однако не исключено, что в результате сбоя в работе Сайта, вирусной или хакерской атаки, технических неисправностей и иных обстоятельств Персональная информация Пользователя может стать доступной и другим лицам. Пользователь это понимает и соглашается с тем, что не будет предъявлять претензии к Администрации Сайта в связи с этим.

4.2. Пользователь соглашается с тем, что его Персональная информация, содержащаяся в Профиле Пользователя является общедоступной, и любой Пользователь Сайта может ознакомиться с ней.

4.3. Пользователь соглашается с тем, что Администрация Сайта собирает, хранит и совершает иные действия по обработке Персональной информации Пользователя для следующих целей:

  • Идентификация стороны в рамках соглашений и договоров с Администрацией Сайта;
  • Связь с Пользователем, в том числе направление уведомлений, запросов и информации, касающихся использования Сайта, оказания услуг, а также обработка запросов и заявок от Пользователя;
  • Улучшение качества Сайта, удобства их использования, разработка новых сервисов и услуг;
  • Проведение статистических и иных исследований, на основе обезличенных данных.
  • Составление базы данных пользователей Сайта.

4.4. Размещая на Сайте свою Персональную информацию, Пользователь подтверждает, что делает это добровольно, а также что он добровольно предоставляет данную Информацию Администрации Сайта.

4.5. Без ущерба для иных положений Соглашения Администрация Сайта имеет право передать Персональную информацию Пользователя третьим лицам в следующих случаях:

  • Пользователь выразил свое согласие на такие действия;
  • Передача необходима в рамках использования Пользователем Сайта либо для оказания услуг Пользователю;
  • Такая передача предусмотрена российским или иным применимым законодательством в рамках установленной законодательством процедуры;
  • Такая передача происходит в рамках продажи или иной передачи бизнеса (полностью или в части), при этом к приобретателю переходят все обязательства по соблюдению условий настоящего Соглашения применительно к полученной им Персональной информации Пользователя;
  • В целях обеспечения возможности защиты прав и законных интересов Администрации Сайта или третьих лиц в случаях, когда пользователь нарушает условия настоящего Соглашения;

4.6. Администрация Сайта не несет ответственности за использование Персональной информации Пользователя другими лицами, в том числе лицами, которым Персональная информация Пользователя была передана Администрацией Сайта в соответствии с п. 4.5.

5. Иные положения

5.1. Настоящее Соглашение регулируется и толкуется в соответствии с законодательством Российской Федерации. Вопросы, не урегулированные настоящим Соглашением, подлежат разрешению в соответствии с законодательством Российской Федерации. Все возможные споры, вытекающие из отношений, регулируемых настоящим Соглашением, разрешаются в порядке, установленном действующим законодательством Российской Федерации, по нормам российского права. Везде по тексту настоящего Соглашения, если явно не указано иное, под термином «законодательство» понимается как законодательство Российской Федерации, так и законодательство места пребывания Пользователя.

5.2. Пользователь и Администрация Сайта будут пытаться решить все возникшие между ними споры и разногласия путем переговоров. В случае невозможности разрешить споры и разногласия путем переговоров они подлежат рассмотрению в Арбитражном суде Омской области.

5.3. Настоящее Соглашение составлено на русском языке и в некоторых случаях может быть предоставлено Пользователю для ознакомления на другом языке. В случае расхождения русскоязычной версии Соглашения и версии Соглашения на ином языке, применяются положения русскоязычной версии настоящего Соглашения.

5.4. Настоящее Соглашение может быть изменено Администрацией Сайта в любое время без какого-либо специального уведомления. Новая редакция Соглашения вступает в силу с момента ее опубликования на Сайте, если иное не предусмотрено новой редакцией Соглашения. 

ptomsk.ru

Ан. Н. Янин "Груз-300" нефтяной отрасли Югры. Анализ истории и прогноз добычи нефти по округу - Бурение и Нефть

СИТУАЦИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ ПО РОССИИ НА НАЧАЛО 2007 г.

Энергетическая безопасность России в значительной степени зависит от точности прогноза добычи нефти на перспективу. Со­ставление качественного прогноза — очень сложная инженерная и геолого-эко­номическая задача, которая не мотет быть решена путем проспи графической экс­траполяции исторических данных. Однако именно тан чаще всего поступают неспеци­алисты в нефтедобыче.Анализ [1] публикаций на эту тему пока­зывает наличие у большинства авторов не­обоснованной эйфории по поводу возмож­ностей России но наращиванию добычи нефти.  

Известно, что темп прироста добычи нефти по России за последние годы значительно снизился: 2003 г. — 11%; 2004 г. - 8,9%; 2005 г. - 2,4%; 2006 г. — 2,2%. И это при росте еже­годного объема эксплуатационного бу­рения за указанный период на 35%. Тем не менее, несмотря на практичес­кое прекращение прироста, из статьи в статью [3, 4] до сих пор кочуют увере­ния о том, что добыча нефти в России возрастет к 2010 г. до 496 — 515 млн. тонн, а к 2015 г. — до 507 — 540 млн. тонн. Некоторые авторы [5] да­же всерьез полагают, что к 2030 г. до­быча нефти по стране увеличится до 600 млн. т/год. К сожалению, ничего приближенного   к   указанным   ориентирам нефтедобычи по России ожидать не приходится.Критический анализ чрезмерно опти­мистических прогнозов приведен авто­ром в статье [1], в которой расчеты нефтедобычи (с конденсатом) по Рос­сии на 2 года вперед оказались точны­ми и практически совпали с фактически полученной добычей нефти (табл. 1)

Есть все основания полагать, что Россия в 2006 г. уже вышла на свой вто­рой (1-й был в 1987 г. — 569,5 млн. тонн при объеме эксплуатационного бурения — 37,6 млн. м/год) исторический пик добычи нефти, и дальнейший рост до­бычи нефти по стране невозможен. Бо­лее того, с позиций макроэкономики он нецелесообразен. России вообще нет необходимости добывать более 400 млн. т/год. По уточненной оценке добыча нефти по России составит в 2007 г. — 480 млн. тонн, в 2008 г. — 475 млн. тонн, в 2009 г. — 468 млн. тонн, в 2010 г. — 460 млн. тонн, а в 2015 г. — 416 млн. тонн.Если внутреннее потребление нефти возрастет с 207 млн тонн в 2005 г. до 230 млн тонн в 2015 г. [4], то для экс­порта, при добыче, оцененной нами, в 2015 г. останется лишь 186 млн тонн. Как же быть в этом случае с обещан­ным [4] Западу и Востоку ростом экс­порта нефти до 300 млн тонн? Как бу­дет выглядеть Россия перед своими энергетическими партнерами — потре­бителями нефти?Таким образом, точность планирова­ния добычи нефти на перспективу име­ет для России огромное стратегическое и политическое значение. В этой связи значительный интерес представляет анализ дальнейшей ситуации с возмож­ным развитием нефтедобычи по основ­ному региону страны — ХМАО в бли­жайшие годы. 

ИЗ ИСТОРИИ НЕФТЕДОБЫЧИ ПО ХМАО**) 

Известно, что едва ли не 9/10 обще­российской добычи нефти приходится на Уральский и Приволжский феде­ральные округа. Сюда входят также такие ключевые нефтедобывающие субъекты РФ, как: ХМАО, ЯН АО, Та­тарстан, Башкортостан, Самарская и Оренбургская области, Пермский край, Удмуртия. Кроме двух указанных феде­ральных округов возрастающую роль в нефтедобыче играет и Северо-Запад­ный федеральный округ (Республика Коми и НАО).Однако в течение последних 33 лет, начиная с 1974 г., наиболее значимую, ключевую роль в нефтедобыче играет только один субъект России — ХМАО Тюменской области.Добыча нефти в Западной Сибири (именно в ХМАО) началась 44 года на­зад — в мае 1964 г. Тогда в пробную эксплуатацию были введены Мегионское, Трехозерное и Усть-Балыкское (объект БС1-5) месторождения с годо­вой добычей нефти — 209 тыс. тонн и дебитом нефти — 192 т/сут. Для справки: за весь период эксплуатации из недр этих месторождений добыто около 220 млн тонн нефти (из них 2/3 приходится на Усть-Балыкское, БС1-5), однако в 2006 г. они были исто­щены и обеспечивали уже менее 1% го­довой добычи по округу.В 1965 г. был создан «Главтюмен-нефтегаз» — уникальная организация, сыгравшая огромную роль в становле­нии нефтедобывающей промышленнос­ти Западной Сибири. Главк просущест­вовал 25 лет — до 1990 г.В период 1965 — 1973 гг. объемы до­бычи углеводородного сырья в округе динамично росли. Через 11 лет, в 1974 г., ХМАО вышел на уровень го­довой добычи нефти, превышающий 100 млн т/год, еще через 3 года (в 1977 г.) — свыше 200 млн т/год, а в 1980 г. — свыше 300 млн т/год. В 1977 г. в округе были образованы первые производственные нефтедобы­вающие объединения: «Нижневар-товскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Урайнефтегаз», «Юганскнефтегаз», входившие тогда в состав «Главтюмен-нефтегаза».Период добычи нефти, свыше знако­вой «планки» в 300 млн т/год, длился вокруге довольно долго — 11 лет (с 1980 по 1990 гг.). Его можно заслуженно назвать «золотым этапом» нефтедобы­чи по ХМАО и всей Тюменской облас­ти в целом (табл. 2). Именно в этот период своего макси­мального значения достигла добыча нефти по большинству уникальных и крупнейших месторождений: Самотлор, Мамонтовское, Федоровское, Талин-ское, Лянторское, Южно-Ягунское, Южно-Сургутское, Западно-Сургутское, Повховское, Аганское, Варьеганское, Покачевское, Северо-Варьеганское.За указанные «золотые» 11 лет по округу было пробурено 169,1 млн м экс­плуатационного метража, или в сред­нем по 15,372 млн м/год. Из недр окру­га за этот период было извлечено 3,750 млрд тонн нефти, т.е. в среднем добывалось по 340,9 млн т/год.Максимальная годовая добыча неф­ти в ХМАО достигала в 1985 г. 360,8 млн тонн    и    360,4 млн тонн    в г., т.е. в эти годы из недр округа ежесуточно извлекалось почти по мил­лиону тонн нефти. Это соответствовало 63% добычи нефти по всей России. Максимальные годовые объемы эксплу­атационного бурения по округу при этом впечатляли: 1987 г. — 20,115 млн м;г. — 20,881 млн м; 1989 г. — 21,410 млн м. Ныне такие рекордные го­довые объемы проходки обеспечивают­ся по округу лишь в сумме за 3 года (например, за 2004 — 2006 гг.).Максимальный темп отбора началь­ных промышленных запасов нефти вве­денных в эксплуатацию месторождений в 1983 — 1988 гг. составлял примерно 3% в год, а от текущих извлекаемых запасов 3,7 — 4,5%. В 2005 г. эти темпы     составили     ориентировочно 1,7 и 3,4%, в 2006 г. - 1,75 и 3,6% со­ответственно.Если сложить в один условный год максимальные уровни добычи нефти по 20 крупнейшим нефтяным месторожде­ниям ХМАО, этот максимум превысит 420 млн т/год. Из них на уникальный Самотлор приходится 158,9 млн тонн в 1980 г., Мамонтовское — 35,2 млн тонн в 1986 г., Федоровское — 35,1 млн тонн в 1983 г., а сумма по трем месторожде­ниям — 229,2 млн тонн.Напомним, что в 1980 г. одно только сверхгигантское Самотлорское место­рождение обеспечивало 53% от добы­чи нефти по ХМАО и 31% общероссий­ской добычи.В связи с вводом высокопродуктив­ных запасов, сосредоточенных в мощ­ных однородных коллекторах, средний дебит нефти составлял в 1970 г. — око­ло 100 т/сут., в 1975 г. — 134 т/сут., в 1980 г. — 90 т/сут. Однако в дальней­шем из-за резкого ухудшения качества вновь вводимых запасов и горно-геоло­гических условий нефтеизвлечения, ро­ста обводненности продукции к 1990 г. средний дебит нефти снизился почти в 5 раз — до 19 т/сут. Для ТЭКа ХМАО приближались самые тяжелые времена.Последующие 10 лет (1991 — 2000 гг.) «перестроечного» периода можно назвать «кризисным этапом» в нефте­добыче округа. Здесь произошло об­вальное падение добычи нефти до ми­нимального уровня — 164,7 млн т/год в 1996 г., т.е. в 2,2 раза меньше ранее достигнутого максимального уровня. Объем эксплуатационного бурения сни­зился против максимального в 6,5 раза —        до 3,299 млн м в 1998 г.За рассматриваемые кризисные 9 лет суммарная добыча нефти по ок­ругу составила 1,899 млрд тонн (или 190 млн т/год), что было в 1,8 раза ни­же среднегодовой добычи нефти в пре­дыдущий «золотой» период. В 1999 г. по округу было добыто 169,6 млн тонн нефти.В 2000 г. длительный болезненный переход на рельсы рыночной экономи­ки завершился. Собственность была поделена между ВИНК. Добыча нефти несколько подросла и составила 180,5 млн т/год.Далее началось возрождение ТЭК ХМАО, т.е. повторный значительный подъем добычи нефти, которая в 2006 г. достигла по округу максимума —  в 275,6 млн т/год. При этом объемэксплуатационного бурения увеличился более, чем вдвое, по сравнению с кри­зисным 1999 г.Проведение большого комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, приме­нение интенсивных технологий (в т.ч. и «западных» в виде предельного «фор­сажа» добычи) привело к существенно­му росту дебитов скважин по пробурен­ному эксплуатационному фонду как по жидкости, так и по нефти.Например, если в 1999 г. средний де­бит нефти эксплуатационных скважин по округу составлял 10,4 т/сут., то к 2005 — 2006 гг. он вырос почти в 1,5 раза. При этом дебит новых скважин по нефти увеличился вдвое.

А КАК В ДРУГИХ РЕГИОНАХ?

Отметим, что нефтедобывающая промышленность ХМАО пережила «перестроечный период» тяжелее, чем остальные нефтяные регионы России, где   суммарная   добыча   отличалась более устойчивой динамикой (табл. 3, рис. 1).

 

 

Если добыча нефти по ХМАО в кризисный период упала до минималь­ного уровня 165 млн тонн (в 1996 г.), что в 2,2 раза ниже максимального — 361 млн. тонн, то по остальным нефте­добывающим районам РФ (без ХМАО) в этот период снижение было сущест­венно меньшим — с 215,2 млн. тонн (1989 г.) до 135,4 млн. тонн (в 1999 г.), или в 1,6 раза.Период падения более чем на 50% от максимального уровня отбора нефти в ХМАО длился 7 лет (1994 — 2000 гг.). По остальным же регионам России та­кой период 2-кратного снижения добы­чи нефти — вообще отсутствовал.Таким образом, нефтяной комплекс ХМАО в силу каких-то глубинных при­чин (удаленность, трудные климатичес­кие условия, длительные «клановые войны» за право обладания углеводо­родными ресурсами в богатом регионеи т.д.) оказался существенно более уяз­вимым к экономической перестройке отрасли, чем прочие районы страны.

ОБЕСПЕЧЕННОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО ХМАО ЗАПАСАМИ

Известно, что ХМАО является клю­чевым нефтедобывающим субъектом РФ, на него приходилось в последние годы 55 — 57% общероссийской до­бычи нефти.Согласно данным, опубликованным Центром рационального недропользо­вания ХМАО, в округе открыто 440 ме­сторождений нефти, из них введено в разработку — 204.Ресурсный углеводородный потенци­ал округа значителен. Ни один из дру­гих нефтедобывающих регионов стра­ны не может с ним сравниться сейчас и вряд ли это случится в будущем.Судя по опубликованным данным, суммарные (разведанные и предвари­тельно оцененные) начальные извлека­емые запасы нефти по ХМАО, очевид­но, приближаются к 20 млрд тонн. Из них на предварительно оцененные за­пасы приходится около 17%.На начало 2007 г. накопленная до­быча нефти по округу составляла 8,485 млрд тонн. Таким образом, уже извлечено чуть более половины началь­ных разведанных запасов нефти.Тем не менее разведанные оставши­еся извлекаемые запасы (ОИЗ) нефти по округу весьма велики. Их доля в об­щих текущих промышленных запасах нефти по России, очевидно, примерно соответствует доле текущей добычи нефти округа.Отметим, что текущие извлекаемые запасы нефти промышленных катего­рий по ХМАО составляют примерно 4,9% от общемировых доказанных за­пасов нефти в 2005 г.На указанные ОИЗ (плюс на часть запасов категории С2) в ХМАО может быть рентабельно пробурено еще 70 — 80 тыс. новых скважин с общим объ­емом проходки 210 — 240 млн м. Отме­тим, что этот перспективный для буре­ния фонд по количеству вполне сопоставим с имеющимся эксплуатаци­онным фондом скважин по ХМАО в 2005 - 2006 гг.Таким образом, недра округа обла­дают значительным потенциалом для дальнейшего устойчивого обеспечения страны «черным золотом». Нефть в Юг-ре будут добывать как минимум до кон­ца XXI века, но что принципиально важно отметить: уже не по «восходящей», а по «нисходящей», медленно падаю­щей динамике.Для дальнейшего наращивания до­бычи нефти в ХМАО в ближайшие годы сколько-нибудь серьезных возможнос­тей у нефтедобывающих компаний нет.Практически все они (кроме возмож­ностей по увеличению объемов эксплу­атационного бурения и количества зарезок боковых стволов) почти полностью были исчерпаны в предыду­щие 5 лет интенсивного «скачка» неф­тедобычи.В 2005 г. добыча нефти по ХМАО достигла 267,3 млн. тонн (что, кстати, впервые превысило добычу нефти в це­лом по США — 254,2 млн. тонн) и со­ставила 7,5% от общемировой добычи нефти в объеме 3564 млн. т/год.Принципиально важно отметить, что темпы прироста (%) добычи нефти по ХМАО в последние годы значительно снизились, хотя и несколько превышали таковые по прочим регионам и по России в целом:В 2006 г. уровень добычи нефти

burneft.ru

Итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры в 2011 году - Вестник Недропользователя

И.П. Толстолыткин, Н.В. Мухарлямова, Н.Ю. Кохташева, М.В. Стрельченко (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)

В 2011 г. на территории округа разрабатывалось 246 месторождений, и было добыто 262,5 млн т нефти. Начата добыча на 9 новых месторождениях. 22 февраля 2011 г. в округе была добыта 10-миллиардная тонна нефти. Для её добычи с начала разработки пробурено 370 млн м горных пород, построено и введено в разработку 158 тыс. скважин, отобрано из продуктивных пластов 41 млрд т жидкости и закачано в недра 49 млрд м3 воды. Наибольший вклад в накопленную добычу нефти внесли компании: ТНК-ВР – 32%, Роснефть – 19%, Сургутнефтегаз – 18%, ЛУКОЙЛ – 17% (табл. 1). Почти половина нефти (47%) была добыта на территории Нижневартовского района, 30% на территории Сургутского района и 15% на территории Нефтеюганского района (табл. 2).

На рис. 1 приведена по месяцам среднесуточная добыча нефти по округу с января 2005 г. по декабрь 2011 г. Видно, что суточная добыча с 2005 по 2007 гг. выросла на 50 тыс. т и на эти же 50 тыс. т снизилась с 2007 г. на конец 2011 г. Снижение добычи началось в 2008 г. В 2011 г. нефти было добыто на 3,5 млн т (1,3%) меньше, чем в предыдущем 2010 году.

Рис.1. Среднесуточная добыча нефти по ХМАО-Югре

 

Таблица 1 Вклад нефтяных компаний округа в добычу 10 млрд т нефти

 

Таблица 2 Вклад административных районов округа в добычу 10 млрд т нефти

 

На рис. 2 приведена динамика годовой добычи нефти в сопоставлении с проектными показателями и бизнес-планами недропользователей, которая не противоречит среднесуточной динамике добычи. Обращает на себя внимание систематическое занижение фактической годовой добычи по сравнению с проектной на 9-11 млн т, одной из причин которого является отличие фактического действующего добывающего фонда скважин от проектных показателей в меньшую сторону. Наверное, следует об этом задуматься на этапе составления проектных документов. Расхождение фактической годовой добычи с бизнес-планами недропользователей не превышает 1-1,5 млн т за исключением 2007 г., что говорит о более ре альном подходе к обоснованию своих бизнеспланов со стороны недропользователей. Не снизили годовую добычу нефти в 2011 г. по сравнению с 2010 г. нефтяные компании: «Роснефть», «Газпромнефть», «Салым Петролеум Девелопмент», «Русснефть», «Томскнефть», малые и средние НК, т.е. компании, имеющие «свежие» запасы нефти.

Снижение годовой добычи нефти в Югре обусловлено:

• ухудшением сырьевой базы добычи нефти;

• допущенными ранее грубыми нарушениями проектных решений и слабый контроль за их реализацией;

• малыми объемами исследований кернов, флюидов, объектов и процессов разработки, которые не обеспечивают должный уровень научного обеспечения разработки и особенно её проектирования;

• снижением объемов и эффективности применения методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи;

• отставанием в деле совершенствования законодательной и нормативно-правовой базы в области разработки месторождений.

На рис. 3 приведена динамика эксплуатационного бурения и дебитов скважин по нефти за период 2005-2011 гг. Динамику эксплуатационного бурения по округу можно оценить как растущую. Отрадно, что, несмотря на кризисные явления в мировой и российской экономике, недропользователи округа не только не снизили объемы эксплуатационного бурения, но и нарастили их с 7,4 млн м в 2005 г. до12,9 млн м в 2011 г. Это свидетельствует о росте инвестиций в нефтедобывающую отрасль Югры. В то же время снижение добычи нефти при растущем объеме эксплуатационного бурения отражает ухудшение состояния ресурсной базы на разрабатываемых месторождениях, о чем говорит снижение дебитов скважин по нефти.

Рис.2. Динамика добычи нефти в сопоставлении с проектными показателями и бизнес – планами недропользователей  

Рис. 3. Динамика объемов эксплуатационного бурения по ХМАО-Югре за 2005-2011 гг.

 

Прирост объемов эксплуатационного бурения в 2011 г. наблюдался почти у всех недропользователей. Лидером эксплуатационного бурения в округе по-прежнему остается ОАО «Сургутнефтегаз».

Разбуренность проектного фонда скважин по округу в 2011 г. составила 58,1% по сравнению с 57,5% в 2010 г.

Действующий эксплуатационный фонд скважин округа непрерывно растет (рис. 4). С 2005 г. он увеличился с 73493 до 93448 скважин (около 20 тыс. скважин), а коэффициент его использования вырос с 78 до 85,8% (15,8%). Однако рост фонда и коэффициента его использования происходил на фоне снижения годовой добычи, что говорит о снижении продуктивности разрабатываемых запасов. Неработающий фонд с 2005 г. снизился и стабилизировался на уровне 30-31 тыс. скважин, что говорит о необходимости работы с ним.

На рис. 5 показано распределение действующих скважин по дебитам нефти в 2010 и 2011 гг. В 2011 г. увеличилось число скважин, работающих с дебитами до 15 т/сут, и добыча нефти из них. И в то же время уменьшилось число скважин, работающих с дебитами более 50 т/ сут, и добыча нефти из них. В 2011 г. с дебитами меньше 5 т/сут работало 30672 скважины с годовой добычей 25 млн т нефти.

На рис. 6 показано распределение действующих скважин по обводненности продукции, из которого следует, что большинство скважин округа работает с обводненностью продукции более 50%. С обводненностью менее 50% в 2011 г. было добыто в округе 126 млн т нефти (48% годовой добычи).

Рис.4. Динамика эксплуатационного фонда скважин по ХМАО-Югре

 

Рис.5. Распределение действующих скважин по дебитам нефти

Рис.6. Распределение действующих скважин округа по обводненности продукции

 

Таблица 3 Годовой отбор нефти из низкодебитных и высокообводненных скважин в 2011 г.

 

В таблице 3 приведен вклад в годовую добычу низкодебитных и высокообводненных скважин. Отключение их не позволило бы добыть в 2011 году 48 млн т нефти.

Обводненность продукции скважин с 2005 г. возросла на 3,9% (рис. 7) и составила 88,1%, что является следствием допущенного в предыдущие годы сверхпроектного заводнения продуктивных пластов.

Среднегодовая приемистость нагнетательных скважин в 2011 г. 240,3 м3/сут превышала проектную 232,4 м3/сут. Текущая и накопленная компенсации отборов жидкости закачкой воды в 2011 г. близки к проектной.

Из-за ухудшения сырьевой базы добычи нефти и роста обводненности продукции скважин характерным для состояния разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры является снижение уровня добычи нефти, несмотря на рост действующего эксплуатационного фонда скважин и объемов эксплуатационного бурения.

Рис.7. Закачка воды и обводненность продукции скважин

 

Эпоха «легкой нефти» заканчивается и объектами разработки в округе становятся трудноизвлекаемые запасы. Тенденция ежегодного снижения добычи нефти в округе требует принятия действенных мер по стабилизации добычи. Большую роль в решении этой задачи призваны сыграть методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи (МУН) (рис. 8). В настоящее время практически каждая пятая тонна нефти в округе добывается с применением этих методов. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи начала снижаться. Очевидно, что традиционные технологии разработки месторождений и МУН, используемые в ХМАО, исчерпали свои возможности для роста добычи (рис. 9). Стратегия решения проблемы повышения эффективности разработки состоит в создании новых технологий нефтедобычи, которые должны базироваться на глубоких фундаментальных исследованиях.

Рис.8. Динамика объемов МУН и охвата фонда скважин мероприятиями в сопоставлении с приростом добычи от их применения  

Рис.9. Эффективность методов ГТМ и бурения

 

Многолетний опыт работы по исследованию скважин и влияния на дебит скважины свойств пластовых флюидов, обводненности и газосодержания продукции привел к необходимости уточнить границы применимости классической теории фильтрации и методов воздействия на пласт.

Современные геологические и гидродинамические модели (ГДМ) пласта как с линейной, так и нелинейной фильтрацией, базируются в соответствии с действующими стандартами на средних значениях пористости, абсолютной и фазовой проницаемости, начального градиента давления сдвига. Для однородных высокопроницаемых коллекторов такой подход условно приемлем. Результаты применения известных ГДМ для обоснования повышения нефтеотдачи оказались не убедительными.

Рис.10 дает представление о структуре запасов нефти распределенного фонда недр. На 01.01.2012 г. в Югре отобрано 49% запасов нефти. Разбуренные запасы с КИН – 0,408, обеспечивающие сегодняшнею добычу, составляют 18%, на долю разведанных неразбуренных запасов с КИН – 0,280 приходится 17% и на долю предварительно оцененных с КИН – 0,210 остается 16%. Оставшиеся запасы ниже по качеству, и разработка потребует значительных затрат материальных и финансовых средств/ Текущий КИН на 01.01.2012 г. по округу составил 0,22 доли ед. Темп отбора от ТИЗ в 2011 г. составил 3,6%.

Рис.10. Структура запасов нефти распределенного фонда недр ХМАО-Югры

 

На рис. 11 приведено выполнение основных проектных показателей по ХМАО-Югре за 2010 и 2011 гг. Все приведенные показатели близки к проектным и не выходят за пределы 5%, за исключением среднегодовой приемистости за 2010 г.

Предложения по повышению эффективности использования запасов углеводородов:

1. Введение дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), в рамках которой может быть решен вопрос о льготах на низкодебитные, высокообводненные скважины, высоковязкие нефти и т.п.

Рис. 11. Выполнение основных проектных показателей разработки по ХМАО-Югре

 

2. Непременным условием дифференциации НДПИ является проведение ежегодного аудита запасов углеводородного сырья с учетом экономической эффективности их разработки.

3. В рамках создаваемой Государственной информационной системы «Нефтеконтроль» в части, касающейся получения достоверной и оперативной информации о производстве нефтяного сырья, предлагается создание Мониторинга добычи нефти, предусматривающего получение сведений о работе (бездействии) каждой скважины, ее дебите по нефти, обводненности продукции и т.п. Первоначальный сбор данных и их обобщение рационально проводить на уровне субъекта федерации с последующим направлениям их в Государственную систему «Нефтеконтроль».

4. Для усиления контроля за выполнением проектных показателей технологических документов считаем необходимым краткую ежегодную отчетность недропользователей о выполнении проектных показателей, в ходе которой можно было бы вносить, при необходимости и достаточной обоснованности, частичные изменения проектных решений в рамках «Дополнений к проектным документам».

5. В целях ускорения модернизации проблемы повышения нефтеотдачи необходимо в законодательно-нормативно-правовом порядке принять меры к созданию благоприятных условий для опробования и внедрения технологий, способных в ощутимых размерах увеличить нефтеотдачу месторождений. Нуждается в законодательно-нормативно-правовом регулировании частно -государственное партнерство.

6. Одним из факторов повышения эффективности использования запасов углеводородов может стать использование зарубежных технологий, опыта и прямого партнерства с иностранными фирмами.

7. Для повышения эффективности использования запасов баженовско-абалакского комплекса Западной Сибири необходима Государственная программа создания, опробования и внедрения технологий разработки баженовско-абалакских отложений. Однако уже сейчас следует обнулить НДПИ на нефть, добываемую из этого комплекса с целью стимулирования работ в этом направлении.

8. Необходимо усилить роль регионов в повышении эффективности использования запасов углеводородов путем делегирования части федеральных прав субъектам федерации, по крайней мере, основных нефтедобывающих регионов. Необходимо повысить заинтересованность регионов в росте нефтеотдачи, т.к. добыча нефти осуществляется на их территории и социально-экономическое развитие их во многом зависит от этого.

9. Восстановить работу Территориальной комиссии по разработке Ханты-Мансийского автономного округа.

www.oilnews.ru

Итоги 2003 года по подготовке промышленных запасов нефти и газа на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Вестник Недропользователя

Бакай И.С. (ГУПР по ХМАО)Теплоухова И.А., Хафизов Ф.З. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

С 1 по 5 марта 2004 года в Научно-аналитическом центре рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа имени В.И.Шпильмана (г.Тюмень) состоялись заседания Территориальной комиссии по экспертизе запасов полезных ископаемых, на которых были рассмотрены итоги работ по геологическому изучению недр округа и подготовке промышленных запасов нефти и природного газа за 2003 год.

Комиссия рассматривала результаты геологоразведочных работ по 278 объектам 29 нефтедобывающих компаний и по 12 объектам нераспределенного фонда недр, поисково-разведочные работы в пределах которого финансируются из бюджета округа.

Нефтяными компаниями по распределенному фонду недр представлены геолого-геофизические материалы, обосновывающие прирост запасов по сумме категорий С1+2 в количестве 199.4 млн.т, принято Комиссией – 137.1 млн.т, т.е. в приеме 62.3 млн.т запасов нефти было отказано в связи с их недостаточной обоснованностью.

Общие результаты работ по подготовке запасов по распределенному и нераспределенному фонду недр Ханты-Мансийского автономного округа приведены в таблице 1.

Таблица 1. Прирост запасов нефти за 2003 год по Ханты-Мансийскому автономному округу

Представленные материалы показывают, что, как и прежде, основная часть прироста запасов в 2003 году получена по 4 нефтедобывающим компаниям: ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». На долю этих компаний приходится около 88% прироста запасов нефти округа в 2003 году.

Среди нефтедобывающих компаний максимальный прирост запасов нефти в 2003 году в количестве 77.1 млн.т по сумме категорий С1+2 получен ОАО «Сургутнефтегаз» за счет открытия новых месторождений. Наибольший прирост получен по Ватлорскому месторождению (16.6 млн.т).

ОАО «Юганскнефтегаз» прирастило за 2003 год 21.2 млн.т запасов категорий В+С1 и списало 0.9 млн.т запасов категории С2. Приросты получены, в основном, за счет «старых» месторождений, в частности, 21.4 млн.т дала доразведка Приобского месторождения.

Наиболее крупный прирост запасов по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» получен по Кечимовскому + Южно-Кечимовскому (+1.7 млн.т) месторождениям.

По ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» большая часть прироста запасов получена по Северо-Покурскому месторождению (+4.3 млн.т).

При годовой добыче 232.5 млн.т компенсация добычи приростом новых запасов (по категориям ВС1) в 2003 году составила 34%, что значительно меньше, чем в прошлом году (56%). С учетом снижения качества запасов следует отметить, что продолжается ухудшение состояния сырьевой базы нефтедобычи в округе. Наиболее сложная ситуация с компенсацией добычи приростом запасов складывается по таким компаниям, как «ТНК» (прирост за 2003 год составил 10% от объема добычи), «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» (21%). Сравнительно благополучно обстоят дела у ОАО «Сургутнефтегаз» (54%), ОАО «Славнефть-МегионНГ» (48%) и ОАО «Юганскнефтегаз» (43%). При представлении материалов участились случаи необеспеченности добычи запасами и «переброса» части добычи с одного пласта на другие. Причиной этого является несвоевременная корректировка подсчетных параметров в процессе мониторинга запасов («Славнефть-МегионНГ», «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). В компании ОАО «Сургутнефтегаз» происходит систематическое занижение коэффициента нефтенасыщенности из-за включения в расчет параметра пропластков с толщиной менее 1 м. Это отражается на величинах принятых КИН.

В пределах нераспределенного фонда недр открыто 8 новых месторождений, что значительно меньше, чем в прошлом году. По новым месторождениям представлено на рассмотрение Комиссии и принято 8.7 млн.т запасов нефти. Кроме того, по итогам геологоразведочных работ прошлых лет в НФН была проведена корректировка запасов по Боровому, Рогожниковскому (пласт ВК1) месторождениям и Поснокортской площади Красноленинского месторождения. В результате списано 0.3 млн. т запасов нефти категории С1 и 15.6 млн.т категории С2.

Нефтяными компаниями также открыто 8 новых месторождений (Малокартопьинское — ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», Кузоваткинское — ОАО «НК ЮКОС», Ватлорское, Северо-Ватлорское, Сурьеганское, Южно-Алехинское, Южно-Соимлорское — ОАО «Сургутнефтегаз», Северо-Семивидовское — ООО «Шаимгеонефть»). Из них 5 месторождений выявлено на территории поисковых участков. На ранее открытых месторождениях выявлено 30 новых залежей с суммарными запасами категорий С1+2 23.3 млн.т. Краткие сведения о месторождениях, открытых в 2003 году, приведены в таблице 2.

Таблица 2. Краткие сведения о месторождениях, открытых в 2003 году Таблица 2. Краткие сведения о месторождениях, открытых в 2003 году (продолжение)

Новые месторождения в основном мелкие и средние, их запасы не превышают 2 млн.т, в том числе по месторождениям нераспределенного фонда 1.1 млн.т и по открытым нефтяными компаниями – 5.3 млн.т. Среди новых открытий есть два сравнительно крупных месторождения: Ватлорское (ОАО «Сургутнефтегаз») с запасами по сумме категорий С1+2 16.6 млн.т и Кузоваткинское (НК «ЮКОС»), запасы которого составляют 14.5 млн.т.

В целом материалы по обоснованию приростов запасов, представленные нефтяными компаниями и Департаментом по нефти, газу и минеральным ресурсам Правительства округа, соответствуют действующим требованиям. По сравнению с предыдущим годом практически все компании имеют должным образом оформленные сведения о деятельности предприятия за отчетный период и данные о приросте запасов. Тем не менее, есть ряд замечаний по представлению материалов на ТКЗ:

  1. Полнота представления фактического материала оставляет желать лучшего.
  2. Часто неудовлетворительно обоснованы геологические модели строения залежей, что затрудняет принятие решений о приросте запасов (Западно-Камынское, где произошла перекорреляция практически всех пластов, Рославльское, Советское, Центральное, Южно-Киняминское и др.).
  3. Недостаточен объем отбора и исследований образцов керна и проб пластовых жидкостей и газов.
  4. Выявлено два случая эксплуатации залежей без технологических документов, что нарушает Закон ХМАО о проведении опытно-промышленной эксплуатации (Советское и Вэнгапуровское месторождения).

В 2003 году значительно повысилась в общем приросте запасов доля новых открытий месторождений и залежей. За последние пять лет прирост запасов нефти по новым месторождениям и залежам составил 58%.

www.oilnews.ru