Отчет ОАО «Якутгазпром»
| Вид материала | Отчет |
- Ежеквартальный отчет ОАО «Якутгазпром», 3582.22kb.
- Ежеквартальный отчет ОАО «Якутгазпром», 2020.24kb.
- С. А. Когогин Главный бухгалтер ОАО «камаз» А. А. Максимов Оглавление общие сведения, 1645.07kb.
- Годовой отчет 2010 год содержание Обращение Генерального директора 4 Отчет Совета директоров, 491.9kb.
- Решением Общего собрания акционеров, 178.42kb.
- Годовой отчет ОАО корпорация «трансстрой» за 2010 год, 893.84kb.
- Годовой отчет ОАО «Хитон» по итогам работы за 2009 год Генеральный директор ОАО «Хитон», 754.11kb.
- Годовой отчет ОАО «Хитон» по итогам работы за 2010 год Генеральный директор ОАО «Хитон», 776.3kb.
- Годовой отчет за 2010/2011 учебный год ргоу спо «Чебоксарский машиностроительный техникум», 2825.11kb.
- Отчет за 2007 год ОАО «Хитон», 743.08kb.
4. Деятельность подразделений и служб Общества по основным направлениям деятельности.
4.1. Геология и разработка месторождений
4.1.1. Разработка месторождений
Направления развития горных и добычных работ в 2003 году определялись
условиями лицензии на право пользования недрами:
Добыча газа и газового конденсата.
1. ЯКУ 01566 НЭ на Средневилюйское ГКМ, срок окончания действия декабрь 2017 г.
2. ЯКУ 01564 НЭ на Мастахское ГКМ срок окончания действия декабрь 2007 г.
3. НД 506 на Северо-Нелбинское ГКМ, срок окончания действия 2013 г.
В отчетном 2003 году ОАО «Якутгазпром» вело разработку 2 газоконденсатных месторождений: Средневилюйского, Мастахского и оказывало операторские услуги по добыче нефти при ОПЭ Среднеботуобинского (нефтяной блок). Северо-Нелбинское месторождение не разрабатывалось.
4.1.1.1. Средневилюйское газоконденсатное месторождение является основным объектом эксплуатации, находится в начальной стадии разработки. Горный отвод площадью 12150 га удостоверяется актом № 1532 от 14.05.2003 г. Степень выработанности запасов составляет 12,2%.
Месторождение было введено в разработку в 1986 году. Эксплуатация месторождения до последнего времени велась на основе "Корректив проекта разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения ЯАССР" ( ВНИИГАЗ, 1989 г.)
В 2003 году составлен «Уточненный проект разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения» (исполнитель проекта НПП «Газпроект», г. Москва) и представлен на государственную экспертизу ЦКР Минэнерго.
В эксплуатационном фонде находится 47 единиц, действующий фонд составляет 25 скважин, наблюдательных 8, в консервации 5, ожидающих освоения и подключения 7 и 2 скважины простаивает по техническим причинам. Кроме того, ожидают перевода в эксплуатационный фонд 2 пробуренные ранее скважины.
В 2003 году закончена бурением одна эксплуатационная скважина № 68.
Основными объектами разработки на месторождении являются нижнетриасовые продуктивные горизонты Т1-II и Т1-III. Месторождение разделено р. Вилюй на 2 примерно равные части. Горизонт Т1-III распространен по всей площади Средневилюйского ГКМ, а горизонт T1-II в левобережной части месторождения.
В 2003 году в разработке участвовали продуктивные горизонты Т1-I , Т1-II и Т1-III
Нижнетриасовый горизонт Т1-I
Горизонт залегает в верхней части аргиллитовой толщи мономской свиты нижнего триаса. По простиранию литологически не выдержан.
Залежь введена в опытно-промышленную разработку в 2002 году, эксплуатируется одной скважиной № 21 в интервале перфорации 2346-2355 м. В 2003 году из залежи отобрано 6 млн.м3 газа.
Нижнетриасовый горизонт Т1-II (пласты Т1-IIa и Т1-IIб)
Согласно геологической модели предложенной в отчете по пересчету запасов (2000 г.) горизонт разделен на два пласта Т1-IIа и Т1-IIб.
Залежь Т1-IIа пластовая, сводовая, литологически экранированная. Разработка залежи Т1-IIа началась в 1989 году. До середины декабря 1996 года залежь эксплуатировалась единственной скважиной (№ 51). В настоящее время пласт Т1-IIа эксплуатируется четырьмя скважинами, расположенными в правобережной части месторождения, включая скважину № 95, в которой пласты Т1-IIa и Т1-IIб эксплуатируются совместно. В 2003 году из залежи отобрано 240 млн.м3 газа. Степень выработанности 9,4%.
Пласт Т1-IIб распространен, в основном, в северной левобережной части структуры. Залежь Т1-IIб пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Залежь введена в разработку в 1998 году. В настоящее время эксплуатируется тремя скважинами №№ 61,88,96. В 2003 году из залежи отобрано 165 млн.м3 газа. Степень выработанности 10,7%.
Нижнетриасовый горизонт Т1-III
Продуктивный горизонт Т1-III стратиграфически приурочен к верхам таганджинской свиты нижнего триаса. Залежь Т1-III является пластовой сводовой.
Залежь введена в ОПЭ в 1975 году, промышленная разработка начата в 1986 году. В настоящее время залежь является основным объектом эксплуатации на Средневилюйском ГКМ. Добыча газа из залежи Т1-Ш составляет 66,7% от общей добычи по месторождению. Степень выработанности залежи горизонта Т1-III - 13,2%.
На 1.01.2004 г. в действующем фонде находятся 17 скважин. Большинство работающих скважин (12) сосредоточены в правобережной части месторождения.
В 1997 году 2 скважинами введена в разработку левобережная часть Средневилюйского ГКМ. В настоящее время в разработке продуктивного горизонта Т1-III участвуют 5 скважин левобережья. В 2003 году общая добыча левобережных скважин по горизонту Т1-Ш составила 335 105 тыс.м3, что составляет 41% от общей добычи из залежи горизонта Т1-Ш.
Отбор газа в 2003 году из залежи горизонта Т1-III составил 829 млн.м3.
4.1.1.2. Мастахское ГКМ находится в состоянии довыработки и выступает как месторождение регулятор, подключается в период пиковых нагрузок. Горный отвод площадью 16240 га удостоверяется актом № 1531 от 14.05.2003г. Степень выработанности составляет 52,4%.
Мастахское газоконденсатное месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1973 году. С 1976года месторождение находится в промышленной разработке.
Всего на месторождении в эксплуатационном фонде насчитывается 19 скважин, в действующем фонде – 3 скважины.
В настоящее время из пяти залежей разрабатывается две Т1-IV (эксплуатируется 2 скважинами) и Р2-I,II (эксплуатируется 1 скважиной), три залежи (J1-I, Т1-Х, Т1-Ха) практически выработаны при текущих коэффициентах газоотдачи 0,6-0,7.
Возникшее несоответствие фактических показателей разработки проектным параметрам и утвержденным запасам газа, предопределило необходимость составления проектного документа, учитывающего реально сложившуюся ситуацию в разработке месторождения и базирующегося на достоверных запасах газа.
«Показатели разработки Мастахского ГКМ на 2003-2005 г.г.» составленные СевКавНИПИГаз представлены на утверждение ЦКР Минэнерго РФ.
В 2003 году в разработке находилось 2 продуктивных горизонта:
Нижнетриасовый горизонт Т1-IV продуктивен в восточной части месторождения. Залежь введена в разработку в 1982 году и до настоящего момента эксплуатируется двумя скважинами (№№ 65, 110). Накопленный отбор на 1.01.2004 год составил 2264 млн.м3 (при этом текущий коэффициент газоотдачи – 201 % от запасов утвержденных ГКЗ).
В 2003 году из залежи отобрано 79 млн.м3 газа.
Верхнепермские горизонты Р1-I, Р2-II газонасыщены по всей площади месторождения. Горизонт находится в разработке с 1973 года. На 1.01.2003 года горизонты Р2-I, Р2-II эксплуатируются одной скважиной (№ 105) и накопленный отбор достиг 2119 млн.м3 (текущий коэффициент газоотдачи – 24,4 % от запасов утвержденных ГКЗ). В 2003 год из залежи отобрано 49 млн.м3 газа.
4.1.1.3. Северо-Нелбинское ГКМ. Месторождение выведено из разработки в 1998 г. после обводнения последней скважины (№ 2323). Остаточные запасы составляют 536 млн.м3. Промысел находится в ожидании ликвидации на основании Решения территориальной рабочей комиссии .
В 2004 году предусматривается приступить к ликвидации 3 разведочных скважин и демонтажу наземных сооружений, с последующей рекультивацией и передачи земель.
4.1.1.4. Среднеботуобинское НГКМ (центральный нефтяной блок). Промысел находится в состоянии вынужденного простоя. Операторские услуги по добыче нефти по программе работ ОАО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча» не осуществляются из-за отсутствия заказа.
4.1.2. Основные результаты геологоразведочных работ ОАО «Якутгазпром» за 2003 г.
4.1.2.1. За счет средств бюджета Республики Саха (Якутия).
В 2003 году уточненный пообъектный план ГРР ОАО «Якутгазпром», утвержденный Председателем Госкомгеологии РС(Я) 02.10.2003 г. включал работы в пределах ранее разбуренных площадей Атыяхской и Эселяхской, а так же работы по содержанию кернохранилища и нефтегазоразведочного архива в п. Кысыл-Сыр.
Финансирование геологоразведочных работ (ГРР), проводимых ОАО «Якутгазпром», осуществляется за счет средств бюджета Республики Саха (Якути), планировалось в сумме 930 тыс.рублей.
Фактическое выполнение за 2003 год составило 916,372 тыс. рублей.
Фактически выполненные ОАО «Якутгазпром» геологоразведочные работы проводились по следующим направлениям:
- Составление отчетов по площадям, выведенным из поискового бурения.
Составление отчета проводилось в соответствии с геологическим заданием на производство работ по теме: «Составление геологических отчётов по площадям, выведенным из поискового бурения» (Атыяхская и Эселяхская площади) на 2002 год, утверждённым Председателем Госкомгеологии РС (Я) П.Р.Шишигиным 26.07.02 года.
Отчёт по теме «Составление отчётов по площадям, выведенным из поискового бурения» (Атыяхская и Эселяхская площади) принят на НТС Госкомгеологии РС(Я), протокол № 117 от 15 июня 2003 года. Отчет передан в территориальные фонды (№736-02/3 от 10.10.2003г.), затраты по объектам в сумме 937 тыс. руб. приняты к списанию.
- Содержание кернохранилища и нефтегазоразведочного архива в п. Кысыл-Сыр.
Работы проводились на основании Госконтракта № 09-01-03 (№ 259) от 10.04.03 г, между Госкомгеологии РС (Я) и ОАО «Якутгазпром». Осуществляется обеспечение сохранности и использования архивных материалов кернохранилища, геологогеофизического и нефтегазоразведочного архивов.
Стоимость работ по контракту 800 тыс. рублей. Фактическое выполнение за 2003 год составило в сумме 792 657,2 руб.
4.1.2.2. За счет собственных средств предприятия.
- Тематические работы.
Пересчёт запасов газа и конденсата по Мастахскому газоконденсатному месторождению выполняется проектной организацией ОАО «СевКавНИПИГаз».
Работы включены в пообъектный план ГРР ОАО «Якутгазпром» на 2003 год (за счёт собственных средств предприятия) и согласованы в Госкомгеологии РС(Я) г. и УПР по РС(Я).
Лимит на отчетный 2003 год по договору составил 1000 тыс. руб.