Сырьевая база ОАО «Норильскгазпром»

По состоянию на 1.01.2008 года Общество владеет лицензиями на право пользования участками недр Ямало-Ненецкого и Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономных округов:

• 1. Мессояхское газовое месторождение (серия ДУД 13 583 НЭ);
• 2. Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение (серия ДУД 13 582 НЭ);
• 3. Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение (серия СЛХ 13 006 НЭ).

Текущее состояние запасов и коэффициентов флюидоотдачи по лицензионным участкам ОАО «Норильскгазпром» (категории А+, В+, С1) следующее:

• 1. Мессояхское ГМ: газ, млрд. м³ — 7,417 (62,5%);
• 2. Южно-Соленинское ГКМ: газ, млрд. м³ — 18,319 (79,8%);

Конд-т, млн. тн. 0,416 (58,8%);

3. Северо-Соленинское ГКМ газ, млрд. м3 — 55,597 (57,0%);

Конд-т, млн. тн. — 0,991 (35,2%).

Ресурсная база Общества на 01.01.2008 г. по трем вышеперечисленным месторождениям включает запасы: газа — по категориям А+, В+, С1 — 81,333 млрд. м³, остаточные извлекаемые запасы конденсата — 1,407 млн. т.

Текущее состояние разработки месторождений и показатели добычи углеводородного сырья по предприятию.

Мессояхское газовое месторождение.

Месторождение открыто в 1967 году, в 1969 году введено в опытно-промышленную разработку, в промышленной эксплуатации с 1970 года.

Запасы газа по месторождению утверждены ГКЗ в 1968 г., (Протокол № 5429 от 05.07.1968 г.):

• — по категории В — 24 790 млн. м³;
• — по категории С2 — 19 440 млн. м³;
• — балансовые А+, В+, С1 — 19 793 млн. м³.

С начала разработки на месторождении добыто 62,5% начальных запасов газа. Месторождение в настоящее время находится на стадии падающей добычи. Добыча газа ведется 4 скважинами. Дебиты скважин неустойчивые и составляют 20−80 т. м³/сут.

Вследствие осложнений в процессе эксплуатации скважин (разрушение пород коллектора, интенсивное обводнение) разработка месторождения проводилась с перерывами и консервацией до 3 лет. С 1990 по 1998 г. эксплуатация месторождения в соответствии с решением ЦКР РАО «Газпром» (Протокол № 1/90 от 19.01.1990 г.) велась в сезонном режиме (с мая по октябрь) с целью частичного восстановления пластового давления. С осени 1998 года месторождение переведено на круглогодичную эксплуатацию.

Добыча газа в 2007 году составила 70,082 млн. м³ (3,0% от общей добычи газа Общества).

Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение.

Месторождение открыто в 1969 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1972 году, в промышленную эксплуатацию в 1975 году. Запасы газа и конденсата утверждены ГКЗ в 1974 году (Протокол № 7112 от 21.02.1974 г.):

• — газа по категории С1 — 66 767 млн. м³;
• — конденсата по категории С1 — 2354 тыс. т.

В 1976 г. извлекаемые запасы конденсата пересчитаны и утверждены ГКЗ (Протокол № 7781 от 31.12.1976 г.) в количестве 1010 тыс. т. по категории С1. Месторождение разрабатывается в режиме истощения. До 1997 г., эксплуатировалось два объекта, в настоящее время эксплуатируется шесть объектов:

I объект (пласты СД-VIII и СД-IX) в настоящее время разрабатывается 6 скважинами, дренируемые запасы газа оцениваются в 46 122 млн. м³, при утвержденных — 43 612 млн. м3. С начала разработки из залежей I объекта извлечено 38 421 млн. м³. Добыча за 2007 год — 98,3 млн. м³ газа и 566 тонн конденсата (извлечено — 764 тонн).

II объект (пласты СД-X и СД-XI) разрабатывается 5 скважинами, дренируемые запасы газа оцениваются в 21 750 млн. м³, при утвержденных — 23 155 млн. м³. С начала разработки из залежей II объекта извлечено 18 768 млн. м³. Добыча за 2007 год — 65,3 млн. м³ газа и 402 тонны конденсата (извлечено — 542 тонны). В 1997;2003 гг., введены в эксплуатацию 5 новых залежей с суммарными запасами свободного газа по категории С1 — 8,998 млрд. м³.

III объект (СД-I) разрабатывается 2 скважинами. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 3699 млн. м³. С начала разработки из залежи III объекта извлечено 482 млн. м³ газа. Добыча за 2007 год — 16 млн. м³ газа.

IV объект (СД-II) разрабатывался 1 скважиной. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 1281 млн. м³.С начала разработки из залежи IV объекта извлечено 113 млн. м³ газа. Добыча за 2007 год — 3,2 млн. м³ газа.

V объект (ЯК-II) эксплуатационный фонд — 1 скважина. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР, составляют 3416 млн. м³. С начала разработки из залежи V объекта извлечено 65 млн. м³. Добыча за 2007 год — 10,2 млн. м³ газа.

VI объект (Мх-III). Разрабатывается 1 скважиной. Начальные запасы газа, утвержденные ЦКЗ МПР составляют 582 млн. м³. С начала разработки из залежи IV объекта извлечено 78 млн. м³. Добыча за 2007 год — 8,8 млн. м³.

С начала разработки месторождения добыто 79,8% начальных запасов газа из семи эксплуатационных объектов. Месторождение находится на стадии истощения, дебиты скважин снизились с 700−1000 тыс. м³/сут. до 24−50 тыс. м³/сут. В связи со значительным падением пластового давления по I и II объектам, для скважин, вскрывающих пласты СД-VIII, IX, X, XI, характерно самозадавливание скопившейся на забое скважин жидкостью и снижение устьевого давления ниже критического. Выполняются работы по переводу их на вышележащие объекты для поддержания уровня плановой добычи. Действующий фонд скважин 16 единиц. Добыча газа в 2007 году — 201,877 млн. м³, (8.5% от объема добычи Общества), конденсата 958 тн. В 2007 году из вновь открытых залежей отобрано 37 млн. м³ газа или 18,8% от всей добычи по месторождению.

В 2007 году ООО НТЦ «Нефтегазтехносервис» выполнена НИР «Авторский надзор за разработкой Южно-Соленинского ГКМ». Принят вариант разработки месторождения с годовым уровнем добычи УВС на 2008 год в объемах: газ — 180 млн. м³, конденсат — 0,700 тыс. т.

На 2007;2008 годы запланирован пересчет запасов газа и конденсата по Южно-Соленинскому газоконденсатному месторождению с последующим утверждением в ГКЗ РФ.

Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение.

Месторождение открыто в 1971 году. Введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1983 г. Запасы газа и конденсата утверждены ГКЗ в 1974 г. (Протокол № 7112 от 21.02.1974 г.):

• — газа по категории С1 — 95 649 млн. м³ (пересчитанные с новыми залежами — 129 221 млн. м³);
• — конденсата — 1973/1530 тыс. тн. (балансовые/извлекаемые).

В настоящее время эксплуатируется в режиме падающей добычи. Месторождение разрабатывается 6-ю эксплуатационными объектами.

I объект (пласты ЯК-I и ЯК-II) разрабатывается 34 скважинами, в том числе четыре — совместно с ЯК-0. Запасы газа: утвержденные — 26 073 млн. м³. Добыча газа в 2007 году — 1 047 млн. м³. Накопленный отбор газа по объекту составляет 28 529 млн. м³. В результате переоценки запасы газа по пластам ЯК-I и ЯК-II на 01.01.07 г. составляют по категории А+, В+, С1. 33 934 млн. м³.

II объект (пласт СД-III) разрабатывается 4 скважинами, в том числе одна — совместно с СД-VIII.

Утвержденные запасы газа составляют 28 410 млн. м³, дренируемые — 18 512 млн. м³, извлекаемые запасы конденсата — 356 т. Накопленный отбор газа по объекту составляет 15 008 млн. м³, конденсата 119 т. Добыча газа в 2007 году — 70,2 млн. м³, конденсата — 279 тонн (извлечено — 353 тонны).

III объект (пласты СД-VIII и СД-IX) разрабатывается 21 скважиной, в том числе две — совместно с СД-III и СД-I3. Утвержденные запасы газа составляют 41 166 млн. м³, дренируемые оцениваются в 27 900 млн. м³, извлекаемые запасы конденсата — 1174 т.

Накопленный отбор газа по объекту составляет 22 395 млн. м³, конденсата 420 т. Добыча газа в 2007 году — 384,8 млн. м³, конденсата — 2825 тонн (извлечено — 3582 тонны).

IV объект (пласт СД-I3) разрабатывается в настоящее время 7 скважинами, в том числе одна — совместно с СД-VIII и СД-IX. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 4900 млн. м³, дренируемые запасы оцениваются в 4497 млн. м³. Накопленный отбор газа по объекту составляет 3772 млн. м³.

Добыча газа в 2007 году — 124 млн. м³. Четвертый эксплуатационный объект является возвратным горизонтом для обводняющихся скважин II и III объектов.

V объект (пласт Як-0) разрабатывается 7 скважинами, в том числе 4 — совместно с ЯК-I. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 14 503 млн. м³, дренируемые оцениваются в 10 300 млн. м³. Накопленный отбор газа по объекту составляет 3 443 млн. м³.

Добыча газа в 2007 году — 450,3 млн. м³. Пятый объект является возвратным горизонтом для обводняющихся или малодебитных скважин ниже залегающих объектов и служит регулятором сезонного дефицита газопотребления.

VI объект (пласт Мх-III) разрабатывался 1 скважиной. Утвержденные ЦКЗ МПР запасы газа составляют 6308 млн. м³. Накопленный отбор газа по объекту составляет 552 млн. м³, добыча газа в 2007 году — 13 млн. м³.

Шестой объект является возвратным горизонтом для обводняющихся или малодебитных скважин нижезалегающих объектов.

В целом по месторождению остаточные от утвержденных запасы газа составляют 55 522 млн. м³, конденсата — 991 т.

Текущий коэффициент газоотдачи составляет 57%, эксплуатационный фонд скважин — 77 ед.

Добыча по Северо-Соленинскому газоконденсатному месторождению за 2007 год составила 2088,886 млн. м³ газа и 3104 т. конденсата. Из общего объема газа доля новых залежей — 28% или 587 млн. м³.

В 2007 году ООО НТЦ «Нефтегазтехносервис» выполнена работа «Авторский надзор за разработкой Северо-Соленинского ГКМ».

Уровень добычи УВС на 2008 год в следующих объемах:

• — газ — 1958 млн. м³;
• — конденсат — 2,4 тыс. т.

В 2007;2008 годах запланирован пересчет запасов газа и конденсата по Северо-Соленинскому газоконденсатному месторождению с последующим утверждением в ГКЗ РФ.

В своей производственной деятельности Общество планирует выполнять все обязательства, заложенные в лицензионные соглашения, в том числе своевременное внесение в бюджеты всех уровней предусмотренных платежей, охраны недр и окружающей среды. Планируются тематические работы нефтегазовой направленности по завершению отчетов по доработке Северо-Соленинского газоконденсатного месторождения, анализу и прогнозу технологических показателей разработки Мессояхского и Южно-Соленинского месторождений на период действия лицензионных соглашений, пересчет запасов углеводородов по Южнои Северо-Соленинским газоконденсатным месторождениям.

Авторский контроль за соблюдением проектных решений осуществляет Служба геологии, маркшейдерии и разработки месторождений. Продолжается контроль за разработкой семи новых залежей, вовлеченных в пробную эксплуатацию на Соленинских месторождениях. В настоящее время все эксплуатируемые месторождения работают в режиме истощения и падающей добычи. Текущие пластовые давления по эксплуатируемым залежам составляют 20−60% от первоначальных.

Пластовой энергии недостаточно для выноса на поверхность жидкости — конденсата, пластовой воды с метанолом. Происходит ее накапливание на забоях скважин и, при определенных условиях, их самозадавливание.

При годовой добыче в 3 млрд. м³ — обеспеченность запасами газа составляет порядка 20−25 лет.

Все эксплуатационные объекты разрабатываются километровой сеткой одиночных вертикальных скважин. Южнои Северо-Соленинские газоконденсатные месторождения — многопластовые. На Южно-Соленинском — скважины размещены по равномерной сетке, на Северо-Соленинском — сгруппированы в кусты от 2-х до 4-х скважин и дренируют запасы газа различных эксплуатационных объектов. При такой системе разработки имеется возможность уходить на вышележащий продуктивный горизонт в случае обводнения действующего.

В процессе эксплуатации месторождений неизбежны потери газа при проведении различных производственных операций. Величины технологических потерь утверждаются в Департаменте нефтегазового комплекса Минпромэнерго РФ, согласовываются в МПР России, Ростехнадзором. Расчеты по статьям технологических потерь выполнены в соответствии с действующими методиками, указаниями и инструкциями Федеральных органов. По результатам рассмотрения расчета технологических потерь природного газа на объектах добычи ОАО «Норильскгазпром» на 2007 год в соответствии с указаниями Рабочей группы Минпромэнерго России в расчетах учтены потери газа только при проведении следующих технологических операций:

• — продувки скважин и шлейфов;
• — исследования скважин.

Фактические технологические потери природного газа при добыче, сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке по предприятию в 2007 г., составили 0,283% от объема добытого газа. Фактические технологические потери при транспорте по магистральным газопроводам в 2007 г., составили — 0,31% от объема транспортируемого газа.

На 2008 г., планируются следующие нормативы потерь газа при добыче, сборе и подготовке:

• — Мессояхское ГМ — 0,500% от объема добычи;
• — Южно-Соленинское ГКМ — 0,503%;
• — Северо-Соленинское ГКМ — 0,503%.

Утилизация газа действующих месторождений — в пределах нормативных величин.

Строительство скважин

На предприятии ведется как эксплуатационное так и разведочное бурение. Из таблицы 2 видно, что фактический объем работ за первый квартал остается фактически близким к запланированному. Капитальные вложения во втором квартале по разведочному бурению значительно выше плановых, но это компенсируется экономией средств за счет эксплуатационного бурения.

Таблица 2. — План и фактическое выполнение плана по строительству скважин: