Рассмотрение дополнительных объектов для бурения в 2025 году

1.

АО «Нефтяная компания «Янгпур»
РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»
Рассмотрение дополнительных объектов для бурения в 2025 году
1

2.

1g2 Метельная. Пласт БП4/2
Структурная карта по кровле коллектора БП4/2
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин БП4/2
Карта эффективных газонасыщенных толщин БП4/2
Остаточные извлекаемые запасы по пласту БП4/2 (на 01.01.2025 г)
ГГШ:
Нефть:
Накопленная добыча – 225,97 млн. м3
ОИЗ – 133 млн.м3
Выработка – 62,9 %
Накопленная добыча – 40,5 тыс. тонн
ОИЗ – 138,5 тыс.тонн
Выработка – 22,6 %
Конденсат:
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 12,53 тыс. тонн
ОИЗ – 9,5 тыс.т
Выработка – 57 %
Накопленная добыча – 9,4 млн. м3
ОИЗ – 21,6 млн.м3
Выработка – 30,2 %
2

3.

1g2 Метельная. Пласт БП4/2
Предложение:
Бурение бокового ствола со скважины 1С на пласт БП4/2 с горизонтальным окончанием (бурение из-под башмака
колонны 168мм – 1723м).
Длина горизонтального участка 300 м.
Освоение МГРП.
Ожидаемые входные параметры:
Qж – 80 т/сут, Qн+гк – 40 т/сут, B – 50 %, Qг – 70 тыс. м3/сут
Возвратные объекты – АП11.
Ожидаемое пластовое давление (БП4/2) – 19,0 МПа на а.о. -2217 м
(согласно замеру по скв.882 от 06.07.2022- Рпл-14,4 МПа)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
1. Требуемая грузоподьемность БУ при бурении на РВО – 62.41*1.5=93.62 т.
2. Спуск ОК возможен при коэффициентах трения 0.3/0.4. Требуемая грузоподьемность БУ для
подъема ОК – 53.05/0.9 = 58.94 т.
3. Бурение данной скважины возможно с использованием раствора РВО.
4. Бурение данной скважины с БУ АРС-125 возможно.
Затраты:
Операционные затраты
Срок окупаемости 14 мес.
Инвестиционные затраты
Вид затрат
руб.РФ без НДС
Аренда ЭЦН (сутки)
16 391,00
Обслуживание ЭЦН (сутки)
0,00
Электричество (сутки)
15 120,00
ИТОГО операц. затраты (сутки)
31 511,00
Стоимость строительства скважины 146 188 166,12
Стоимость проведения КРС
2 000 000,00
Стоимость проведения ГРП, 3 порта
25 700 000,00
по 60т
ИТОГО инвест. затраты
173 888 166,12
обслуживание кредита ежемесячно 3 550 216,72
3

4.

2g2 Метельная. Пласт БП7/1
Структурная карта по кровле пласта БП7/1
Карта эффективных газонасыщенных толщин
Рпл (нач) = 22,2 МПа
Рпл (тек) = 14,2 МПа (замер в ост. скв.
876 от 07.2024)
При проведении ГРП в скв. 891 Рпл по
Хорнеру 22 МПа от 04.01.2025
ПЛАСТ БП 7/1
По состоянию на 01.01.2025 г:
Газ
Конденсат
НИЗ – 994 млн. м3
НИЗ – 58 тыс.т
Накопленная добыча – 34 млн.м3
Накопленная добыча – 4 тыс.т
ОИЗ – 960 млн.м3
ОИЗ – 54 тыс.т.
Отобрано от НИЗ 3 %
Отобрано от НИЗ 7 %
Параметры работы соседних скважин:
скв.891 (фонтан): Qг-221 тыс.м3/сут, Qгк-12 т/сут, B-9%
(согласно замеру Логистик-Сервис от 12.03.2025)
4

5.

Заключение
ЦУСС НГДУ
«Речицанефть»
2g2 Метельная.
Пласт
БП7/1
Предложение:
Бурение бокового ствола со скважины 2С на пласт БП7/1 с горизонтальным окончанием (зарезка 1400м).
Длина горизонтального участка 400 м.
Освоение МГРП.
Ожидаемые входные параметры:
Qг - 200 тыс. м3/сут, Qгк - 10 т/сут, B - 10%
Возвратные объекты – БП5/1, БП4/2, АП11, ПК19/2-3
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Исходя из полученных результатов расчёта необходима БУ с
грузоподъемностью не менее 120 тн.
Бурение данной скважины с БУ АРС-125 возможно.
Затраты:
Операционные затраты
Инвестиционные затраты
Срок окупаемости 10 мес.
Вид затрат
Аренда ЭЦН (сутки)
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
Стоимость проведения КРС
Стоимость проведения ПВР, ГФР
Стоимость компрессирования (2сут)
ИТОГО инвест. затраты
обслуживание кредита ежемесячно
руб.РФ без НДС
0,00
146 188 166,12
2 000 000,00
25 700 000,00
478 800,00
174 366 966,12
3 559 992,22
5

6.

863 Известинская. Пласт Ю1
Запасы по пласту Ю1 (на 01.01.2025 г)
Нефть:
Накопленная добыча – 2379,7 тыс. тонн
ОИЗ – 1149,3 тыс.тонн
Выработка – 67,4 %
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 611,5 млн. м3
ОИЗ – 240,5 млн.м3
Выработка – 71,8 %
Выкопировка структурной карты по кровле коллектора Ю1
Предложение:
Бурение скважины 863 Известинской.
Заканчивание горизонтальным стволом 200 м.
Освоение – 2-х стадийный ГРП.
Ожидаемые входные параметры:
Qж – 74 т/сут, Qн – 55 т/сут, B – 35 %
Возвратные объекты – отсутствуют.
Ожидаемое пластовое давление – 10,5 МПа на а.о. -2863м
скв. 852 – 12,5 МПа (через Рпр от 06.2024)
скв. 840 – 8,1 МПа (через Рпр от 01.2025)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Для бурения необходим станок грузоподъёмностью 200 тонн.
Бурение данной скважины с БУ АРС-200 возможно.
Операционные затраты
Инвестиционные затраты
Параметры работы соседних скважин:
скв. 852 (ЭЦН-160): по данным МЭР за 12.2024: Qж-108 т/сут, Qн-55 т/сут, B-49 %.
скв. 853 (ЭЦН-160): по данным МЭР за 12.2024: Qж-71 т/сут, Qн-47 т/сут, B-34 %.
скв. 840 (ЭЦН-250): по данным МЭР за 12.2024: Qж-244 т/сут, Qн-96 т/сут, B-60 %.
Вид затрат
руб.РФ без НДС
Аренда ЭЦН (сутки) ЭЦН5А-160
8 446,00
Обслуживание ЭЦН (сутки)
0,00
Электричество (сутки)
15 120,00
ИТОГО операц. затраты (сутки)
23 566,00
Стоимость строительства скважины
226 186 980,25
Стоимость проведения КРС
2 000 000,00
Стоимость проведения ГРП, 2 порта по
17 800 000,00
60т
ИТОГО инвест. затраты
245 986 980,25
обслуживание кредита ежемесячно
5 022 234,18
Срок окупаемости 23 мес.
6

7.

862 Известинская (4ВЗ). Пласт Ю1
Выкопировка структурной карты по кровле коллектора Ю1
Запасы по пласту Ю1 (на 01.01.2025 г)
Нефть:
Накопленная добыча – 2379,7 тыс. тонн
ОИЗ – 1149,3 тыс.тонн
Выработка – 67,4 %
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 611,5 млн. м3
ОИЗ – 240,5 млн.м3
Выработка – 71,8 %
Предложение:
Бурение скважины 862 Известинской доуглублением скважины 4ВЗ.
Заканчивание горизонтальным стволом 285 м.
Освоение – 2-х стадийный ГРП.
Ожидаемые входные параметры: Qж – 80 т/сут, Qн – 40 т/сут, B – 50 %
Возвратные объекты – отсутствуют.
Ожидаемое пластовое давление – 20 МПа на а.о. -2878м
скв. 853 – 9,7 МПа (через Рпр от 12.2023)
скв. 837 – 28,6 МПа (через Рпр от 03.2024)
скв. 852 – 12,5 МПа (через Рпр от 06.2024)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Для бурения необходим станок грузоподъёмностью 200 тонн.
Бурение данной скважины с БУ АРС-200 возможно.
Затраты:
Вид затрат
Параметры работы соседних скважин:
скв. 852 (ЭЦН-160): по данным МЭР за 12.2024: Qж-108 т/сут, Qн-55 т/сут, B-49 %.
скв. 853 (ЭЦН-160): по данным МЭР за 12.2024: Qж-71 т/сут, Qн-47 т/сут, B-34 %.
скв. 840 (ЭЦН-250): по данным МЭР за 12.2024: Qж-244 т/сут, Qн-96 т/сут, B-60 %.
Операционные Аренда ЭЦН (сутки)
затраты
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
Инвестиционные Стоимость проведения КРС
затраты
Стоимость проведения ГРП, 2 порта по 60т
ИТОГО инвест. затраты
обслуживание кредита ежемесячно
Срок окупаемости 16 мес.
руб. РФ без
НДС
8 446,00
0,00
15 120,00
23 566,00
161 914 432,94
2 000 000,00
17 800 000,00
181 714 432,94
3 710 003,01
7

8.

732 Рождественская. Пласт Ю1
Запасы по пласту Ю1 (на 01.03.2025 г)
Выкопировка структурной карты по кровле коллектора Ю1
Параметры работы соседних скважин:
скв. 724s2: по данным МЭР за 02.2025: Qж-91 т/сут, Qн-58,7 т/сут, B-18 %.
скв. 726: по данным МЭР за 02.2025: Qж-94 т/сут, Qн-60 т/сут, B-17 %.
скв. 729: по данным МЭР за 02.2025: Qж-122 т/сут, Qн-21 т/сут, B-78 %.
скв. 731: по данным МЭР за 02.2025: Qж-286 т/сут, Qн-42 т/сут, B-81 %.
Нефть (утвержденные):
Накопленная добыча – 56,165 тыс. тонн
ОИЗ – 40,835 тыс.тонн
Выработка – 57,9 %
Растворенный газ (утвержденные):
Накопленная добыча – 25,35 млн. м3
ОИЗ – 8,65 млн.м3
Выработка – 74,6%
Запасы рассчитанные методом материального баланса больше утвержденных на
340% и составляют 330 тыс. т (при КИН 0,337)
Предложение:
Бурение нагнетательной скважины 732 Рождественской.
Ожидаемое пластовое давление – 21 МПа на а.о. -2846м
скв. 724s2 – 37,4 МПа (начальное Рпл.)
скв. 729 – 31,6 МПа (КВД от 17.10.2024)
скв. 731 – 29 МПа (пересчетное)
скв. 724s2 при проведении ГРП Рпл по Хорнеру 22,4МПа
150
132,7
147,3
156,6
163,6
169,2
200
150
107,3
100
100
48,3
50
50
48,3
59,1
25,4
14,6
9,3
7,0
5,5
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
0
0
Годовая, тыс.т
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Добыча нефти (с ППД)
Добыча нефти (без ППД)
Накопленная, тыс.т
150
144,9
206,4
221,5
250
200
150
110,2
100
50
169,3
189,4
100
48,3
48,3
62,0
34,7
24,4
20,0
17,1
15,0
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
0
50
Для бурения необходим станок
грузоподъёмностью 221 тонна.
Бурение данной скважины с БУ АРС-200
невозможно (возможно смещение
проектных точек для удовлетворения
возможностей БУ АРС-200).
0
Добыча нефть, тыс.т
Накопленная, тыс. т
8

9.

437g2 Присклоновая. Пласт БП12
Запасы по пласту БП12/1 (на 01.01.2025 г)
Газ:
Накопленная добыча – 895,7 млн. м3
ОИЗ – 1270,3 млн.м3
Выработка – 37,6 %
Конденсат:
Накопленная добыча – 293 тыс. тонн
ОИЗ – 337 тыс.т
Выработка – 73 %
Выкопировка структурной карты по кровле коллектора БП12/1
Нефть:
Накопленная добыча – 758,4 тыс. тонн
ОИЗ – 492,6 тыс.тонн
Выработка – 60,6 %
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 411,2 млн. м3
ОИЗ – 51 млн.м3
Выработка – 89 %
Краткая информация по скв. 437 Присклоновой
Скважина ликвидирована.
Согласно акту ликвидации цементные мосты установлены в интервалах 2548-2498 м, 773-723 м.
Был подход бригады КРС в 2022 году с попыткой восстановления. Работы длительные. За 7 суток проработали
ствол до глубины 419 м. При проработке ствола скважины выход металлической стружки, цементной крошки,
мешковины, периодические затяжки до 1 тн. Принято решение завершить работы.
437g2
Параметры работы соседних скважин:
Скв. 427 (ЭЦН-125): Согласно замеру от 27.12.24 Qж-73 м3/сут, Qн-21 т/сут, B-65 %, Qг-4 тыс. м3/сут
Скв. 428 (фонтан): Согласно замеру от 25.03.25 Qж-16 м3/сут, Qгк-6 т/сут, B-24 %, Qг-89 тыс. м3/сут
Выкопировка карты эффективных газонасыщенных толщин БП12/1
9

10.

437g2 Присклоновая. Пласт БП12
Предложение:
Бурение бокового ствола со скважины 437 с горизонтальным окончанием (зарезка 1050м).
Длина горизонтального участка 370 м.
Освоение методом ГРП.
Ожидаемые входные параметры:
Qж-80 м3/сут, Qн-40 т/сут, B-35 %, Qг-10 тыс. м3/сут
Возвратные объекты отсутствуют.
Ожидаемое пластовое давление (БП12/1) – 12 МПа.
скв. 819 – 12,4 МПа (замер от 06.07.2022)
скв. 428 – 13,4 МПа (замер от 18.06.2021)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Для бурения необходим станок грузоподъёмностью 199,33 тонн.
Бурение данной скважины с БУ АРС-200 возможно.
Затраты:
Вид затрат
Операционные затраты
Окупаемость за расчетный период 2 года
не наступает.
Инвестиционные затраты
Аренда ЭЦН (сутки)
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
Стоимость проведения КРС
Стоимость проведения ГРП, 3 порта по 60т
ИТОГО инвест. затраты
обслуживание кредита ежемесячно
руб. РФ без НДС
16 391,00
0,00
21 360,00
37 751,00
146 188 166,12
2 000 000,00
25 700 000,00
173 888 166,12
3 550 216,72
10

11.

407g2 Присклоновая. Пласт БП12
Краткая информация по скв. 407 Присклоновой
Конструкция:
Ø245мм 0-780м
Ø146мм 0-2853м
В скважине с 94 года выполнена перфорация интервала 2794-2809м.
Накопленная добыча нефти – 53826 тонн.
Накопленная добыча газа – 33,2 млн м3
• 04.2023 при КРС получена заклинка инструмента на гл.2768м. При расхаживании до
80 тонн хода нет. Выполнен отстрел на глубине 2737м. Аварийная голова представлена
телом СБТ73.
• С 11.12.2024 начаты повторные работы по извлечению аварийного инструмента.
Работы длительные. По состоянию на 27.03.2025 выполняется фрезерование ФКК-124
(длина по заводу 50 см), пройдено порядка 23см, осталось 27см.
Куст 3
Параметры работы на 04.2023 согласно МЭР: фонтан Qж-8 т/сут, Qн-7 т/сут, B-15%.
Выкопировка структурной карты по
кровле коллектора БП12/1
Выкопировка карты эффективных
нефтенасыщенных толщин БП12/1
Запасы по пласту БП12/1 (на 01.01.2025 г)
Газ:
Накопленная добыча – 895,7 млн. м3
ОИЗ – 1270,3 млн.м3
Выработка – 37,6 %
Конденсат:
Накопленная добыча – 293 тыс. тонн
ОИЗ – 337 тыс.т
Выработка – 73 %
Нефть:
Накопленная добыча – 758,4 тыс. тонн
ОИЗ – 492,6 тыс.тонн
Выработка – 60,6 %
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 411,2 млн. м3
ОИЗ – 51 млн.м3
Выработка – 89 %
Параметры работы соседних скважин:
скв. 464 (ЭЦН-30 отключен): Скважина периодически отрабатывается по затрубу. За
месяц в среднем 20 нефти.
скв. 415 (ЭЦН-60): Согласно замеру от 29.12.24 Qж-37,3 м3/сут, Qн-27 т/сут, B-4,5 %,
Qг-12 тыс. м3/сут
скв. 440 (ЭЦН-80): Согласно замеру от 26.03.25 Qж-39 м3/сут, Qн-16 т/сут, B-50 %,
Qг-17 тыс. м3/сут
11

12.

407g2 Присклоновая. Пласт БП12
Предложение:
Бурение бокового ствола со скважины 407 в район скважины 410 с горизонтальным
окончанием.
Длина горизонтального участка 300 м.
Освоение МГРП.
Ожидаемые входные параметры:
Qж – 40 т/сут, Qн – 20 т/сут, B – 50 %
Ожидаемое пластовое давление – 10 МПа
скв. 407 – 8,3 МПа (замер от 02.06.2021)
скв. 412 – 16,1 МПа (замер от 16.06.2021)
скв. 415 – 7,4 МПа (пересчет по Рпр от 07.07.2022)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Для бурения необходим станок грузоподъёмностью 175,7 тонн. Бурение данной
скважины с БУ АРС-200 возможно.
Затраты:
Вид затрат
Операционные затраты
Окупаемость за расчетный период 2 года
не наступает.
Инвестиционные затраты
Аренда ЭЦН (сутки)
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
Стоимость проведения КРС
Стоимость проведения ГРП, 3 порта по 60т
ИТОГО инвест. затраты
обслуживание кредита ежемесячно
руб.РФ без НДС
16 391,00
0,00
21 360,00
37 751,00
146 188 166,12
2 000 000,00
25 700 000,00
173 888 166,12
3 550 216,72
12

13.

157g3 Крещенская. Пласт Ю1
Краткая информация по скв. 157s2 Крещенской
По причине высокой обводненности пробурен боковой ствол
157s2 от 11.2022 г.
Конструкция:
Ø324 мм – 0-297 м
Ø245 мм – 0-853 м
Ø168 мм – 0-3083 м
Ø114 мм – 2409-3374 м
При освоении выполнено СКО 5м3 12%HCL. Дополнительных
интенсификаций (ГРП) при освоении не проводилось.
Накопленная добыча нефти (первый ствол) – 197524 тонн
Накопленная добыча нефти (второй ствол) – 10203 тонн
Текущие параметры работы:
скв. 157s2 (ЭЦН-125): Согласно замеру АГЗУ от 24.01.25 Qж-86,3
м3/сут, Qн-8,5 т/сут, B-88 %. По ручным пробам обводненность –
94%.
Структурная карта по кровле коллектора Ю1
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ю1
Запасы по пласту Ю1 (на 01.01.2025 г)
Нефть:
Накопленная добыча – 700,7 тыс. тонн
ОИЗ – 141,3 тыс.тонн
Выработка – 83 %
Растворенный газ:
Накопленная добыча – 202,7 млн. м3
ОИЗ – 100,3 млн.м3
Выработка – 33 %
Параметры работы соседних скважин:
скв. 156s2 (ЭЦН-400):
Согласно замеру Логистик-Сервис от 21.11.2024: Qж-351 м3/сут, Qн-35 т/сут, B-87 %.
По закрытию МЭР за 12.2024: Qж-410 т/сут, Qн-13,3 т/сут, B-96,7 %.
13

14.

157g3 Крещенская. Оценка возможности бурения с АРС-125.
Предложение:
(При снижение добычных показателей или роста обводненности продукции
более 96%)
Бурение бокового ствола со скважины 157g3 с горизонтальным окончанием.
Длина горизонтального участка 305 м.
Ожидаемые входные параметры:
Qж – 200 т/сут, Qн – 30 т/сут, B – 80 %
Возвратные объекты – отсутствуют.
Ожидаемое пластовое давление – 29 МПа на а.о. -2888м
скв. 156 – 31,7 МПа (замер СКАД от 31.12.2021)
скв. 157 – 29,9 МПа (замер от 20.01.2022)
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Заключение:
1. Требуемая грузоподьемность БУ при бурении на РВО - 116 т.
2. Бурение данной скважины с БУ АРС-125 возможно.
Затраты:
Вид затрат
Операционные затраты
Аренда ЭЦН (сутки)
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
Окупаемость за расчетный период 2 года
не наступает.
Инвестиционные затраты
руб.РФ без
НДС
16 391,00
42 720,00
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
59 111,00
152 188 166,12
Стоимость проведения КРС
2 300 000,00
ИТОГО инвест. затраты
154 488 166,12
обслуживание кредита ежемесячно
3 154 133,39
14

15.

Пласт
Район скв.
Площадь
нефтеносност
и, тыс.м2
Средневзвеше
нная
нефтенасыще
нная
толщина, м
порис
тости
нефте
насы
щенн
ости
Пересчетный
коэффициент,
доли ед.
1
2
3
4
5
6
7
ПК202
42
1535
2
0.18
0.54
ПК202
609
997
2
0.18
0.54
ПК202
797
1313
2
0.18
0.54
Коэффициент
Газосодержан
ие пластовой
нефти, м3/т
10
11
12
13
14
0.2
46
66
15
3
0.2
30
66
10
2
0.2
39
66
13
3
Геологически
е ресурсы
газа,
растворенног
о в нефти,
млн.м3
Извлекаемые
ресурсы газа,
растворенног
о в нефти,
млн.м3
Извлекаемые
ресурсы
нефти, тыс.т
8
9
Центрально-Пурпейское I
0.882
0.876
231
Центрально-Пурпейское I
0.882
0.876
150
Центрально-Пурпейское I
0.882
0.876
197
Коэффициент
извлечения
нефти, доли
ед.
Геологически
е ресурсы
нефти, тыс.т
Плотность
нефти, г/см3
306 Губкинская. Пласты группы ПК
*-вариант строения ПК18/1 по состоянию на 06.03.25
15

16.

306 Губкинская. Пласты группы ПК
Предложение:
Бурение скважины 306 на пласты группы ПК .
Ожидаемые входные параметры:
Qн – 35 т/сут, Qпнг – 50 тыс.м3/сут
По скв. 306 ресурсы в р-не бурения стоят как нефть. Характер насыщения залежей
покурской свиты пока не ясен, по ГИС «продукт» выделяется в скв. 524 Губкинской.
Скв. 524 по данным ГИС на а.о.-1339,6-1341,8 м (ПК18/1) продукт (испытание не
проводилось), а.о.-1403,5-1417,3 м (ПК19/1) продукт+вода.
Входной дебит на пласт ПК19/1 для скважины 561 Губкинская составил 38 м3/сут по
жидкости, 29,7 т/сут по нефти, 145,1 тыс. м3/сут по газу. По скважине 38 получены
дебиты жидкости от 107 до 270 м3/сут из пластов ПК. С учетом разности фазовых
проницаемостей дебит по нефти должен быть в диапазоне 30-50 м3/сут.
Возвратные объекты – ПК19/1.
Ожидаемое пластовое давление – 13,3 МПа на а.о. -1340м
Инженерные расчеты для бурения скважины:
Заключение:
1. Требуемая грузоподьемность БУ при бурении на РВО – 199,33 т.
2. Бурение данной скважины с БУ АРС-200 возможно.
Затраты:
Операционные затраты
Окупаемость за расчетный период 2 года
не наступает.
Инвестиционные затраты
Вид затрат
Аренда ЭЦН (сутки)
Обслуживание ЭЦН (сутки)
Электричество (сутки)
ИТОГО операц. затраты (сутки)
Стоимость строительства скважины
Стоимость проведения КРС
Стоимость проведения ГРП, 3 порта по 60т
ИТОГО инвест. затраты
обслуживание кредита ежемесячно
руб.РФ без НДС
0,00
0,00
0,00
0,00
160 430 486,12
2 000 000,00
0,00
162 430 486,12
3 316 289,09
16

17.

Ранжирование объектов бурения
РАНГ
Скважина
863
1
2
1g2
3
2g2
4
862g
Пласт
Предложение
Ожидаемые входные пар-ры
Ю1
Бурение скважины 863 Известинской.
Рекомендуется заканчивание скважины
горизонтальным стволом длинной 200 метров и
проведением 2-х стадийного ГРП.
Qж – 74 т/сут
Qн – 55 т/сут
B – 35 %
БП4/2
Бурение бокового ствола со скважины 1С на пласт
БП4/2 с горизонтальным окончанием.
Длина горизонтального участка 300 м.
Освоение МГРП.
Qж – 80 т/сут
Qн+гк – 40 т/сут
B – 50 %
Qг – 70 тыс. м3/сут
БП7/1
Бурение бокового ствола со скважины 2С на пласт
БП7/1 с горизонтальным окончанием.
Длина горизонтального участка 400 м.
Освоение МГРП.
Qг - 200 тыс. м3/сут
Qгк - 10 т/сут
B - 10%
Бурение скважины 862 Известинской
доуглублением скважины 4ВЗ.
Заканчивание горизонтальным стволом 285 м.
Освоение – 2-х стадийный ГРП.
Qж – 80 т/сут
Qн – 40 т/сут
B – 50 %
Ю1
Риски и неопределенности:
При использовании части ствола 3Вз, 4Вз Известинских - РИР
интервалов ПВР сеноманских отложений.
По скважинам Известинского месторождения – интерференция с
соседними скважинами и получение продукции с высокой
обводненностью.
-
РАНГ
Скважина
Пласт
Предложение
Ожидаемые входные пар-ры
Qж – 200 т/сут
Qн – 30 т/сут
B – 80 %
5
157g3
Ю1
(При снижение добычных показателей или роста
обводненности продукции более 96%)
Бурение бокового ствола со скважины 157g3 с
горизонтальным окончанием.
Длина горизонтального участка 305 м.
5
437s2
БП12
Бурение бокового ствола со скважины 437.
Освоение методом ГРП.
Qж-80 м3/сут
Qн-40 т/сут
B-35 %
Qг-10 тыс. м3/сут
БП12
Бурение бокового ствола со скважины 407 в район
скважины 410 с горизонтальным окончанием.
Длина горизонтального участка 300 м.
Освоение МГРП.
Qж – 40 т/сут
Qн – 20 т/сут
B – 50 %
Риски и неопределенности:
-
-
157s3 Крещенская – получение высокообводненной продукции.
По скважинам Присклонового месторождения (407s2, 437s2) –
низкое пластовое давление. Осложнения при бурении предыдущих
объектов.
306 Губкинская – подтверждаемость ресурсной базы.
5
407g2
5
306
нет ранга
732
ПК18/1 (с вскрытием
Бурение скважины 306 Губкинской на пласты
АП3)
группы ПК, с целью доизучения строения залежей.
Qж – 50 т/сут
Qн – 35 т/сут
Qпнг – 50 тыс.м3/сут
B – 15 %
Бурение нагнетательной скважины на залежь Ю1
Рождественского месторождения
Qнагн. - 400-475 м3/сут
Ю1
17

18.

Вариант 1. Базовый.
План-график эксплуатационного и поисково-разведочного бурения на объектах АО "НК "Янгпур" в 2025 году
Номер
бригады
Бригада
№22
Бригада
№8
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
524 Губкинская
(Ю1 / ПК16-20)
431g Присклоновая (БП12)
433g Присклоновая (БП12)
80 т/сут (н) /
130 тыс. м3/сут (ПГ)
20 т/сут (гк)
140 тыс. м3/сут (пг)
20 т/сут (гк)
140 тыс. м3/сут (пг)
886 Метельная (БП8-10)
887 Метельная (БП8-10)
892g Метельная
(ПК19/2-3)
431g Присклоновая (БП12)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
50 т/сут (н)
20 т/сут (гк)
140 тыс. м3/сут (пг)
эксплуатация
2026
Ноябрь
Декабрь
Январь
522 Губкинская
(ПК16-20)
130 тыс. м3/сут (г)
поиск, разведка, оценка
18

19.

Вариант 2. Оптимизированный
Выбытие одного бурового станка в июне, второго – в мае 2025 с целью ожидания результатов интерпретации сейсмических материалов для
постановки поискового объекта.
План-график эксплуатационного и поисково-разведочного бурения на объектах АО "НК "Янгпур" в 2025 году
Номер
бригады
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
524 Губкинская
(Ю1 / ПК16-20)
Бригада
№22
80 т/сут (н) /
130 тыс. м3/сут (ПГ)
Бригада
№8
886 Метельная (БП8-10)
887 Метельная (БП8-10)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
эксплуатация
поиск, разведка, оценка
19

20.

Вариант 3. С вводом дополнительной (третьей) буровой бригады.
План-график эксплуатационного и поисково-разведочного бурения на объектах АО "НК "Янгпур" в 2025 году
Номер
бригады
Бригада
№22
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
524 Губкинская
(Ю1 / ПК16-20)
Июнь
Август
Сентябрь
Декабрь
Январь
431 Присклоновая (БП12)
Нагнетательная
55 т/сут (н)
20 т/сут (гк)
140 тыс. м3/сут (пг)
887 Метельная (БП8-10)
888 Метельная
(БП8-10)
892g Метельная
(ПК19/2-3)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
50 т/сут (н)
эксплуатация
Ноябрь
863 Известинская (Ю1)
886 Метельная (БП8-10)
Бригада
№Х
Октябрь
732 Рождественская (Ю1)
80 т/сут (н) /
130 тыс. м3/сут (ПГ)
Бригада
№8
Июль
2026
1s2 Метельная
(БП4-2)
2s2 Метельная
(БП7-1)
437s2 Присклоновая
(БП12)
157s3 Крещенская (Ю1)
40 т/сут (н+гк)
70 тыс. м3/сут (ггш)
10 т/сут (гк)
200 тыс. м3/сут (пг)
40 т/сут (н)
30 т/сут (н)
Февраль
поиск, разведка, оценка
20

21.

Вариант 4. С вводом дополнительной (третьей) буровой бригады. Бурение новой нагнетательной
скв. 732 Рождественской и водозаборной скважины для организации системы ППД на
Рождественском месторождении.
План-график эксплуатационного и поисково-разведочного бурения на объектах АО "НК "Янгпур" в 2025 году
Номер
бригады
Бригада
№22
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
524 Губкинская
(Ю1 / ПК16-20)
80 т/сут (н) /
130 тыс. м3/сут (ПГ)
Бригада
№8
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
732 Рождественская (Ю1)
1 ВЗ
Рождественская
(ПК)
431 Присклоновая (БП12)
Нагнетательная
Водозаборная
20 т/сут (гк)
140 тыс. м3/сут (пг)
886 Метельная (БП8-10)
887 Метельная (БП8-10)
863 Известинская (Ю1)
888 Метельная
(БП8-10)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
55 т/сут (н)
25 т/сут (гк)
300 тыс. м3/сут (пг)
1s2 Метельная
(БП4-2)
40 т/сут (н+гк)
70 тыс. м3/сут (ггш)
Бригада
№Х
эксплуатация
Декабрь
2s2 Метельная
(БП7-1)
10 т/сут (гк)
200 тыс. м3/сут (пг)
437s2 Присклоновая
(БП12)
157s3 Крещенская (Ю1)
40 т/сут (н)
30 т/сут (н)
поиск, разведка, оценка
21