Ежеквартальный отчет
| Вид материала | Отчет |
СодержаниеОАО "Северноенефтегаз" |
- Ежеквартальный отчет эмитента за 2 квартал 2009 г. Ежеквартальный отчет, 2244.57kb.
- Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество "Торговый Дом гум", 3490.18kb.
- Ежеквартальный отчет открытого Акционерного Общества «Долина» Код эмитента: 00667-Е, 448.91kb.
- Ежеквартальный отчет открытое Акционерное Общество «Смоленскмебель» Код эмитента, 1671.91kb.
- Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество «ВолгаТелеком» Код эмитента: 00137, 11228.92kb.
- Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество «Воронежская энергосбытовая компания», 3258.09kb.
- Ежеквартальный отчет эмитента эмиссионных ценных бумаг Общество с ограниченной ответственностью, 4988.44kb.
- Ежеквартальный отчет. 2й квартал 2008 года. Зао «Баранчинский электромеханический завод, 1048.38kb.
- Ежеквартальный отче т открытого акционерного общества, 5552.68kb.
- Ежеквартальный отчет, 1872.58kb.
ОАО "Северноенефтегаз"
46
Восточно-Тарское м-е
НОВ 00790 НЭ
п.7.3.1 (в редакции доп.соглашения №2) Владелец лицензии обеспечивает ежегодные уровни добычи углеводород-ного сырья в соответствии с проектными документами, утвержденными в установ-ленном порядке. Проектным документом «Анализ разработки ВосточноТарского месторождения» (вариант 7а), принятым ТО ЦКР по ХМАО (протокол от 22.12.2005 № 732), предусматривается добыча нефти,тыс.т.: 2005г.-6,9; 2006г.-9,3; 2007г.- 31,4.
Добыча нефти, тыс.т: 2001г.-5,64; 2002г.-4,394; 2003г.-3,143; 2004г.-5,267; 2005г.-6,831; 2006г.-4,141; 2007г.
(1 кв.)-8,624.
Проведен гидроразрыв пласта в скв. № 1, дающий возможность обеспечить в 2007 году проектный уровень добычи.
Утилизация попутного газа: 2002г.-10%; 2003г.-50%; 2004г.-90%; 2005г.-90%, 2006г.-90%
Утилизация попутного газа: 2002г.-0; 2003г.-0; 2004г.-0; 2005г.-0; 2006г.-0; 2007г.(1 кв.)-0.
п.7.4.1 Недропользователь обязан: Проводить мониторинг источников выбросов, сбросов и образования отходов загрязняющих веществ в соответствии с согласованными графиками эколого-аналитического контроля источников выбросов, сбросов и образования отходов
Разработаны и выполняются мероприятия по охране окружающей среды
п.7.7.2 Разовый платеж (бонус) в размере 200 тыс. руб. (деноминированных), предложенный Недропользователем в процессе проведения конкурса, он выплачивает в течение месяца после получения лицензии и распределяется в следующем порядке: бюджет Советского района - 30%; областной бюджет - 30%; федеральный бюджет - 40%
Выполнено
47
Малоичское м-е
НОВ 13733 НЭ
п.1.4 Предприятием на период опытно-промышленной разработки Малоичского месторождения в 1994-1998 гг., настоящим соглашением принимаются следующие технико-экономические показатели... ( В связи с отсутствием дополнительного лицензионного соглашения по технико-экономическим показателям на период 1999 – 2005 гг., показано выполнение проектных решений согласно «Дополнения к технологической схеме ОПР Малоичского месторождения», 2001г.) Проектным документом «Анализ разработки Малоичского месторождения» (вариант 3), принятым ТО ЦКР по ХМАО (протокол от 21.02.2006г. № 736), предусматривается добыча нефти, т.т.: 2006г. – 115,4; 2007г.- 201,5.
Фактические уровни добычи составили: 2006г. – 23,961 тыс. т; 2007г. (1 кв.) – 4,878 тыс.т,
Пробурить разведочные скважины: 1997г. - 1 скв., 1998г. - 1 скв.
Разведочные скважины не бурились.
Пробурить эксплуатационные скважины: 1996г. - 1 скв., 1998г. - 1 скв.
Пробурена 1 скв. В 2005г.
Утилизация попутного газа: 1996г.-15%; 1997г.-15%; 1998г.-25%
Утилизация попутного газа осуществляется путем использования его на собственные нужды в печи ПП-49,5%
По результатам доразведки и опытно-промышленной разработки, в 1999 году Предприятие подсчитает и представит на утверждение в ГКЗ РФ запасы нефти
Пересчет запасов будет выполнен в 2007г. работа завершается (ВНИГНИ)
На базе утвержденных запасов Предприя-тие (в 1999 году) составляет технологиче-скую схему разработки, на основании которой настоящее соглашение дополни-ться уровнями добычи нефти и газа по годам на оставшийся период действия лицензии
Выполнен проектный документ «Анализ разработки Малоичского месторождения»
п.1.10. Предприятие оценивает фоновый уровень загрязнения по состоянию на 01.05.95 г. и к 01.10.95 г. составляет программу по оздоровлению экологической обстановки территории месторождения с указанием конкретных сроков исполнения мероприятий
В июне 2005г проведена оценка радиационной обстановки на территории Малоичского месторождения, договор № 3/2004/1230-04/БГ от 30.12.04г. с Сибирским филиалом «Березовгеология» ФГУП «Урангеологоразведка» МПР РФ. Ежегодно осуществляется локальный экологический мониторинг ГУ Сибирским региональным научно-исследовательским гидрометеорологическим институтом (СибНИГМИ). Ежегодно составляются и утверждаются мероприятия по ООС, включающие в себя обязательные пункты по оздоровлению экологической обстановки территории месторождения.
11.
ООО "Западно-Малобалыкское"
48
Западно-Малобалыкский
ХМН 11353 НЭ
Ст. 8 п.8.6 Владелец лицензии в срок до 01.10.1996 г. проводит исследования фонового уровня загрязнения территории и в срок до 01.01.97 г. разрабатывает и представляет в КПР по ХМАО и Прави-тельство ХМАО утвержденную Програ-мму оздоровления экологической обстано-вки участка соглашения с корректировкой по годам
Разработана и предоставлена в ГУПР по ХМАО Программа оздоровления экологической обстановки на лицензионном участке с корректировкой по годам.
Ст. 8 п.8.8 Владелец лицензии осущест-вляет обустройство месторождений по проектам, имеющим положительное зак-лючение Государственной экологической экспертизы
На все проекты по обустройству месторождения имеется положительное заключение Государственной экологической экспертизы
Ст. 8 п.8.9 Владелец лицензии выполняет работы с соблюдением Закона РФ "Об охране и использовании памятников истории и культуры", предусматривает при составлении проекта проведение археологической экспертизы и возмещение ущерба за уничтожение или повреждение памятников истории и культуры
В 2002-2003 годах проведена историко-культурная экспертиза территории Западно-Малобалыкского месторождения и получен отчет №02-04/100 в котором обозначены перспективные и малоперспективные зоны. При пересечении указанных зон строительными объектами, заключаются договора с научно-производственным объединением «Северная археология 1» на натурное обследование
Ст. 8 п.8.10 Взаимодействие между владельцем лицензии и Администрацией Нефтеюганского района осуществляется на основании их ежегодных соглашений со сроком представления в Департамент нефти и газа ХМАО И КПР по ХМАО к началу следующего года
Заключен договор с Администрацией Нефтеюганского района № ЗМБ-00/07-28/52 от 1 марта 2007г. сроком на 3 года
Ст. 13 п.13.2 Владелец лицензии произве-дет переработку и углубленную переинте-рпретацию имеющихся сейсмических материалов, увязку их с материалами поисково-разведочного и эксплуатацион-ного бурения с целью уточнения модели залежей (объем переработки составит порядка 300 км сейсмических профилей)
Переинтерпретировано 300 пог. км, выполнено и обработано 288 кв.км сейсмики 3Д
Ст. 13 п.13.3 После ввода месторождения в эксплуатацию предусматривается составление и реализация владельцем лицензии программы на ведение доразведочных работ. Начало работ по доразведке - не позднее 01.01.98 г., объем поисково - разведочного бурения должен составить не менее 2 скважин
пробурено 4 скв. и 3 скв. углублены до Ачимовских отложений
Ст. 18 п.18.1 Степень утилизации попутного газа с начала разработки месторождения должна составлять не менее 95%.
За 1 кв.2007 года утилизация составила 2,3%.
Выполнено ТЭО водогазового воздействия.
Заключен дополнительный Договор на выполнение работы «Обоснование инвестиций строительства газотурбинной электростанции». Выполнение работы - май 2007г. Начало реализации программы по утилизации газа (выбор одного из направлений по утилизации газа) июль месяц 2007 г.
март
2007 г.
июль
2007 г.
12
ОАО "Удмуртская нефтяная компания"
49
Верейские залежи Патраковского месторождения
ИЖВ 00336 НЭ
Сейсморазведочные работы 3Д - 40 км2 в 2000 году;
Выполнено - 3Д -55 кв.км в 2000 году;
Бурение разведочной скважины со вскрытием отложений турнейского яруса нижнего карбона - до 2000г.
Не выполнено
Бурение разв. скв. № 45 (район разв. скв.№268)
2008 г.
2008 г.
уровни добычи нефти (тыс.т): 2002 г.-15,0 2003 г.-34,9 2004 г.-42,3 2005 г.-5,506 2006 г.-7,13
2007г.- 26,89
фактические уровни добычи (тыс.т): 2002 г.-5,375 2003 г.-5,019 2004 г.-5,852 2005 г.-4,852 2006 г. – 7,228
2007г. (3 мес)- 1,358
Максимальный уровень добычи в 2009г.- 225,0 тыс.т
Обязательства не наступили
Бурение 59 эксплуат.скв.
2007 г.
2010 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Протокол ЦКЗ № 367 от 15.05.2004
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006 г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ЦКР №10-ТКР от 17.05.2005
Дополнение к ТСР (УТСР)
2008 г.
2008 г.
Авторский надзор за реализацией ТСР, протокол №96 от 02.11.2006 (срок действия 2006-2008гг)
50
Башкирские залежи Патраковского месторождения
ИЖВ 00337 НЭ
Уровни добычи нефти (тыс.т): 2002 г.-32,8 2003 г.-77,1 2004 г.-88,7 2005 г.-26,8 2006 г.-16,93
2007г.- 34,60
Фактические уровни добычи (тыс.т): 2002 г.-29,227 2003 г.-29,472 2004 г.-28,673 2005 г.-18,809 2006 г.- 17,254
2007 (3 мес)- 4,224
Максимальный уровень добычи в 2004г.- 88,7 тыс.т.
Не выполнено
Пробурить 7 экс. скв.
2007 г.
2008 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Протокол ЦКЗ № 367 от 15.05.2004
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ЦКР №10-ТКР от 17.05.2005
Дополнение к ТСР (УТСР)
2008 г.
2008 г.
Авторский надзор за реализацией ТСР, протокол №96 от 02.11.2006
51
Яснополянские залежи Патраковского месторождения
ИЖВ 00338 НЭ
уровни добычи нефти (тыс.т): 2002 г.-11,4 2003 г.-18,7 2004 г.-25,6 2005 г.-14,438 2006 г. -12,49
2007г.- 14,36
фактические уровни добычи (тыс.т): 2002 г.-9,740 2003 г.-14,915 2004 г.-14,119 2005 г.-13,153 2006 г. –11,542
2007г (3 мес)- 1,995
Максимальный уровень добычи в 2004г. 25,6 тыс.т.
Не выполнено
Пробурить 2 экс. скв.
2008 г.
2008 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Протокол ЦКЗ № 367 от 15.05.2004
Выполнение уточненной технологической схемы в 2006г.
ТСР, протокол ЦКР №10-ТКР от 17.05.2005
Дополнение к ТСР (УТСР)
2008 г.
2008 г.
Авторский надзор за реализацией ТСР, протокол №96 от 02.11.2006
52
Турнейские залежи Патраковского месторождения
ИЖВ 00339 НЭ
уровни добычи нефти (тыс.т): 2002 г.-6,1 2003 г.-9,3 2004 г.-8,9 2005 г.-2,7 2006 г.- 2,22
2007г.- 2,00
фактические уровни добычи (тыс.т): 2002 г.-1,108 2003 г.-1,073 2004 г.-2,516 2005 г.-2,357 2006 г. – 2,348
2007г. (3 мес)- 1,031
Максимальный уровень добычи в 2003г. 9,3 тыс.т.
Не выполнено
Бурение 1 эксплуатационной скв.
2010 г.
2010 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Протокол ЦКЗ № 367 от 15.05.2004
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ЦКР №10-ТКР от 17.05.2005
Дополнение к ТСР (УТСР)
2008 г.
2008 г.
Авторский надзор за реализацией ТСР, протокол №96 от 02.11.2006
53
Верейско-башкирские залежи Центрального месторождения
ИЖВ 00334 НЭ
Сейсморазведочные работы 3Д - 50 км2 в 2000 году;
Выполнено 3Д -63,82 км2 в 2000 году
Бурение одной разв скв до 2000 года со вскрытием турнейского яруса
Не выполнено
Бурение оц. скв.№550
2008 г.
2009 г.
уровни добычи нефти (тыс.т): 2002 г.-11,3 2003 г.-16,0 2004 г.-48,1 2005 г.-10,0 2006 г.-20,0
2007г. – 18,9
фактические уровни добычи (тыс.т): 2002 г.-9,251 2003 г.-10,454 2004 г.-10,85 2005 г.-9,247 2006 г. – 9,119
2007г (3 мес)- 2,074
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Выполнено частично. Подсчет запасов не принят из-за недостоверности представленных данных. Протокол ГКЗ № 988-дсп от 04.03.2005
Предоставление материалов подсчета запасов на гос. экспертизу
2010 г.
2010 г.
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ТКР №59 от 06.07.2000г.
Дополнение к ТСР
2009 г.
2009 г.
Авторский надзор, протокол ТКР №107 от 01.12.2006 (срок действия 2006-2008 годы)
Максимальный уровень добычи в 2007г. 192,4тыс.т.
-
Пробурить 91 экспл. скв.,
2006 г.
2014 г.
54
Турнейские и тульская залежи Центрального месторождения
ИЖВ 00335 НЭ
уровни добычи нефти (тыс.т): 2003 г.-2,7 2004 г.-20,1 2005 г.-31,2 2006 г.-0
2007г.- 0
фактические уровни добычи (тыс.т): 2003 г.-0 2004 г.-0 2005 г.-0 2006 г.-0
2007г.(3 мес) - 0
Максимальный уровень добычи в 2005г. 31,2 тыс.т.
-
Доразведка экспл. бурением (пробурить 6 скв)
2009 г.
2010 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Выполнено частично. Подсчет запасов не принят из-за недостоверности представленных данных. Протокол ГКЗ № 988-дсп от 04.03.2005
Предоставление материалов подсчета запасов на гос. экспертизу
2010 г.
2010 г.
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ТКР №59 от 06.07.2000г.
Дополнение к ТСР
2009 г.
2009 г.
Авторский надзор, протокол ТКР №107 от 01.12.2006 (срок действия 2006-2008 годы)
55
Верейско-башкирские залежи Турецкого месторождения
ИЖВ 00333 НЭ
Сейсморазведочные работы 3Д -75 км2 в 2002 году;
Выполнено 3Д -75 км2 в 2004 году
Уровни добычи нефти (тыс.т.): 2002г. - 10,8 2003г. - 18,0 2004г. - 60,6
2005г.- 7,375
2006г.- 11,09
2007г.- 33,62
Фактические уровни добычи (тыс.т.): 2002г. - 5.1 2003г. - 6.0 2004г. - 6.6
2005г.- 5,075
2006г. – 11,171
2007г. (3 мес)- 3,778
Максимальный уровень добычи в 2007г. 190,6 тыс.т.
-
Пробурить 62 эксп. скв.
2006 г.
2010 г.
Предоставление материалов на государственную экспертизу в 2005г.
Выполнено частично. Подсчет запасов выполнен, в соответствии с письмом ОАО НК "Русснефть" №СБ-985 от 09.02.2006 отчет в ЦКЗ не направлен по причине несоответствия материалов требованиям ГКЗ
Новый подсчет запасов на гос. экспертизу
2008 г.
2009 г.
Выполнение уточненной тех. схемы в 2006г.
Состояние выполнения:
ТСР, протокол ТКр №58 от 06.07.2000г.
Дополнение к ТСР
2008 г.
2008 г.
Авторский надзор за реализа-цией проектных решений Туре-цкого месторождения, протокол № 94 от 14.09.2006 (срок действия 2006-2008гг)