1.2. Категории скважин

1.2.1. По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

<*> Далее по тексту кроме случаев, где это специально оговорено, вместо «нефтяное, газонефтяное, газонефтеконденсатное, нефтегазовое или нефтегазо-конденсатное» месторождение (залежь), для сокращения используется только «нефтяное» месторождение (залежь).

1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин.

— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

— резервный фонд скважин;

— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;

— оценочные скважины;

— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

— скважины-дублеры.

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории A + B + C1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях — с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного <*> фонда с нижележащих объектов.

<*> Примечание: Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доработки) верхних объектов в зонах их совмещения.

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие, остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

Москва, 15 июл — ИА Neftegaz.RU. Сбербанк участвует в разработке концепции фонда незаконченных скважин в России и предполагает финансировать его создание.
Об этом сообщил зампред правления банка А. Попов.
Тезисы А. Попова:

• мы приветствуем инициативу правительства по созданию фонда незаконченных скважин и принимаем активнейшее участие в разработке его концепции;
• предполагается, что банки, в т.ч. Сбербанк, профинансируют создание добывающих скважин, которые будут востребованы в будущем, когда спрос на нефть восстановится;
• я хотел бы подчеркнуть, что для банка это не только бизнес, но и долгосрочные инвестиции в развитие отношений с нашими клиентами.

Активным сторонником идеи является замминистра энергетики П. Сорокин — архитектор Венского соглашения ОПЕК.
Суть идеи создания фонда незаконченных скважин в условиях снижения спроса на бурение:

• сохранить компетенцию и кадры,
• создать необходимый фонд незаконченных скважин, готовых к скорому запуску при необходимости роста добычи.

Для стимулирования этого, власти прорабатывают механизм стимулирования в размере ставки рефинансирования ЦБ, который будет применяться после ввода скважин в эксплуатацию, чтобы позволит снизить стоимость владения скважиной в ее непродуктивный период.
Напомним, что:

• 23 мая 2020 г. В. Путин поручил правительству создать условия для формирования фонда незаконченных нефтяных скважин в целях поддержания отечественного нефтесервиса.
• в июне 2020 г. глава Минприроды РФ Д. Кобылкин сообщил, что ведомство обратилось в Минэкономразвития и правительство с предложением по системной поддержке нефтесервисных компаний,
• Роснедра выразили готовность принять участие в создании условий для формирования фонда незаконченных скважин с применением отечественных технологий и оборудования.

Затем глава Минэнерго А. Новак заявил, что общий объем льготного кредитования на создание фонда за 2 года оценивается в 400 млрд руб.
Он отметил, что в результате создания фонда нефтесервисные компании:

• получат жизненно необходимые им заказы;
• смогут сохранить технологии, компетенции и специалистов;

Где взять 400 млрд рублей?
Неясно.
Это могут быть льготные кредиты для нефтедобывающих компаний.
Сколько будет скважин в Фонде?
В рамках новой версии Венского соглашения ОПЕК+ Россия сокращает добычу на 2 млн барр/сутки.
В основном, это далеко не greenfield, а зрелые месторождения с высокой обводненностью.
А. Новак говаривал, что часть скважин может быть утрачена.
По данным Министерства энергетики эксплуатационный фонд скважин в РФ составляет порядка 180 тыс ед.
При добыче 11,3 млн баррелей/сутки в 2019 г. средний дебит составляет около 63 барр/сутки.
Стоимость бурения 1 скважины изменяется в интервале 70 — 570 млн рублей, то есть на 400 млрд рублей можно построить в среднем около 3 — 3,3 тыс незавершенных скважин, забой которых не доведен до подошвы нефтеносного горизонта.

Нефтегазодобывающие компании получат возможность оперативно и с максимальной эффективностью нарастить добычу при восстановлении рынка.
Согласно предварительному плану, российские нефтяные компании при поддержке банков закажут услуги и оборудование для разработки и подготовки новых нефтяных скважин у российских нефтесервисных компаний в большем объеме, чем это необходимо в 2020-2021 гг.
На будущее, так сказать.
Создание фонда позволит сформировать потенциальную ресурсную базу для быстрого восстановления нефтедобычи после завершения сделки ОПЕК, но при условии, что эти запасы будут подтверждены.
Риски есть, но без поддержи нельзя
Властям необходимо учитывать, что при разбуривании нефтяных залежей на практике реализуется принцип «от известного — к неизвестному»: при бурении каждой последующей скважины обязательно учитываются результаты бурения предыдущей.
В случае с незаконченными скважинами этот принцип работать не будет, если речь идет идет о скважинах, вскрывших продуктивный пласт при бурении и обсаженных металлической обсадной колонной, но без вторичного вскрытия продуктивного пласта путем перфорации.
Т.е. во всех этих незаконченных скважинах, по всей видимости, не планируется вызывать приток нефти до начала их постоянной эксплуатации.
Это может создать существенные риски неподтверждения запасов нефти или дебита новой скважины по нефти.
Но риски оправданы, поскольку предложенные властями инициативы пойдут на пользу всему нефтегазу и помогут удержаться на плаву независимым нефтесервисным компаниям.
Дополнительное внешнее финансирование также окажет значительную стимулирующую поддержку и внутрикорпоративным сервисам, поскольку в условиях низких цен их финансирование материнскими компаниями, вероятно, будет осуществляться по остаточному принципу.

Москва. 28 января. INTERFAX.RU — «Нефтегазхолдинг» (НГХ) Эдуарда Худайнатова утвердил проект пробной эксплуатации Пайяхского нефтяного месторождения, сообщила газета «Коммерсантъ».

По данным «Ъ», Роснедра одобрили этот проект в ноябре 2019 года. Проект, на который ссылается газета, предполагает, что на девятый год разработки месторождение достигнет пика добычи 50 млн тонн. Для этого нужно бурить почти 500 скважин в год.

В Минприроды «Ъ» подтвердили, что проект был утвержден, в НГХ не ответили на вопросы издания.

По итогам экспертизы проекта, подготовленного ООО «Сибнефтегазинновация 21 век» (принадлежит НГХ), Роснедра решили, что в течение семи лет в ходе пробной эксплуатации НГХ должен пробурить 3,3 тыс. скважин (из них 1568 добывающих, 1608 нагнетательных и др.), то есть в среднем более 470 скважин в год. Накопленная добыча нефти за это время составит 190 млн тонн.

Собеседники «Коммерсанта» считают, что привлечь такие буровые мощности и человеческие ресурсы в текущих условиях рынка будет затруднительно.

«Сибнефтегазинновация 21 век» оценила экономику разработки Пайяхи при средней цене $72 за баррель Urals (сейчас $59 за баррель). При ставке дисконтирования 15% чистый дисконтированный доход (NPV) НГХ составит лишь 27,4 млрд руб. при капвложениях 1,3 трлн руб. и дисконтированном доходе государства 1,99 трлн руб., срок окупаемости — 23,6 года. При ставке дисконтирования 10% показатели проекта выглядят несколько лучше: NPV — 418 млрд руб., капвложения — 1,9 трлн руб., окупаемость — 16,4 года.

«Эти расчеты были сделаны при действующих параметрах налоговой системы и не учитывают новые льготы для арктических проектов (переход на налог на дополнительный доход, предполагающий фактическое обнуление налога на добычу нефти в первые 12 лет эксплуатации месторождения). Льготы были согласованы предыдущим правительством и, по данным «Ъ», прошли правкомиссию по законопроектной деятельности, но формально правительство их еще не одобрило», — отмечает газета.

Пайяха должна войти в проект «Роснефти» «Восток Ойл» по интеграции новых месторождений Ванкорского кластера (Тагульское, Лодочное и Сузунское) и месторождений на севере Таймыра.

Проект «Пайяха» предполагает освоение 6 нефтегазовых месторождений. По данным последнего аудита, запасы Пайяхи по 2Р составляют 148 млн тонн. В конце мая 2019 года экспертиза ГКЗ утвердила объем запасов по всей группе месторождений в 1,2 млрд тонн.

В апреле 2019 года глава «Роснефти» Игорь Сечин сказал президенту России Владимиру Путину о создании компанией Арктического кластера, в который были включены не только месторождения самой «Роснефти» на Таймыре, но и Западно-Иркинский участок, который находился тогда в нераспределенном фонде. При этом Арктический кластер предполагает создание общей транспортной инфраструктуры для активов «Роснефти» на Таймыре и Пайяхского проекта «Нефтегазхолдинга» и транспортировку нефти этих месторождений по Северному морскому пути.