• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Недействующий

ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ ИНГУШЕТИЯ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 28 февраля 2003 года N 64

Об утверждении Программы стабилизации и развития нефтекомплекса Республики Ингушетия на 2003 г.

Правительство Республики Ингушетия

постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Программу стабилизации и развития нефтекомплекса Республики Ингушетия на 2003 г.

Председатель Правительства

Республики Ингушетия В. Алексенцев

ПРОГРАММА Стабилизации и развития нефтекомплекса

Утверждена

Постановлением Правительства

Республики Ингушетия

от "28" февраля 2003 г.

N 64

Республики Ингушетия на 2003 год СВОДНЫЙ РАСЧЕТ добычи нефти по ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2003 год

Расчет добычи нефти на 2003 год сделан с учетом добычи нефти по переходящему действующему на 1.12.2002 фонду скважин (см.табл.2) - дополнительной добычи от осуществления организационно-технических мероприятий (табл. 2, 3, 4, 5, 6) и прогнозной добычи от ввода в эксплуатацию из бурения скв.N24-Серноводская.

Табл.1

N пп

Мероприятия

Добыча нефти, т

Всего

В т.ч. по кварталам:

1

2

3

4

1

2

3

4

5

6

7

1.

Добыча по переходящему фонду скважин

125520

30940

31300

31640

31640

2.

Новая скважин (N-24-Серноводская)

8000

-

1000

3500

3500

3.

Ввод в эксплуатацию из бездействия и консервации

1450

65

245

493

647 "

4.

Капитальный ремонт скважин

8610

430

1959

2788

3433

5.

Кислотные обработки скважин

500

28

212

185

75

6.

Повторная и дополнительная перфорация скв-н

320

20

72

112

116

7.

Мероприятия по ограничению водопритоков

600

-

-

276

324

8.

Обработки скважин растворителем АСПО (144 обработки)

Предотвращение падения дебитов скважин (профилактика).

9.

Текущий подземный ремонт скважин (400 скв/рем.)

Поддержание фонда скважин в работоспособном состоянии

ИТОГО

145000

31483

34788

38994

39735


Финансовый план ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2003 год


N пп

Единица измерения

Сумма

1.

ДОХОДЫ - всего:

тыс. руб.

853389,4

в том числе:

от реализации товарной продукции

""

718125,8

от реализации остатков стабильной нефти 26321тн. х 5139 руб.

""

135263,6

2.

Себестоимость реализованной продукции

""

442488,3

в том числе:

себестоимость товарной продукции

""

378423

себестоимость остатков стабильной нефти 2632 1х 2434 руб

""

64065,3

3.

Прибыль от реализации продукции

""

410901,1

в том числе:

налоговые платежи во все виды бюджетов

""

11846

налог на прибыль

""

95773

4.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия

""

303282,1

в том числе:

Фонд потребления

""

78000

Фонд накопления

""

225282,1

5.

Источники инвестиционной деятельности:

""

299782,1

в том числе:

Амортизационные отчисления

""

17500

Фонд накопления

""

225282,1

Финансирование ГРР по линии МПР

""

57000


Инвестиционная деятельность


N п/п

Наименование

Един, измер.

Сумма

Источ. финанси-рования

1.

Мероприятияпо стабилизациидобычи нефти

тыс. руб.

17193,5

собствен, средства

2.

Реконструкция нефтепромысловых объектов

""

68910

""

3.

Обновлениефиз. изношенного оборудования

""

58876,5

""

4.

Бурение скважин

""

119300

в том числе:

""

57000

МПР

""

62300

собств.ср.

5.

Природоохранные мероприятия

""

26500

""

6.

Строительство жилья

""

9002

""

Итого:

""

299782


РАСЧЕТ стабильной нефти по ОАО "ИНГП" на 2003 г.


п/н

ПОКАЗАТЕЛИ

Ед.изм

Кол-во

1

2

3

4

1.

Добыча нефти в том числеМНГДУ КНГДП

т.тн. "" ""

.87

2

Потери при добыче в том числеМНГДУ 1% КНГДП 0,6%

"" ""

0,522

3.

Поступление нефти на подготовку (ВГПЗ) в том числе МНГДУ КНГДП

"" ""

86,478

4.

Потери при подготовке 1% в том чис. из Малгобекской нефти из Карабулакской нефти

т.тн "" ""

0,865

5.

Разгазирование 1,2% от Карабулакской нефти

""

1,038

6.

Отбор из Малгобекской нефти 12% -дизельного топлива 7,8% -прямогонного бензина 4,2%

"" "" ""

2,411

7

Стабильная нефть Всего в том числе: Малгобекская Карабулакская

"" "" ""

84,575


ЗАТРАТЫ на производство продукции по ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2003 год


N пп

Показатели

Един, измер.

2002 г.

2003 г.

1.

Сырье и основные материалы

тыс.руб.

27208

-

2.

Вспомогательные материалы

""

20000

40000

3.

Энергия

""

16000

18240

4.

Топливо

""

18000

16600

5.

Фонд оплаты труда

""

111256

111256

6.

Социальный налог (35,6%)

""

39607

39607

7.

Амортизационные отчисления

""

17500

17500

8.

Прочие:_

""

207275

211990

8.1

в том числе: налоги и налоговые платежи

""

106185

111665

8.1.1 .Налог на добычу нефти 761руб.х 145тыс.тонн

""

98665

110345

8.1.2. Налогна пользованиеа/дорогами

""

6200

-

8.1.З.Налог на землю

""

1150

1150

8,1 .4.Платежи за допустимые выбросы

""

50

50

8.1.5. Налог с владельцев транспортных средств

""

120

120

8.2.

Транспорт

""

64200

59200

8.3

Связь

""

2000

2000

8.4

Содержание охраны

""

20600

16000

8.5

Содержание ОГПС ( по договору)

""

2595

2595

8.6

Услуги банка

""

800

800

8.7.

Услуги инкассации

""

730

730

8.8.

Другие затраты

""

10165

19000

9.

Всего затрат на производство продукции:

""

456846

455193

в т.ч. потери

""

2340

2260

услуги структурн. единицам

""

74450

74450

услуги на сторону

""

56

60

10

Итого затрат

""

380000

378423


Примечание. Планы затрат на производство могут быть пересмотрены в зависимости от объема производства, изменения цены на продукцию или изменения затрат на транспортировку, хранение, изменения тарифов на услуги сторонних организаций.

РАСЧЕТ товарной продукции по ОАО "Ингушнефтегазпром"


п/н п/н 2003 год._______________________ п/н

ПОКАЗАТЕЛИ

Ед.изм

Кол-во

1

2

3

4

1.

Стабильная нефть цена реализации

т. тонн руб

134,531 5139

Сумма от реализации

т. туб.

691354,8

2.

Дизельное топливо Цена 1 тонн.(без акциза,, НДС)

тыс.тн. т.руб.

2,879 4,97

Сумма

т. руб.

14309

3.

Бензин А-76 Цена на 1тн(без акциза, НДС)

т. тн . т. руб.

1,211 6,86

Сумма

т. руб

8307

4.

Газ Цена за 1 мЗ

т.мЗ руб.

5000 0,30

Сумма

т. руб

1500

5.

Услуги: Вода питьевая Цена за 1 мЗ

т.мЗ руб

450 5-90

Сумма

т. руб

2655

Всего продукции:

т. руб.

718125,8


Состав затрат на производство продукции по ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2003 год


NN пп

Наименование продукции

Един, измер.

Количество

Затраты, тыс.руб.

руб.

1.

Стабильная нефть

ТОНН

134,531

355853,9

2645,1

2.

Бензин

""

1,211

6926,9

5720

3.

Дизельное топливо

""

2,879

11487,2

3990

4.

Вода

тыс.мЗ

450

2655

5,90

5.

Газ

""

5000

1500

0,30

Итого:

378423


СПРАВКА о себестоимости нефти за 2002 год


1. Себестоимость добычи нефти - всего 1863 руб/т

в том числе:

НГДУ "Малгобекнефть" - 2810

КНГДП - 1242

2. Стабилизация нефти на ВГПЗ - 485

3. Расходы по перекачке - 86

4. Себестоимость стабильной нефти - 2434 в том числе:

НГДУ "Малгобекнефть" - 3381 КНГДП - 1813

5. Средняя цена реализации

в 2002 году - 3862руб./т в 2003 году (ожидаемая) - 5139 руб./т.

ЦЕЛЕВЫЕ НАЛОГИ, учитываемые в себестоимости на 2003 г. по ОАО "Ингушнефтегазпром"


п/н

Наименование

Ед. изм.

Сумма

1

2

3

4

1.

Единый налог на пользование недрами 761р * к-во тонн

т.р.

110345

2.

Плата за землю

""

1150

3.

Охрана окружающей среды

"" .::'ь:;""^л^.^

50

4.

Транспортный налог

""

120

5.

ИТОГО

""

111665


НАЛОГИ и налоговые платежи из прибыли


п/н

Наименование

Ед.

изм.

Сумма

1

2

3

4

1.

Налог на имущество

т.р.

8460

2

Налог на содержание милиции

и благоустройство города

""

2274

3

СНОУ( 1%отФЗП)

""

1112

4

Налог на прибыль

(853389,4т.р.-442488,3т.р.-

11846т.р.)*24%

""

95773

(доходы - расходы - налоги)

5

ИТОГО

""

107619


Расчет взносов в социальные внебюджетные фонды по ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2003 год


N пп

Наименование

Ед. измер.

Сумма

1.

Пенсионный фонд ( 28% от ФЗП

тыс.руб.

31152

2.

Фондмедицинского страхования ( 3,6% от ФЗП )

""

4005

3.

Фондсоциального страхования ( 4% от ФЗП )

""

4450

ИТОГО:

""

39607


Реконструкция нефтепромысловых объектов Табл.N9


N

Наименование объекта, его местонахождение, государственный заказчик-застройщик

Ед. изм.

ем

В т ом числе по месяцам:

Ответствен ные

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

И

12

2003 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

Реконструкция системы оперативного учета нефти и газа

- затраты

шт млн.р.

0,65

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

Долаков А.Б.

- затраты

млн.р.

5,8

1,25

1,6

1,5

1,45

*

Долаков А.Б.

Установить счетчики нефти а) перед входом в НН-06 на западной и восточной ветвях нефтепроводов МНГДУ (1У= 150мм

шт. млн.р.

0,01

0,005

0,005

Долаков А.Б.

б) на нефтепроводе ЦТУ- нефтепарк, с1=200мм

-II-

0,005

0,005

Долаков А.Б.

- затраты

шт млн.р.

0,45

0,15

0,2

0,1

Долаков А.Б. Хабриев А.

- затраты

шт млн.р.

0,14

5 0,07

5 0,07

ОМТС

ИТОГО

млн.р.

7,055

0,07

0,07

1,53

1,735

1,835

1,685

0,13

2

Реконструкция подземного и наземного оборудования скважин:

- затраты

шт млн.р.

2,5

0,25

0,5

0,5

0,5

0,5

0,25

КНГДП, МНГДУ

б) Замена задвижек фонтанной арматуры - затраты

шт млн.р.

1,025

0,143

0,143

0,143

0,143

0,143

0,143

0,143

0,024

Долаков А. Хабриев А.

г) Замена станков-качалок- затраты

шт млн.р.

1,45

0,29

0,29

0,29

0,29

0,29

МНГДУ

ИТОГО

млн.р

4,975

0,683

0,933

0,933

0,933

0,933

0^93

0,143

0,024

3

Реконструкция системы сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа:


затраты

м(т) Млн.р.

10

4000 3,2

4200 3,36

4300 3,44

Хабриев А.

1

2

3

4

5

б

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Западная и восточная ветви нефтесборного коллектора НГДУ "Малгобекнефть" 0219мм

м(т) Млн.р.

2

0,4

0,8

0,8

Долаков А.

Нефтепровод КНГДП - затраты

м(т) Млн.р.

6

2

2

2

Хабриев А.

- замена нефтераспределительного коллектора в нефтепарке КНГДП

Млн.р.

2

2

Хабриев А.

б) Замена резервуаров РВС-5000 - затраты

Шт Млн.р.

28

7

7

7

7

КНГДП, МНГДУ, ОКС

в) замена РВС-2000 на участке Заманкул на РВС-500 затраты

Шт Млн.р.

1,2

0,6

0,6

Хабриев А. Барахоев И.

Итого:

Млн.р.

49,2

3,2

5,36

3,44

2,4

9,8

10,4

7

7,6

4

Реконструкция системы электроснабжения а) капитальный ремонгт п/ст. КРУН6-6

Шт. Млн.р.

0,4

0,4

Тебоев А.

б) капитальный ремонт ЛЭП 6 квт

М Млн.р.

0,012

700 0,012

I

г) капремонт ЛЭП-0,4кв

М Млн.р.

0,073

2000 0,058

500 0,0156

Цечоев М.

д) замена (установка) трансформаторной п/ст250ква (МНГДУ)

Шт. Млн.р.

0,195

0,098

0,97

Цечоев М.

ИТОГО:

Млн.р.

0,68

0,098

0,4

0,012

0,155

0,015

5

Реконструкция ВГПЗ (КУ-1) с целью выработки бензина, дизтоплива и мазута

Уст. Млн.р.

5,0

5,0

Цизлоев Б.

6

Установка РВС-700на водоподъеме "Кизляр"

Шт. Млн.р.

1,7

1,7

Циздоев Б., Барахоев И.

7

Внедрение диафрагменных насосов (новая техника)

Шт. Млн.р.

0,3

0,1

0,1

0,1

Хабриев А. ПТО

ИТОГО:

Млн.р.

7,0

5,0

0,1

0,1

0,1

1,7

ВСЕГО по объединению:

II

68,91

-

0,07

8,37

6,44

5,92

5,17

12,83

13,03

7,62

9,44

0,02


Обновление физически изношенного и морально устаревшего оборудования Табл.N10


N

Наименование объекта, его местонахождение, государственный заказчик-застройщик

Ед. изм

Объем финанснр., млн.руб. в ценах 2001 г.

Источники финансирования

2003 г.

1

2

3

4

5

1. Бур.установка БУ - 5000 ЭУ

шт млн.р

1 ВО

2. Агрегат для подземного ремонта скв-н ЛПТ-8(набазеТ-130)

шт млн.р.

0,9

400 х 400

шт млн.р.

3

4. Набор бурового оборудования (НБО-Э) к буровой установке "Уралмаш - 4Э"

набор

60

5. Нефтенагреватель НН-0,63

шт млн.р

0,65

6. Насос НБ-125

шт млн.р

0,5

7. Штанговоз АПШ-ЗИЛ-131

шт млн.р

0,6

8. Телескопическая вышка ЗИЛ-131

млн.р

0,35

9. Глубинная лебедка ГАЗ-66-АЗ-8

шт млн.р

0,5

10 Агрегат УПТ-32

шт млн р

1 1,85

11. Агрегат А-8 (КОРО-8)

шт млн.р

2

12. Агрегат откачной УН-1 100 х 200

шт млн.р

0,6

13. Депарафинизатор - АДПН

Шт.. Млн.р.

0,75

14. Пульт управления превенторами

шт млн.р

1,2

15.Ротор-Р360

шт млн.р

0,91

16. Превентор ПП-1 80-33

шт млн.р

0,52

17. Электродвигатели (разные)

шт млн.р

1,2

18. Трубные пучки 1200П-16-1-Б-1-25

шт млн.р

16,

19. Трактор-тягач Т- 170-01

шт млн.р

2,55

20. Бульдозер Т- 170

шт млн.р

3

21. Самосвал МАЗДСРАЗ

шт млн.р

2

22. Агрегат 2 АРОК (Урал)

шт млн.р

0,8

23. Агрегат АНР (КРАЗ)

шт млн.р

2

24. Трубоукладчик Т- 1 70

шт млн.р

1,3

25. Бур-столбостав Т-80

шт млн.р

1,8

26. Акустический цементомер АКЦ-75

шт млн.р

0,075

27.Инклинометрнепрерывнойзаписи ИНКЛ-75

шт млн.р

0,75

28. Прибор нейтронного каротажа ГНК-75

шт млн.р

0,51

29.Передвижнаяпаропропарочная установка (ППУ)

шт млн.р

1,7

30. Вертлюги с квадратной штангой для А-50

Шт. Млн.р.

0,350

ВСЕГО

Млн.р.

188,365


Природоохранные мероприятия Табл.N11


N

Наименование объекта, его местонахождение,

Ед. изм

Объем финансир., млн.руб. в ценах 200 1 г.

Исполнитель

2003 г.

1

2

3

4

5

1

Восстановление системы поддержания пластового давления (с целью утилизации пластовых вод)

Млн.р.

20

КНГДП, МНГДУ, ВГПЗ

2

Установка газопоршневых агрегатов для выработки электроэнергии с использованием (утилизация) нефтяного газа - затраты

млн.р.

4

Руководство ОАО "Ингушнефтегазпром"

3

Строительство установки по очистке попутного газа для подачи его в бытовую сеть газопроводов (для реализации) в г.Карабулак -затраты

Шт млн.р

0,5

КНГДП

4

Ликвидация нефтяных прудов в нефтепарке НГДУ

Шт. Млн.руб.

2 0,5

Долаков А.

5

Рекультивация земли после ликвидации прудов и вокруг скв.24-Серноводская

млн.руб.

30 1,5

Аушев А.Т.

ИТОГО:

Млн.р.

26,5


РАСЧЕТ ДОБЫЧИ НЕФТИ по действующему переходящему фонду скважин на 2003 год Табл.2


на 31.12.02

экспл уатац

т/с

экспл уатац

падениия

в 2003 г.

В том числе по месяцам, т

1

П

ш

У

У1

УП

УШ

IX

X

XI

хп

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Карабулакское НГДП

29

Фонт.

232

0,95

0,9

72400

6150

5550

6150

5950

6150

5950

6150

6150

5950

6150

5950

6150

Малгобекское НГДУ

14

Фонт.

1030,95

0,95

33800

2870

2590

2870

2780

2870

2780

2870

2870

2780

2870

2780

2870

126

ШГН

720,75

0,98

19320

1640

1480

1640

1590

1640

1590

1640

1640

1590

1640

1590

1640

140

175

53120

4510

4070

4510

4370

4510

4370

4510

4510

4370

4510

4370

4510

ИТОГОПО ОБЪЕДИНЕНИЮ

125520

10660

9620

10660

10320

10660

10320

10660

10660

10320

10660

10320

10660


Расчет дополнительной добычи нефти по скважинам, вводимым в эксплуатацию из бездействия, и консервации в 2003году по НГДУ "Малгобекнефть" Табл.3


Месяц ввода

N скв-н

т/с

Итого за 2003 г. т

в т.ч. по месяцам:

1

П

Ш

У

У1

УП

УШ

IX

X

XI

ХП

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

-

П

348-7,330-7

1,1

268

-

20

25

24

25

24

25

25

24

25

24

25

Ш

77-2, 337-7

0,9

195

-

-

20

19

19

19

20

20

19

20

19

20

903-7, 609-7

,0

194

-

-

-

21

22

21

22

22

21

22

21

22

У

520-7, 855-7

Л

186 ,

-

-

-

-

21

23

24

24

23

24

23

24

У1

411-7519-7

,4

485

-

-

-

-

-

7

30

30

29

30

29

30

УП

737-7, 743-7

,0

130

-

-

-

-

-

-

22

22

21

2

21

2

УШ

264-4, 668-7

,1

118

-

-

-

-

-

-

-

24

23

24

23

24

IX

489-7, 765-7

,1

94

-

-

-

-

-

-

-

-

23

24

23

24

X

738-7, 513-7

,1

71

-

-

-

-

-

-

-

-

-

24

23

24

XI

103-7

0,4

11

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

11

ХП

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

ИТОГО:

10,2

1450

20

45

64

87

94

143

167

183

215

206

226

По кварталам:

65

245

493

647


Расчет добычи нефти из скважин, выходящих из капитального ремонта в 2003 году по НГДУ "Малгобекнефть" Табл.N4


N пп

СКВ.

Мероприятия

прог-ноз

Срок выпол-нения

допол. добыча, т

в т.ч. по месяцам:

1

П

ш

У

У1

УП

УШ

IX

X

XI

хп

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

512-7

Изоляция нарушения колонны

0,5

25.02.03

115

"

'

11

11

12

И

12

12

11

12

11

12

2

827

Переход на Г2, возвратные работы

5,0

25.02.03

1530

"

50

150

145

150

145

150

150

145

150

145

150

3

478-7

Изоляция, нарушение колонны

1,0

07.05.03

150

~

~

~

?

10

20

20

20

20

20

20

20

4

562-7

-II-

0,5

15.07.03

50

-

-

-

-

-

-

-

10

10

10

10

10

5

891

Изоляция пластовой воды

3,0

25.07.03

425

~

~

~

~

~

"

?

75

85

90

85

90

6

444-7

Изоляция, нарушение колонны

0,5

25.09.03

30

10

10

10

7

885

-II-

5,0

25.10.03.

300

150

150

8

274-8

-II-

1,0

08.12.03

10

10

9

828

Ликвид.скв.

-

При наличии

10 1*1

750 821

-II--II-

цемента в объеме 120т

12

883

Смена ФА

-

08.12.03

ИТОГО:

2610

50

161

156

172

176

182

267

271

292

431

452

По кварталам:

211 1 квартал

II квартал

III квартал

IV квартал


Расчет добычи нефти из скважин, выходящих из капитального ремонта в 2003 году по Карабулакскому НГДП Табл.N4а


N пп

СКВ.

Мероприятия

+Д{2 прог-ноз

Срок выпол-нения

Всего допол. добыча, т

в т.ч. по месяцам:

I

II

III

IV

V

VI

VII

VII

IX

X

XI

XII

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1

156

Возврат с IIIапта на II апт н/мела

11

03.03.

2430

~

-

~

188

314

325

325

314

325

314

325

2

115

Смена ФА

1

07.03

145

-

-

-

-

-

-

-

30

28

30

28

29

3

70

Сокращ.вскр. II пл. в/мела

2

10.03

120

-

-

-

-

4

57

59

4

90"3"

Возврат с IXна VIII бар рем

И

03.03

3100

-

-

219

314

325

314

325

325

314

325

314

325

5

60

Сокращ.вскр. VIIбар.И смена НКТ

1,5

07.03

205

"

~

~

~

~

~

"

42

40

42

40

41

ИТОГО:

6000

219

314

513

628

650

722

696

726

753

779


Обработки скважин соляной кислотой на 2003 год табл.N5


N пп

N скв-н

выпол-нения

Пласт

Дебит, т/с

+ Д9н, т/с

Дополнительная добыча, т/с

До

После

Всего

в том числе по месяцам:

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

И

12

13

14

15

16

17

18

19

20

1

827

Март

Р2+1

1,4

2,4

1,0

143

-

-

28

25

20

20

15

10

10

5

5

5

2

861.

Апрель

П К,

13,4

14,0

0,6

83

-

-

-

16

13

13

10

8

8

5

5

5

3

864

Май

1К2

8,3

9,3

1,0

111

-

-

-

-

28

23

20

15

10

5

5

5

4

783

Май

F 2+1

5,2

5,7

0,5

67

-

13

13

10

8

8

5

5

5

5

891

Июнь

ПК,

1,6

2,6

1,0

96

-

28

23

18

12

5

5

5

Итого:

4,1

500

-

-

28

41

74

97

78

59

48

25

25

25

28

212

185

75

Обработка скважин кремнийорганическим материалом

1

98 "3"

Июль

К1

0,2

0,7

0,5

88

15

15

14

15

14

15

2

93 "3"

Июль

К1

1,8

2,8

1,0

154

И

29

28

29

28

29

3

49 "3"

Август

К2

1,4

2,4

1,0

150

30

30

30

30

30

4

158-Ач.

Июнь

К1

6,7

7,7

1,2

208

35

35

34

35

34

35

ИТОГО:

600

61

109

106

109

106

109

276

324


Расчет дополнительной добычи нефти от повторной и дополнительной перфорации скв. на 2003 год Табл.6


Месяц ввода

СКВ.

Цель перфора ции

Дебит, т/с

+ А9н, т/с

Дополнительная добыча

До

После

Всего

в том числе по месяцам:

I

II

III

IV

V

VI

VI

VI

IX

X

XI

XII

1

2

4

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

283-4

дострел

0,8

0,3

72

-

6

7

6

7

6

7

7

6

7

6

7

288-4

"

0,01

0,31

0,3

66

-

-

7

6

7

6

7

7

6

7

6

7

290-4

"

0,01

0,31

0,3

60

-

-

-

7

7

6

7

7

6

7

6

7

292-4

"

0,5

0,7

0,2

32

-

-

-

-

-

4

4

4

4

4

4

4

293-4

"

1,0

1,3

0,3

46

-

-

-

-

-

6

7

7

6

7

6

7

298-4

"

0,5

0,7

0,2

24

4

4

4

4

4

4

299-4

"

0,01

0,21

0,2

20

-

-

-

-

-

-

-

4

4

4

4

4

ИТОГО:

1,8

320

6

14

19

25

28

36

40

36

40

36

40

20

72

112

116


РАСЧЕТ ДОБЫЧИ НЕФТИ из новых скважин, выходящих из бурения в 2003 году


Табл.7

N пп

СКВ

Цель буре-ния

Срок ввода в эксплуат.

Горизонт (пласт)

Ожид. дебит т/с

Дополнительная добыча нефти, т

Всего

в т.ч. по месяцам:

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

ХII

1

2

3

4

5

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

1

24С

развед.

июнь

Верхний мел

40

8000

-

-

-

-

-

1000

1180

1180

1140

1180

1140

1180

ИТОГО:

8000

-

-

-

1000

1180

1180

1140

1180

1140

1180


26

Распределение добычи нефти по КНГДП и МНГДУ но месяцам на 2003год


Табл. N 12

пп

Позиции

Ед. из м

За год

По месяцам

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

б

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Среднесуточный дебит

Т/с

58000 159

4510 146

4146 148

4758 154

4650 155

157

4765 159

4949 160

5043 163

4908 164

5082 164

5068 169

5253 169

В том числе:

- по переходящему фонду

т

53120

4510

4070

4510

4370

4510

4370

4510

4510

4370

4510

4370

4510

- капитальный ремонт

//

2610

50

161

156

172

176

182

267

271

292

431

452

- из бездействия и консерваци

//

1450

-

20

45

64

87

94

143

167

183

215

206

226

- обработки скважин соляной кислотой

//

500

-

-

28

41

74

97

78

59

48

25

25

25

- дополнительная и повторная перфорация

//

320

6

14

19

25

28

36

40

36

40

36

40

дебит

т Т/с

87000 238

6150 198

5550 198

6369 205

6264 209

6663 215

7578 253

8041 259

8161 263

7892 263

8165 263

7949 265

8218 265

в том числе:

- но переходящему фонду

т

72400

6150

5550

6150

5950

6150

5950

6150

6150

5950

6150

5950

6150

- из бурения

//

8000

-

-

-

-

-

1000

1180

1180

1140

1180

1140

1180

- капитальный ремонт

//

6000

219

314

513

628

650

722

696

726

753

779

- обработки кремний-органическим материалом

//

600

-

-

-

-

-

-

61

109

106

109

106

109


Добыча нефти по ОАО "Ингушнефтегазпром" Среднесуточный дебит

т/с

145000 397

10660 344

9696 346

11127 359

10914 364

372

12343 412

12990 419

13204 426

427

427

13017 434

13471 434

В том числе:

-по переходящему фонду скважин,

т

125520

10660

9620

10660

10320

10660

10320

10660

10660

10320

10660

10320

10660

- из бурения

//

8000

1000

1180

1180

1140

1180

1140

1180

- оргтехмероприятия

//

11480

76

467

594

871

1023

1150

1364

1340

1407

1557

1631


МЕРОПРИЯТИЯ по стабилизации добычи нефти на 2003г.

1. Ввод в эксплуатацию скважин из бездействия и консервации.


Таб.8

Кол-во скв-н

Потребность в оборудовании, материалах

Стоимость (сумма) тыс.руб.

Примечание

27 (насосные) МНГДУ

1 1/2" -Ют

340

5/8" -440шт.

680 280

3.Нефтепроводные трубы 2"-1500м-11т

160

4.Глубинные насосы - 27шт. 044, 32мм

300

5 .Стальной канат 016мм -1180м

35

6.Блочные установки БУС-ЗМ - 27шт.

30

7.Электродвигатели 7,5 квт - 27шт.

170

8.Строительство ЛЭП- 1760м

665

9.Разные запчасти, резино-технические изделия (шкивы, устьевые сальники, техстропы, кабель АВОГ-Зх16+1хЮ), масло индустриальное

200

ИТОГО:

4760

2. Капитальный ремонт скважин

8

МНГДУ: NN 827, 885, 478-7, 891, 512/7, 562/ 7 44/4, 274/8 7(НКТ-90т)

3000

5

КНГДП: NN 70, 90, 60, 156, 1 15 (НКТ-80т)

3600

ИТОГО:

6600

3. Обработка скважин химреагентами

а) обработки скважин растворителями АСПО

МНГДУ 84 обр. КНГДП 60 обраб.

Потребность в растворителе-420т (5т на 1 обработку) Потребность в растворителе 300т

(1,8т.р. за тонну)

Предотвраще-ние падения дебитов скв-н

б) обработки скважин соляной кислотой

КНГДП 5 скв/обр.

Потребность в кислоте - 1 8т (3 т на 2 1 сквУобраб.) Потребность в кислоте - 15т

(17,5т.р.за1т)

в) Обработки скважин реагентом АКОР и др. с целью ограничения водопротоков

2 скв/обр. МНГДУ 2 сквУобр. КНГДП

Потребность в реагенте 6т Потребность в реагенте - 6т

(23,3т.р. за 1т)

ИТОГО по обработкам скв-н химреагентами

2153,5

4. Текущий подземный ремонт скважин

МНГДУ 600 скв/рем.

насосные штанги 1300 шт. насосно-компрессорные трубы 2/;-5500м-38т насосы глубинные - 200шт.

1100

Поддержание фонда скв. в работоспособ-ном состоянии

ИТОГО:

3680

ВСЕГО по объединению

17193,5


Обработка скважин соляной кислотой 2003 год


N пп

NN Скв-н

Дата обработки

Дебит, т/с

дд

Дополн. добыча нефти, т

Потреби в кислоте, т

(сумма) кислоты, тыс.руб.

До

После

НГДУ "Малгобекнефть"

1

826

Март

5

7

2

400

3

17,5 за 1 т (по 2001 г)

2

840

Апрель

5

6

1

200

3

3

843

Сентябрь

30

32

2

150

3

4

856

-II-

6

8

2

160

3

5

864

Ноябрь

12

15

3

50

3

6

906

Май

22

23

1

200

3

Итого по МНГДУ

80

91

И

1160

18

315

Карабулакаское НГДП

140

Март

2,7

4

1,3

300

3

156

Июнь

0,1

1,5

1,4

200

3

70

Май

-

2

2

400

3

603

Июль

2

5

1

180

3

80

Апрель

7

8

2

400

3

ИТОГО по КНГДП

11,8

18,5

6,7

1480

18

315

ВСЕГО по объединению

2640

36

630


Дополнительная добыча от проведения мероприятий по стабилизации добычи нефти (прогноз) - 11890т.

ПЛАН по Добыче нефти по ОАО "Ингушнефтегазпром" на 2002 г.

УТВЕРЖДАЮ:

Генеральный директор

ОАО "Ингушнефтегазпром"

_______Мякиев Г.М.

" " 2002г


квартал, месяц

Добыча нефти

транспортировке нефти

Отпущено нефти бурению

Сдача нефти на ВГПЗ

Всего

в том числе

Всего

в том числе:

Всего

В том числе

Всего

в том числе:

НГДУ

нгдп

НГДУ

НГДП

НГДУ

НГДП

НГДУ

НГДП

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

2002 г.

145000

57900

87100

1101

580

521

605

305

300

143294

57015

86279

I квартал

42300

15800

26500

317

158

159

100

.

100

41883

15642

26241

январь

14300

5200

9100

107

52

55

30

-

30

14163

5148

9015

февраль

13200

5000

8200

99

50

49

30

-

30

13071

4950

8121

март

14800

5600

9200

111

56

55

40

-

40

14649

5544

9105

П квартал

40265

14385

25880

299

1.44

155

100

-

100

39866

14241

25625

апрель

14211

5011

9200

105

50

55

30

-

30

14076

4961

9115

май

13429

4709

8720

99

47

52

30

-

30

13300

4662

8638

июнь

12625

4665

7960

95

47

48

40

-

40

12490

4618

7872

Ш квартал

32860

14315

18545

254

143

111

255

155

100

32351

14017

18334

июль

11520

4825

6695

88

48

40

30

-

30

11402

4777

6625

август

11120

4820

6300

86

48

38

30

-

30

11004

4772

6232

сентябрь

10220

4670

5550

80

47

33

195

155

40

9945

4468

5477

IV квартал

29575

13400

16175

231

135

96

150

150

-

29194

13115

16079

октябрь

10530

4830

5700

82

48

34

50

50

-

10398

4732

5666

ноябрь

10250

4670

5580

81

48

33

50

50

-

10119

4572

5547

декабрь

8795

3900

4895

68

39

29

50

50

-

8677

3811

4866


Главный экономист Е.В.Евдошенко

Главный геолог Г.Сагов

Начальник ПТО М-С.Марзиев

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К программе развития нефтекомплекса "Ингушнефтегазпром" на2003год


Программа развития нефтекомплекса "ИНГИ" на 2003 г. включает в себя комплекс взаимосвязанных мероприятий по основному и вспомогательному производству, предусматривает вскрытие и использование внутренних резервов производства и является основой в организации всей производственно-хозяйственной деятельности ОАО "ИНГП" на 2003 г.

Разрабатываемые залежи нефти нефтекомплекса находятся на завершающей стадии разработки и крайне истощены. При эксплуатации скважин на установленных режимах происходит постепенное обводнение продукции и снижение дебитов скв. по нефти, т.е. происходит естественное падение добычи. Кроме того, дебиты скважин снижаются из-за отложений АСПВ в лифтовых трубах и выкидных линиях скважин, из-за засорения ПЗС и т.д.

В этих условиях наиболее важным звеном программы являются: организационное технические мероприятия, направленные на восстановление дебитов скважин и стабилизацию добычи нефти на достигнутом уровне: Капитальный ремонт скважин; Текущий подземный ремонт скважин

Обработки скв-н различными химреагентами; выводы скважин из бездействия и консервации

Оптимизация режимов работы скважин и др.

Реализация программы на 2003г будет обеспечена в основном за счет:

а) "эксплуатации и рационального использования переходящего действующего фонда- скважин;

б)ввода в эксплуатацию скважин простаивающих в бездействии и консервации и. других орг.тех. мероприятий;

в) ввода в эксплуатацию новых скважин из бурения.

Действующий переходящий фонд скважин на начало 2003 г. составляет 168скв. с

общей расчетной добычей на 2003 г. - 125520 т:

В том числе: фонтанных скв. -43 с добычей- 106200т глубинно-насосных скв. 125 с добычей-19320т

Расчет ожидаемой добычи из переходящего фонда скв. произведен с учетом коэффициента естественного падения добычи по фонтанному фонду - 0,9, по насосному фонду - 0,98 и коэффициента эксплуатации скважин по фонтанному фонду - 0,95, по насосному фонду - 0,75. (см.табл.2).

Организационно-технические мероприятия (ОТМ) являются оперативной частью программы развития нефтекомплекса и направлена на восполнение объемов естественного падения и стабилизацию добычи нефти на достигнутом уровне путем максимального использования творческой инициативы коллектива.

Значительным резервом стабилизации добычи нефти являются: восстановление скважин из бездействия и консервации, капитальный ремонт скважин, обработки скважин различными химреагентами и др.

Мероприятия по ОТМ и объемы дополнительной добычи по позициям приведены в табл.3,4,5,6.

Перспективы увеличения добычи нефти связаны с бурением и вводом в эксплуатацию новых скважин на перспективных площадях "Серноводская", "Южный Малгобек", "Западный Алханчурт", "Северный Ачалуки".

На 2003 год планируется ввод в эксплуатацию из бурения скв.N24-Серноводская (в июне м-це) с добычей до конца года 8000 т и скв.N-1-Южный Малгобек (в ноябре- декабре). Всего прогнозная добыча по мероприятиям, направленным на выполнение программы развития нефтекомплекса, с учетом добычи из старого фонда скважин, составит в 2003 г. - 145000 т. В т.ч. - добыча из старого фонда скв. -125520т

- добыча за счет ОТМ -11480т

- добыча из новых скв-н -8000т затраты по этим мероприятиям составят 17,194 млн.руб. (см.табл.8).

Мероприятия, направленные на повышение надежности работы объектов нефтекомплекса;

Для обеспечения успешного выполнения основной задачи по добыче нефти в программе предусмотрены мероприятия по повышению надежности работы нефтепромыслового оборудования и коммуникаций, улучшения обслуживания объектов нефтедобычи и т.д. на общую сумму 283,775млн.р. (см.табл.9,10,11).

Примечание: В: случае, если фактические дебиты скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения, бездействия и консервации, ^капитального ремонта скважин, в силу горно-геологических условий будут отличаться от прогнозируемых дебитов или по объективным не зависящим от коллектива причинам, отдельные мероприятия не будут выполнены в установленные сроки, то объемы добычи нефти в программе (план добычи) будут корректироваться соответственно в сторону увеличения или уменьшения.

Об утверждении Программы стабилизации и развития нефтекомплекса Республики Ингушетия на 2003г.

Название документа: Об утверждении Программы стабилизации и развития нефтекомплекса Республики Ингушетия на 2003г.

Номер документа: 64

Вид документа: Постановление Правительства Республики Ингушетия

Принявший орган: Правительство Республики Ингушетия

Статус: Недействующий

Опубликован: Общенациональная газета Республики Ингушетия "Сердало" N 12 от 10.02.2005
Дата принятия: 28 февраля 2003

Дата редакции: 28 февраля 2003