Представление отчета на совете директоров проекта СП ПетроМиранда

2018 г.

2

км2
Штаты: 2 (Aнсоатеги и Гуарико)
Муниципальные округи: Монагас и Санта-Мария-де-Ипире, штаты Ансоатеги и Гуарико соответственно.

ЗАПАСЫ

НГЗН: 52 682,9 МЛН. СТ. БАРР.

КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Запасы нефти: 14 609,5 МЛН.СТ.БАРР.
Запасы газа: 697,70 МЛРД. КУБ. ФУТ.

Изначальный: 27%
Текущий: 0,03%

ХУНИН-6
СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.

Промыслы: 2
Месторождения: 3
Активных 2
Неактивных 1
Скважины: 59 Активных скважин
Кат. 1: 54 Скважины
Кат. 2: 5 Скважин
Кат. 3: 19 Скважин

при высоких температурах

Qo при низких температурах

4

500

день

1-я установка:

30 тыс.барр./ день

60,0

80,0

70

Апгрейдер

вар.: 35 тыс.барр./
день

20,0

40,0

35

15,0

Оконч. доб. /год
Общ. производ.

22,0 29,0 48,0 83,0 123,0
30 30 60 110 110

124,0
110

124,4
140

130,3
140

130,4
140

130,2
140

130,2
140

130,3
140

130,5
140

130,8
140

130,7
140

130,6
140

130,3
140

0,0
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

РД: Ранняя добыча

Начальная добыча

Коммерческая добыча

РД

Апгрейдер Запуск: 2025 г.

план Vs. Фактически)

25,0

30,0

15,0

20,0

тыс.барр./день

ФАКТИЧЕСКИ: 14,7

10,0
5,0
0,0

ЯНВ

ФЕВ

MAР

АПР

MAЙ

ИЮН

ИЮЛ

AВГ

СЕНТ

ОКТ

НОЯБ

ДЕК

МЕС. ПЛАН СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.

20,0
15,02

20,5
7,79

22,0
10,17

22,2
14,55

23,0
16,13

23,5
15,59

24,0
15,38

24,6
15,91

25,3
15,97

26,2
16,05

26,9
16,75

28,2
16,86

ПЛАН: 23,9

ФАКТИЧЕСКИ

по промыслу в связи с небольшим количеством разбавителя

тыс.барр./день

Дневная динамика добычи

ЯНВАРЬ

ФЕВРАЛЬ

МАРТ

АПРЕЛЬ

МАЙ

ИЮНЬ

ИЮЛЬ

АВГУСТ

СЕНТЯБРЬ

ОКТЯБРЬ

НОЯБРЬ

ДЕКАБРЬ

степень обводненности добываемой нефти, подготовка газа для нормализации производственных условий.
■ Февраль: Остановка кустовых площадок EB1, DB1, GG1, DB2 по причине отсутствия нафты.
■ Март: Безопасная остановка кустовых площадок EB1-DB1-GG1 и DB2 по причине отсутствия нафты, ограниченное число скважин из-за низкой мощности закачки.
■ Апрель: Безопасная остановка кустовых площадок EB1-GG1-DB1 и DB2 по причине отсутствия нафты; ограниченное число скважин из-за низкой мощности закачки, механическое загрязнение дизельного откаточного оборудования СП Петроседеньо и СП ПетроМиранда, С.А.
■ Май: Ограничения закачки, отсутствие дизеля, ограниченное число скважин на кустовой площадке EB1. Недостаточная закачка на кустовой площадке DB1.
■ Июнь: Ограничения закачки на кустовой площадке EB1 по причине отсутствия портативной установки закачки. Приостановление разработки месторождения из-за остановки экспортного насоса СП Петроседеньо.
■ Июль: Ограничения закачки, приостановление кустовой площадки GG1 из-за механического повреждения, высокого давления из-за низких температур, климатических условий прохождения нефтепровода, которые повлияли на закачку в ходе добычи.

повреждения, высокого давления из-за низких температур, климатических условий прохождения нефтепровода, которые повлияли на закачку в ходе добычи. Остановка насоса для перекачки разбавителя на CBJ.
Сентябрь: Ограничения закачки из-за высокого давления в нефтепроводе 8” (750 PSI), остановка насоса для перекачки разбавителя на CBJ и остановка генератора кустовой площадки GG1 в рамках профилактического техобслуживания.
Октябрь: Высокое давление в нефтепроводе, достигающее 850 PSI на всем промысле СП ПетроМиранда, С.А., в связи с поломкой системы закачки СП Петроседеньо.
Ноябрь: Высокое давление в нефтепроводе (800 psi) из-за отсутствия приема DCO в СП Петроседеньо по причине поломки насоса для перекачки.
Декабрь: Высокое давление в нефтепроводе (800 psi) из-за отсутствия приема DCO в СП Петроседеньо по причине поломки насоса для перекачки. Кустовая площадка EB1. Ограничения об./мин в скважинах, из-за поломки генератора.

Дек 2018 г.

План

Факт.

Разн.

Сред. доб. год (тыс.барр./день)

Присоединение (тыс.барр./день)

23,9
7,6

14,7
0,51

-9,2
-7,0

Присоединение связанных скважин (тыс. барр./день)

из 18 скважин. В конце 2018 г. была присоединена только одна скважина, которая представила колебание в размере 94,4%, главным образом по причине искажения хронограммы бурения.

18,0

Скважины

барр.

7,6

2,0

1,0

План

Факт.

Отклон.

план

Отклонение

СКВАЖИН

АКТИВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Факт.

с внешними факторами

60

32,46

ПРОСТОЙ DB2‐16

40
20
0

Отсос для выкачивания и подготовки флюидов

добыча: 2010-2020 гг.

План УРД
Условия добычи:
Ускоренная ранняя добыча: 2010-2011 гг.
* 05 Стратиграфических скважин (J6D25, J6D4, J6D16, J6D14 и J6D1)
02 Куста скважин (DB1, EB1).
Инженерные работы по восстановлению дорог и мостов
Инженерные работы, связанные с проходами трубопровода для УРД
Концептуальные инженерные работы ЦПФ и полевых условий

Ранняя добыча: 2012-2013 гг.

На данный момент имеется проходка:
64 пробуренных горизонтальных скважин.
05 кустов скважин: (GG1, BH1, DB1, EB1, DB2),
01 куст в процессе строительства: DC1 с проходкой 62,9%.

Строительство и восстановление дорог и мостов между строящимися кустами.

29 горизонтальных скважин
05 кустов скважин: (GG1, BH1, FP1, CU1 и DC1)
03 стратиграфические скважины
Строительство и восстановление дорог и мостов
Проходы трубопровода для УРД
Концептуальные и базовые инженерные работы апгрейдера 200 тыс. барр./день СТН, расположенного в промышленном кондоминиуме Нефтеносного пояса Ориноко.
Концептуальные инженерные работы ЦПФ и полевых условий для 450 тыс. барр./день СТН.
Модульный ЦПФ и Танки для резервуара 20 тыс. барр.
Система распределения электричества

Запуск в эксплуатацию прохода трубопровода (разбавленная сырая нефть и разбавитель) от оси 100 (канал BH1) до пункта поставки в СП Петроседеньо (включая оси 100, 200 и 300), в т.ч. системы сбора кустов УРД: DB1, EB1, GG1 и BH1. Завершен в мае 2015 г.

Начальная добыча: 2014-2018 гг.
* 05 кустов скважин: (EC1, ED1, CC1, FB1 и CB1)
Электрическая инфраструктура
Электрическая подстанция
Коммерческий ЦПФ
Добыча: Улучшенная нефть 42°API
Апгрейдер 200 тыс. барр./день 42°API (2018)

Добыча 450 тыс. барр./день

ИСС двухцепных ЛЭП 34,5 кВа: Проходка: 74,89%
ИСС парка электрогенерации 3 x 1,8 МВт: Проходка: 74,39%.
ИСС системы автоматической генерации 2 x 8,7 МВт: Проходка: 41,46%.
Модульный ЦПФ: Проходка: 50,62% и Танки для резервуара 20 тыс. барр.: Проходка: 35,59%.
Базовые инженерные работы ЦПФ и полевых условий для 450 тыс. барр./день: Проходка: 100%.
Строительно-ремонтные базовые инженерные работы ЦПФ и полевых условий для 200 тыс. барр./день: 90%.
Концептуальные и базовые инженерные работы апргрейдера 200 тыс. барр./день СТН, расположенного в промышленном кондоминиуме Нефтеносного пояса Ориноко: Проходка: 99%.

18

34.5 КВА (2016)

АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ 2X8,7 МВТ (2017)

ПАРК ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ (2016)

КУСТЫ СКВАЖИН
Разрабатываемые кусты: 05
Построенные кусты: 05
DB1, EB1, GG1, BH1 и DB2
Кусты, планируемые на 2018 г. 01
DC1, в процессе. Проходка: 62,9%.

НА ДАННЫЙ МОМЕНТ ИМЕЮТСЯ ВСЕ ОСНОВНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ НА КУСТАХ СКВАЖИН, ГОТОВЫХ К РАЗРАБОТКЕ, НА НОВЫЙ КУСТАХ ТРУБОПРОВОДОВ НЕТ.

ИМЕЮЩИЙСЯ МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРУБОПРОВОД

ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЙ ЦПФ (60 ТЫС. БАРР./ДЕНЬ)

С.А.
ТАНКИ ДЛЯ РЕЗЕРВУАРА 20 000 БАРР. СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.
ИСС СИСТЕМЫ АВТОГЕНЕРАЦИИ 2 X 8,7 МВТ ДЛЯ РАННЕГО ПИТАНИЯ СП ПЕТРОМИРАНДА, С.A.
МТО И СТРОИТЕЛЬСТВО ДВУХЦЕПНОЙ ЛЭП 34,5 КВА
ПАРК ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ 3*1,8 МВТ

БАРР. СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.

21

100,0

35,59

ПРОГРАММА /ПРОЕКТ ЦЕНТР ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ФЛЮИДОВ 30 ТЫС.БАРР./ДЕНЬ СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.

ОБЩЕЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ИТОГО

34,5 КВА

22

100,0

74,89

ПРОГРАММА / ПРОЕКТ ИСС СИСТЕМЫ АВТОГЕНЕРАЦИИ 2 X 8,7 МВТ ДЛЯ РАННЕГО ПИТАНИЯ СП ПЕТРОМИРАНДА, С.А.

ОБЩЕЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ИТОГО

ПАРК ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ 3*1,8 МВТ

ОБЩЕЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ИТОГО

ОБЩЕЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ИТОГО

POA:

ПРОЦЕССЫ

ПРОЦЕССЫ 2018

АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЦЕССОВ:

ИТОГО

N - ОБРАБОТАННЫЙ

B- ПРИСУЖДЕННАЯ ЗАЯВКА

E - ПРЕДОСТАВЛЕННЫЙ МАТЕРИАЛ

N - НЕ ОБРАБОТАННЫЙ

контрактованию на 2018 г., что представляет собой 12% (двенадцать процентов) выполнения Плана по контрактованию, представленного Управлению по контрактованию в течение 2018 г., кроме того, были рассмотрены 165 (сто шестьдесят пять) процедур, что составило 88% (восемьдесят восемь процентов) от общего числа.
НЕДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ:
32 (тридцать две) процедуры контрактования признаны недействительными, основными причинами этого являются следующие: Ни одно из предложений не было представлено, в результате все предложения были отклонены, либо оференты были дисквалифицированы.

ФАКТ. 2018 ДОП. 2018 ИТОГО