О внесении изменений в приложение к постановлению Правительства Ханты-Мансийского автономного округа — Югры от 9 октября 2013 года «О государственной программе Ханты-Мансийского автономного округа — Югры «Развитие и использование минерально-сырьевой базы Ханты-Мансийского автономного округа — Югры на 2014-2020 годы» (стр. 2 )

Для достижения уровня добычи нефти в объеме 250 млн. тонн в год требуется рост среднегодового охвата действующего фонда физико-химическими МУН с 5,4% до 10-16%, операциями по бурению боковых стволов – с 1,5% до 3,4%, увеличение доли горизонтальных скважин в общем числе вводимых новых скважин – с 14% до 18.3%-27,5%. По остальным направлениям (бурению скважин обычного профиля, гидродинамическим методам, ГРП и ОПЗ) предусмотрена стабилизация годовых объемов при снижении охвата действующего фонда.

При распределении прогнозных показателей по недропользователям учитывались фактические уровни добычи и вклад в них мероприятий по поддержанию добычи нефти, а также структура фактически реализуемых комплексов ГТМ и их эффективность.

Приоритеты реализуемых программ ГТМ оказывают влияние на динамику добычи нефти по каждому из недропользователей. На фоне предполагаемой стабилизации годовой добычи в целом по округу по отдельным нефтяным компаниям возможен как рост, так и снижение годовой добычи.

Рост добычи нефти предполагается:

- НК «ЛУКОЙЛ» - с 47,3 до 49,6 млн. т (на 4,8%);

- - с 53,7 до 64,5 млн. т (на 20,1%);

- НК «РуссНефть» - с 6,7 до 8,7 млн. т  (на 29,3%);

- АНК «Башнефть» - с 0,6 до 1 млн. т (на 67%);

Снижение прогнозируется:

- НК «Роснефть» - с 101,6 до 87,1 млн. т (на 14,3%);

- - с 15,3 до 14,5 млн. т. (на 5,5%);

- «Салым Петролеум » - с 6,99 до 4,3 млн. т (на 38,5%);

- «Томскнефть ВНК» - с 3,19 до 2,5 млн. т (на 21,9%);

- прочие недропользователям – с 1,85 до 0,8 млн. т (на 57,4%);

- НК «Славнефть» предполагается поддержание уровней добычи на относительно стабильном уровне (16-17 млн. т).

В целом по ХМАО – Югре за 2014-2020 гг предполагается отобрать 23,2% от ТИЗ, вовлеченных в разработку и 3,6% от неразрабатываемых ТИЗ. Кратность запасов промышленных категорий на конец прогнозного периода составит 23 года при величине на 01.01.2014 – 30 лет. Наиболее интенсивная выработка извлекаемых запасов предполагается по месторождениям НК «ЛУКОЙЛ», , НК «РуссНефть» и АНК «Башнефть», наименее интенсивная – по месторождениям независимых недропользователей (по причине низкой технологической эффективности применяемых ГТМ и ограниченного их набора).

Меры государственного регулирования для решения задач, направленных на реализацию добычного потенциала автономного округа.

Стратегия решения проблемы повышения нефтеотдачи на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа - Югры состоит в том, что пришло время осознать и принять науку с ее инновациями в качестве прямой производственной структуры в системе добычи нефти, которая имеет все возможности стабилизировать добычу нефти в регионе на длительную перспективу путем глубокой выработки разведанных запасов нефти.

Противопоставить снижению уровней добычи нефти в округе можно только инновационные технологии разработки, но им необходима законодательная поддержка. Инновационные прорывные технологии должны обладать высокой наукоемкостью и давать ощутимый эффект, выражающийся в значительном приросте извлекаемых запасов.

В целях стимулирования инновационных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо определить и закрепить в нормативно-правовых актах перечень методов увеличения нефтеотдачи.

Применение инновационных технологий позволит активно вовлекать в разработку объекты, разработка которых традиционными методами неэффективна. Сроки окупаемости условных затрат государства (льгот) будут напрямую зависеть от масштабности проведения недропользователями методов увеличения нефтеотдачи, которая, в свою очередь, может быть обусловлена тем благоприятным инвестиционным климатом, который создадут органы власти.

Разработка нефтяных месторождений должна вестись в полном соответствии с технологическими проектными документами. Проектные документы должны служить своеобразным компромиссом между интересами государства и недропользователя.

При экономической оценке вариантов разработки нефтяных месторождений расчеты следует проводить по единым для каждого региона нормативам, свободным от конъюнктурных соображений, что даст возможность сравнения различных месторождений.

Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий.».

3. Раздел 2 после слов «количество месторождений ОПИ, поставленных на территориальный баланс (показатель в соответствии с существующей динамикой постановки месторождений ОПИ на территориальный баланс)» дополнить абзацем следующего содержания:

«геологоразведочные работы, в том числе: сейсморазведочные работы 2D, сейсморазведочные работы 3D, поисково-разведочное бурение, бурение эксплуатационных скважин, реконструкция и новое строительство трубопроводов и площадных объектов, строительство объектов по рациональному использованию попутного нефтяного газа.».

4. В Разделе 3:

4.1. Пункт 3.7 дополнить подпунктом 14 следующего содержания:

«14. Проведение в период с 8 по 11 сентября 2015 года в г. Ханты-Мансийске Форума Глобального партнерства Всемирного банка по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа.

Тема Форума: «Расширение деятельности по сокращению факельного сжигания и эффективной утилизации попутного нефтяного газа».

Форум позволит обобщить накопленный в автономном округе опыт, даст возможность представить мировой общественности достижения автономного округа в сфере сокращения факельного сжигания попутного нефтяного газа, а также ознакомить российских коллег с лучшими мировыми практиками в области эффективной утилизации попутного газа.»;

4.2. Дополнить  пунктом 3.13 следующего содержания: 

«3.13. Основные показатели, отражающие деятельность предприятий топливно-энергетического комплекса Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

В рамках государственной программы предусмотрены мероприятия предприятий топливно-энергетического комплекса по следующим направлениям:

- геологоразведочные работы, в том числе: сейсморазведочные работы 2D, сейсморазведочные работы 3D, поисково-разведочное бурение;

- бурение эксплуатационных скважин;

- реконструкция и новое строительство трубопроводов;

- реконструкция и новое строительство площадных объектов;

- строительство объектов по рациональному использованию попутного нефтяного газа.

Показатели представлены предприятиями , «Русснефть»,   «Славнефть», Салым Петролеум Девелопмент, – Хантос», «Башнефть», – Аик», – Ноябрьскнефтегаз», ВНК, КанБайкалРезорсез Инк, – Нефть», , -Ойл», , .».

5. Абзац третий Раздела 4 изложить в следующей редакции:

«ежегодное уточнение перечня программных мероприятий на очередной финансовый год и плановый период с уточнением затрат по программным мероприятиям в соответствии с мониторингом фактически достигнутых целевых показателей реализации государственной программы с учетом результатов проводимых в автономном округе социологических исследований, а также информирование общественности о ходе и результатах реализации государственной программы;».

6. Таблицы 1, 2 изложить в следующей редакции:

«

Таблица 1

Целевые показатели государственной программы

№ п/п	Наименование показателей результатов	Базовый  показатель на начало реализации государственной программы	Значения показателя по годам	Целевое  значение показателя на момент окончания действия государственной программы
2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Показатели непосредственных результатов
1.	Количество участков недр углеводородного сырья, предлагаемых для лицензирования, шт.	60	76	78	80	82	84	86	88	88
2.	Ежегодный прирост запасов за счет поисково-разведочного бурения, млн. т	57	57	57	57	57	57	57	58	58
3.	Количество месторождений углеводородного сырья, шт.	471	473	477	481	484	488	493	499	499
4.	Количество месторождений общераспространенных полезных ископаемых поставленных на территориальный баланс, шт.	166	168	170	172	174	176	178	180	180
5.	Геологоразведочные работы, в том числе:
5.1.	Сейсморазведочные работы 2D, км	1868	245	780	550	0	100	0	0	100*
5.2.	Сейсморазведочные работы 3D, км2	2606,6	2063	2874	1216	560	154	0	120	120*
5.3.	Поисково-разведочное бурение, тыс. м.	220,0	185,7	188,3	4765,3	19,7	22,9	23,2	3,03	3,03*
6.	Бурение эксплуатационных скважин, тыс. м.	7918,9	8267	7366,2	7112,8	2195,2	1956,7	1467,5	1194,5	1194*
7.	Реконструкция и новое строительство трубопроводов, км	2092,7	1415	1634,3	1258,2	615,9	425,8	312,8	250	250*
8.	Реконструкция и новое строительство площадных объектов, шт.	162	138	112	80	39	31	24	33	33*
9.	Строительство объектов по рациональному использованию попутного нефтяного газа, шт./км	13/500	37/174,9	19/120,5	10/168,5	12/100	10/50	8/50	5/25	5/25*
Показатели конечных результатов
1.	Доля введенных в разработку месторождений углеводородного сырья от общего количества открытых месторождений, %	49	50,3	50,5	50,7	51	51,2	51,5	51,9	51,9
2.	Текущий коэффициент извлечения нефти	0,216	0,221	0,226	0,231	0,236	0,241	0,246	0,251	0,251
3.	Освоенность ресурсной базы, %	62.5	62,8	63,1	63,4	63,7	64,0	64,3	64,6	64,6
4.	Индекс производительности труда в сфере добычи полезных ископаемых в автономном округе, % (Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года № 000 «О долгосрочной экономической политике»)	100	108,5	108,5	108,5	108,5	108,2	100	100	150

(*) - Целевое значение показателя на момент окончания действия Государственной программы будет корректироваться в соответствии с инвестиционными планами предприятий – недропользователей.