Geum.ru

Ежеквартальный отчет

Вид материалаОтчет

Содержание


ЗАО "Соболиное"
Подобный материал:
1   ...   30   31   32   33   34   35   36   37   ...   44
20.

ЗАО "Соболиное"

63

Соболиное

ТОМ 00640 НЭ

1.Составить согласованную с Территориальным органом МПР России по Томской обл. программу комплексного геологического изучения разреза (включая доразведку залежи пласта Б12 тарской свиты) с учетом вскрытия палеозоя на глубину, доступную его техническим возможностям, но не менее 200 м

Составлена и утверждена в территориальном Агенстве по недропользованию Программа ГРР на 2007 г по Соболиному месторождению (Протокол №74 от 12.12.2006г)

 







2.Представить материалы по подсчету запасов на Государственную экспертизу и в ЦКР при Минтопэнерго проектную документацию на промышленную разработку - до 1996 г.

- Запасы утверждены ТКР ТО Пр.№1 от 12.02.2004г. ЦКЗ (пр .№ 73(м)-2004 от 16.03.2004г.)
- дополнение к тех.схеме разработки Соболиного месторождения (Протокол ЦКР Роснедра № 3487 от 30.11.2005г)

- Подсчет запасов Соболиного месторождения (с учетом Гураринского) рассмотрен и утвержден в ГКЗ Роснедра (Протокол ГКЗ Роснедра №1255 от 13.09.2006г)




 




3. Уровни добычи углеводородного сырья (нефти и газа) в соответствии с проектными документами, утвержденными в установленном порядке

2007 год:
по Дополнению к тех. схеме разработки Соболиного месторождения (Пр. ЦКР Роснедра № 3487 от 30.11.2005) –224 тыс.т ;
ожидаемые – 49,595 тыс.т

Технологическая схема разработки Гураринского, Соболиного месторождений

сентябрь

2006 г.

декабрь

2007 г.

4. Размещение пластовых и промышлен-ных отходов осуществлять в соответствии с утвержденным и согласованным в установленном порядке Проектом промышленного размещения отходов

 

Составить и утвердить уточненный проект промышленной закачки подтоварных вод на Соболином месторождении.

май

2007 г.

декабрь

2007 г.

5.Закачка подтоварных и минерализован-ных вод с целью ППД осуществляется в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки Соболиного нефтяного месторождения

Дополнение к тех. схеме разработки Соболиного месторождения (Пр. ЦКР Роснедра № 3487 от 30.11.2005)

Технологическая схема разработки Гураринского, Соболиного месторождений

сентябрь

2006 г.

декабрь

2007 г.

21.

ООО"Нягань-Ойл"

64

Овальный

ХМН 11155 НР

10.3 По результатам ГРР и пробной эксплуатации не позднее 2005года представить на ТКЗ, а затем на ГКЗ отчет по подсчету запасов

В пробную эксплуатацию введено с 8.02.06г

защита запасов и ТЭО КИН перенесена 2008гг. после обработки СРР 3Д.

декабрь

2006 г.

декабрь

2007 г.

11.2 Проведение до 31.12.02г 200пог.км сейсмических работ, бурение 1поисковой и 1 разведочной скважин

В 2002году пробурена поисковая скважина 17-П, при испытании получен приток пластовой воды. В апреле 2005г проведено ВСП в скв.1-П Аржановского м-я. В конце 2006г начаты работы по СРР 3-Д в объеме 132 кв.км . В 2006г пробурена разведочная скважина 5-Р на Овальном месторождении.

В конце 2006г начаты работы по СРР 3-Д в объеме 132 кв.км . Выполнение на 1.04.07г составило 130,08 км2. В настоящее время начаты работы по обработке СРР 3Д. Пробурена разведочная скважина 5-Р на Овальном месторождении, при испытании получен приток пластовой воды. Скважина ликвидирована по геол.причинам.

марта

2006 г.

августа

2007 г.

17.4 Уровни добычи нефти пересматриваются при утверждении проектного документа. Протоколом заседания ТО ЦКР по ХМАО № 657 от 7.06.05г первый год начала работ по пробной эксплуатации перенесен на 2005г с добычей нефти 0,8т.т.; 2006г - 30т.т.; 2007г – 110,3т.т.

В пробную эксплуатацию введено с 8.02.06г

Протоколом заседания ТО ЦКР по ХМАО №657 от 7.06.05г первый год начала работ по пробной эксплуатации перенесен на 2005год с добычей нефти в объеме 0,8тыс.т.;2006г-30 т.т.;2007г-110,3 т.т. Добыча за 1 кв.2007г составила 1,455тыс.т.

январь

2005 г.

декабрь

2007 г.

Требования и особые условия Комитета природных ресурсов по ХМАО по экологической безопасности при освоении и разработке месторождений нефти, газа… п.2.Разработать и включить в проект обустройства месторождения разделы ОСОС и ОВОС, подготовить комплексную программу эколого-экономических мероприятий

 

Проведен тендер, выбрана проектная организация ЗАО «ГИПРОНГ-Эком». Договор не заключается из-за отсутствия финансирования.

январь

2007 г.

4 кв.

2007 г.

22.

ООО " НАК Аки-Отыр"

65

Рямное меторождение

ХМН 11177 НЭ

п.3.5.Владелец лицензии предоставляет к 01.01.95г. на утверждение в ЦКР "Технологическую схему разработки Рямного месторождения".

Технологическая схема разработки Рямного месторождения утверждена Протоколом ТКР ХМАО от 14.06.2000 г. №8. Выполнено.










п.12.3.Владелец лицензии не позднее 01.01.95г. проведёт оперативную оценку запасов в соответствии с протоколом ЦКР №266 от 12.08.90г.

Отчет по подсчету запасов пр. ЦКЗ №51-98 от 29.03.1998 г. Выполнено.










п.13.2.Владелец лицензии, проведя анализ ГРР и пробную эксплуатацию месторождения, представит к 01.01.96г. на согласование Проект разработки

Технологическая схема разработки пр. ТКР ХМАО от 14.06.2000 г. № 8. Выполнено.

Разрабатываются дополнения к лицензии по изменению данной статьи на текст с констатацией существующего положения.

2007г.

2007г.

п.13.3.Во время действия Проекта пробной эксплуатации Владелец лицензии проведёт вторичную обработку сейсмических материалов по месторождению, не исключая возможности проведения дополнительных съёмок по лицензируемому участку.

Вторичная переобработка материалов сейсмики и результатов бурения эксплуатационных скважин с целью построения геологической модели месторождения проведена при создании нового технологического документа "Дополнение к технологической схеме разработки" (договор № 331/308 от 26.12.2005 с ООО «ТЭРМ). Выполнено.

Разрабатываются дополнения к лицензии по изменению данной статьи на текст с констатацией существующего положения.

2007г.

2007г.

п.18.1.Владелец лицензии обеспечивает уровни добычи нефти и газа, утилизация газа с 1996 года должна составлять 95%.

В соответствии с Уведомлением Распорядителя недр в лице Югра-недра о приостановке действия лицензии в части добычи, добыча нефти и газа в 1 кв. 2007 года не велась. Утилизация газа (за счёт технологических потерь, фактические уровни потерь согласно отчёта ООО "Совет ВОИР СибНИИНП") в 2005 году равна 40,7%, в 2006 году 100%. Согласованные технол. потери газа на 2007 г – 62,2%. Так как нормативы по утилизации газа устанавливаются годовые, пока, в 2007 г., нарушений в части утилизации нет.










66

Верхне-Шапшинский

ХМН 11178 НЭ

п.11.3. Владелец лицензии не позднее 01.01.1999 г. представляет на Государственную экспертизу запасов Российской Федерации отчёт по подсчёту запасов по Участку Соглашения

В 2004 году отчёт был представлен на рассмотрение в ГКЗ РФ. Выполнено.










п.12.2. Владелец лицензии представляет не позднее 1.01.1998г. на согласование с Органами, выдавшими лицензию, проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения

В 2003году выполнен Проект пробной эксплуатации, пр. ТО ЦКР по ХМАО № 454 от 24.12.2003г. Срок начала работ по проектному документу – 2008 год. Выполнено.

Разрабатываются дополнения к лицензии по изменению данной статьи на текст с констатацией существующего положения.

2007г.

2007г.

п.12.3. Проведение геологоразведочных работ в период 1997-1999гг. – бурение трех разведочных скважин, общим метражом 8550 м

В 1999-2000гг. пробурена разведочная скважина № 17-Р. В 2005 закончена строительст-вом поисковая скв.№ 601-п. Бурение 3-ей разведочной скважины № 600-п завершено в октябре 2006 года. Выполнено.










п.12.5. Ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию намечается осуществить в 1999 году, объём эксплуатационного бурения составит в 1999 году 10 тыс.м., в 2000 году - 20 тыс.м.

В 2003году выполнен Проект пробной эксплуатации, пр. ТО ЦКР по ХМАО № 454 от 24.12.2003г. Срок начала работ по проектному документу – 2008 год. Так как согласно п.. 8.2. «Владелец лицензии осуществляет разработку согласно проектным документам, утверждённым ТКР (ЦКР) в установленном порядке», нарушений нет.










п.17.1. Владелец лицензии обеспечивает уровни добычи нефти и газа предусмотренные Протоколом ЦКР № 1978 от 19.12.1995г. Ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию предполагается в 1999 году с уровнями добычи нефти на 1999 год - 3.6 тыс.т., на 2000 год - 18 тыс.т.

Так как месторождение не под-готовлено к проведению опы-тно-промышленной эксплуа-тации с 1999г. в силу своей недоразведанности, в соотве-тствии с постановлением прото-кола ТО ЦКР по ХМАО № 454 от 24.12.2003г, ввод м-я в разра-ботку должен быть осуществлён в 2008 году. А поскольку согла-сно п. 8.2. «Владелец лицензии осуществляет разработку сог-ласно проектным документам, утверждённым ТКР (ЦКР) в установленном порядке», нарушений нет.










67

Нижне- Шапшинский

ХМН 11176 НЭ

п.11.3. Владелец лицензии не позднее 01.01.98г. представляет на Государствен-ную экспертизу запасов Российской Федерации отчет по подсчету запасов

Отчет по подсчёту запасов выполнен пр. ЦКЗ РФ № 90 от 28.06.2000г. Выполнено.

 

 

 

п.12.4. Объем эксплуатационного бурения, согласно протокола ЦКР №1978 от 19.12.1995 г., составит по годам: 1997 г. – 10 тыс. м., 1998 г. – 50 тыс. м., 1999 г. – 110 тыс. м., 2000 г. – 130 тыс. м., всего 300 тыс.м.

Согласно проекту пробной эксп-луатации месторождения (про-токол ТКР ХМАО № 211 от 02.02.2001г.; протокол ТО ЦКР по ХМАО № 645 от 24.05.2005 г.) объём эксплуатационного бурения на 01.01.2006г. должен составлять 40 тыс.м (15 и 25 тыс.м в 2004 и 2005 годах). Объем эксплуатационного бурения на 01.01.2006 составил 47,8 тыс.м., что превышает проектный на 7,8 тыс.м. Объём эксплуатационного бурения на 2006год согласно Технологи-ческой схемы разработки Ни-жне-Шапшинского нефтяного месторождения (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 822 от 28.09.2006) должен составлять 24 тыс.м. Объем эксплуатацион-ного бурения за 2006 год сос-тавил 29,3 тыс.м. Требования утверждённого проекта выпо-лняются. Однако статья согла-шения остаётся невыполненной.

Разрабатываются дополнения к лицензии по изменению данной статьи

4 кв.

2005г.

2007г.

п.17.1. Владелец лицензии обеспечивает уровни добычи нефти и газа пр. №1978 от 19.12.1995 г., утилизация газа должна составлять 95%. Согласно протоколу ЦКР, ввод Нижне-Шапшинского месторождения в разработку осуществляется в 1997 г.

Согласно пункта 17.3. "уровни добычи нефти устанавливаются в соответствии с проектными документами, утверждёнными в установленном порядке". Существующие уровни добычи уровней, утверждённых тех. схемой, не достигают. Согласно пункта 16.2. "объём утилизации газа определяется в соответст-вии с утверждёнными в устано-вленном порядке проектными документами на разработку м-я". В действующем проектном документе установлено требо-вание довести уровень утилиза-ции газа до 95% в 2010 г. Соо-тветственно нынешний уровень в 14,4% в 1 кв. соответствует требованиям лицензии.










68

Средне- Шапшинский

ХМН 11179 НЭ

п.11.3. Владелец лицензии не позднее 01.01.1999 г. представляет на Государстве-нную экспертизу запасов Российской Федерации отчёт по подсчёту запасов

Отчёт представлен в ГКЗ 28.12.06 г. (исх.№ ХМ/2584 от 25.12.2006). Выполнено.










п.12.3 Сейсморазведочные работы методом 3Д в сезоны 1997-1998гг. в объеме 50-60 кв.км
В 1999 году закончить бурение разведочной скважины , метраж-2850 м.

В 1999 году пробурена скважина Р-127 глубиной 2930 м. 2001-2002гг. пробурены две скважи-ны п-100 и Р-128 глубиной 3000 и 2893 м. В 2004 - 2005гг. выпо-лнены сейсморазведочные рабо-ты МОГТ 3Д в объеме 120 кв.км. В 2007 г. проведено испытанме парам. скв. № 29, начаты сейсморазведочные работы 3Д на площади 210 км2. Выполнено.










п.12.5. Ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию намечается осуществить в 2000 году, объём эксплуатационного бурения составит в 2000 году 10 тыс.м.

В 2003году выполнена "Технологическая схема опытно-промышленной разработки (ОПР) Средне-Шапшинского месторождения" (протокол ТО ЦКР №437 от 07.08.03г.)г. Срок начала разработки мес-я по проектному документу – 2006 г. Ведётся подготовка к вводу месторождения в разработку. Осуществляется стр-во автодороги ввиду отсутствия в районе работ подъездных путей.




 

 

п.17.1. Владелец лицензии обеспечивает уровни добычи нефти и газа предусмотренные пр. ЦКР № 1978 от 19.12.1995г., ввод месторождения в разработку осуществляется в 2000 году с уровнем добычи нефти на 2000 год - 4.5 тыс.т.

В 2003году выполнена "Техно-логическая схема опытно-про-мышленной разработки (ОПР) Средне-Шапшинского мес-я" (протокол ТО ЦКР №437 от 07.08.03г.)г. Срок начала разработки мес-я по проектному документу – 2006 год. Ведётся подготовка к вводу мес-я в разработку.










23.

ОАО "Саратовнефтегаз"

69

Александровский

СРТ 10613 НЭ

п.8.2. ОАО Саратовнефтегаз"осуществляет разработку настоящего лицензионного участка согласно проектным документам, утвержденным ТКР(ЦКР) в установленном порядке.

 «Анализ разработки Александровского месторождения» (Протокол ЦКР Роснедра № 3754 от 20.07.2006г.).

Составление «Проекта пробной эксплуатации Александровского месторождения». Срок представления проектного документа на ЦКР - декабрь 2007 г.



2007 г.


март

2008 г.

п.17.3. Уровни добычи нефти и газа (конденсата) будут уточняться ежегодными дополнительными соглашениями с Министерством нефти, газа и недропользования Правительства Саратовской области в срок до - года, предшествующего планируемому на основании проектных документов и авторского надзора.

«Программа развития горных работ ОАО «Саратовнефтегаз» на 2007г.» согласована Управлением Ростехнадзора по Саратовской области. Уровни добычи УВС на 2006-2008г.г. установлены «Анализом разра-ботки Александровского мес-я» (Протокол ЦКР Роснедра № 3754 от 20.07.2006г.).