- •Пояснительная записка
- •1.Общая характеристика деятельности компании.
- •Баганское месторождение.
- •Южно-Баганское месторождение.
- •Северо-Баганское месторождение.
- •Веякошорское месторождение.
- •Салюкинское месторождение.
- •Сандивейское месторождение.
- •Среднемакарихинское месторождение.
- •Хасырейское месторождение.
- •Черпаюское месторождение.
- •Геологическая оценка ресурсов.
- •4. Маркшейдерско-геодезическая работа.
- •5. Природоохранная деятельность.
- •6. Промышленная безопасность.
- •7. Капитальное строительство.
- •Капитальное строительство
- •8. Строительство скважин.
- •1. Общие показатели.
- •2. Наклонно-направленное бурение.
- •3. Аварийность и брак.
- •4. Осложнения.
- •5. Отработка долот.
- •6. Буровые растворы.
- •7. Крепление скважин.
- •8. Вышкомонтажные работы.
- •9. Добыча нефти. Анализ работы действующего фонда скважин.
- •1.Анализ работы механизированного фонда скважин.
- •2. Межремонтный период работы скважин.
- •Динамика изменения структуры отказов за 2002 год
- •10. Подземный и капитальный ремонт скважин.
- •11. Материально-техническое обеспечение.
- •Таможенное оформление грузов.
- •12. Механическое оборудование.
- •I.Дизель-генераторные установки:
- •II.Буровое оборудование:
- •III.Нефтепромысловое оборудование:
- •IV.Сосуды, работающие под давлением и грузоподъемные механизмы.
- •V. Кислородная станция.
- •VI .Гсм.
- •13. Технологическое оборудование.
- •14. Энергоснабжение.
- •( Тыс.Квт/час.)
- •Сравнительная таблица покупной электроэнергии за 2000 и 2001гг.
- •Сравнительная таблица потребления теплоэнергии за 2001г. И 2002г.
- •15. Транспортное обслуживание.
- •16. Компьютеризация и связь.
- •17. Персонал.
- •18. Социальное развитие.
- •19. Маркетинговая политика.
- •Деятельность оао «Северная нефть» на внутреннем рынке в 2002 году
- •Деятельность компании на внешнем рынке в 2002 году
- •Доходность добычи нефти.
- •20. Анализ затрат на производство.
- •II. Анализ состава и структуры затрат за 2002 год.
- •2. Топливо.
- •21. Анализ труда и заработной платы.
- •1.Организационная структура.
- •2. Численность
- •3. Оплата труда
- •Состав фонда заработной платы
- •Во 2 квартале 2002 года произошёл рост среднемесячной заработной платы в 1,31 раза или на 5955 рублей по сравнению с 1 кварталом 2002 года. Рост обусловлен:
- •3.2. Средний доход
- •4. Уровень организации труда
- •4.1. Вахтовый метод организации труда
- •4.2. Использование рабочего времени
- •Удельный вес в максимально возможном фонде времени:
- •Использование календарного фонда времени и удельный вес в максимально возможном фонде времени представлено в диаграммах:
- •4.3. Производительность труда
- •5. Заключение
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.
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):
Баганское месторождение - по категориям А+В+С1- 12 207 / 2 699 тыс. тонн нефти, С2 – 4 127 / 1 226 тыс. тонн.
Южно-Баганское месторождение - по категории А+В+С1 – 11 583 / 3 578 тыс. тонн.
Северо-Баганское месторождение - по категориям А+В+С1 – 8 695 / 3 383 тыс. тонн, С2 – 1 113 / 481 тыс. тонн.
Веякошорское месторождение - по категориям А+В+С1 – 6 361 / 1 851 тыс. тонн, С2 – 1 881 / 461 тыс. тонн.
Салюкинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 29 517 / 8 497 тыс. тонн, С2 – 5 791 / 1 853 тыс. тонн.
Сандивейское месторождение - по категориям А+В+С1 – 52 361 / 18 665 тыс. тонн, С2 – 5 976 / 2 271 тыс. тонн.
Среднемакарихинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 82 150 / 20 042 тыс. тонн, по С2 – 6 561 / 1 357 тыс. тонн.
Хасырейское месторождение - по категориям А+В+С1 – 75 774 / 25 313 тыс. тонн, С2 – 29 660 / 9 994 тыс. тонн.
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.
Восточно-Веякское месторождение - по категориям А+В+С1 – 15 992 / 5 297 тыс. тонн, С2 – 5 600 / 1 961 тыс. тонн.
Южно-Веякское месторождение на 01.01.2002 года составил по категории А+В+С1 – 1 354 / 399 тыс. тонн.
Восточно-Баганское месторождение - по категориям А+В+С1- 1 025 / 323 тыс. тонн нефти, С2 - 237 / 74 тыс. тонн.
Усино-Кушшорское месторождение - по категориям А+В+С1 – 3 445 / 1 102 тыс. тонн, С2 – 1 380 / 442 тыс. тонн.
Верхнемакарихинское месторождение - по категориям А+В+С1 – 1 094 / 295 тыс. тонн, С2 – 1 277 / 345 тыс. тонн.
Нядейюское месторождение - по категориям А+В+С1 – 40 599 / 15 531 тыс. тонн.