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;

• бурение эксплуатационных и разведочных скважин;

• 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.

2. 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.