ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки

Обозначение:
ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки
Тип:
ГОСТ
Название:
Дата актуализации текста:
Дата актуализации описания:
73.020
Дата последнего изменения:
Дата завершения срока действия:
gost34709
gost_r_53710-2009.docx PHPWord

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ
И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ

Правила проектирования разработки

Издание официальное

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Предисловие

Цели и принципы стандартизации е Российской Федерации установлены Федеральным законом от
27 декабря 2002 г. № 1&4-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных
стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0—2004 «Стандартизация в Российской Федерации.
Основные положения»

Сведения о стандарте

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом
информационном указателе «Национальные стандарты». а текст изменений и поправок — в ежеме-
сячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра
(замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано
в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответству-
ющая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего
пользованияна официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и
метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ. 2010

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и рас-
пространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническо-
му регулированию и метрологии

Содержание

разработки 14

in

оборудования 17

жин 17

ции скважин 17

Приложение А (обязательное) Форма титульного листа проектного документа 20

Приложение Б (обязательное) Геолого-физическая характеристика месторождения 21

Приложение В (обязательное) Свойства и состав флюидов 26

Приложение Г (обязательное) Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. . 29

Приложение Д (обязательное) Сведения о запасах углеводородов 31

Приложение Е (обязательное) Подсчет геологических запасов углеводородов при построении цифро-
вых моделей 34

Приложение Ж (обязательное) Состояние разработки месторождения 35

Приложение И (обязательное) Расчеты вариантов разработки 38

Приложение К (обязательное) Эффективность применения геолого-технических мероприятий (ГТМ). 44

Приложение Л (обязательное) Технико-экономические показатели вариантов разработки 45

Приложение М (обязательное) Программа доразведки и исследовательских работ 52

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Правила проектирования разработки

Он and gas-oil fields. Rules for reservoir engineering

Дета введения — 2011—07—01

8 настоящем стандарте использованы ссылки на следующий стандарт:

ГОСТ 8.417—2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы вели-
чин

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылоч-
ных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального
агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информа-
ционному указателю «Национальные стандарты*, который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и
по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.
Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководство-
ваться заменяющим (измененным) стандартом. Если стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана
ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей ату ссылку.

8 настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

Примечание — Рассматриваются звлежи по количеству, качеству и условиям залегания, пригодные
для промышленной разработки.

Примечание — Толщина пласта во много раз меньше протяженности.

Издание официальное

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

При составлении проектного документа учитывают:

Положения проектного документа должны обеспечивать выполнение основных требований по
рациональному использованию и охране недр, по охране окружающей среды и безопасному ведению
работ.

в проектных документах обосновывают следующие положения:

При составлении проектного документа в случае, когда часть месторождения находится в нерас-
пределенном фонде, проектный документ также должен быть единым, с выделением показателей по
месторождению в целом, по лицензионной части и по нераспределенному фонду.

При наличии лицензий на часть (части) месторождения в разных субъектах Российской Федерации
проектный документ должен быть единым, с выделением показателей как по месторождению в целом,
так и отдельно по каждому субъекту Российской Федерации.

з

Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению
месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической
схемы разработки.

Основные задачи проекта пробной эксплуатации:

Проект пробной эксплуатациислужитосноеаниемдлясеоевременногооформления разрешитель-
ных документов на правоведения разработки на лицензионном участке недр, проектирования и строи-
тельства объектов промыслового обустройства.

Для перспективного планирования обустройства месторождения и объектов внешнего транспорта
составляют один вариант разработки на полное развитие.

Проект пробной эксплуатации составляют на срок не более пяти лете начала промышленной раз-
работки месторождения — получения нефти из скважин эксплуатационной сетки.

Технологическую схему опытно-промышленной разработки составляют на срокне более семи лет.

В технологической схеме рассматривают мероприятия по повышению коэффициента извлечения
УВС гидродинамическими, физико-химическими, газовыми, тепловыми методами, рекомендуют
мероприятия по достижению установленного норматива использования попутного газа.

Коэффициенты извлечения УВС. обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейше-
му уточнению по результатам разработки месторождений.

В проекте разработки анализируют осуществляемую систему разработки и предлагают мероприя-
тия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН и уста-
новленного норматива использования попутного газа.

В дополнениях анализируют выполнение проектного документа за рассматриваемый отчетный
период, обосновывают необходимость изменения условий разработки, уточнения проектных решений и
технологических показателей.

Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и
проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производят в установленном порядке.

Сроки составления новых проектных документов определяют федеральный орган управления

государственным фондом недр или его территориальные органы.

Со дня утверждения нового проектного документа утрачивают силу проектные показатели разра-
ботки из ранее утвержденных проектных документов.

Примечание Разделение запасов по категориям производят по степени изученности месторождения
в соответствии с действующей классификацией запасов.

Изменения учитывают в последующем проектном документе.

s

Для месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, рекомендуется указывать
характер и мощность многолетне мерзлых пород, глубину сезонного лротаивания, наличие над-, внутри-
и подмерзлотных вод.

При необходимости в техническом задании может быть оговорено проведение дополнительных
расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по пло-
щадкам промыслового обустройства по принятому варианту.

в) вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объединяемых пластах практически оди-
наковой. что обеспечит общие закономерности процесса вытеснения нефти:

7) нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, тре-
бующих разной технологии промысловой подготовки и переработки;

8} эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади
(удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

совместная эксплуатация пластов или комбинированные варианты, например: совместная эксплуата-
ция пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки воды в каждый пласт через
самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в
высоко- и ниэкопроницаемые пласты (группы пластов); применение оборудования для одновременно-
раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки.

Технологическая и экономическая эффективность совместной эксплуатации нескольких пластов
должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

При экономической нецелесообразности разработки продуктивного пласта, совмещенного в пла-
не с другими объектами, самостоятельной сеткой скважин и невозможности объединения его с другими
пластами по геолого-физическим причинам, этот пласт может быть рассмотрен в качестве возвратного
(временно законсервированного) объекта.

Число расчетных вариантов по эксплуатационным объектам должно составлять: не менее
трех — в технологической схеме, не менее двух — в проектах разработки и в дополнениях ко всем видам
проектных документов.

6 проекте пробной эксплуатации и технологической схеме опытно-промышленной разработки
количество расчетных вариантов не устанавливают.

Во всех расчетных вариантах предусматривают применение методов интенсификации добычи
нефти и повышения нефтеотдачи.

На газонефтяных месторождениях расчетные варианты могут различаться объемами совместно-
го отбора нефти и газа из газовой шапки через добывающие нефтяные скважины.

На разрабатываемом месторождении один вариант рассматривают в качестве базового. Им явля-
ется вариант, утвержденный действующим проектным документом, адаптированный к уточненной гео-
логической основе.

Выбор традиционных регулярных систем размещения скважин должен быть осуществлен сучетом
опыта эксплуатации подобных залежей. Для залежей сложной конфигурации, незначительных разме-
ров рассматривают, как правило, нерегулярные (избирательные) системы размещения скважин.

Примечание — Применение нетрадиционных скважин позволит модифицировать известные регуляр-
ные системы размещения и использовать их для проектирования разработки.

С учетом накопленного опыта проектирования и разработки отечественных месторождений реко-
мендуются плотности сеток в диапазоне от 4 до 64 га/ске.

Для исключения значительных временных затрат на перебор всех вариантов из указанного диапа-
зона на первом этапе следует ориентироваться на средние плотности сеток скважин, апробированные
на подобных месторождениях (залежах) данного района.

Рациональную плотность сетки скважин в конкретных геолого-технологических условиях разра-
ботки уточняют на основании экономических расчетов.

• основные особенности геологического строения залежей;

Применение — Под проектным сроком разработки понимается период времени, за который средняя
обводненность продукции добывающих скважин достигает примерно 98 Ч или средний дебит скважин по нефти
снижается до 0.5 т/сут и менее.

Для построения моделей, проектирования и экспертизы проектов используют программное обес-
печение. сертифицированное в системе сертификации ГОСТ Р.

6 проекте должны быть приведены все исходные данные, необходимые для расчета экономичес-
ких показателей.

Рентабельным является период получения максимального положительного накопленного ЧДД
недропользователя.

Следует приводить прогнозируемые цены реализации углеводородов на внутреннем и внешнем
рынках, условия сбыта добываемой продукции, возможные источники финансирования проектных
работ.

Определяют предельные значения факторов риска (отклонения от принятых в расчетах), при кото-
рых ЧДД недропользователя еще остается положительным.

. ввод объектов для транспортирования попутного газа или выработки электроэнергии;

Технологические показатели варианта разработки на полное развитие месторождения использу-
ют для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, планирования объе-
мов буровых работ и добычи углеводородов.

Допускаемые отклонения фактических годовых отборов нефти от проектных уровней определяют
по таблице 1.

Таблице 1

Уровень годовой добычи

Допускаемое откпонение. Ч

Уровень годовой добычи

Допускаемое отклонение. Ч

нефти, млн т

 

нефти, мпн г

 

ДО 0.025

50

От 5 ДО 10

15

От 0.025 до 0.05

40

• 10 > 15

12

> 0.05 » 0.1

30

• 15 > 20

10

>0.1 >1

27

• 20 > 25

5.5

• 1 » 5

20

• 25 > 30 и выше

7.5

 

 

Отклонения уровня добычи для проекта пробной эксплуатации и технологической схемы опыт-
но-промышленных работ не устанавливают.

Натитулькомлистеукаэывают:наэванияорганиэации — пользователя недриорганизации, соста-
вившей проектный документ, полное название документа с указанием наименования месторождения,
его типа и района расположения, место и год составления документа, установленный гриф допуска.

Титульный лист подписывают ответственные должностные лица организации, составившей про-
ектный документ, руководитель работы, утверждает руководитель организации — пользователя недр.
Титульный лист оформляют в соответствии с приложением А.

Список исполнителей включает фамилии и инициалы, должности, ученые степени исполнителей и
соисполнителей проектного документа с указанием выполненного раздела проектного документа.

Во введении обосновывают цель составления проектного документа и приводят следующие све-
дения:

• административное расположение месторождения:

- данные о лицензии на право пользования недрами (серия, номер, вид. дата выдачи, срок
действия);

Приводят обзорную схему района рассматриваемого месторождения с указанием лицензионного
участка, ближайших месторождений и объектов инфраструктуры (населенные пункты, железнодорож-
ные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, автомобильные дороги, линии электропере-
дачи. магистральные нефте- и газопроводы). Выделяют особо охраняемые территории и территории с
повышенным режимом природопользования.

В разделе дают краткую характеристику климатических условий, гидрографии, почвенно-расти-
тельного покрова.

Кратко излагают историю открытия месторождения, а также изучения геологического строения
полевыми геофизическими методами, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.

Раздел содержит структурно-тектоническую карту района. Характеризуют основные структур-
но-тектонические элементы в пределах площади рассматриваемого месторождения.

Дают сводный литолого-стратиграфический разрез района. Разрез характеризуют в стратиграфи-
ческих границах продуктивных отложений рассматриваемого месторождения.

Приводят общие сведения о нефтегаэоносности: этаж нефтегазоносности. продуктивные пласты,
общее число залежей нефти и газа. Сведения о продуктивных залежах представляют в соответствии с
таблицей Б.1 (приложение Б).

Для многопластовых месторождений рекомендуется представлять схемы совмещения залежей в
плане в границах месторождения.

Для характеристики геологического строения продуктивных пластов рекомендуется привести
характерные геологические разрезы, геолого-статистические разрезы, карты геологических парамет-
ров.

8 графических приложениях рекомендуется дать карты эффективных нефтенасыщенных и газона-
сыщенных толщин по подсчетным объектам и по утвержденным эксплуатационным объектам.

Характеристику продуктивных залежей по результатам интерпретации ГИС представляют в соот-
ветствии с таблицей Б.2 (приложение Б).

Детальность представления материалов определяется особенностями геологическогостроения.

После изложения фактических данных формулируют выводы по состоянию изученности геологи-
ческого строения.

Дают краткую характеристику:

Примечание — Для характеристики инженерно-геологических и геоэкологических условий приводят
сведения о наличии опасных экзогенных геологических процессов, геокриологических условиях (типы проявления
многолетней мерзлоты, их распространение по площади и глубине), ожидаемых изменениях геоэкологической
обстановки при работе месторождения (изменение взаимосвязей между водоносными горизонтами, ухудшение
качества подземных вод. активизация опасных экзогенных геологических процессов, увеличение интенсивности
микросейсм).

По результатам лабораторного изучения керна приводят литологическую характеристику
пород — описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.

Оценивают возможность учета литологической характеристики пород при анализе текущего состо-
яния и проектировании разработки.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов керна должны
быть даны в соответствии с таблицей Б.З (приложение Б).

Формулируют выводы по состоянию изученности фильтрационно-емкостных свойств пород по керну.

Приводят обобщенные результаты лабораторных исследований по определению фазовых прони-
цаемостей. остаточной нефтенасыщенности. коэффициента вытеснения. При недостаточном объеме
исследований приводят данные по пластам-аналогам.

Результаты определения коэффициентов остаточной нефтенасыщенности и вытеснения пред-
ставляют в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б).

Делают выводы по состоянию изученности характеристик вытеснения флюидов по данным пабо-
раторных исследований керна.

Характеризуют используемый комплекс ГИС по выделению коллекторов, приводят сведения по
определению их фильтрационно-емкостных свойств и насыщению.

Результаты ГДИ залежей и пластов в целом (при большом количестве охваченных исследования-
ми скважин) представляют в соответствии стаблицей Б.5 (приложение Б).

Для новых месторождений, по которым составляют первые проектные документы, дополнительно
дают сведения о результатах опробования и ГДИ разведочных скважин в соответствии с таблицей Б.в
(приложение Б).

Для месторождений, которые находятся настадии пробной эксплуатации или опытно-промышлен-
ной разработки, дополнительно приводят результаты ГДИ эксплуатационных скважин в соответствии с
таблицей Б.7 (приложение Б).

Формулируют выводы по состоянию изученности пластов гидродинамическими методами.

Сравнение фипьтрационно-емкостных свойств, определенных различными методами (керн. ГИС.
ГДИ). представляют в соответствии с таблицей Б.8 (приложение Б). Приводят выводы по результатам
сравнения.

В разделе приводят следующие сведения:

Для нефтяных месторождений сводную геолого-физическую характеристику продуктивных плас-
тов представляют в соответствии с таблицей Г.1 (приложение Г), для газонефтяных — в соответствии с
таблицей Г.2 (приложение Г).

Данные могут быть детализированы по залежам или обобщены по ранее выделенным эксплуата-
ционным объектам.

Для нефтяных месторождений сведения о запасах нефти, растворенного газа и подсчетных пара-
метрах приводят в соответствии с таблицами Д.1 .Д.2. Д.З(лриложвние Д). Для газонефтяных месторож-
дений дополнительно в соответствии с таблицами Д.4. Д.5. Д.6 (приложение Д) приводят сведения о
запасах свободного газа, газа газовых шапок, конденсата.

Приводят краткое описание исходных данных, используемых для построения геологической моде-
ли. обосновывают границы участков моделирования.

Излагают принципы построения структурного каркаса модели. Обосновывают выбор реперных
поверхностей и схем напластования. Указывают способ использования в модели утвержденной струк-
турной основы подсчетных объектов. Приводят данные о геометрических параметрах области модели-
рования. шагах сетки в плоскостях X. Y. Z и количество ячеек.

Кратко описывают принципы построения литологической модели. Указывают способ определения
признака коллектор — неколлектор (явное, через граничное значение параметра, прочее). Приводят
сведения о методах определения значений параметров в скважинах и межскважинном пространстве.
При необходимости указывают явный вид используемых петрофизических зависимостей.

Дают краткое описание принципов построения модели насыщения. Приводят положения ВНК. ГНК.
Указывают сведения о методах определения значений насыщенности в скважинах и межскважинном
пространстве. При необходимости приводят явный вид используемых зависимостей насыщенности от
других параметров модели.

Приводят способ подсчета геологических запасов углеводородов в терминах построения геологи-
ческой модели.

Сопоставление запасов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе гео-
логического моделирования, представляют в соответствии с таблицей Е.1 (приложение Е). Расхожде-
ние полученных результатов анализируют.

При изложении требований к ЦФМ месторождения приводят краткое описание исходных данных,
используемых для ее построения.

Приводят принципы и результаты ремасштабирования ЦГМ. если таковое осуществлялось.
Сопоставление запасов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе ЦФМ.
представляют в соответствии с таблицей Е.1 (приложение Е).

Обосновывают выбор основных параметров ЦФМ при воспроизведении истории разработки (вре-
менной шаг. граничные условия, режимы работы скважин). Определяют перечень варьируемых и кон-
тролируемых параметров.

По итогам воспроизведения истории сопоставляют фактические и расчетные контролируемые
параметры в соответствии с таблицей Е.2 (приложение Е) и анализируют имеющиеся расхождения-

Обосновывают выбор основных параметров ЦФМ при прогнозе технологических показателей раз-
работки (временной шаг. граничные условия, режимы работы скважин).

На рисунках или в графических приложениях рекомендуется представлять основные результаты
моделирования:

Детальность представления материалов определяют авторы в зависимости от сложности геологи-
ческого строения и сроков эксплуатации месторождения.

Приводят краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторожде-
ния: общее число проектных документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проек-
тирования.

Для последнего проектного документа представляют постановляющую часть протокола заседания
комиссии при федеральном органе управления государственным фондом недр и ее территориальных
отделений, согласованного в установленном порядке.

Характеризуют динамику основных технологических показателей за историю разработки (добыча
нефти, жидкости, газа, обводненность, закачка воды, дебиты нефти и жидкости), выделяют основные
этапы освоения месторождения.

Основные технологические показатели разработки на дату проектирования представляют в соот-
ветствии с таблицей Ж. 1 (приложение Ж).

Приводят сведения об использовании попутного газа.

Состояние реализации и использования проектного фонда скважин по эксплуатационным объек-
там и месторождению в целом представляют всоответствиистаблицамиЖ.2, Ж.З(приложениеЖ). При-
веденные данные анализируют.

Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по месторождению в
целом за срок действия последнего проектного документа представляют в соответствии с таблицей Ж.4
(приложение Ж). При необходимости могут быть приведены дополнительные данные. Указывают основ-
ные причины имеющихся расхождений проектных и фактических показателей разработки.

Приводят и анализируют фактическую динамику основных технологических показателей разра-
ботки по эксплуатационному объекту.

На дату проектирования характеризуют:

. обводненность, текущий и накопленный водонефтяной фактор;

Приводят распределения фонда скважин по обводненности, дебитам нефти и жидкости, накоплен-
ной добычи нефти и жидкости и др. Отдельно выделяют показатели по возвратным и совместным сква-
жинам. горизонтальным скважинам, скважинам с боковыми стволами, уплотняющему фонду скважин и
другим группам скважин.

В графических приложениях к отчету рекомендуется представлять:

Проектные и фактические показатели за весь отчетный период приводят в соответствии с табли-
цей Ж.4 (приложение Ж). Указывают причины имеющихся отклонений фактических показателей от про-
ектных.

На основе анализа распределения текущего пластового давления по площади залежи выделяют
участки с максимальным снижением пластового давления в зонах отбора. Характеризуют текущую и
накопленную компенсацию отборов жидкости (и газа газовых шапок) закачкой воды.

В графических приложениях к отчету рекомендуется представлять карты изобар.

По результатам промыслово-геофизических исследований скважин, проводимых на месторожде-
нии в целях контроля за разработкой, в обобщенном виде характеризуют:

Материалы представляют в табличном и графическом виде.

По промысловым данным анализируют достигнутый коэффициент извлечения нефти по эксплуа-
тационным блокам, участкам залежи с различными системами разработки.

По данным гидродинамического моделирования приводят карты, характеризующие состояние
выработки запасов на дату проектирования (плотности остаточных запасов, текущей нефтенасыщен-
ности илидр.). Строят профили выработки запасов. Оценивают согласованность результатов изучения
структуры остаточных запасов различными методами.

На основании анализа текущего состояния разработки объекта формулируют выводы об эффектив-
ности применяемых систем разработки и определяют основные направления их совершенствования.

Обосновывают выделение эксплуатационных объектов, их геолого-физические характеристики
представляют в соответствии с приложением Б.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов представляют в соответствии с табли-
цей И.1 (приложение И).

Основные технико-экономические показатели вариантов разработки эксплуатационных объектов
и рекомендуемого варианта по месторождению в целом для запасов категорий АВС, приводите соответ-
ствии с таблицей И.2 (приложение И).

Сравнение расчетных извлекаемых запасов категорий АВС, и КИН с числящимися на госуда-
рственном балансе по рекомендуемому варианту приводят в соответствии с таблицей И.З (приложе-
ние И).

Технологические показатели по расчетным вариантам разработки эксплуатационных объектов
для запасов категорий АВС, представляют е табличных приложениях в соответствии с таблицей И.4
(приложение И). Если проектный срок разработки превышает 25 лет, то в таблице И.4 после первых
25 лет показатели разработки могут быть представлены по пятилетиям, причем последний год разработ-
ки должен быть выделен отдельно.

Технологические показатели по рекомендуемому варианту разработки по месторождению и экс-
плуатационным объектам представляют:

Схемы размещения проектного фонда скважин по основным вариантам и эксплуатационным объ-
ектам дают в графических приложениях.

На рисунках или в графических приложениях приводят карты, характеризующие состояние выра-
ботки запасов по эксплуатационным объектам на последний год разработки (плотность остаточных
запасов, текущей нефтенасыщенности и др.).

Анализ эффективности применяемых методов должен содержать:

- краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия:

На основе анализа эффективности дают рекомендации для дальнейшего применения наиболее
эффективных методов.

Программа применения методов увеличения нефтеотдачи включает:

Эффективность применения геолого-технических мероприятий интенсификации добычи нефти
представляют в соответствии с таблицей К.1 (приложение К).

8 разделе приводят характеристику основных экономических критериев эффективности проек-
тных решений. Обосновывают цены реализации углеводородов на внутреннем и внешнем рынках, усло-
вия сбыта добываемой продукции, указывают возможные источники финансирования проектных работ.

Исходные данные для расчета экономических показателей представляют в соответствии с табли-
цейЛ.1 (приложение Л).

Обосновывают удельные значения капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат в
соответствии с приложением Л.

Характеризуют систему налогообложения, действующую на дату составления проектного техно*
логического документа. Приводят перечень налоговых отчислений.

Технико-экономический анализ проводят в соответствии с разделами 8.9.

Основные технико-экономические показатели вариантов разработки представляют в соотве-
тствии с таблицей Л.2 (приложение Л). Оценочные показатели и показатели эффективности рекоменду-
емого варианта разработки представляют в соответствии стаблицами Л.З — Л.9 (приложение Л).

Приводят результаты исследования технико-экономических показателей рекомендуемого к при-
менению варианта разработки месторождения на их чувствительность к отклонению исходных данных
от первоначально предполагаемых значений. Для этого проводят серию расчетов, показывающих
отклонение показателей эффективности в зависимости от изменения одного из факторов риска (при
неизменных значениях всех других).

Анализ чувствительности проекта представляют в соответствии с таблицей Л.10 (приложение Л).

Приводят следующие сведения о производстве буровых работ:

Оценивают возможность реализации принятой схемы размещения скважин.

Приводят рекомендации по методам первичного вскрытия пластовсучетом их геолого-физических
характеристик и мерам по предупреждению ухудшения свойств призабойной зоны пласта в процессе
бурения как на репрессии, так и на депрессии.

Рекомендуют способы вызова притока, методы обработки призабойной зоны и интенсификации,
обеспечивающие восстановление или повышение естественной проницаемости при освоении добыва-
ющих и нагнетательных скважин.

Приводят статистическую информацию о фактических режимах работы добывающих скважин, в
том числе:

Оценивают соответствие фактических и проектных параметров, предлагают геолого-технические
мероприятия по повышению эффективности использования скважин.

Дают обоснование следующих параметров:

Рекомендуют способы механизированной эксплуатации скважин с выдачей исходных данных для
дальнейших экономических расчетов.

Для каждого способа обосновывают конструкции лифтов, выбор основного внутрискважинного и
наземного оборудования, которое должно удовлетворять конкретным условиям эксплуатации, особен*
костям применения методов повышения нефтеизвлечения, требованиям контроля за процессом
разработки.

Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновывают типы рекомендуемых газлифтных
установок (компрессорный, бескомпрессорный. непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и
источники рабочего агента (газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента.

В вариантах одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной
обосновывают выбор специального устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего кон-
троль и регулирование процесса разработки каждого пласта.

Предлагают технику и технологии сохранения фильтрационно-емкостных свойств призабойной
зоны скважин при их глушении.

Определяют факторы, осложняющие процесс эксплуатации добывающих скважин, рекомендуют
технологии по предупреждению и борьбе с осложнениями, в том числе:

- гидратообраэовакие в насосно-компрессорных трубах и напорных линиях скважин;

Проводят анализ процессов подготовки продукции скважин и установленных мощностей техноло-
гического оборудования. В соответствии с перспективой развития месторождения уточняют требования
к процессу и техническим средствам. При необходимости дают предложения по расширению и рекон-
струкции системы.

Проводят анализ установленных мощностей основных объектов системы ППД (водозабора, систе-
мы подготовки воды, кустовых насосных станций, водоводов высокого и низкого давления, нагнетатель-
ных скважин).

На основании проектных забойных давлений и приемистости нагнетательных скважинопределяют
устьевые давления нагнетания воды в пласты.

С учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и
насыщающих флюидов формулируют требования к качеству закачиваемых вод в соответствии с
действующими нормативными документами.

8 соответствии с перспективой развития системы ППД месторождения рассчитывают баланс про-
ектных объемов закачки различных типов вод. Уточняют или обосновывают существующие источники
водоснабжения, мощности системы водоподготовки и кустовых насосных станций. Мощности объектов
системы ППД рассчитывают на проектный объем максимальной годовой закачки воды. При необходи-
мости дают предложения по расширению системы ППД.

Формулируют требования к конструкции нагнетательных скважин и внутрискважинному оборудо-
ванию. в том числе для одновременно-раздельной закачки.

Проводят необходимые расчеты, дают рекомендации по применению других технологий ППД
(например, водогазового воздействия, физико-химического воздействия, закачки пара или горячей
воды).

По доразведке месторождения приводят следующую информацию:

Программу доразведки и исследовательских работ представляют в соответствии с таблицей М.1
(приложение М).

Указывают продуктивные горизонты и скважины для отбора керна в целях получения петрофизи-
ческих зависимостей «керн-керн» и «керн-ГИС» для пластов.

Приводят объемы исследования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов керна по
задачам, виды и сроки стандартных и специальных исследований образцов керна. Отдельно приводят
результаты исследования коэффициента вытеснения различными агентами, строят графики зависи-
мости фазовых проницаемостей от насыщенности.

Определяют периодичность и объемы промысловых и гидродинамических исследований для
решения следующих задач:

Определяют опорную сеть скважин (пьезометрических, добывающих и нагнетательных) для кон-
троля энергетического состояния залежи.

Обосновывают объемы, методы, периодичность и охват скважин промыслово-геофизическими
исследованиями по определению профилей притока и приемистости, оценке технического состояния
скважин.

Дают рекомендации по исследованию процесса вытеснения нефти и газа из пласта, определению
текущей нефтегазонасыщенности, положений водонефтяного и газожидкостного контактов.

Обосновывают:

Приводят требования по объему и видам физико-химических исследований поверхностных и глу-
бинных проб нефти, газа, конденсата и воды.

Обосновывают мероприятия по изучению межскважинного пространства методами гидролрослу-
шивания и индикаторных исследований.

Оценивают объем исследований методом гидропрослушивания, рассчитывают необходимое
количество закачиваемых индикаторных жидкостей в целях определения направления и скорости пере-
мещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и степени неоднородности
продуктивных пластов.

Дают краткую характеристику основных источников воздействия на недра (включая изъятие под-
земных вод и закачку жидкостей в поглощающие горизонты), рекомендуют мероприятия по охране недр
при реализации основных процессов разработки месторождений (для эксплуатируемого месторожде-
ния — по результатам анализа этих мероприятий за предшествующий период разработки).

Приводят физико-географическую характеристику территории месторождения, анализируют воз-
действие проектируемых объектов нефтегазодобычи на окружающую среду, излагают требования и
рекомендации по охране окружающей среды и безопасному ведению работ, оценивают затраты на при-
родоохранные мероприятия.

8 заключении формулируют принципиальные положения и приводят основные технологические
показатели рекомендуемого варианта разработки.

Рисунки, графические приложения, а также необходимые дополнительные таблицы и табличные
приложения нумеруют по усмотрению авторов отчета.

Объем каждой книги проектного документа не должен превышать 300 страниц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Геолого-физическая характеристика месторождения

Таблица Б.1 — Характеристика продуктивных залежей
месторождение

Пласт

Залежь

Тип залежи

Размеры м*
лежи, м • м

Площадь за-
лежи. 10*м2

Абсолютная
отметка прое-
ли (интервал
измерения), м

Абсолютная
отметка ВНК
(интервал из-
мерения). м

Высота >але*
жи. м

Пласт 1

Залежь 1
Залежь М,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

Залежь 1
Залежь М*

 

 

 

 

 

 

Примечание — Для залежей с газовыми шапками или газовых залежей дополнительно приводят абсо-
лютную отметку ГНК и размеры газовых шапок.

 

 

Т 8 б л и ц а 5.2 — Характеристики продуктивных залежей по результатам интерпретации ГИС
месторождение, пласт

Параметр

Залежь 1

 

Залежь М

Пласт а целом

1 Общая толщина

 

 

 

 

1.1 Количество скважин

 

 

 

 

1.2 Минимальное значение, м

 

 

 

 

1.3 Максимальное значение, м

 

 

 

 

1.4 Среднее значение, м

 

 

 

 

2 Эффективная толщине

 

 

 

 

2.1 Количество скважин

 

 

 

 

2.2 Минимальное значение, м

 

 

 

 

2.3 Максимальное значение, м

 

 

 

 

2.4 Среднее значение, м

 

 

 

 

Э Эффективная нефтенасыщенная толщина

 

 

 

 

3.1 Количество скважин

 

 

 

 

3.2 Минимальное значение, м

 

 

 

 

3.3 Максимальное значение, м

 

 

 

 

3.4 Среднее значение, м

 

 

 

 

4 Коэффициент песчанистости

 

 

 

 

4.1 Количество скважин

 

 

 

 

4.2 Минимальное значение, единиц

 

 

 

 

4.3 Максимальное значение, единиц

 

 

 

 

4.4 Среднее значение, единиц

 

 

 

 

 

 

Окончание таблицы Б.2

Параметр

Залежь 1

 

Залежь М

Пласт а цепам

S Коэффициент расчлененности

 

 

 

 

5.1 Количество скважин

 

 

 

 

5.2 Минимальное значение, единиц

 

 

 

 

5.3 Максимальное значение, единиц

 

 

 

 

5.4 Среднее значение, единиц

 

 

 

 

6 Коэффициент проницаемости

 

 

 

 

6.1 Количество скважин

 

 

 

 

6.2 Минимальное значение. 10~3 мкм3

 

 

 

 

6.3 Максимальное значение. 10'3 мкм2

 

 

 

 

6.4 Среднее значение, 10"* мкм3

 

 

 

 

7 Коэффициент пористости

 

 

 

 

7.1 Количество скважин

 

 

 

 

7.2 Минимальное значение, единиц

 

 

 

 

7.3 Максимальное значение, единиц

 

 

 

 

7.4 Среднее значение, единиц

 

 

 

 

6 Коэффициент начальной нефтенвсыщенности

 

 

 

 

6.1 Количество скважин

 

 

 

 

8.2 Минимальное значение, единиц

 

 

 

 

8.3 Максимальное значение, единиц

 

 

 

 

8.4 Среднее значение, единиц

 

 

 

 

Примечание — Для залежей с газовыми шапками или газовых залежей дополнительно приводят све-
дения об эффективных газонасыщвнных толщинах и коэффициенте гвзонасыщвнности.

 

 

Таблице Б.Э — Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследований образцов керна
месторождение, пласт

Параметр

Залежь 1

 

Залежь М

Пласт В цв*
пом

1 Коэффициент пористости

 

 

 

 

1.1 Количество скважин

 

 

 

 

1.2 Охарактеризованная эффективная толщина, ы

 

 

 

 

1.3 Количество определений

 

 

 

 

1.4 Минимальное значение, единиц

 

 

 

 

1.5 Максимальное значение, единиц

 

 

 

 

1.6 Среднее значение, единиц

 

 

 

 

2 Коэффициент проницаемости

 

 

 

 

2.1 Количество скважин

 

 

 

 

2.2 Охарактеризованная эффективная толщина, м

 

 

 

 

2.3 Количество определений

 

 

 

 

2.4 Минимальное значение. 10~3 мкм3

 

 

 

 

2.5 Максимальное значение, 10*3мкм3

 

 

 

 

2.6 Среднее значение, Ю’3 мкм2

 

 

 

 

 

 

 

Т в б л и ц а 6.4 — Результаты определения коэффициентов остаточной кефтенасыщенкости и вытеснения
месторождение, пласт

Опыт, образец

Коэффициент
проницаемости.
!0'3 м«мг

Коэффициент
пористости, единиц

Коэффициент
начальной мефте*
насыщенности,
единиц

Коэффициент оста-
точной иефтеиасы-
щенности. единиц

Коэффициент

вытеснения.

единиц

1

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

N

 

 

 

 

 

Средние

значения

 

 

 

 

 

 

 

Т в б л и ц а Б.5 — Результаты гидродинамических исследований залежей и пластов
месторождение, пласт

Параметр

Залежь 1

 

Залежь М

Пласт а цепом

1 Начальное пластовое давление

 

 

 

 

1.1 Количество скважин

 

 

 

 

1.2 Количество опоеделений

 

 

 

 

1.3 Минимальное значение. МПа

 

 

 

 

1.4 Максимальное значение. МПа

 

 

 

 

1.5 Среднее значение. МПа

 

 

 

 

2 Начальная пластовая теыпеоатуоа

 

 

 

 

2.1 Количество скважин

 

 

 

 

2.2 Количество определений

 

 

 

 

2.3 Минимальное значение. *С

 

 

 

 

2.4 Максимальное значение. 'С

 

 

 

 

2.5 Соепнее значение. *С

 

 

 

 

3 Коэффициент продуктивности

 

 

 

 

3.1 Количество скважин

 

 

 

 

3.2 Количество определений

 

 

 

 

3.3 Минимальное значение. мэ/<сут - МПа)

 

 

 

 

3.4 Максимальное значение. м3/Гсут МПа)

 

 

 

 

3.5 Среднее значение. м3/(сут МПа)

 

 

 

 

4 Удельный коэффициент продуктивности

 

 

 

 

4.1 Количество скважин

 

 

 

 

4.2 Количество опоеделений

 

 

 

 

4.3 Минимальное значение. м3.'(сут-МПа м)

 

 

 

 

4.4 Максимальное значение. м3/(сут МЛа-м)

 

 

 

 

4.5 Среднее значение. м3/(сут МПа-м)

 

 

 

 

5 Гидоолооводность

 

 

 

 

5.1 Количество скважин

 

 

 

 

S.2 Количество определений

 

 

 

 

5.3 Минимальное значение. (10~3мкм2 м)/(мПа- с)

 

 

 

 

S.4 Максимальное значение. (Ю‘2мкм2- мкЧмЛа с)

 

 

 

 

5.5 Среднее значение. (10'2ыкм2 - му{мПа - с)

 

 

 

 

6 Коэффициент проницаемости

 

 

 

 

6.1 Количество скважин

 

 

 

 

6.2 Количество опоеделений

 

 

 

 

6.3 Минимальное значение. 10~3 мкм2

 

 

 

 

6.4 Максимальное значение. 10~э мим2

 

 

 

 

6.5 Среднее значение. 10~э мкм2

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Б.6 Результаты огфобоаажя и гидродинамических исследований разведочных скважин
месторождение, пласт

номер

скважины

Дам

исслвдо-

вания

Интервал
перфора-
ции, м

Эффективная толщина, м

Дебит

нефти.

м*/сут

Обводнен-
ность. %

Динами-
чеосий
уровень, м
Депрессия,
МПа

Коэффици-
ент продук-
тивности.
м3/<сут МПа)

Удельный коэф-
фициент продук-
тивности,
м3/{суг МПа м)

Г идропро-

ВОДНОСТЬ.

10 * мкм2 м

Коэффици-
ент лрсни-
иаемости.
Ю^мкм*

Вид иссле-
дования

 

 

 

нефтенасы-

шейная

перфосиро-

важная

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

мЛа С

 

 

Залежь 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднее значение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Залежь М

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднее

значение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица &.7— Результаты гндроджамических исследований эксплуатационных скважин
месторождение, пласт

номер

скважины

Дата

исследо-

вания

Интервал
перфора-
ции- м

Эффективная толщина, м

Обводнен-
ность. %

Коэффициент
продуктивное-
ти. м3/<сут
МПа)

Удельный коэф-
фициент продук-
тивности, м3/<сут
МПа м)

Гиддопроеодность.
10** мям1 м
мЛа с

Коэффици-
ент проница-
емости.
Ю'^км*

Вид исследова-
ния

 

 

 

неф геиасышен-
иая

перфорирован-

ная

 

 

 

 

 

 

Залежь 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднее значение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Залежь М

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднее значение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т в б л и ц а 6.6 — Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн. ГИС. ГДИ)
месторождение, пласт

Параметры, метод определения

Залежь 1

 

Залежь М

Пласт а целом

1 Коэффициент пористости

 

 

 

 

1.1 керн

 

 

 

 

• количество скважин

 

 

 

 

• охарактеризованная эффективней толщина, м

 

 

 

 

• количество определений

 

 

 

 

минимальное значение, единиц

 

 

 

 

• максимальное значение, единиц

 

 

 

 

• среднее знвчение. единиц

 

 

 

 

1.2 ГИС

 

 

 

 

- количество скважин

 

 

 

 

• минимальное значение, единиц

 

 

 

 

• максимальное значение, единиц

 

 

 

 

• среднее значение, единиц

 

 

 

 

2 Коэффициент проницаемости

 

 

 

 

2.1 керн (по тазу)

 

 

 

 

• количество скважин

 

 

 

 

• охарактеризованная эффективная толщина, м

 

 

 

 

• количество определений

 

 

 

 

• минимальное знвчение. Ю*9 мкмг

 

 

 

 

• максимальное значение. 10'3 мкм2

 

 

 

 

• среднее значение. 10*3 мкм2

 

 

 

 

2.2 ГИС (по газу)

 

 

 

 

• количество скважин

 

 

 

 

• минимальное значение. 10'J мкм2

 

 

 

 

• максимальное значение. 10'3 мкм2

 

 

 

 

• среднее значение. 10~3 мкм2

 

 

 

 

2.3 ГДИ (по нефти)

 

 

 

 

• количество скважин

 

 

 

 

• количество определений

 

 

 

 

минимальное значение, Ю"3 мкм2

 

 

 

 

• максимальное значение. 10~3 мкм2

 

 

 

 

• среднее значение. 10*3 мкм2

 

 

 

 

 

 

 

Свойства и состав флюидов

Таблица В.1 — Свойства пластовой и дегазированной нефти
месторождение.плвст

Параметр

Диапазон значений

Среднее значение

1 Свойства пластовой нефти

 

 

2 Давление пластовое. МПа

 

 

3 Температуре пластовая. 'С

 

 

Л Давление насыщения нефти газом. МПа

 

 

S Газосодерхание нефти (стандартная сепарация). м3

 

 

6 Газовый фактор нефти при дифференциальном рвэгазировании в рабо-
чих условиях. м3

 

 

7 Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3

 

 

6 Вязкость нефти а условиях пласта. мПа • с

 

 

9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти. 10~4/МПа

 

 

10 Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3:

 

 

11 Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3:
- при однократном (стандартном) разгвзировании
• при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

 

 

12 Пересчетный коэффициент, единиц

 

 

13 Количество исследованных глубинных проб (скважин)

 

 

14 Свойства дегазированной нефти

 

 

15 Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3

 

 

16 вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам. мПа • с:

 

 

17 Температура застывания дегазированной нефти. *С

 

 

18 Массовое содержание. %:

 

 

19 Содержание микрокомпонентов, г/т:

 

 

20 Температура начала кипения. *С

 

 

21 Фракционный состав (объемное содержание выкипающих). К:

 

 

22 Количество исследованных поверхностных проб (скважин)

 

 

 

 

 

Т в б л и ц а 8.2 — Компонентный состав нефти и растворенного газа
месторождение, пласт

Наименование параметров, компонентов

Численные значения

 

при од мокра том разгазиро*
оэнии пластовой нефти е
стандартных у споен их

при дифференциальной
разтазироааиии пластовой
нефти в рабочих условиях

Пластовая

нефть

 

выделив-
шийся газ

Нефть

Выделив-
шийся газ

Нефть

 

Молярная концентрация компонентов. И:

 

 

 

 

 

Молекуляоная масса

 

 

 

 

 

Плотность.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8.3 — Свойства, состав газа газовых шапок (свободного газа) и конденсата
месторождение, пласт

Параметр

Численное значение {среднее)

1 Давление пластовое. МПа

 

2 Температура пластовая. *С

 

3 Давление начала конденсации, МПа

 

4 Давление максимальной конденсации. МПа

 

5 Коэффициент сверхсжимаемости z. единиц

 

6 Плотность газе е условиях пласта. кг/м3

 

7 вязкость газа в условиях пласта. мПа - с

 

8 Потенциальное содержание стабильного конденсате С,.. 10~3кг/мэ

 

9 Объемный коэффициент газа, единиц

 

10 Молярная концентрация компонентов пластового газа. %:

 

 

 

Окончание таблицы 8.3

Параметр

Численное значение (среднее)

11 Молярная масса пластового газа, г/моль

 

 

 

 

 

12 Стабильный (дебутанизированный) кон-
денсат:

 

 

 

 

 

13 Количество исследованных скважин

 

 

 

 

 

 

 

Таблице В.4 — Свойстве и химический состав пластовых вол
месторождение, пласт

Параметр

Диапазон значений

Среднее значение

1 Газосодержание. м33

 

 

2 Плотность воды, кг/м3:

 

 

3 Вязкость в условиях пласта. мПа • с

 

 

4 Коэффициент сжимаемости. Ю^-МПа*1

 

 

5 Объемный коэффициент, единиц

 

 

6 Химический состав вод. мг/дмэ.

 

 

7 Общая минерализация, г/дм3

 

 

8 Водородный показатель. pH

 

 

9 Химический тип воды, преимущественный (по
В .А. Супину)

 

 

10 Количество исследованных проб (скважин)

 

 

 

 

 

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Таблица Г.1 — Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов (нефтяные месторождения)
месторождение

Параметры

Пласт 1

 

Пласт N

1 Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м

 

 

 

2 Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м

 

 

 

3 Тип залежей

 

 

 

4 Тип коллектора

 

 

 

S Площадь нефтеносности. Юэ и2

 

 

 

6 Средняя общая толщина, м

 

 

 

7 Средняя эффективная нефтенвсыщвнная толщине, м

 

 

 

8 Коэффициент песчанистости, единиц

 

 

 

9 Коэффициент расчлененности, единиц

 

 

 

10 Средний коэффициент проницаемости. 10*3 мкм2

 

 

 

11 Средний коэффициент пористости, единиц

 

 

 

12 Средний коэффициент начальной нефтвнасыщвнности.
единиц

 

 

 

13 Начальная пластовая температура. *С

 

 

 

14 Начальное пластовое давление. МПв

 

 

 

1S Давление насыщения нефти газом. МПа

 

 

 

16 Газовый фактор нефти. м3

 

 

 

17 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

 

 

 

18 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

 

 

 

19 Вязкость нефти в пластовых условиях. мПв с

 

 

 

20 Объемный коэффициент нефти, единиц

 

 

 

21 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3

 

 

 

22 Вязкость воды в пластовых условиях. мПв - с

 

 

 

23 Удельный коэффициент продуктивности. м3/(сут МПв - м)

 

 

 

24 Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц

 

 

 

Примечания

ЛВС.Сг

 

 

 

Таблице Г.2—Геолого-физическая характеристика продуктивных ппвстое (газонефтяные, нефтегазовые,
нефтегазоконденсатные месторождения)

месторождение

Параметры

Пласт 1

...

Пласт N

1 Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м

 

 

 

2 Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м

 

 

 

3 Абсолютная отметка ГНК (интервал изменения), м

 

 

 

4 Тип залежей

 

 

 

5 Тип коллектора

 

 

 

6 Площадь нефтеносности. 10jm2

 

 

 

7 Площадь газоносности, Ю3м2

 

 

 

6 Средняя общая толщина, м

 

 

 

9 Средняя аффективная нефтенасыщеннвя толщина, м

 

 

 

10 Средняя аффективная газонасыщенная толщина, м

 

 

 

11 Козффициент песчанистости, единиц

 

 

 

12 Коаффициент расчлененности, единиц

 

 

 

13 Средний коаффициент проницаемости. 10~3 мкм2

 

 

 

14 Средний коаффициент пористости, единиц

 

 

 

15 Средний коаффициент начальной кефтенасыщенности.
единиц

 

 

 

16 Средний коэффициент начальной гвзонасыщенности. еди-
ниц

 

 

 

17 Начальная пластовая температура. 'С

 

 

 

18 Начальное пластовое давление. МПа

 

 

 

19 Давление насыщения нефти газом. МПа

 

 

 

20 Газовый фактор нефти. м3

 

 

 

21 Давление начала конденсации. МПа

 

 

 

22 Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе
(Csj. г/м»

 

 

 

23 Плотность нефти а пластовых условиях, кг/м3

 

 

 

24 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

 

 

 

25 Вязкость нефти в пластовых условиях. мПа - с

 

 

 

26 Объемный коэффициент нефти, единиц

 

 

 

27 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3

 

 

 

28 Вязкость воды е пластовых условиях. мПа с

 

 

 

29 Удельный коэффициент продуктивности. м3/(сут - МПа - м)

 

 

 

30 Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц

 

 

 

Примечания

авс,с2.

 

 

Сведения о запасах углеводородов

Таблица Д.1 — Состояние запасов нефти на 01.01.20 г.

месторождение

Пласт

Утвеожоениые ГКЗ. гоп

На государственной балансе

 

Начальные
геологичес-
кие запасы.
10ат

Начальные
извлекаемые
запасы. 10*»

КИН. единиц

Начальные
геологичес-
кие запасы.
105т

Начальные
извлекаемые
запасы. 10*т

КИН. единиц

Остаточные
извлекаемые
запасы. 10*Т

 

АВС,

с*

АВС,

с.

А8С,

с,

АвС,

с>

АВС,

с.

АВС,

Сз

АВС,

Сз

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

всего по мес-
торождению

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Д.2 — Состояние запасов растворенного газа на 01.01.20 г.

месторождение

Ппаст

Утвеожденные ГКЗ. год

На государственном балансе на 01.01.20 г.

 

Начальные извлекаемые запасы.

10V

Начальные извлекаемые запасы.

ioV

Остаточные извлекаемые запасы.

toV

 

АВС,

Сз

АВС,

Сз

АВС,

Сз

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

всего по мес-
торождению

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Д.З — Сводная таблица подсчетных параметров, начальных запасов нефти и растворенного газа
месторождение

Пласт.

залежь

Катего-
рия за-
пасоо

Зона

насы-

щения

Пло-

щадь

нефте-

носнос-

ти.

10*и*

Сред-
няя аф-
фектив-
ная
нефте-
насы-
щенная
толщи-
на. м

Объем

нефте-

насы-

щенных

пород.

10*М*

Козффициенты

Плот-

ность

нефти.

кг/ы*

Началь-
ные те-
ологи-
ческие
запасы
нефти.

10*т

Газо-

вый

фак-

тор

нефти.

ы*/т

Началь-
ные ге-
ологи-
ческие
запасы
раство-
ренного
таза.
Ю8ы*

 

 

 

 

 

 

откры-
той го-
ристо-
сти,
единиц

иефте-

насы-

щенно-

сти.

единиц

пере-

счет*

ный,

единиц

 

 

 

 

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

всего по
месторож-
дению

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблице Д.4 — Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 01.01.20 г.

месторождение

Пласт

Утвеожаеииые ГКЗ. гоа

На государственной балансе

 

Начальные теологические
запасы. 10"м*

Начальные геологические
запасы, 10®м5

Остаточные геологические
запасы.10вм3

 

АВС.

с,

АВС,

с*

АВС,

с*

Свободный газ

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

Всего по место-
рождению

 

 

 

 

 

 

Газ газовых шапок

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

Всего по место-
рождению

 

 

 

 

 

 

Свободный газ газ газовых шапок

Пласт 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пласт N

 

 

 

 

 

 

Всего по место-
рождению

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подсчет геологических запасов углеводородов при построении цифровых моделей

Таблица Е.1 — Сопоставление начальных запасов нефти

Модель

геологическая, фильтрационная

месторождение, эксплуатационный объект

Параметр

Подсчет

запасов

Молель
ЦГМ.ЦФМ

Расхождение

 

 

 

абсолютное

о продета*

 

 

 

ЦГМ

ЦФМ

ЦГМ

ЦФМ

Запасы категорий ABCi

Начальные геологические запасы нефти, Ю3т

 

 

 

 

 

 

Объем нефтенасыщенных пород. 103м3

 

 

 

 

 

 

Площадь нефтеносности. 103мг

 

 

 

 

 

 

Средняя эффективная нефтенасыщеннвя
толщина, м

 

 

 

 

 

 

Средний коэффициент пористости, единиц

 

 

 

 

 

 

Средний коэффициент начальной нефтвна-
сыщенности. единиц

 

 

 

 

 

 

Запасы категорий АВС,С]

Начальные геологические запасы нефти. Ю3т

 

 

 

 

 

 

Объем нефтенвсыщенных пород. 103мэ

 

 

 

 

 

 

Площадь нефтеносности. 103м2

 

 

 

 

 

 

Средняя эффективная нефтенасыщеннвя
толщина, м

 

 

 

 

 

 

Средний коэффициент пористости, единиц

 

 

 

 

 

 

Средний коэффициент начальной нефтвна-
сыщенности. единиц

 

 

 

 

 

 

Примечание — Для залежей с газовыми шапками дополнительно приводят сравнение запасов газа га-
зовых шапок.

Таблица Е.2 — Сопоставление фактических и расчетных показателей

 

 

за историю разработки за последний юл истории
месторождение, эксплуатационный объект

Номер

СИ8ЭЖИ-

ны

Накопленная добыча нефти. 105т

Накопленная добыча жидкости. (03т

Накопленная закачка воды. 109м3

 

Факт

Расчет

Расхождение

Факт

Расчет

Расхождение

Факт

Расчет

Расхождение

 

 

 

10*т

%

 

 

105т

S

 

 

10»т

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИТОГО по скважинам, перебывавшим в эксплуатации с начала разработки

 

 

Состояние разработки месторождения

Таблица Ж.1 — Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.20 г.

месторождение

Основные показатели разработки

Объект 1

...

Объект N

Месторождение

Год ввода в разработку

 

 

 

 

Максимальная добыча нефти. 10эт
Год достижения максимальной добычи

 

 

 

 

Годовая добыча нефти. 10*т/год
Доля в общей добыче. %

 

 

 

 

Накопленная добыча нефти. Ю3!
Доля в общей добыче. %

 

 

 

 

Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). Ю3т
Доля НИЗ объекта в общем объеме запасов. %
Отбор от НИЗ. %

Оствточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ). 10эт
Доля ОИЗ объекта в общем объеме запасов. %

Темп отбора от ОИЗ. %

 

 

 

 

Текущий КИН. единиц
Утвержденный КИН.единиц

Начальные геологические запасы (НГЗ) нефти. Ю3т
Доля НГЗ объекта а общем объеме запасов нефти. %

 

 

 

 

Годовая добыча жидкости. 10*т/год
Накопленная добыча жидкости. КРт
Среднегодовая обводненность. %

Текущий водонефтяной фактор, единиц
Накопленный еодонефтяной фактор, единиц

 

 

 

 

Фонд добывающих скважин*

 

 

 

 

Средний дебит нефти, т/сут
Средний дебит жидкости, т/суг

 

 

 

 

Годовая закачка воды. 103м3/год
Накопленная закачка воды. 10эмэ

Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды. К
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой
воды.%

 

 

 

 

* Скважины, перебывавшие в эксплуатации в последнем году.

 

 

 

Таблице Ж.2 — Состояние реализации проектного фонда скеахин на 01.01.20 г.

месторождение

Состояние реализации проектною фонда скважин

Объект 1

...

Объект N

Месторождение

Утвержденный проектный фонд — всего
В т.ч.:

 

 

 

 

Утвержденный проектный фонд для бурения — всего
В т.ч.:

 

 

 

 

Фонд скважин на 01.01.20 г.— всего
В т.ч.:

 

 

 

 

Фонд скважин для бурения на 01.01.20 г. — всего

В т.ч.:

Примечание — При необходимости дополнительно приводят данные о реализации утвержденного
проектного фонда скважин других категорий (газовые, поглощающие, резервные).

 

 

Таблица Ж.З — Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.20 г.

месторождение

Категория скважин

Использование фонда скаажии

Объект 1

 

Объект N

Месторож*

деиие

Добывающие

Действующие
8 освоении после бурения
бездействующие
В консервации
Пьезометрические

Ликвидированные и в ожидании ликвидации
всего

 

 

 

 

Нагнетатель-

ные

Под закачкой

8 освоении после бурения
8 отработке на нефть
Бездействующие
8 консервации
Пьезометрические

Ликвидированные и в ожидании ликвидации
всего

 

 

 

 

Контрольные

Наблюдательные

Пьезометрические

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показатели

Эксплуатационные обьектыГеарианты

Месторож-

деиие/реко*

мендуеыый

вариант

 

Объект 1

 

Объект N

 

 

t

2*

3

 

1

2

3

 

• водозаборных

 

 

 

 

 

 

 

 

• контрольных

 

 

 

 

 

 

 

 

Фонд скважин с боковыми стволами

 

 

 

 

 

 

 

 

Фонд скважин для бурения — всего

 

 

 

 

 

 

 

 

8 т.ч.:

• добывающих

 

 

 

 

 

 

 

 

• нагнетательных

 

 

 

 

 

 

 

 

- водозаборных

 

 

 

 

 

 

 

 

• контрольных

 

 

 

 

 

 

 

 

Фонд скважин для зарезки боковых стволов

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Экономические покезвтели эффективности вариантов разработки

Чистый доход недропользователя, млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

Чистый дисконтированный доход недропользователя,
млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

Индекс доходности затрат, единиц

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Оценочные показатели

Капитальные вложения на освоение месторожде-
ния — всего, млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

в т.ч.:

• на бурение скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

• на оборудование, не входящее в сметы строек

 

 

 

 

 

 

 

 

• не нефтепромысловое строительство

 

 

 

 

 

 

 

 

Эксплуатационные затраты на добычу нефти — всего,
млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

8 т.ч. без амортизации и налогов

 

 

 

 

 

 

 

 

Доход государства (налоги и платежи), млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

Дисконтированный доход государства (налоги и плате-
жи). млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

* Рекомендуемый вариант

 

 

Т в б л и ц а И.З — Сравнение расчетных извлекаемых запасов и коэффициентов извлечений нефти с числящи-
мися на государственном бвлвнсе

месторождение, запасы категорий АВС«. рекомендуемый вариант

Эксплуатационный

объект

На государственном балансе

Расчетные показатели

Изменения

 

Начальные
геологи*
ческие м*
пасы. 10*Т

Начальные
извлекав*
мыв зала-
сы. »0*Т

КИН.

единиц

Начальные
иэалехае*
ыые мла*
еы. 10*т

КИН.

единиц

единиц

единиц

Начальные
извлекаемые
запасы. 103т

КИН.

единиц

Объект 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объект N

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Месторождение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

* Коэффициент вытеснения нефти водой (рабочим агентом).
" Коэффициент охвата пласта вытеснением.

 

 

Таблице И.4 — Динвмика основных технологических показателей разработки
месторождение {объект )

Годы

Добыча. Т0-*т

Весовая
обводнен-
ность. %

КИН. единиц

 

нефти

воды

ЖИДКОСТИ

 

 

 

текущая

накопленная

текущая

накопленная

текущая

накопленная

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Окончание таблицы И.4

 

 

Годы

Закачка воды. 10*hs

Фонд скважин на конец года

Дебит, т/сут

Приемке-
тосте по
еоде, м3/сут

 

текущая

накопленная

*

О

О

ao6waaio<

щлх

нагнета-

тельных

нефти

жидкости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица И.5 — Технологические показатели разработки, запасы категорий ABC) (ABCiCj) (нефтяные место-
рождения)

месторождение (объект )

Показатели

... ГОД

.. год

-- ГОД

... год

Добыча нефти — всего, Ю^т
В т.ч.:

 

 

 

 

Ввод добывающих скважин — всего
В т.ч.:

 

 

 

 

Средний дебит нефти введенных скважин, т/сут
- то же новых из бурения

 

 

 

 

Среднее число дней работы скважин, введенных в текущем году, сут

 

 

 

 

Средняя глубине новой скважины из бурения, м

 

 

 

 

Объем бурения— всего. 103м
В т.ч.:

 

 

 

 

Расчетное время работы скважин, введенных в предыдущем году, сут

 

 

 

 

Расчетная добыча нефти из скважин, введенных в предыдущем году. 10*т

 

 

 

 

Расчетная добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года. Ю^т

 

 

 

 

Расчвтная добыча нефти из перешедших скважин — всего. 103т

 

 

 

 

Ожидаемая добыча нефти из перешедших скважин. Ю3т

 

 

 

 

Изменение добычи нефти из перешедших скважин, 103т

 

 

 

 

 

 

Показатели

... ГОД

. год

... гад

гад

Изменение добычи нефти из перешедших скеежин. %

 

 

 

 

выбытие добывающих скважин всего
в т.ч. под закачку

 

 

 

 

Фонд добывающих скважин на конец года
8 т.ч. нагнетательных в отработке

 

 

 

 

Действующий фонд добывающих скважин на конец года

 

 

 

 

ввод нагнетательных скважин

 

 

 

 

выбытие нагнетательных скважин

 

 

 

 

Фонд нагнетательных скважин на конец года

 

 

 

 

Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года

 

 

 

 

Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/суг

 

 

 

 

Средний дебит нефти добывающих скважин, т/сут
• то же перешедших

 

 

 

 

Гвзовый фактор нефти. м3

 

 

 

 

Средняя приемистость нагнетательных скважин. м3/сут

 

 

 

 

Средняя обводненность продукции добывающих скважин. 14

 

 

 

 

Добыче жидкости всего. 103т
в т.ч„

 

 

 

 

Добыча жидкости с начапв разработки, 10^

 

 

 

 

Добыча нефти с начала разработки, 10^

 

 

 

 

Козффициент извлечения нефти, единиц

 

 

 

 

Отбор от начальных извлекаемых запасов, %

 

 

 

 

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов. %

 

 

 

 

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов. %

 

 

 

 

Закачка воды. 103м3

Закачка воды с начала разработки

 

 

 

 

Компенсация отбора жидкости закачкой воды. %
Компенсация с нвчапв разработки

 

 

 

 

Отбор попутного (растворенного) газа всего. 106м3
с начала разработки всего

 

 

 

 

Использование попутного газа. 10®м3

 

 

 

 

Коэффициент использования попутного газа. %

 

 

 

 

 

 

Таблице И.6 — Технологические показатели разработки, запасы категорий А8С18С1С2) (газонефтяные,
нефтегазовые, нефтегазоконденсатные месторождения)

месторождение (объект )

Показатели

... ГОД

... год

... год

. . ГОД

Добыча нефти всего, 103т
В т.ч.:

 

 

 

 

Ввод добывающих скважин — всего

 

 

 

 

В т.ч.:

 

 

 

 

Средний дебит нефти введенных скважин, т/суг

- то же переведенных с других объектов (из других категорий)

 

 

 

 

Среднее число дней работы скважин, введенных в текущем году, сут

 

 

 

 

Средняя глубина новой скважины из бурения, м

 

 

 

 

Объем бурениявсего, 103м
В т.ч.:

 

 

 

 

Расчетное время рвботы скважин, введенных в предыдущем году, сут

 

 

 

 

Расчетная добыча нефти из скважин, введенных в предыдущем году, Ю*т

 

 

 

 

Расчетная добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года. 103т

 

 

 

 

Расчетная добыча нефти из перешедших скважин всего. 103г

 

 

 

 

Ожидаемая добыче нефти из перешедших скважин, 103т

 

 

 

 

Изменение добычи нефти из перешедших скважин. 10эт

 

 

 

 

Изменение добычи нефти из перешедших скважин. %

 

 

 

 

Выбытие добывающих скважин всего
В т.ч. под закачку

 

 

 

 

Фонд добывающих скважин на конец года
В т.ч. нагнетательных в отработке

 

 

 

 

Действующий фонд добывающих скважин не конец года

 

 

 

 

Ввод нагнетательных скважин

 

 

 

 

Выбытие нагнетательных скважин

 

 

 

 

Фонд нагнетательных скважин на конец года

 

 

 

 

Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года

 

 

 

 

Средний дебит жидкости добывающих скважин, т/сут

 

 

 

 

Средний дебит нефти добывающих скважин, т/сут

 

 

 

 

то же перешедших скважин, т/сут

 

 

 

 

Газовый фактор нефти. м3

 

 

 

 

Средняя приемистость нагнетательных скважин. м3/сут

 

 

 

 

 

 

Показатели

ГОД

- ГОД

... год

. ГОД

Средняя обводненность продукции добывающих скважин. %

 

 

 

 

Добыче жидкости — всего. Ю*т

 

 

 

 

8 т.ч.:

 

 

 

 

Добыча жидкости с начала разработки. 10эт

 

 

 

 

Добыча нефти и конденсата с начала разработки — всего. 10эт
8 т.ч.:

 

 

 

 

КИН. единиц

 

 

 

 

Отбор от начальных извлекаемых запасов. %

 

 

 

 

Темп отборе от начальных извлекаемых запасов. %

 

 

 

 

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов. %

 

 

 

 

КИК. единиц

 

 

 

 

Закачка воды. 103м3

 

 

 

 

• то же с начала разработки. Ю3мэ

 

 

 

 

Компенсация отбора жидкости и газа газовых шапок закачкой воды. %

 

 

 

 

- то же с начала разработки. %

 

 

 

 

Отбор попутного газа — всего. 10вм3
8 т.ч.;

 

 

 

 

Отбор попутного газа с начала разработки — всего. Юбм3
8 т.ч.:

 

 

 

 

Использование попутного газа. 10*ы3

 

 

 

 

Использование попутного газа. %

 

 

 

 

Примечание—В среднесуточных (дебиты нефти и жидкости) и годовых (добыча нефти и жидкости) по-
казателях учитывают отборы конденсата.

 

 

 

Приложение К
(обязательное)

Эффективность применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Таблице К.1 — Эффективность применения методов интенсификации добычи нефти и повышения
нефтеотдвчи

месторождение

вид ГТМ. обьем применения, эффективность

Всею с на-
чала разра-
ботки. факт

Переде пять
лет простом
с шегоы е
един год

Далее с ша-
гам 5— ГО лат
на проектный
срок разра-
ботки

всего за
прогнозный
период

Всего с на-
чала разра-
ботки

ГРП:

 

 

 

 

 

• количество проведенных операций

 

 

 

 

 

• дополнительная добыча нефти. 103т

 

 

 

 

 

Горизонтальные скважины (ГС):

 

 

 

 

 

• количество скввжин

 

 

 

 

 

• добыча нефти из ГС. 10*т

 

 

 

 

 

Зарезка боковых стволов (БС):

 

 

 

 

 

• количество проведенных операций

 

 

 

 

 

• добыче нефти из БС. 103т

 

 

 

 

 

Физико-химические ОПЗ:

 

 

 

 

 

• количество проведенных операций

 

 

 

 

 

• дополнительная добыча нефти. 103т

 

 

 

 

 

Потокоогклоняющие технологии:

 

 

 

 

 

• количество проведенных операций

 

 

 

 

 

- дополнительная добыча нефти. 10

 

 

 

 

 

Прочие методы

 

 

 

 

 

Всего дополнительно добыто нефти. 103т

 

 

 

 

 

Всего добыто нефти. Ю^т

 

 

 

 

 

Примечание — Указывают только методы, рекомендуемые для применения.

 

 

 

 

 

Технико-экономические показатели вариантов разработки

Таблица Л.1 — Исходные данные для расчета экономических показателей
месторождение

Показатели

Значения

1 ЦЕНА РЕАЛИЗАЦИИ
• нефти. рубУт

 

• попутного газа. рубЛСРм3

 

• природного газа. руб./103м3

 

• конденсата. руб./т

 

2 НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ
НДС.%

 

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), руб./т. руб./кЯм3. %

 

Налог на имущество. %

 

Налог на прибыль. %

 

Страховые взносы в государственные внебюджетные фонды. %

 

Тариф на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и
профессиональных заболеваний, %

 

Вывозная таможенная пошлина. рубУт, %

 

Прочие налоги, тыс.руб./скв.

 

3 КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Эксплуатационное бурение скважин, руб./м

 

Оборудование, не входящее в сметы строек, млн руб./скв. доб.

 

Промысловое обустройство.

 

• сбор и транспорт нефти и газа, млн рубУскв. доб.

 

• заводнение и промеодоскабжение. млн руб./скв. наги.

 

• электроснабжение, млн руб./ске. доб.

 

• телемеханика и связь, млн руб./скв. доб.

 

• базы производственного обслуживания, млн руб./скв. доб.

 

• автодорожное строительство, млн руб./скв. доб.

 

• технологическая подготовка нефти, тыс. рубУт

 

• специальное оборудование и установки для методов повышения нефтеизвлечения,
руб./шт.

 

• специальные трубопроводы для закачки рабочего агента метода повышения нефтеиз-
влечения. млн руб./км

 

• установки подготовки газа и конденсате, млн руб ./уст.

 

• газосборные коллекторы, млн руб./км

 

• конденсатосборные коллекторы, млн руб./км

 

• установки стабилизации конденсата, млн руб./уст.

 

• прочие.%

 

• природоохранные мероприятия. %

 

4 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по статьям калькуляции)
Обслуживание нефтяных и нагнетательных скважин:

 

• заработная плате, тыс. рубУчел. в мае.

 

• удельные затраты на содержание и эксплуатацию оборудования. руб./т.тыс. руб./скв.

 

• удельные затраты на капитальный ремонт добывающей скважины, тыс. руб./ске.

 

 

 

Окончание таблицы П. 1

Показатели

Значения

• удельные цеховые расходы, тыс. руб.'скв.

 

• удельные общепроизводственные расходы, руб Л. тыс. руб.'ска.

 

Энергий по извлечению жидкости.

 

• на добычу жидкости штанговым глубинным насосом. рубТт

 

• на добычу жидкости электрическим центробежным насосом, руб./г

 

• на добычу жидкости прочими насосами, руб./г

 

• на добычу жидкости газлифтным способом, руб7т

 

Искусственное воздействие на пласт, руб./м3

 

Технологическая подготовка нефти. руб7т жидкости

 

Сбор и транспорт нефти. руб7т жидкости

 

Сбор и транспорт газа. руб7 м3

 

Прочие производственные расходы. рубТт нефти

 

Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи (ГРП. БС. ОПЗ и др.).
тыс. рубтолер.

 

Или

 

4 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по элементам затрат)

 

Вспомогательные материалы. рубТт жидкости

 

Топливо. руб7т жидкости

 

Электроэнергия:

 

• на добычу жидкости. рубТт

 

• на закачку воды, руб./м3

 

• на подготовку и перекачку жидкости. рубТт

 

• на транспортирование и прочие нужды. рубТт нефти

 

Заработная плата, тыс. руб7чел. а мес.

 

Капитальный ремонт основных фондов. тыс.руб7ске. (доб.+ нагн.)

 

Прочие эксплуатационные расходы (с учетом природоохранных мероприятий):

 

- условно-постоянные, тыс. руб./скв. (доб. + нагн.)

 

• условно-переменные. рубТт нефти

 

Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи (ГРП. БС. ОПЗ и др.).
тыс. рубТолер.

 

S ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

 

Транспортные расходы при экспортной реализации нефти. руб./т

 

Затраты на ликвидацию скважин, тыс. рубТскв.

 

Затраты на рекультивацию земли, тыс. рубтга

 

Затраты на ликвидацию объектов промыслового обустройства. %

 

Норма амортизации. Ч:

 

• скважины

 

• основных объектов обустройства

 

• прочих объектов обустройства

 

. оборудования, не входящего в сметы строек

 

Норматив приведения разновременных затрат (норма дисконта). Ч

 

Курс доллара США. руб7$

 

Доля реализации нефти на внутреннем рынке. Ч

 

Удельная численность. чел7ска.

 

 

 

 

Т в б л и ц а Л.2 — Основные технико-экономические показатели вариантов разработки
месторождение (объект )

Показатели

Варианты

 

1

...

Л

1 Продолжительность разработки — всего, лет

 

 

 

2 Накопленная добыча нефти с начала разработки. 103 т

 

 

 

3 Накопленная добыча жидкости с начала разработки. 105 т

 

 

 

4 Среднегодовая обводненность (весовая). %
- к концу проектного периода
• к концу рентабельного периода

 

 

 

S Утвержденный КИН. единиц

 

 

 

6 Процент использования попутного газа. %

 

 

 

7 выручка от реализации продукции, мпн руб.

 

 

 

8 Транспортные расходы за проектный период, мпн руб.
• за рентабельный период

 

 

 

9 внереализационные расходы, млн руб.

 

 

 

10 Капитальные затраты за проектный период, млн руб.
• за рентабельный период

 

 

 

11 Эксплуатационные затраты за проектный период, млн руб.
• за рентабельный период

 

 

 

12 Эксплуатационные затраты без амортизации, налогов и транспортных расхо-
дов. млн.руб.

 

 

 

13 Чистый доход недропользователя, млн руб.

 

 

 

14 Чистый дисконтированный доход недропользователя, млн руб.

 

 

 

15 Индекс доходности затрат, единиц

 

 

 

16 Индекс доходности инвестиций, единиц

 

 

 

17 Срок окупаемости (без дисконтирования), годы

 

 

 

16 Срок окупаемости (с дисконтированием), годы

 

 

 

19 внутренняя норма рентабельности. %

 

 

 

20 Доход государства (налоги и платежи), млн руб.

 

 

 

21 Дисконтированный доход государстве, млн руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Л.4 — Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции
месторождение (объект >

Годы

и периоды

Текущие затраты, млн руб.

 

Обслуживание скважин

Энергия
по извлече-
нию нефти

искус-
ственное
воздей-
ствие не
пласт

Сбор и
транспорт
нефти
газа

Технологи-
ческая под-
готовка
нефти

Прочив

производ-

ственные

расходы

Методы

повышения

нефтеотда-

чи

Всего

 

Заработная
ллатаПЛП.
осноыюя и
дополни-
тельная

Содержа-
ние и экс-
плуатация
оборудо-
вания

капиталь-
ны*) ремонт
мефтжым
осеажты

цеховые

расходы

Общепро-

извод-

ственные

расходы

 

 

 

 

 

 

 

1

2

Э

4

S

6

7

8

8

to

и

12

13

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы П 4

Транспортные рас-
ходы при экспор-
той реализации,
мли руб

Амортизация основ-
иыхфондоа. млн
руб.

Налоги, включаемые е оебесташостъ. млн руб

Эксплуатационные затраты — всего, млн
руб.

 

 

Всего

в т.ч.

годовые

накопленные

 

 

 

страховые взносы в го-
сударственные «^бюд-
жетные фонды

налог на добычу по-
лезных ископаемых

прочие налоги

 

 

U

15

17

18

19

20

21

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

Текущие затрет*, млн руб

Транспорт-
ныв расколы
при экспор-
тной реали-
зации. млн
руб

Аморти-

зация

основ-

ных

фондов,
млн руб

Нал фи. жлючаемые е себестои-
мость. млн руб.

Эксплуатационные
затраты —
всегомлн руб.

Годы
и перио-
ды

всяо-

мор-

галы

ныо

wart*

риалы

Топли-

во

Энерге-
тике-
схие за-
траты

Заработная
плата ПЛЛ,
основная
и дополни-
тельная

Капиталь-
ный ре-
монт
оо<оанык
фондов

Методы

повыше-

ний

нефтеот-

дачи

Про-

чие

затра-

ты

Всего

 

 

Страховые
взносы е
государ-
ственные
енеб «д-
жетмые
фонды

Нвлсгна
добычу по-
лезных ис-
копаемых

Прочие

налоги

тодоше

намол-

ЛОННЫО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Л.б — Прибыль от реа/ызацт продукции
месторождение (объект __ }

Т а б л и ц а П.8 — Доход государства
месторождение (объект )

Годы

и периоды

налог на добав-
ленную стой*
мостъ. млн руб

Вывозная тамо-
женная пошли-
на. млн руб

налог на иму-
щество органи-
зации, млн руб

налоги
и платежи,
включаемые е
себестоимость,
млн руб

Налог на при-
быль, млн руб.

Доход государства, млн руб.

Дисконтированный доход госуда-
рства, млн руб

 

 

 

 

 

 

годовой

накопленный

годовой

накопленный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица Л.9— Распределена поступлений от иа лотов и платежей по бюджетам
месторождение (объект }

Годы

и периоды

Федеральный бюджет, млн руб.

бюджеты субъектов рф и местные бюджеты. млн руб

С трековые

всего по
всем бюд-
жетам. МЛН
руб

 

налог на
добавлен-
ную стой-
мосте

налог на
добычу ПО-
лвзных ис-
копаемых

налог на
прибы ль

вывозная

таможенная

пошлина

всего

Нелог на
добычу по-
лезныхис-
«опаемых

налог на
прибы ль

Налог на
имущество

Про'-ые на-
логи и пла-
тежи

всего

сударе таен-
ные

•гебюджет-
ные фонды.
млн руб

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т в б л и ц а Л. 10 — Анализ чувствительности проекта.

Рекомендуемый ввривнт
месторождение

Показатели

Чистый дисконтированный доход
недропользователя, млн руб.

Коэффициент эластичности

При:

1 Добыче нефти по проекту
> на л 14
< на л 14

предельное изменение

 

 

2 Цене нефти по проекту
> на п 14
< на п %

предельное изменение

 

 

3 Капитальных затратах по проекту
> на п 14
< на п 14

предельное изменение

 

 

4 Текущих затратах по проекту
> на п 14
< на л

предельное изменение

 

 

 

 

 

Программа доразведки и исследовательских работ

Таблице М.1

месторождение

Цепь проводимых работ, кон-
тролируемые параметры

Способы

и методы исследований

Oxeai и периодичность
исследований

Сроии выполнения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

УДК 622.276.622.279:006.354 Группа Т58 ОКС 73.020

Ключевые слова: месторождение, разработка, углеводородное сырье, нефть, газ, конденсат, проект,
проектный документ, технологическая схема

Редактор A.Q Чайка
Технический редактор В.Н. Прусакова
Корректор В.И Варвнцова
Компьютерная верстка А Н. Золотаревой

Сдано в набор 13.12.20t0. Подписано а печать 24.12.2010. Формат 60* 84Бумага офсетная. Гарнитура Ариал.
Печать офсегаая. Уел. печ. л. 0.61. Уч.-им- п. 5.40. Тирах 104 экэ. Зак. 1070.

ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ*. 123095 Москва. Гранатный пер . 4.
wwwgosbnlo.ru info@gostmlo ги

Набрано во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» на ПЭВМ.

Отпечатано а филиале ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ* — тип. • Московский печатник». 105062 Москва. Лялин лер., б.

Впервые эта аббревиатура появилась во времена СССР, и расшифровывается она как Государственный Стандарт. Со временем количество госстандартов увеличилось, и за их несоблюдение нарушителям грозила уголовная ответственность. Сегодня наблюдается тенденция к сокращению национальных стандартов.

ГОСТ - это государственный стандарт, свод сформулированных требований, предъявляемых государством к качеству и безопасности продукции, работ и услуг межотраслевого значения. Стандарты, подтверждающие, что они прошли проверку и отвечают всем требованиям безопасности, устанавливаются с учетом современных достижений науки, технологий и опыта.

Зачем нужен ГОСТ

ГОСТы призваны регламентировать, какие качества должны быть у продукции, вырабатываемой и продаваемой на территории конкретной страны. В наше время есть госстандарты, касающиеся любой отрасли промышленности и других сфер нашей жизни. Их задача – установить правила по изготовлению:

  • инструментов
  • продуктов питания
  • одежды и обуви
  • транспорта и всего того, без чего жизнь человека невозможна

В госстандартах указываются продукты, которые можно использовать, возможные методы производства, оборудование, на котором будет производиться изделие, технологии, по которым все это должно производиться, и т.д. Госстандарты, принятые в Российской Федерации, в своем названии, кроме аббревиатуры ГОСТ, имеют букву «Р». Это правила сертификации, на основании которых осуществляются самые разные процедуры, включая экспертизу, процессы и разные способы.

Обязательно ли соблюдать нормативы документа

Их соблюдение было обязательным до 1 сентября 2011 г. В то время считалось, что это поможет держать под контролем качество производимых товаров, а значит защищать здоровье и жизнь населения, животных, растений и пр. Однако с этого дня соблюдение ГОСТов не обязательно, оно носит добровольный характер.

Каждый может сам выбирать и покупать товары, по ГОСТу ли они выработаны или без них. И производитель может решить – изготавливать товар по ГОСТу или по ТУ. Но при этом придется учесть, что многие ГОСТы создавались в эпоху натуральной, а не модифицированной продукции. Но речь не о производственных и других сферах, напрямую касающихся жизни и здоровья людей, использовании стандартов для оборонной продукции или защиты данных, которые составляют государственную тайну или другой информации ограниченного доступа В РФ ГОСТы принимает Госстандарт России. В сфере строительства и промышленности, строительных материалов - Госстрой. Но современный мир пытается перейти на технические регламенты.

Отличие ГОСТ от других стандартов

  • ОСТ. Этот стандарт, который устанавливает требования к качеству продукта в конкретной сфере, разрабатывается там, где нет ГОСТов, или их требования нужно уточнять
  • ТУ. В ходе перехода экономики к рыночным отношениям в обиход вошли технические условия - ТУ. Их цель заключается в регламентировании производство продукции, не попадавшей под действие ГОСТа. Требования ТУ, создаваемых предпринимателями-производителями, не должны противоречить обязательным требованиям ГОСТов
  • Технический регламент. Он устанавливает обязательные условия хранения продукции, ее перевозки и продаж. Главное отличие ГОСТа от ТР заключается в том, что госстандарт характеризуется количественными параметрами выпускаемых изделий, а ТР – условиями применения готовой продукции

Похожие госты