Обзорная информация по ЦИТС «П» ТПП «Повхневтегаз»

1.

ОБЗОРНАЯ ИНФОРМАЦИЯ
по ЦИТС «П» ТПП «Повхневтегаз»
Заместитель генерального
директора по производству начальник ЦИТС Повховской
группы
месторождений
Начальник
ЦДНГ
Иорданский
Александр
Олегович
Валиев
Фарваз Бариевич
16.10.2008

2.

Обзорная карта месторождений
ТПП «Повхнефтегаз»
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
1

3.

Сопоставление запасов Повховского
месторождения по Российской классификации и
международной классификации SPE
Начальные геологические запасы
нефти, тыс.тонн
Начальные извлекаемые запасы
нефти, тыс. тонн
по классификации РФ
(кат.А+В+С1+C2)
по классификации РФ
(кат. А+В+С1+C2)
№
п.п
пласт
1
БВ8
704 426
259 989
2
БВ8-с (Сардаковское)
7 332
2 351
3
Ач2
20 600
5 353
4
Ач3
1 033
238
5
Ач4
231
44
6
Ач5
1 979
297
7
Ач7
8 248
1 569
8
Ач8
665
125
9
ЮВ0/1 (залежь 2)
4 525
1 041
10
ЮВ0/1
670
101
11
ЮВ1/1
72 262
22 923
12
ЮВ2
156
31
822 127
294 062
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2

4.

Сопоставление запасов Выинтойского
месторождения по Российской классификации и
международной классификации SPE
Начальные геологические запасы
нефти, тыс.тонн
Начальные извлекаемые запасы нефти,
тыс. тонн
по классификации РФ (кат.А+В+С1+C2)
по классификации РФ (кат. А+В+С1+C2)
№
п.п
пласт
1
БВ4/1
1 576
552
2
БВ5/1
155
47
3
БВ5/2
9 362
2 599
4
Ач1/1
282
97
5
Ач1/2
11 151
3 859
6
Ач2/1
900
266
7
Ач2/2
2 290
648
8
Ач3/2-1
7 226
2 245
9
Ач3/2-2
209
19
10
ЮВ1/1
2 846
1 100
11
ЮВ1/2
678
248
36 675
11 680
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2

5.

Сопоставление запасов Южно-Выинтойского
месторождения по Российской классификации и
международной классификации SPE
Начальные геологические запасы нефти,
тыс.тонн
Начальные извлекаемые запасы
нефти, тыс. тонн
по классификации РФ (кат.А+В+С1+C2)
по классификации РФ (кат. А+В+С1+C2)
№
п.п
пласт
1
БВ7/1
3 457
888
2
БВ7/2
6 654
1 887
3
БВ7/3-4
56 799
18 061
4
БВ7/4 (низ)
260
67
5
АЧ2
2 555
480
6
Ач2 (залежь 2)
403
90
7
ЮВ1
10 146
2 414
80 274
23 887
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2

6.

Состояние запасов нефти ЦИТС «П» на
01.01.2015г.
№
п.п
1
2
3
19,93
60,89
66,12
Обводн.,
%
(накопл)
56,15
51,81
50,37
0,304
0,102
0,125
146,94
158,33
0,531
пласт
НИЗ,
тыс. тонн
ТИЗ,
тыс. тонн
Отбор от НИЗ,
%
БВ8
Ач2
ЮВ1/1
259 989
4 877
18 276
51 829
2 970
12 082
283 142
66 881
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
КИН,
д.ед.
4

7.

Состояние запасов нефти Выинтойского
месторождения на 01.01.2015г.
пласт
НИЗ,
тыс. тонн
ТИЗ,
тыс. тонн
Отбор от НИЗ,
%
Обводн.,
%
(накопл)
КИН,
д.ед.
1
Ач1/2
3 859
3 041
78,80
15,16
0,081
2
Ач2/2
648
648
-
40,71
-
3
4
5
6
7
Ач3/2-1
БВ4
БВ5
ЮВ1/1
ЮВ1/2
2 245
552
2 646
1 100
248
2 241
546
2 646
993
248
99,82
98,91
90,27
-
66,54
24,62
-
0,002
0,019
0,005
-
11 298
10 363
367,8
147,03
0,107
№
п.п
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
4

8.

Состояние запасов нефти Южно-Выинтойского
месторождения на 01.01.2015г.
№
п.п
1
2
3
95,87
87,96
95,52
Обводн.,
%
(накопл)
74,39
52,67
17,66
0,015
0,045
0,042
279,35
144,72
0,102
пласт
НИЗ,
тыс. тонн
ТИЗ,
тыс. тонн
Отбор от НИЗ,
%
БВ7/2
БВ7/3-4
ЮВ1/1
1 887
13 284
2 414
1 809
11 685
2 306
17 585
15 800
Итого
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
КИН,
д.ед.
4

9.

млн. тонн
Динамика изменения состояния запасов нефти
промышленных категорий ЦИТС «Я»
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
185,9
80,0
2004
190,3
190,9
75,6
2005
71,3
2006
190,7
67,6
2007
190,7
190,7
64,6
2008
190,7
62,1
2009
190,7
59,9
2010
57,9
2011
Начальные извлекаемые запасы
Текущие извлекаемые запасы
ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
5

10.

Динамика объемов поисково-разведочного
бурения и прироста запасов
3
3
3
3
0,653
0,22
0,14
0/0
0,14
0/0
0/0
0/0
ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
6

11. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения

35000
30000
25000
Доб. нефти, тыс.т.
Доб. жидкости,
тыс.т.
90
80
70
Обводненность, %
60
20000
50
15000
40
30
10000
20
5000
10
0
0
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
7

12. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект БВ-8)

35000
90
Доб. нефти, тыс.т.
30000
80
Доб. жидкости, тыс.т.
Обводненность, %
70
25000
60
20000
50
15000
40
30
10000
20
5000
10
0
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2014
Доб. нефти, тыс.т.
1320.9
9519.1
8296
4962.09
5078.96
5774.27
4623
4628.1
Обводненность, %
1.4
14.6
29.3
41
49.4
66
79.3
84.6
1339
11149.9
11731.8 8409.281 10040.89 17181.19
22304.1
29984.6
Доб. жидкости, тыс.т.
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
7

13. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект ЮВ-1)

2500
80
Доб. нефти, тыс.т.
2000
70
Доб. жидкости,
тыс.т.
Обводненность, %
60
50
1500
40
1000
30
20
500
10
0
0
Доб. нефти, тыс.т.
Обводненность, %
Доб. жидкости, тыс.т.
1986
0.223
68
0.921
1990
116.973
12.4
133.6
1995
185.422
28.9
260.888
2000
81.541
73.3
305.839
2005
2010
44.395 1040.39
57.4
45.7
104.317 1917.215
2014
542.3
75.4
2192.8
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
7

14. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект АЧ)

1200
70
60
1000
50
800
Доб. нефти, тыс.т.
40
Доб. жидкости, тыс.т.
600
Обводненность, %
30
400
20
200
10
0
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Доб. нефти, тыс.т.
5.653
5.14
3.929
5.89
31.672
155.101
270.113
315.21
455.613
427.9
354.9
Обводненность, %
62.1
58.8
63.2
59.2
52.4
38.3
40.9
47.4
50.9
58.7
64.9
14.916
12.473
10.68
14.422
66.563
251.578
456.743
599.337
927.009
1035.9
1010.8
Доб. жидкости, тыс.т.
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
7

15. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения

800
70
Доб. нефти, тыс.т.
Доб. жидкости, тыс.т.
700
60
Обводненность, %
600
50
500
40
400
30
300
20
200
10
100
0
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1997
2000
2005
2010
2014
Доб. нефти, тыс.т.
0.02
4.886
66
123.552
349.82
Обводненность, %
Доб. жидкости, тыс.т.
33.3
0.03
34.5
7.455
40.54536
111.009
61.20195
318.449
58
757.39
ЦИТС «П» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
7

16. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения объект БВ-7

600
70
Доб. нефти, тыс.т.
Доб. жидкости, тыс.т.
500
60
Обводненность, %
50
400
40
300
30
200
20
100
10
0
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1997
2000
2005
2010
2014
Доб. нефти, тыс.т.
0.02
2.938
61.749
113.723
225.647
Обводненность, %
33.3
43.8
41.95213
62.96223
58
Доб. жидкости, тыс.т.
0.03
5.227
106.376
307.046
491.72
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

17. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения объект ЮВ-1

18
30
Доб. нефти, тыс.т.
16
Доб. жидкости, тыс.т.
25
Обводненность, %
14
12
20
10
15
8
6
10
4
5
2
0
0
2000
2001
2002
2003
Доб. нефти,
тыс.т.
Обводненность,
%
Доб. жидкости,
тыс.т.
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2000
2005
2010
2014
1.948
4.251
9.829
6.84
12.6
8.245197
13.80339
27
2.228
4.633
11.403
9.97
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014

18. Основные технологические показатели разработки Выинтойского месторождения

50
25
Доб. нефти, тыс.т.
45
Обводненность, %
Доб. жидкости, тыс.т.
40
20
35
30
15
25
20
10
15
10
5
5
0
0
01.08.2013
01.09.2013 01.10.2013
01.11.2013 01.12.2013 01.01.2014
01.02.2014
01.03.2014
01.04.2014
01.05.2014
01.06.2014
01.07.2014
01.08.2014 01.09.2014 01.10.2014
01.11.2014 01.12.2014
Доб. нефти, тыс.т.
9.919
11.334
11.545
11.074
11.616
10.9
9.608
10.714
10.645
11.66
10.717
11.355
10.771
10.589
10.942
10.316
11.13
Обводненность, %
Доб. жидкости,
тыс.т.
37.3
33.6
33.8
32.1
32.0
34.7
37.1
35.5
38.2
41.0
40.5
41.8
42.0
44.6
44.6
43.0
44.7
15.827
17.079
17.441
16.308
17.08
16.702
15.272
16.62
17.229
19.772
18.017
19.525
18.581
19.118
19.767
18.111
20.143
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

19. Темпы отбора нефти от НИЗ и ТИЗ Повховского месторождения

40
35
Темп отбора от ТИЗ, %
Темп отбора от НИЗ, %
30
25
20
15
10
5
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2014
Темп отбора от ТИЗ, %
0.5
3.76
3.3
3.1
3
2.17
2.2
2
Темп отбора от НИЗ, %
0
0
0
0
13.7
5.37
7.3
8.5
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
10

20. Темпы отбора нефти от НИЗ и ТИЗ Южно-Выинтойского месторождения

1,6
1,4
Темп отбора от ТИЗ, %
Темп отбора от НИЗ, %
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1997
2000
2005
2010
2011
2012
Темп отбора от ТИЗ, %
0
0.038
0.510855
0.873093
1.335901
1.438415
Темп отбора от НИЗ, %
0.0002
0.038
0.500683
0.828208
1.26376
1.347851
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2012
10

21. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения

40000
160
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
35000
140
120
25000
100
20000
80
15000
60
10000
40
5000
20
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
комп накоп. %
1980
1687
87.9
72.2
1985
19624.9
127.9
132.9
1990
23150.03
148.7
131.7
1995
13341
122
129.2
2000
13784
106.9
118
2005
20661.8
102.1
114.7
2010
30063.94
109.7
113.4
ЦИТС – П ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
0
1979
0
Компенсация, %
30000
1978
Закачка, тыс.м 3
комп накоп. %
2014
37391.2
102.4
111.7
13

22. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект БВ-8)

35000
160
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
30000
140
комп накоп. %
120
80
15000
60
10000
40
5000
Компенсация, %
100
20000
20
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
комп накоп. %
1980
1687
87.9
72.2
1985
19624.9
127.9
132.9
1990
23088.9
150.1
131.9
1995
12390
117
128.5
2000
13337.57
106.5
117.1
2005
20530.43
102.2
114
2010
27297.25
112.5
113.5
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
0
1979
0
1978
Закачка, тыс.м 3
25000
2014
33301
101.8
111.7
13

23. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект ЮВ-1)

3500
3000
400
350
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
300
комп накоп. %
Закачка, тыс.м 3
250
2000
200
1500
150
1000
100
500
Компенсация, %
2500
50
0
0
Закачка, тыс.м3
Комп тек. %
Комп накоп. %
1986
0
0
0
1990
61.133
31.5
20.4
1995
951
266.4
202.6
2000
446.431
123.6
189
2005
125.975
93.5
179.9
2010
2472.26
96.2
115.2
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
2707.6
103.7
112.8
13

24. Основные технологические показатели разработки Повховского месторождения (объект Ач)

1800
300
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
1600
комп накоп. %
250
1400
200
1000
150
800
600
100
400
50
Компенсация, %
Закачка, тыс.м 3
1200
200
0
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2005
2010
2011
2012
2013
2014
Закачка, тыс.м3
5.398
294.431
977.171
1293.6
1605.4
1382.2
комп тек. %
комп накоп. %
35.9
89.6
51.2
61.2
132.5
86.8
112.5
96
128.4
105.1
116.3
107.4
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
13

25. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения

800
140
700
120
Закачка, тыс.м3
комп тек. %
600
комп накоп. %
100
80
400
60
300
40
200
20
100
0
Компенсация, %
Закачка, тыс.м 3
500
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
1997
2000
2001
2005
2010
2011
2012
Закачка, тыс.м3
0
0
16.4
100.8
393.96
561.062
761.74
комп тек. %
комп накоп. %
0
0
0
0
15.1
13.6
81.87267
59.47213
115.6538
75.9216
117.7855
83.68268
125.094
91.617
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
13

26. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения (объект БВ-7)

800
Закачка, тыс.м 3
600
Закачка, тыс.м3
120
комп тек. %
100
комп накоп. %
500
80
400
60
300
40
200
Компенсация, %
700
140
20
100
0
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
1997
2000
2005
2010
2011
2012
Закачка, тыс.м3
0
0
84.063
373.351
506.068
695.304
комп тек. %
комп накоп. %
0
0
0
0
72.71949
53.2367
115.7217
73.04731
110.7043
80.17359
118.5583
87.67219
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
15

27. Основные технологические показатели разработки Южно-Выинтойского месторождения (объект ЮВ-1)

70
600
Закачка, тыс.м3
60
500
комп тек. %
Закачка, тыс.м 3
400
40
300
30
200
20
Компенсация, %
комп накоп. %
50
100
10
0
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2000
2005
2010
2011
2012
Закачка, тыс.м3
0
16.737
20.609
54.994
66.436
комп тек. %
комп накоп. %
0
0
222.6257
119.3214
114.4372
117.7397
286.3203
138.7901
502.5644
167.5794
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2012
15

28. Основные технологические показатели разработки Выинтойского месторождения

Закачка, тыс.м3
45
комп тек. %
250
комп накоп. %
40
200
Закачка, тыс.м 3
35
30
150
25
20
100
15
10
50
Компенсация, %
50
5
0
0
01.08.2013 01.09.2013 01.10.2013 01.11.2013 01.12.2013 01.01.2014 01.02.2014 01.03.2014 01.04.2014 01.05.2014 01.06.2014 01.07.2014 01.08.2014 01.09.2014 01.10.2014 01.11.2014 01.12.2014
Закачка, тыс.м3
36
33
29
34
37
37
37
40
32
32
29
24
29
32
34
35
44
комп тек. %
153
204
149
162
160
160
161
161
195
183
174
175
187
188
190
161
165
комп накоп. %
44
52
59
48
46
45
41
41
53
62
62
81
64
60
58
52
46
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
15

29. Эффективность ГТМ

7000
12
6000
10,3
10,7
10,6
10,3
10
9,8
9,1
5000
Дополнительная
добыча, тыс.т
8,6
8,3
8
Количество скв.
4000
6,6
Средний прирост
на 1скважину
6
6501
6286
3000
5421
5049
5949
5126
4563
4717
4
2
2000
1000
500
491
513
562
589
692
716
467
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
632
60
0
0
2006
2007
Количество скв.
Дополнительная добыча, тыс.т
Средний прирост на 1скважину
2006
60
500
8.3
2007
632
6501
10.3
2008
467
4563
9.8
2009
491
5049
10.3
2010
513
5421
10.6
2011
562
5126
9.1
2012
589
6286
10.7
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2013
692
5949
8.6
2014
716
4717
6.6
16

30. Ввод скважин из бурения

3000
120
2500
100
98
2000
76
1000
Дополнительная
добыча, тыс.т
Количество скв.
60
Средний прирост на
1скважину
79
67
1500
52
48,2
80
53
50
57
40
32,4
500
24,4
25
26,5
28,2
20
24,1
19,4
0
0
2007
2008
2009
Дополнительная добыча, тыс.т
Количество скв.
Средний прирост на 1скважину
2010
2007
2507
52
48.2
2011
2008
1222
50
24.4
2012
2009
1898
76
25
2013
2010
2097
79
26.5
2014
2011
1492
53
28.2
2012
1848
57
32.4
2013
2364
98
24.1
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
1301
67
19.4
19

31. Эффективность бурения вторых стволов

1400
60
55
Дополнительная
добыча, тыс.т
Количество скв.
1200
1000
1164
49
Средний прирост на
1скважину
40
800
748
34
26,2
685
27,4
583
600
18,6
439
400
50
47
16
314
30
24,8
17,2
20
13,6
298 16
14
12
10
200
3,6
0
0
0
4
0
2006
2007
1
Дополнительная добыча, тыс.т
Количество скв.
Средний прирост на 1скважину
0
2008
2006
0
0
0
2009
2007
4
1
3.6
2010
2008
314
12
26.2
2011
2009
439
16
27.4
2010
298
16
18.6
2012
2011
583
34
17.2
2013
2012
1164
47
24.8
2013
748
55
13.6
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
2014
685
49
14
22

32. Гидроразрыв пласта

2500
14
Дополнительная добыча, тыс.т
Количество скв.
Средний прирост на 1скважину
12,8
2084
1969
10,9
2000
12
10
10,5
1702
9,5
1640
9,9
1650
1749
10
8,7
1500
8
1293
7,4
6,7
6
1000
739
4
500
306
181
198
2007
2008
164
180
166
201
2009
2010
2011
2012
2
193
100
24
0
0
2006
Дополнительная добыча, тыс.т
Количество скв.
Средний прирост на 1скважину
2006
306
24
12.8
2007
1969
181
10.9
2008
2084
198
10.5
2009
1640
164
10
2010
1702
180
9.5
2011
1650
166
9.9
2013
2012
1749
201
8.7
2014
2013
1293
193
6.7
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
739
100
7.4
23

33. Оптимизации ГНО

1200
160
Дополнительная добыча, тыс.т
Количество скв.
Средний прирост на 1скважину
1000
144
136
136
140
125
1037
116
120
106
800
812
809
93
796
772
100
725
600
80
599
60
400
44
40
334
200
6
20
9,8
7,6
5,2
6,5
5,6
7,8
5,9
5,7
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
5,3
32
0
0
2006
Количество скв.
Дополнительная добыча, тыс.т
Средний прирост на 1скважину
2006
6
32
5.3
2007
106
1037
9.8
2008
44
334
7.6
2009
116
599
5.2
2010
125
809
6.5
2011
144
812
5.6
2012
93
725
7.8
2013
136
796
5.9
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2014
136
772
5.7
25

34. Дополнительная добыча от ГТМ и потери нефти

7000
6577
6000
5573
5006
5295
5270
5137
4992
5785
5000
4000
6501
3000
6286
4563
5421
5049
5949
5126
4717
2000
1000
500
500
0
2006
2007
2008
2009
Дополнительная добыча, тыс.т
Дополнительная добыча, тыс.т
Потери добычи нефти, тыс. т
2006
500
500
2010
2011
2012
2013
2014
Потери добычи нефти, тыс. т
2007
6501
6577
2008
4563
5006
2009
5049
4992
2010
5421
5137
2011
5126
5270
2012
6286
5573
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
2013
5949
5785
2014
4717
5295
28

35.

Динамика фонда добывающих скважин
К
о
л
и
ч
е
с
т
в
о
с
к
в
а
ж
и
н
2161
2000
1861
1485
1849
1501
1905
1568
1500
1932
1452
414
397
1995
1934
1954
1941
1836
1604
1578
1447
1990
2067
1665
1673
1676
1705
1640
1675
294
279
285
250
2011
2012
2013
2014
1911
1782
1628
1631
362
364
1495
1000
500
410
354
0
2005
2006
2007
Эксплуатационный
2008
2009
Действующий
2010
Дающий
Неработающий
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
29

36. Средний дебит нефти по способам Повховского месторождения

ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
30

37. Средний дебит нефти по способам Южно-Выинтоского месторождения

Средний дебит нефти по способам ЮжноВыинтоского месторождения
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
30

38. Средний дебит нефти по способам Выинтойского месторождения

ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
30

39. Средний дебит скважин по способам Повховское месторождение

Показатели
Среднесуточный дебит скважины по нефти,
т/с
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
85
86.24
87
88.8
84.5
79.5
78
77.9
75
74
70.8
230
210
192
186.7
182
175
169.9
157.8
ЭЦН
224.6
ШГН
21.45
15
9
8
9.6
10.5
7.9
6
3
2.5
1.5
210
234.2
278
301.4
302.7
309
313
338.9
354
385
399
ЭЦН
571.6
639
750.9
790
760
757.9
751
798
829
882
895.7
ШГН
41
30.8
24
20.9
28.9
31
26.5
20
10.6
7
4.4
Среднесуточный дебит скважины по
жидкости, м3/с
231.11 233.47
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
31

40. Средний дебит скважин по способам Южно-Выинтойского месторождения

Средний дебит скважин по способам ЮжноВыинтойского месторождения
Показатели
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Среднесуточный дебит скважины по
нефти, т/с
110
111.1
92
101.78
140
155
120
132
161.9
187
205.7
ЭЦН
198
135.2
145.8
178.6
228
221
167.9
192
225
257
264.9
ШГН
55
107
55.6
44
39
46
51
34
37
28.6
21.8
Среднесуточный дебит скважины по
жидкости, м3/с
165.2
174.6
154.8
221.3
291
365
312
291
373
453.4
445.6
ЭЦН
318.2
262.3
264.3
434.6
496
532
459
434
553
623
574.6
ШГН
66.2
126
74.6
52.9
51.4
87
90.9
55
53.7
68.6
43
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
31

41. Средний дебит скважин по способам Выинтойского месторождения

2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
205.87
54
137
109
119
115.8
99
86
78.5
131
ЭЦН
374.6
96
232
154
183.5
211
168
157
133
260
ШГН
0
51
121
117.9
104
62
64
44
51
16.8
Среднесуточный дебит скважины по
жидкости, м3/с
360
100.4
146.8
128
132.8
124
106
93.3
99.7
173
ЭЦН
481
120
246.6
182
199
225
181
170
169
346.2
ШГН
0
360
133
136.9
120
67.5
69.7
47.6
65
18.2
Среднесуточный дебит скважины по нефти,
т/с
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
31

42. Скользящая наработка на отказ УЭЦН, УШГН по Повховскому месторождению

с
у
т
к
и
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
32

43. Скользящая наработка на отказ УЭЦН, УШГН по Южно-Выинтойскому месторождению

с
у
т
к
и
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
32

44.

Динамика изменения осложненного фонда скважин
по ЦИТС- «П»
с
к
в
а
ж
и
н
ЦИТС «П» ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
33

45. Парк трубопроводов

90
98.8
97
100
98.8
98.8
98.8
98.8
98.8
89*
89*
79
80
70
км
60
50
40
30
20
10
1
0
1
1
1
1
0
2004
2005
2006
2007
Нефтепроводы
2008
2009
2010
2011
Водоводы
* - при передаче ЦППД в ЦДНГ
34

46. Внедрение антикоррозионной защиты трубопроводов

120
97
100
82
79
км
80
72
66
60
60
40
27
17
20
00
0
39
33
0
01.01.2004
01 0
10
1 0
1 0
01.01.2005 01.01.2006 01.01.2007 01.01.2008
Нефтепроводы без покрытия
Нефтепроводы с покрытием
Низконапорные водоводы без покрытия
Низконапорные водоводы с покрытием
1
0
01.01.2009
35

47. Зависимость количества отказов трубопроводов от объема работ по реконструкции и капитальному ремонту трубопроводов

38.5
40
33
35
30
27
25
25
18 18
20
15
14
16
13
10
8
10
5
5
0
2003-2004
2005
2006
2007
Капремонт и реконструкция (км)
2008
2009(ожид)
Отказы (шт.)
36

48. Динамика отказов трубопроводов

18 18
19
16 16
17
15
14 14
14
13
11
11
8
9
7
6
7
5
3
3
3
1
2
0
1
-1
2004
Всего
2006
Нефтепроводы
2008
Водоводы
37

49. Анализ расхода эл. энергии, мощности от объемов добываемой жидкости, нефти и закачки воды в пласт

200
10
153.8
137.8
150
125.0
100.5
95.0
100
4.0
150.7
6.6
147.2
6.5
6.6
6.5
6.3
143.7
6.7
5.8
5.3
4.4
6.1
6.2
3.5
11.1
6
5.4
4
4.3
50
8
3.7
11.7
14.6
16.1
17.9
17.6
17.2
16.7
0
2
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
расход эл.энергии, млн.кВт/час
мощность, MВт
добыча жидкости, млн.м3
закачка воды в пласт, млн.м3
38

50. Утилизация попутного нефтяного газа

Факт
Прогноз
Показатели
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Добыча газа
(млн.м3)
297.1
298.2
240.2
21.5*
16.3*
182.2
182.2
182.2
Уровень
утилизации
(%)
91.0
91.3
94.0
98.6*
90.1*
95.0
95.0
95.0
* - по ДНС-10
40

51. Производственная себестоимость 1 тн. товарной нефти по Южно-Ягунскому месторождению

1200.00
935.81
1000.00
835.54
739.42
800.00
660.20
560.68
505.49
600.00
120.6%
127.7%
110.9%
117.7%
112.0%
113.0%
112.0%
395.95
400.00
328.20
200.00
2004
2005
2006
2007
2008
2009
ожидаем прогноз
2010
прогноз
2011
прогноз
41

52. Динамика численности работников

300
286
290
280
270
Чел.
284
283
282
282
2007
2008
287
288
2010
2011
284
279
270
259
266
260
250
240
244
2004
2005
2006
2009
года
факт
план
ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
42

53. Динамика изменения заработной платы работников

55324
60000
51236
45009
50000
42148
36062
40000
29158
pуб
47444
31171
30000
20000
10000
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
43

54. Ожидаемое выполнение основных показателей

Показатели
2009
2010
2011
Добыча нефти, тыс.т.
2430
2180
2000
ГТМ всего, скв.
166
171
171
Доп. добыча от ГТМ, тыс.т.
284.7
297.3
295.1
Закачка, тыс.м3.
32270
34600
37000
ЦИТС «ЮЯ» ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
44