система размещения и плотность сетки скважин, принятые для ЧНЗ. В
дальнейшем, по мере уточнения геологического строения и параметров
пластов, система размещения скважин и методы воздействия в этих зонах
могут быть адаптированы к реальным условиям.
Для эксплуатационных объектов небольших размеров, в которых
отсутствует возможность размещения скважин по регулярной сетке,
обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с
применением ГФМ по объекту в целом.
Если в эксплуатационном объекте отсутствует чистонефтяная зона,
обоснование системы размещения и плотности сетки скважин проводится с
применением ГФМ по объекту в целом.
Для разрабатываемых месторождений обоснование мероприятий по
совершенствованию разработки залежей, размещению и количеству
дополнительных скважин проводится с применением ГФМ по каждому
эксплуатационному объекту.
3. Обоснование вариантов разработки по новому месторождению
При составлении проектного технологического документа может быть
использован ряд вариантов разработки:
- заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин;
- заводнение пластов с бурением скважин сложной архитектуры и
зарезками боковых стволов;
- заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин с
проведением в них ГРП;
- заводнение пластов с применением физико-химических методов
воздействия;
- применение газового и водогазового воздействия;
- применение тепловых методов;
- разработка пластов на режимах истощения и др.
Для определения технологических показателей вариантов разработки
нового месторождения с использованием карт эффективных нефтенасыщенных
толщин эксплуатационных объектов с помощью ГФМ строятся
рекомендованные схемы размещения скважин, прогнозируются
технологические и экономические показатели разработки. Эффект от
применения различных ГТМ, в том числе высокоэффективного ГРП,
рассчитывается на геолого-фильтрационной модели, с учетом влияния
методов не только на скважину, где проектируется ГТМ, но и на все
окружающие скважины.
4. Разрабатываемое месторождение
На разрабатываемом месторождении исполнитель работы обосновывает
2 - 3 варианта, из которых вариант 1 - базовый, предусматривающий
разработку месторождения в соответствии с утвержденным вариантом.
В варианте 2 обосновывается комплекс мероприятий по повышению
эффективности выработки запасов с развитием применения методов и
средств увеличения нефтеотдачи.
В варианте 3 рассматривается разработка месторождения с
применением принципиально новых технологий нефтеизвлечения или
известных, но ранее на нем не применявшихся.
5. Технологические показатели вариантов разработки
Технологические показатели вариантов разработки рассчитываются с
применением ГФМ. Результаты расчетов представляются в форме таблицы 30
в основном тексте документа.
В графических приложениях даются карты абсолютной проницаемости,
остаточных нефте(газо)насыщенностей, по состоянию на конец разработки.
6. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
На основе проведенных расчетов по вариантам разработки
определяются коэффициенты вытеснения, охвата и нефтеизвлечения. Они
сравниваются с числящимися на государственном балансе коэффициентами
нефтеизвлечения (табл. 33).
79. В разделе методы интенсификации добычи нефти и повышения
нефтеотдачи пластов рассматриваются:
iii. Анализ эффективности применяемых методов
Раздел обычно содержит:
- краткую характеристику применяемых технологий по видам
воздействия;
- объемы применения методов воздействия (видов воздействия,
технологий) по годам разработки;
- результаты применения методов по видам воздействия или
технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;
- оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора
запасов и нефтеотдачу пластов;
- обоснование (уточнение) геолого-физических граничных условий и
наиболее эффективного применения технологий воздействия на пласты;
- выводы и рекомендации по объемам применения методов,
совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их
применения и др.;
- технико-экономическую оценку эффективности применения методов.
Результаты анализа эффективности применения методов воздействия
на пласты сводятся в таблицу 34. Даются рекомендации для дальнейшего
применения на данном месторождении наиболее эффективных методов.
iv. Программа применения методов на проектный период
Обычно содержит:
- наименование рекомендуемых к применению технологий по видам
воздействия;
- геолого-физические граничные условия применения технологий и их
ожидаемую эффективность;
- объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям)
по пластам (объектам) месторождения, включая адресную (поскважинно)
программу применения методов на ближайшие 2 - 3 года;
- оценку эффективности применения методов (видов воздействия) по
годам разработки за проектный период.
v. Опытно-промышленные работы на месторождении
Для оценки эффективности технических средств и технологий
нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом
месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы
по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.
Технико-экономические показатели разработки участков ОПР
определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам и
месторождению в целом (табл. 30, 32).
80. В разделе технико-экономический анализ вариантов разработки
обычно рассматриваются:
Экономическая часть проектного технологического документа
содержит разделы, перечисленные ниже.
i. Общие положения
В разделе определяется цель экономического исследования, дается
краткая характеристика технологических вариантов разработки,
приводятся цены реализации углеводородов на внутреннем и внешнем
рынках.
ii. Показатели экономической оценки
Для экономической оценки рекомендуется использовать следующие
основные показатели эффективности:
- чистый доход ЧД (CF);
- чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV);
- внутренняя норма рентабельности;
- индекс доходности затрат;
- индекс доходности инвестиций;
- срок окупаемости.
В систему оценочных показателей включаются:
- капитальные вложения на освоение месторождения;
- эксплуатационные затраты на добычу нефти;
- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и
внебюджетные фонды РФ).
Расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с
действующим налоговым законодательством.
iii. Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и
ликвидационных затрат
В разделе обычно обосновываются среднерегиональные показатели
капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат (табл. 31).
Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового обустройства
определяются в соответствии с объемными технологическими показателями
каждого варианта разработки по следующим направлениям:
- эксплуатационное бурение;
- оборудование для нефтедобычи;
- оборудование прочих организаций;
- сбор и транспорт нефти и газа;
- комплексная автоматизация;
- электроснабжение и связь;
- водоснабжение промышленных объектов;
- базы производственного обслуживания;
- автодорожное строительство;
- заводнение нефтяных пластов;
- технологическая подготовка нефти;
- методы увеличения нефтеотдачи пластов;
- очистные сооружения;
- природоохранные мероприятия;
- прочие объекты и затраты.
Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются в
соответствии со среднерегиональными данными на основании публикуемых
условий и цен конкурсов и аукционов.
Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин и
объектов нефтепромыслового строительства.
Обоснование экономических показателей систем разработки
месторождений континентального шельфа Российской Федерации
рекомендуется проводить с учетом специфики этих работ и анализом
возможностей использования оборотного капитала.
iv. Налоговая система
Раздел содержит изложение действующей системы налогового
законодательства на момент составления проектного технологического
документа. Приводится полный список налоговых отчислений.
v. Технико-экономические показатели вариантов разработки
На основе технологических показателей вариантов разработки,
исходных данных для расчета экономических показателей определяются
оценочные показатели и показатели эффективности.
Основные технико-экономические показатели вариантов разработки
приводятся в форме таблицы 32. Результаты расчетов по каждому варианту
разработки в динамике приводятся в виде таблиц 35 - 42.
На основе анализа технико-экономических показателей выбирается
рекомендуемый вариант разработки месторождения (табл. 43а и 43б).
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта
из всех рассмотренных, является добыча находящихся на государственном
балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в
них сопутствующих компонентов и достижение максимально возможного
дополнительного извлечения сырьевых ресурсов.
Решение о рекомендации варианта к реализации принимается с учетом
значений технологических и экономических показателей эффективности.
vi. Анализ чувствительности вариантов проекта
По рекомендуемому варианту разработки необходимо выполнить анализ
рисков, связанных с отклонением исходных данных от первоначально
предполагаемых значений. Для этого проводится серия расчетов,
показывающих отклонение показателей эффективности в зависимости от
изменения одного из основных параметров (при неизменных значениях всех
других).
Рекомендуется оценивать влияние следующих факторов риска,
изменение которых отражается на эффективности проекта:
- объем добычи нефти;
- цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках;
- объем капитальных вложений;
- объем текущих затрат.
Значения факторов риска (допустимые отклонения от принятых в
расчетах), при которых чистый дисконтированный доход пользователя недр
остается положительным, рекомендуется определять в пределах от +/- 20%
до +/- 40%.
В случае отрицательного значения ЧДД при принятых в расчетах
затратах и ценах реализации углеводородного сырья рекомендуется
подобрать условия безубыточности разработки: увеличение добычи нефти
за счет применения новых технологий, возможность снижения затрат,
применение при необходимости налогового стимулирования, увеличение цен
реализации УВС.
Один из вариантов рассчитывается на достижение максимально
возможного КИН и соответствующего прогноза цен на нефть.
81. В разделе требования к конструкциям скважин, производству
буровых работ, геофизических исследований скважин, методам вскрытия
пластов и освоения скважин обычно определяются:
vii. Особенности и проблемы строительства скважин
Раздел обычно содержит анализ опыта и проблем строительства и
эксплуатации скважин, пробуренных на проектируемом и рядом
расположенных месторождениях (организация и процесс строительства
скважин, их конструкций, технологии бурения, заканчивания).
В нем обычно приводится обсуждение проблемных вопросов и путей их
решения в конкретных условиях проектируемого месторождения (морские
или озерные акватории, пойменные или болотные территории, охранные
зоны водоемов и рек, заказники разного назначения и охраняемые
территории, наличие многолетнемерзлых пород, пластов с аномально
низким и аномально высоким пластовым давлением, поглощающих горизонтов
и др.).
viii. Конструкции и крепление скважин
В разделе обычно приводится обоснование всех типов конструкций
скважин, различных по назначению, с указанием диаметров обсадных
колонн и глубин их спуска.
Раздел содержит рекомендации:
- способов спуска и цементирования обсадных колонн;
- по применению основных элементов технологической оснастки, в
том числе при бурении на депрессии;
- по интервальному использованию типов буферных жидкостей,
тампонажных материалов, жидкостей затворения для крепления;
- по методам контроля качества крепления скважины и свойств
тампонажных растворов (камня), периодичности параметров контроля
состояния крепи скважины при эксплуатации и консервации.
Проектные конструкции представляются в табличной или графической
формах.
ix. Пространственное профилирование стволов скважин
Раздел обычно содержит постановку основных задач профилирования
скважин всех типов и боковых стволов на проектируемом месторождении,
рекомендации по методам их решения.
В разделе даются рекомендации по предотвращению пересечения
стволов пробуренных скважин, использованию технических средств бурения
и геолого-технологических исследований скважин, выбору средств
контроля за профилем ствола скважины в процессе бурения, методам
оценки качества проектных и фактических профилей.
х. Геофизические исследования в процессе строительства скважин
Обосновываются с учетом особенностей геологического строения
месторождения и сложившегося комплекса геофизических исследований в
регионе, проводятся в соответствии с действующими стандартами.
Раздел обычно содержит:
- комплексы геофизических и геолого-технологических исследований,
необходимых для контроля процесса бурения и траектории скважин в
зависимости от их назначения, сложности геологического разреза и
параметров профиля;
- полный комплекс геофизических, гидродинамических и
геохимических исследований для изучения параметров геологического
разреза и продуктивных пластов, обсуждаемых в проектном
технологическом документе.
xi. Методы вскрытия продуктивных пластов
1. Первичное вскрытие
Дается краткая характеристика объектов разработки (пластов).
Особое внимание уделяется их свойствам, которые могут быть изменены в
процессе первичного и вторичного вскрытий. При этом должны быть
указаны явно ухудшающиеся при вскрытии пласта свойства и причины,
приводящие к снижению проницаемости призабойной зоны и извлекаемых
объемов пластового флюида.
Обосновываются:
- основные направления и меры по предупреждению повреждения
призабойной зоны продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия
(на репрессии и на депрессии);
- типы промывочных агентов при бурении в различных интервалах и
участках залежей;
- тип и основные элементы системы очистки промывочных агентов.
Приводятся:
- перечень требуемых параметров контроля свойств буровых
растворов;
- интервалы изменения параметров буровых растворов;
- основные элементы компоновки низа бурильной колонны,
скважинного, устьевого и наземного оборудования при бурении на
депрессии;
- средства контроля процесса бурения.
2. Вторичное вскрытие
Содержит:
- основные направления и меры по предупреждению повреждения
прискважинной зоны продуктивного пласта в процессе вторичного вскрытия
(на репрессии и на депрессии);
- методы перфорации, исключающие нарушение крепи скважины;
- характер заполнения скважин при перфорации;
- перечень требуемых параметров контроля свойств перфорационной
среды и жидкости, заполняющей эксплуатационную колонну или хвостовик;
- интервалы изменения параметров перфорационной среды и жидкости,
заполняющей эксплуатационную колонну или хвостовик;
- основные элементы скважинного, устьевого и наземного
оборудования;
- средства контроля процесса вторичного вскрытия.
xii. Освоение добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из
бурения
Обычно содержит:
- методы вызова притока и технико-технологические ограничения их
применения;
- необходимость проведения интенсификации;
- основные требования к нагнетаемым в скважины агентам, критерии
и методы их оценки;
- основные элементы скважинного, устьевого и наземного
оборудования;
- средства контроля процессов освоения и нагнетания.
xiii. Освоение нагнетательных скважин, вводимых под нагнетание из
добывающего фонда
Содержит обычно следующие сведения:
- комплекс гидродинамических и других исследований, в том числе
определения профиля приемистости и технического состояния крепи
скважины;
- оценка необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ;
- оценка необходимости проведения интенсификации;
- основные требования к нагнетаемым в скважины агентам, критерии
и методы оценки;
- основные элементы скважинного, устьевого и наземного
оборудования;
- средства контроля процесса нагнетания.
82. В разделе техника и технология добычи нефти и газа
рассматриваются:
xiv. Анализ режимов эксплуатации добывающих скважин
В разделе приводятся расчеты максимально допустимых депрессий
фонтанных и механизированных скважин в зависимости от дебита,
обводненности, устьевого давления, глубины спуска насосов, диаметра
лифтов, удельного расхода газа газлифтных скважин и т.п.
Предлагаются мероприятия по согласованию режимов работы системы
"пласт-скважина-насос". Рассматривается потенциальная возможность
увеличения дебитов скважин по нефти.
Исследуются причины простоя скважин и даются рекомендации по
повышению уровня технического использования фонда скважин.
xv. Обоснование способов подъема жидкости из скважин, устьевого и
внутрискважинного оборудования
Раздел обычно содержит обоснование средств подъема жидкости из
скважин.
Приводятся расчеты режимов работы добывающих скважин для
обеспечения проектных показателей разработки месторождения: устьевое и
забойное давления, диаметры лифтов, глубина спуска насосного
оборудования, типоразмер насосной установки, удельный расход газа и
т.д.
Для многопластовых месторождений дается технико-экономическое
обоснование применения одновременно-раздельной эксплуатации нескольких
пластов в одной скважине.
xvi. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при
эксплуатации скважин
Подраздел обычно содержит:
- анализ факторов и причин, осложняющих процесс эксплуатации
добывающих скважин;
- реализуемые мероприятия по борьбе с осложнениями.
Приводится перечень прогнозируемых на перспективу факторов,
осложняющих эксплуатацию добывающих скважин, и интенсивность их
проявления.
К таким факторам обычно относятся:
- вынос песка;
- образование песчаных пробок;
- коррозия;
- застывание нефти;
- выпадение солей, парафина и их отложение на подземном и
наземном оборудовании;
- гидратообразование в насосно-компрессорных трубах и напорных
линиях скважин;
- эксплуатация скважин с высоким газовым фактором;
- неконтролируемый прорыв подошвенных вод и свободного газа;
- растепление многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин;
- замерзание напорных и выкидных линий, устьев и стволов
нагнетательных и добывающих скважин и другие осложнения.
Предлагаются геолого-технические мероприятия по предупреждению
осложнений.
xvii. Глушение скважин
Подраздел обычно содержит предложения по технике и технологиям,
сохраняющим коллекторские свойства призабойной зоны скважины при ее
глушении.
xviii. Анализ, требования и рекомендации к системе сбора и
промысловой подготовки продукции скважин
Дается описание принципиальной схемы системы сбора и подготовки
нефти, газа и воды.
Анализируется работа системы, сравниваются проектные и
фактические показатели ее эксплуатации.
Приводятся факторы, осложняющие работу системы, а также
технические и технологические предложения по повышению эффективности
ее использования.
Приводятся планы развития мощностей с учетом максимальных уровней
отборов нефти, газа и воды.
Раздел обычно содержит требования к оборудованию, аппаратам и
сооружениям системы, в том числе к системе измерения количества
извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа в соответствии с ГОСТ Р
8.615-2005 "Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа".
xix. Анализ, требования и рекомендации к системе ППД, подготовке
закачиваемых рабочих агентов
Дается краткое описание системы ППД проектируемого месторождения.
Приводятся осредненные значения достигнутых основных показателей
и режимов работы системы ППД. Анализируются причины несоответствия
фактических и проектных показателей работы системы ППД, даются
рекомендации по повышению эффективности ее работы.
Раздел содержит предложения по перспективному развитию системы
ППД месторождения: рассчитывается баланс проектных объемов различных
типов закачиваемой воды, уточняются или обосновываются источники
водоснабжения, мощности КНС в зависимости от проектных показателей
закачки воды в скважины и т.д. Мощности объектов системы ППД
рассчитываются на год максимальной закачки воды.
Формулируются требования к конструкции нагнетательных скважин и
внутрискважинному оборудованию (в том числе для ОРЗ), водозаборам и
другим источникам воды, системе подготовки воды, системе водоводов
высокого и низкого давлений, проектным показателям надежности объектов
системы ППД.
Даются рекомендации по снижению влияния осложняющих факторов на
функционирование системы ППД.
В указанном плане проектируются и другие предлагаемые технологии
ППД (водогазовое, газовое, физико-химическое воздействия).
xx. Обоснование геологических объектов и поглощающих скважин для
сброса попутно добываемых вод
В разделе на проектный период приводится баланс (небаланс) вод,
закачиваемых в продуктивные отложения и отбираемых (в том числе
попутно добываемых, из поверхностных источников, из подземных
водоносных горизонтов).
Дается обоснование:
- мероприятий по обеспечению баланса закачки воды и отбора
жидкости;
- выбора подземного водоносного горизонта;
- количества и местоположения поглощающих скважин для закачки в
них излишков вод в случае превышения отбора над потребностями системы
ППД.
83. В разделе контроль и регулирование разработки месторождения
указывается, что целью контроля и регулирования разработки
месторождения является получение максимально возможной и объективной
информации для оперативного контроля и управления процессом
рациональной добычи нефти из эксплуатационных объектов (табл. 41).
xxi. Доразведка месторождения
Подраздел содержит:
- обоснование проведения сейсмических исследований методами 2D и
3D, определение объемов и сроков их проведения;
- отчет о выполнении программы в действующем проектном
технологическом документе;
- виды и объемы работ по переводу запасов из категории C2 в
категорию C1;
- обоснование бурения поисковых и разведочных скважин при наличии
на участке перспективных структур, выявленных сейсмическими
исследованиями, определение их количества и местоположения.
xxii. Отбор и исследование керна
Дается обоснование продуктивных горизонтов и скважин для отбора
керна с целью получения для пластов петрофизических зависимостей
"керн-керн" и "керн-ГИС".
Приводятся объемы исследования ФЕС образцов керна по задачам,
виды и сроки стандартных и специальных исследований образцов керна.
xxiii. Промысловые и гидродинамические исследования скважин
Содержит следующие мероприятия:
- изучение гидродинамической связи по разрезу и площади;
- исследование интенсивности падения пластового давления в
зависимости от отбора жидкости, оценке упругого запаса энергии пласта
от поддержания пластового давления;
- определение гидродинамических параметров пласта;
- определение давления в газовых шапках газонефтяных
месторождений;
- контроль изменения температуры пласта;
- измерения дебитов скважины;
- замеры газового фактора;
- определение коэффициента продуктивности;
- определению обводненности продукции скважин.
Определяются периодичность, объемы исследований по всем задачам.
xxiv. Геофизические исследования скважин
Определяются комплексы геофизических исследований разведочных и
эксплуатационных скважин в процессе их строительства, комплекс
исследований скважин, бурящихся с отбором керна.
Обосновываются объемы, методы, периодичность и охват скважин
промыслово-геофизическими исследованиями по определению профиля
притока и источника обводнения, определению профиля приемистости.
Даются рекомендации по исследованию процесса вытеснения нефти и
газа в пласте, определению текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности
пластов, положений водонефтяного и газожидкостного контактов с
использованием современных методов импульсного спектрометрического,
углеродно-кислородного каротажа, электрического каротажа обсаженных
скважин.
Подраздел содержит описание мероприятий и методов по определению
толщин заводнения, параметров выработки коллекторов, коэффициентов
вытеснения, охвата заводнения, а также по определению мест нарушения и
негерметичности обсадных колонн и забоев скважин.
Дается обоснование комплекса исследований по выявлению
межпластовых и заколонных перетоков в скважинах, форм и размеров
нарушений толщины колонн, состояния цементного камня за колоннами.
xxv. Изучение физико-химических свойств нефти, газа и воды
Подраздел содержит следующие виды исследований:
- определение химического состава попутно добываемых вод;
- определение параметров флюидов в пластовых условиях;
- определение состава пластовой нефти;
- определение свойств разгазированной нефти;
- объемы исследований поверхностных и глубинных проб нефти, газа
и воды.
xxvi. Гидропрослушивание и индикаторные исследования
Дается обоснование:
- мероприятий по изучению межскважинного пространства методами
гидропрослушивания и индикаторных исследований;
- объемов исследований методом гидропрослушивания и закачки
индикаторных жидкостей с целью определения направления и скорости
перемещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и
степени неоднородности продуктивных пластов.
xxvii. Обоснование сети наблюдательных скважин
Обосновывается количество контрольных, в том числе
неперфорированных, скважин для определения текущей нефтенасыщенности и
газонасыщенности пластов.
Определяются:
- сеть опорных скважин из числа наблюдательных, добывающих и
нагнетательных по контролю за текущей нефтегазонасыщенностью пластов,
- опорная сеть скважин (пьезометрических, добывающих и
нагнетательных) для контроля за энергетическим состоянием залежи.
Задаются виды, объемы, методы и периодичность исследований
скважин (табл. 44).
84. В разделе охрана недр на месторождении рассматриваются
следующие вопросы:
i. Нормативно-правовая база
В подразделе приводится перечень нормативных правовых актов,
регулирующих отношения недропользования.
ii. Основные источники воздействия на недра
Дается характеристика основных источников воздействия на недра.
iii. Охрана недр при проведении буровых работ и эксплуатации
скважин
Приводятся мероприятия по охране недр при ведении буровых работ,
эксплуатации, консервации и ликвидации скважин.
85. В заключении указываются общие выводы, отражающие основную
цель работы. В выводах указывается степень изученности, количество и
качество запасов нефти и газа, условия их залегания, рекомендуемый
вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения КИН,
рекомендации по наиболее рациональному способу разработки, оценка
общих перспектив месторождения, проблемы и пути их решения,
предложения по совершенствованию научно-исследовательских работ и т.д.
8. Авторский надзор за реализацией проектных
технологических документов
86. Авторский надзор рекомендуется выполнять в целях контроля
реализации проектных технологических документов, повышения
эффективности проектных решений и надежности прогноза технологических
показателей разработки.
В авторских надзорах допускаются следующие уточнения основных
проектных решений:
- отмена фонда скважин на участках сокращения площади
промышленной нефтеносности;
- увеличение фонда скважин на участках прироста площади
месторождения;
- организация очагового заводнения на отдельных участках залежей,
линзах;
- использование фонда скважин, выполнивших проектное назначение,
на других эксплуатационных объектах путем перевода или бурения боковых
стволов;
- выделение участков для испытания новых технологий, не
предусмотренных проектным документом;
- уточнение видов и объемов применения методов повышения
нефтеотдачи;
- корректировка программы доразведки и исследовательских работ;
- другие решения, не меняющие принципиальных положений проектного
документа.
Авторский надзор выполняется в соответствии с техническим
заданием пользователя недр.
Технологические показатели разработки в авторском надзоре
прогнозируются сроком до трех лет.
На рассмотрение ЦКР Роснедра отчеты представляются под общим
названием "Авторский надзор за реализацией проектного документа (далее
в именительном падеже указывается вид действующего проектного
документа)".
87. Отчет направляется на рассмотрение ЦКР Роснедра в двух
экземплярах, к отчету прилагаются:
- протокол рассмотрения ЦКР Роснедра действующего проектного
технологического документа;
- техническое задание пользователя недр;
- протокол рассмотрения работы на НТС организации - пользователя
недр.
По результатам рассмотрения работы ЦКР Роснедра рекомендует
пользователю недр составление нового проектного технологического
документа.
88. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектного
технологического документа рекомендуется структурировать следующим
образом:
i. Введение
Во введении обосновывается цель выполнения работы.
Указываются следующие обязательные общие сведения:
- административное расположение месторождения;
- недропользователь участка недр (серия, номер, вид, срок
действия лицензии);
- дата открытия месторождения и ввода его в разработку;
- данные о последнем проектном технологическом документе
(организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения);
- условия пользования недрами в части проектирования разработки
(на период действия последнего проектного технологического документа).
Приводятся сведения о результатах реализации действующего
проектного технологического документа в объеме, необходимом для
обоснования цели выполнения авторского надзора.
В заключение приводится ссылка на документы, в соответствии с
которыми выполнен авторский надзор (рекомендации ЦКР Роснедра,
техническое задание, другие документы).
ii. Геолого-физическая характеристика месторождения
Уточнение геологического строения залежей
В данном подразделе приводятся основные результаты уточнения
геологического строения по результатам доразведки и разработки
месторождения за период реализации последнего проектного
технологического документа.
Рассматриваются эксплуатационные объекты, для которых требуется
уточнение проектных решений и показателей разработки в связи с
уточнением геологической основы, принятой при проектировании.
Анализируются следующие характерные геологические факторы:
- перевод запасов категории C2 в категорию C1;
- расширение (сокращение) контуров нефтеносности;
- выявление новых продуктивных залежей;
- неподтверждение геологических параметров (нефтенасыщенных
толщин, проницаемости, нефтенасыщенности и т.д.), принятых при
проектировании;
- другие факторы.
Детальность изложения материала должна быть достаточной для
обоснования предлагаемых решений.
Необходимые карты (фрагменты карт) геологических параметров
представляются в графических приложениях к отчету.
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов
представляется в виде таблицы 10.
Запасы УВС
Сведения о запасах УВС представляются в таблицах 17 - 20.
Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало
года, на дату представления авторского надзора на ЦКР Роснедра были
переутверждены и отличаются от принятых при проектировании,
соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.
iii. Состояние разработки месторождения
1. Утвержденные технологические решения и показатели разработки
Представляется постановляющая часть протокола ЦКР Роснедра о
рассмотрении последнего проектного технологического документа.
Приводятся результаты реализации проектных решений с даты
утверждения последнего проектного технологического документа.
2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в
целом
Раздел состоит из следующих подразделов:
1) Фактические показатели разработки, где представлены и
анализируются основные показатели разработки (табл. 24). В таблице
приводятся данные по всем утвержденным эксплуатационным объектам и
месторождению в целом.
2) Состояние реализации проектного фонда скважин. Состояние
реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на
дату выполнения работы приводятся в форме таблицы 26. Программа ввода
в эксплуатацию неработающих скважин приводится в таблице 45.
3) Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов
Кратко характеризуется состояние разработки эксплуатационных
объектов.
Характеризуются основные результаты реализации проектных решений
за отчетный период. С использованием данных проектного
технологического документа формулируются выводы по эффективности
проектных решений.
Состояние пластового давления характеризуется по залежам, блокам,
участкам эксплуатационного объекта, в зависимости от размеров залежей
и реализуемых систем разработки.
В графических приложениях к отчету представляются карты изобар,
карты текущего состояния разработки.
4) Сравнение проектных и фактических показателей разработки.
Сравнение проектных и фактических показателей проводится за срок
действия последнего проектного технологического документа. Результаты
сравнения представляются в форме таблицы 24.
На рисунках приводится сравнительная динамика основных
фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти,
жидкости, газа, закачка воды и другие).
Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и
фактических показателей разработки.
Особое внимание необходимо обратить на оценку показателей,
которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти
от проектных (резкий рост обводненности, неподтверждение проектных
дебитов скважин, внедрение новых методов и технологий и т.д.).
iv. Уточнение основных проектных решений
По эксплуатационным объектам и месторождению в целом
формулируются предложения по уточнению проектных решений.
Уточненные схемы размещения скважин по соответствующим объектам
(участкам) приводятся в графических приложениях (на картах эффективных
нефтенасыщенных толщин).
v. Уточнение технологических показателей разработки
Динамика уточненных технологических показателей разработки
представляется по месторождению и эксплуатационным объектам (табл.
43а, 43б).
vi. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
пластов
1. Сравнение проектных и фактических показателей применения
методов
Сравнение проектных и фактических показателей применения методов
интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи (виды, объемы,
эффективность) проводится за срок действия последнего проектного
технологического документа (табл. 34).
Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности
применяемых методов анализируются.
2. Программа применения методов
В подразделе корректируется утвержденная программа работ по
применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
на расчетный период.
vii. Программа доразведки и исследовательских работ
В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и
исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным
технологическим документом.
Раздел должен содержать:
- виды и объемы исследований по доразведке месторождения (бурение
разведочных скважин, углубление эксплуатационных скважин и т.д.);
- объемы бурения скважин с отбором керна;
- виды стандартных и специальных исследований образцов керна;
- виды промысловых и гидродинамических исследований скважин,
определение пластовых давлений и фильтрационных характеристик пластов;
- виды и объемы промыслово-геофизических исследований скважин
(определение профиля притока, профиля приемистости, определение
положения водонефтяного и газонефтяного контактов);
- определение физико-химических свойств нефти, газа и воды;
- гидропрослушивание и индикаторные исследования;
- обоснование сети наблюдательных, контрольных скважин;
- виды и объемы промысловых исследований.
Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки
месторождения приводятся в таблице 44.
viii. Заключение
В заключении результаты выполненного авторского надзора
излагаются по форме протокола рассмотрения работы ЦКР (ТО ЦКР)
Роснедра.
По каждому пункту отмечаются отличия от протокола принятия
последнего проектного технологического документа.
Сокращения
В настоящих Рекомендациях применяются следующие сокращения:
ВНК - водонефтяной контакт;
ГДИ - гидродинамические исследования скважин и пластов;
ГИС - геофизические исследования скважин;
ГКЗ Роснедра - Государственная комиссия по запасам полезных
ископаемых Федерального агентства по недропользованию;
ГМ - геологическая модель;
ГНК - газонефтяной контакт;
ГРП - гидравлический разрыв пласта;
ГФМ - геолого-фильтрационная модель;
КИН - коэффициент извлечения нефти;
МЗГС - многозабойная горизонтальная скважина;
МЗС - многозабойная скважина;
МРС - многоствольно-разветвленная скважина;
МСС - многоствольная скважина;
ЧДД (NPV) - дисконтированный поток денежной наличности
недропользователя (чистый дисконтированный доход);
ОПР - опытно-промышленные работы;
ОФП - относительная фазовая проницаемость;
ППД - поддержание пластового давления;
ТО ЦКР Роснедра - территориальное отделение Центральной комиссии
по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства
по недропользованию;
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;
ФМ - фильтрационная модель;
ЦКР Роснедра - Центральная комиссия по разработке месторождений
полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию.
Приложение А
СПИСОК ОСНОВНЫХ РИСУНКОВ И ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ
Рисунок 1. Природные условия и формы землепользования на
месторождении.
Рисунок 2. Обзорная схема района работ.
3. Схема расположения месторождения на местности с указанием
основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и
нефтегазопроводных коммуникаций.
4. Сводный геолого-геофизический разрез.
5. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных
пластов.
6. Схематические геологические профили продуктивных отложений по
линиям пробуренных скважин.
7. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.
8. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов.
9. Сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами
нефтегазоносности продуктивных пластов.
10. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти,
жидкости, закачки агентов, обводненности и др.
11. Карты накопленных отборов и закачки.
12. Карты текущего состояния разработки.
13. Карты изобар.
14. Карты текущих нефте(газо)насыщенных толщин.
15. Карты накопленных отборов и закачки воды.
16. Карты остаточных запасов нефти.
17. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов
выработки запасов нефти, динамики фонда добывающих и нагнетательных
скважин.
18. Схемы размещения скважин в рекомендуемых вариантах.
Приложение Б
СПИСОК ОСНОВНЫХ ТАБЛИЦ
Таблица 1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин.
Таблица 2. Результаты определения параметров пластов
(пропластков) по ГИС.
Таблица 3. Результаты гидродинамических исследований разведочных
скважин месторождения.
Таблица 4. Свойства пластовой нефти.
Таблица 5. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти.
Таблица 6. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной
нефти.
Таблица 7. Свойства газа и конденсата.
Таблица 8. Компонентный состав газа и конденсата.
Таблица 9. Свойства и состав пластовых вод.
Таблица 10. Геолого-физическая характеристика продуктивных
пластов.
Таблица 11. Характеристика толщин и неоднородности продуктивного
пласта.
Таблица 12. Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом
(водой, газом) по зонам продуктивных пластов.
Таблица 13. Характеристики вытеснения газа водой (нефтью) по
зонам продуктивных пластов.
Таблица 14. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти
и растворенного газа.
Таблица 15. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов
свободного газа и газоконденсата.
Таблица 16. Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей.
Таблица 17. Состояние запасов нефти на 01.01.... г.
Таблица 17а. Состояние запасов нефти при КИН, принятом в
проектном технологическом документе.
Таблица 17б. Обоснование изменения КИН.
Таблица 18. Состояние запасов растворенного газа на 01.01.... г.
Таблица 19. Состояние запасов свободного газа на 01.01.... г.
Таблица 20. Состояние запасов конденсата на 01.01.... г.
Таблица 21. Сводная таблица информационного обеспечения
фильтрационной модели.
Таблица 22. Сравнение начальных геологических запасов
углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на
основе трехмерных ГМ и ФМ.
Таблица 23. Сравнение параметров макронеоднородности,
рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ.
Таблица 24. Сравнение проектных и фактических показателей
разработки.
Таблица 25. Состояние реализации проектного фонда.
Таблица 26. Характеристика фонда скважин по состоянию на
01.01.... г.
Таблица 27. Основные фактические технологические показатели
разработки на 01.01.... г.
Таблица 28. Основные исходные характеристики для расчетов
технологических показателей разработки.
Таблица 29. Основные расчетные технологические показатели
варианта разработки по объектам.
Таблица 30. Основные технологические показатели варианта
разработки по месторождению.
Таблица 31. Исходные данные для расчета экономических
показателей.
Таблица 32. Основные технико-экономические показатели вариантов
разработки.
Таблица 33. Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого
варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном
балансе.
Таблица 34. Эффективность применения ГТМ и новых методов
повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения.
Таблица 35. Капитальные вложения.
Таблица 36. Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции.
Таблица 37. Эксплуатационные затраты по элементам затрат.
Таблица 38. Прибыль от реализации продукции.
Таблица 39. Чистый доход недропользователя.
Таблица 40. Чистый доход недропользователя с учетом возврата
кредита.
Таблица 41. Доход государства.
Таблица 42. Распределение поступлений от налогов и платежей по
бюджетам.
Таблица 43а. Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых
работ.
Таблица 43б. Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного
газа, газового конденсата, объема буровых работ.
Таблица 44. Программа исследовательских работ (в том числе
доразведка).
Таблица 45. Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих
скважин.
Приложение В
ТАБЛИЧНЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 1
Стандартные исследования керна из разведочных скважин
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Индекс | Пористость (Кп), % | Проницаемость (Кпр), мкм2 | Водоудерживающая способность |Количество скважин |
| пласта | | | (Квс), % | по видам анализов |
| (часть |---------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------|-------------------|
| пласта), |эффективная |количество| значение |эффективная |количество| значение |эффективная |количество| значение | Кп | Кпр | Квс |
| насыщение, |толщина (hэф)|анализов, |--------------------------------|толщина (hэф)|анализов, |--------------------------------|толщина (hэф)|анализов, |--------------------------------|-----|-------|-----|
| зона | |шт. |минимальное|максимальное|среднее| |шт. |минимальное|максимальное|среднее| |шт. |минимальное|максимальное|среднее| | | |
|---------------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-----|-------|-----|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 |
|---------------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-----|-------|-----|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---------------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-----|-------|-----|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---------------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-------------|----------|-----------|------------|-------|-----|-------|-----|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 2
Результаты определения
параметров пластов (пропластков) по ГИС
Пласт -------
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Проницаемый |Характер |роп,|альфапс,|альфагк,| Коэффициент |
|скважины| пропласток |насыщения|Ом*м|доли ед.| доли | |
| |--------------------| | | | единиц |---------------------------------------------|
| | глубина |толщина,| | | | |пористости,|проницаемости,|нефтенасыщенности,|
| | залегания,| м | | | | |% |мкм2 |% |
| | м | | | | | | | | |
|--------|-----------|--------|---------|----|--------|--------|-----------|--------------|------------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
|--------|-----------|--------|---------|----|--------|--------|-----------|--------------|------------------|
| | | | | | | | | | |
|--------|-----------|--------|---------|----|--------|--------|-----------|--------------|------------------|
| | | | | | | | | | |
|--------|-----------|--------|---------|----|--------|--------|-----------|--------------|------------------|
| | | | | | | | | | |
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 3
Результаты гидродинамических исследований
разведочных скважин месторождения
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
|Номер |Дата |Интервал |Толщина| Дебит |Обводненность,|Динамический |Коэффициент |Удельный |Гидропроводность,|Проницаемость,|Вид |
|скважины|исследования|перфорации,|пласта,| нефти, |% |уровень, м |продуктивности,|коэффициент |мкм2 см | -3 |исследования|
| | |м | м | м3/сут.| |Депрессия, МПа|м3/ сут.*МПа*м |продуктивности,|мПа*с |10 мкм2 | |
| | | | | | | | |м3/ сут.*МПа*м | | | |
|--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| |
| Пласт 1 |
|--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| | | | | | | | | | | | |
|--------|------------|-----------|-------|--------|--------------|--------------|---------------|---------------|-----------------|--------------|------------|
| | | | | | | | | | | | |
|--------|------------|-----------|-------|--------|--------------|--------------|---------------|---------------|-----------------|--------------|------------|
| | | | | | | | | | | | |
|---------------------|-----------|-------|--------|--------------|--------------|---------------|---------------|-----------------|--------------|------------|
| Средние | | | | | | | | | | |
| значения | | | | | | | | | | |
|--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| |
| Пласт 2 |
|--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| | | | | | | | | | | | |
|--------|------------|-----------|-------|--------|--------------|--------------|---------------|---------------|-----------------|--------------|------------|
| | | | | | | | | | | | |
|---------------------|-----------|-------|--------|--------------|--------------|---------------|---------------|-----------------|--------------|------------|
| Средние | | | | | | | | | | |
| значения | | | | | | | | | | |
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 4
Свойства пластовой нефти --- пласта ---- месторождения
-------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра |Численные значения|
| |------------------|
| |диапазон |принятые|
| |значений |значения|
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Пластовое давление, МПа | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Пластовая температура, град. C | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Давление насыщения, МПа | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Газосодержание, м3/т | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Газовый фактор при дифференциальном | | |
| разгазировании в рабочих условиях, м3/т | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| P = МПа; t = ... град. C | | |
| 1 1 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| P = МПа; t = ... град. C | | |
| 2 2 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| P = МПа; t = ... град. C | | |
| 3 3 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| P = МПа; t = ... град. C | | |
| 4 4 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| -4 | | |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10 | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 град.| | |
| C: | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| - при однократном (стандартном) | | |
| разгазировании | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| - при дифференциальном (ступенчатом) | | |
| разгазировании | | |
|----------------------------------------------|---------|--------|
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20| | |
| град. C: | | |
| - при однократном (стандартном) | | |
| разгазировании | | |
| - при дифференциальном (ступенчатом) | | |
| разгазировании | | |
-------------------------------------------------------------------
Таблица 5
Физико-химическая характеристика дегазированной
нефти ---------- месторождения ------------ отложения,
залежь ---------- (горизонт, пласт) (средние значения
по результатам анализа дегазированных глубинных
и поверхностных проб)
----------------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра | Кол-во |Диапазон | Среднее |
| | исследованных |значений | значение |
| |-----------------| | |
| | скважин | проб | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Плотность при 20 град. C, кг/м3 | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Вязкость, мПа*с | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|при 20 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|при 50 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Молярная масса, г/моль | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Температура застывания, град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Массовое содержание, % | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| серы | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| смол силикагелевых | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| асфальтенов | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| парафинов | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| воды | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| механических примесей | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Содержание микрокомпонентов, г/т | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| ванадий | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| никель | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Температура плавления парафина, | | | | |
|град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Температура начала кипения, град. C| | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Фракционный состав (объемное | | | | |
|содержание выкипающих), % | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| до 100 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| до 150 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| до 200 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| до 250 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
| до 300 град. C | | | | |
|-----------------------------------|---------|-------|---------|----------|
|Шифр технологической классификации | | | | |
|(по ГОСТ, ОСТ ........) | | | | |
----------------------------------------------------------------------------
Таблица 6
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной
и пластовой нефти
--------------------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра | Пласт (горизонт) |
| |-----------------------------------------------------|
| | при однократном | при |пластовая|
| | разгазировании |дифференциальном | нефть |
| | пластовой нефти | разгазировании | |
| | в стандартных |пластовой нефти в | |
| | условиях |рабочих условиях | |
| |---------------------|---------------------| |
| |выделившийся |нефть |выделившийся | нефть | |
| |газ | |газ | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|Молярная концентрация | | | | | |
|компонентов, % | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- сероводород | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- двуокись углерода | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- азот + редкие | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|в т.ч. гелий | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- метан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- этан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- пропан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- изобутан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- норм. бутан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- изопентан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- норм. пентан | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- гексаны | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- гептаны | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- октаны | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- остаток C | | | | | |
| 9+ | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|Молекулярная масса | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|Плотность | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- газа, кг/м3 | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- газа относительная | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|(по воздуху), доли ед. | | | | | |
|------------------------|--------------|------|-------------|-------|---------|
|- нефти, кг/м3 | | | | | |
--------------------------------------------------------------------------------
Таблица 7
Свойства газа и конденсата ------- пласта
------------ месторождения
------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра | Численные |
| | значения |
| | (средние) |
|----------------------------------------------------|-----------|
|1. Газ газовой шапки | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Давление пластовое, МПа | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Температура пластовая, град. K | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Давление начала конденсации, МПа | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Давление максимальной конденсации, МПа | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Давление псевдокритическое, МПа | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Давление приведенное | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Температура псевдокритическая, град. K | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Температура приведенная | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Коэффициент сверхсжимаемости (z) | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Объемный коэффициент | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Теплоемкость, Дж/град. C | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Коэффициент Джоуля-Томсона, град. C/атм. | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Содержание конденсата, г/м3 | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| сырого (нестабильного), КГФ | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| стабильного (дебутанизированного) | |
|----------------------------------------------------|-----------|
|2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Плотность (станд. условия), кг/м3 | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Вязкость (станд. условия), мПа*с | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Молекулярная масса, г/моль | |
|----------------------------------------------------|-----------|
| Температура выкипания 90% объемного конденсата, | |
| град. C | |
------------------------------------------------------------------
Таблица 8
Компонентный состав газа и конденсата ---- пласта
--- месторождения
----------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра | Газ | Конденсат | Состав |
| |---------------------------------|--------------------------|пластового|
| |сепарации|дегазации|дебутанизации| дебутанизированный |сырой| газа |
| | | | | (стабильный) | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Молярная концентрация, %: | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - сероводород | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - двуокись углерода | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - азот + редкие, | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|в том числе гелий | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - метан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - этан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - пропан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - изобутан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - норм. бутан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - изопентан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - норм. пентан | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - гексаны | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - гептаны | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - октаны | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
| - остаток C | | | | | | |
| 9+ | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Молекулярная масса, г/моль| | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Давление (P), МПа | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Температура (t), град. C | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Плотность, кг/м3: | | | | | | |
|- в станд. условиях (0,1 | | | | | | |
|МПа, 20 град. C) | | | | | | |
|- в рабочих условиях (при | | | | | | |
|P, t) | | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|-------------|--------------------|-----|----------|
|Выход на 1000 кг | | | | | | |
|пластового газа, кг | | | | | | |
----------------------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 9
Свойства и состав пластовых вод пласта ------------
месторождения ------------- (по результатам анализа вод
------------ водоносного комплекса)
------------------------------------------------------------------
| Наименование параметра | Пласт (горизонт)... |
| |------------------------|
| | диапазон | средние |
| | изменения | значения |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|Газосодержание, м3/м3 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|Плотность воды, кг/м3 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - в стандартных условиях | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - в условиях пласта | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|Вязкость в условиях пласта, мПа*с | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| -4 | | |
|Коэффициент сжимаемости, 1/МПа x 10 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|Объемный коэффициент, доли ед. | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|Химический состав вод ((мг/л)/мг-экв/л)| | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| + + | | |
| Na + K | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| +2 | | |
| Ca | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| +2 | | |
| Mg | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - | | |
| Cl | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - | | |
| HCO3 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| -2 | | |
| CO3 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| -2 | | |
| SO4 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| + | | |
| NH4 | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - | | |
| Br | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| - | | |
| J | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| +3 | | |
| B | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| + | | |
| Li | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| +2 | | |
| Sr | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| + | | |
| Rb | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
| + | | |
| Cs | | |
|---------------------------------------|------------|-----------|
|