и проходку в обсязі 25 тис.м, що можна порівняти з рекордним рівнем в Західному Сибіру.
Середньодіюча фонд видобувних свердловин Компанії збільшився на 4,4% і склав за підсумками звітного року 19490 одиниць. При цьому непрацюючий фонд на кінець 2012 року склав лише 7,3% від експлуатаційного. Компанія послідовно проводить роботу з ефективного використання фонду свердловин - на основі аналізу параметрів роботи обладнання в різні періоди вибирається оптимальний режим і спосіб експлуатації свердловин.
У звітному році коефіцієнт використання експлуатаційного фонду склав 0,924. Методи підвищення нафтовіддачі пластів Компанія застосовує з урахуванням стану розробки родовищ і параметрів конкретної поклади. Основні з застосовуваних методів: гідророзрив пласта (ГРП), забурювання бокових стволів, фізико-хімічний вплив на пласт, будівництво горизонтальних свердловин.
Загальний ефект від усіх проведених у звітному році заходів з урахуванням введення нових свердловин дозволив забезпечити додатковий видобуток нафти в обсязі близько 12 млн.т. У 2012 році було виконано 696 ремонтів методом забуріванія бокових стволів, з них 51 операція - з використанням комплексу Безперервна труба raquo ;, проведено 644 операції гідророзриву пласта на експлуатаційному фонді видобувних свердловин, введено 99 горизонтальних свердловин, проведено більше 7 тис. Операцій фізико хімічного впливу на пласт. При цьому ефективність операцій з обробки привибійну зон зросла на 13% при зниженні обсягів на 1,8%.
До найбільш ефективних методів по інтенсифікації припливу відносяться ГРП і зарезка бокових стволів. У ВАТ Сургутнефтегаз впроваджено 14 технологій гідророзриву пласта, які використовуються з урахуванням особливостей геологічної будови родовища. У звітному році Компанія почала застосування нових технологій освоєння пластів - одночасно-роздільну експлуатацію (ОРЕ) двох об'єктів розробки і багатосекційний ГРП.
Добування та виробництво газу
В області виробництва газу основним пріоритетом ВАТ Сургутнефтегаз є оптимальне використання природних ресурсів шляхом створення повного циклу використання попутного нафтового газу. У 2012 році обсяг виробництва попутного газу знизився на 5,6% і склав 12,2 млрд.куб.м, видобуток природного газу склав 45,6 млн.куб.м. Зниження обсягів виробництва попутного нафтового газу відбувається у зв'язку зі зменшенням обсягів видобутку нафти на родовищах Західного Сибіру, ??що мають найбільший газовий фактор. При цьому змінюється і структура видобувається попутного нафтового газу - поступово йде збільшення частки газу з вмістом важких вуглеводнів, що ускладнює процес його збору та використання. Виробничі потужності ВАТ Сургутнефтегаз з видобутку, збору і використання газу дозволили у звітному році досягти рекордного рівня утилізації попутного нафтового газу - 99,2%.
Компанія веде повний облік збору та використання видобувається газу - всі об'єкти, включаючи факельні установки, оснащені приладами обліку. Показання приладів потрапляють в інформаційну систему обліку, видобутку, транспортування, переробки та реалізації газу і дозволяють автоматично формувати матеріальний баланс попутного нафтового газу, мати оперативну інформацію щодо його використання. У звітному році основними напрямами використання газу стали: переробка на власному газопереробному заводі - 59%, реалізація покупцям на внутрішньому ринку - 15%, постачання на власні газотурбінні (ГТеС) і газопоршневі (ДПЕМ) електростанції для вироблення електроенергії - більше 13%, власне споживання в якості палива і на технологічні потреби - близько 13%. Після підготовки на газопереробному заводі газ також поставляється споживачам на внутрішній ринок. З урахуванням цих обсягів загальна поставка газу Компанії на внутрішній ринок становить 73% від видобутку.
У звітному році велися роботи з модернізації діючих виробничих потужностей і введенню нових об'єктів: на КС - 44 Федорівського родовища проведена модернізація основного компресорного устаткування, на Рогожниківської родовищі додатково введена компресорна установка №3 УКПГ, побудовано більше 170 км газопроводів і розпочато будівництво стратегічно важливого газопроводу протяжністю 202 км, що з'єднує Західно-Каминское і Рогожниківської родовища. Цей трубопровід дозволить Компанії забезпечити законодавчо необхідний рівень утилізації на вводяться родовищах, розташованих поряд з Рогожниківської.
На кінець звітного року рівень утилізації газу на всіх родовищах Компанії склав понад 95%, у тому числі в новому регіоні діяльності - Східного Сибіру. Даний результат забезпечений завдяки закладеним рішенням за напрямами використання попутного нафтового газу на стадії проектування об'єктів облаштування родовищ.
<...
