Производственная деятельность

Ресурсная политика предприятия

Главной задачей работ по развитию сырьевой базы ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз» в современных условиях является надежное обеспечение запланированных уровней добычи нефти, газа и конденсата подготовленными запасами, а также обеспечение возможности, при наличии благоприятной рыночной ситуации, наращивание добычи углеводородов без увеличения при этом проектных темпов отбора на разрабатываемых месторождениях.

Начиная с 1996 г., стабильная добыча углеводородов обеспечивалась за счет увеличения эксплуатационного бурения и ввода в эксплуатацию новых месторождений.

Продолжались работы по улучшению структуры запасов и увеличения ресурсной базы Общества. Были выявлены наиболее перспективные направления, на которых было сконцентрировано геологическое изучение недр и поисково-разведочные работы.

По состоянию на 1 января 2010г. разведанные запасы нефти по категориям A+B+C1 составляют 1468 млн.т, а перспективные запасы нефти по категории С2 оцениваются в 1065 млн.т. В разработку вовлечено 92.3% текущих извлекаемых запасов.

Таблица 1. Запасы НК «РН-Пурнефтегаз»

Доказанные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	4 750
Доказанные запасы нефти, млн барр.	1 468
Доказанные запасы газа, млрд куб. м	557,6
Вероятные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	2 859
Вероятные запасы нефти, млн барр.	1 065
Вероятные запасы газа, млрд куб. м	304,7
Возможные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	3 105
Возможные запасы нефти, млн барр.	1 373
Возможные запасы газа, млрд куб. м	294,3

Значительная часть не вовлеченных запасов категории В+С1 относится к группе трудноизвлекаемых связанных с залежами высоковязких нефтей (вязкость более 30 мПа*с) и низкопроницаемыми коллекторами (проницаемость менее 0.002мкм²), подгазовыми зонами нефтегазовых залежей, а также с залежами с высоким (более300м³/т) газосодержанием.

Структура сырьевой базы представляет необходимость комплексного освоения месторождений. Разведанные запасы природного газа на месторождениях компании составляют 557,6 млрд. куб.м Разработка концепций совместной деятельности ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз» и добывающих предприятий ОАО «Газпром» по комплексной разработке месторождений. В перспективе добыча газа должна увеличится.

Добыча нефти и газа

В 2010 г. в секторе добычи основные усилия общества были направлены на стабилизацию уровня добычи нефти, увеличение объемов добычи газа и конденсата, повышение эффективности производства и снижению производственных затрат. Данные о динамике добычи нефти за 2008-2010 годы приведены в таблице 2.

Таблица 2. Добыча углеводородов ООО «РН-Пурнефтегаз»

Нефть, тыс. т	8 285	8 067	8 304
Нефть, млн барр.	60,6	57,2	52,7
Газ, млн куб. м	3 938

Рис. 1. Динамика добычи углеводородов в НК «РН-Пурнефтегаз»

В условиях прогрессирующего обводнения месторождений и снижения дебита нефтяных скважин поддержание уровня добычи обеспечивается за счет роста объемов добычи конденсата, которые за последние два года увеличился более чем в 8 раз, достигнув 377 тыс.т.

Наращивалась также добыча газа (природного и попутно нефтяного), которая в 2010 г. в 1,7 раз превысила уровень 2008 г. и составила 6694 млн. м³. За 2010 г. введена в эксплуатацию 71 новая нефтяная скважина, в т.ч. 65 из бурения, с добычей 274,8 тыс. т и 11 новых конденсатных скважин с добычей 194.5 тыс.т. Из двух категорий консервации и бездействия прошлых лет введено 137 скважин с добычей 95.5 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2011 г. в эксплуатационном фонде числилось 2272 нефтяных и конденсатных скважин, в т.ч. 2230 нефтяных, из них действующих – 2161 шт.

В 2004 г. из эксплуатационного фонда выбыли 518 скважин, в т.ч. 491 скважина, эксплуатация которых нерентабельные, переведена в фонд консервации. Всего в консервации находится 1479 скважин, в т.ч. 1139 нефтяных.

Внедрение новых технологий

На нефтяном фонде широко используется гидроразрыв пласта (ГРП) и зарезка боковых стволов (ЗБС). В 2009 году проведено 26 нарезок боковых пластов, запущено 22 скважины с дополнительной добычей 66,675 тыс.т. Выполнено 152 гидроразрыва, запущено 142 скважины ( с учетом ск4важин на которых ГРР проведены в 2008г.), что позволило Обществу получить 239,639 тыс.т дополнительной добычи нефти и конденсата на переходящих скважинах и 61.04 тыс.т на новых.

С целью регулирования заводнения и повышения и повышения нефтеотдачи пластов проводились обработки нагнетательных скважин с использованием новых технологий. Применение в НГДУ «Тарасовск-нефть» на 7 скважинах эмульсионных систем и на 133 – технологии фирмы «Химеко-ГАНГ» (полимер, эмульсия, кислота, ПАВ) принесло дополнительную добычу нефти в количестве 77,664 тыс.т. За счет обработки 45 скважин реагентом «Ритин», 78 скважин сульфатно-содовой композицией и 57 скважин гелеообразующими системами дополнительно добыто 114,434 тыс.т нефти в НГДУ «Барсуковнефть». В НГДУ «Харампурнефть» произведены обработки 18 скважин волокнисто-дисперсными системами и 18 –сульфатно-содовыми композициями, в результате чего получено дополнительно 15,053 тыс.т нефти.

В сфере нефтедобычи осуществлено большое количество различных мероприятий по техническому перевооружению производства. В соответствии с утвержденным «Планом создания и внедрения новой техники и технологии на 2010 год выполнены следующие работы:

· В целях борьбы с пескопроявлениями на 200 скважинах внедрены износостойкие ЭЦН, на 31 ЭЦН применены рабочие органы из углепластика, 71 скважина оснащена противопесочными фильтрами и 31 – многосекционными песочными сепараторами, призабойные зоны 35 скважин обработаны смолой;

· В целях борьбы с солеотложениями 51 скважина обработана ингибиторами;

· Для предупреждения «полетов» оборудования 29 скважин оснащены противополетными якорями – фиксаторами;

· В целях сокращения затрат на ремонты и сохранения коллекторских свойств пласта 31 суважина обработана клапанами – отсекателями;

· Для предотвращения коорозии оборудования внедрено 13 ЭЦН и 482 газосеторатора, изготовленных из коррозийных материалов.

· Для борьбы с АСПО на 121 скважине внедрены глубинные дозаторы ингибиторов парафиноотложений.