Виды проектных технологических документов

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ I – нефтяные месторождения)

Литература:

В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г.

М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.

Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.

Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг Справочное руководство по проектированию разработки эксплуатации нефтяных месторождений. М “Недра” 1983г.

Алфавит латинский

Aa – эй

Bb – би

Cc – си

Dd – ди

Ee – и

Ff – эф

Gg – джей

Hh – аш

Jj – и

Ii – йот

Kk – ка

Ll – эль

Mm – эм

Nn – эн

Oo – о

Pp – пэ

Qq – ку

Rr – эр

Ss – эс

Tt – те

Uu – у

Vv – вэ

Ww – дубльвэ

Xx – икс

Yy – игрик

Zz – зет

Алфавит греческий

Αα – альфа

Ββ – бета

Γγ – гамма

Δδ – дельта

Εε – эпсилон

Ζζ – дзэта

Ηη – эта

Θθ – тхэта

Ιι – йота

Κκ – каппа

Λλ – лямбда

Μμ – мю

Νν – ню

Ξξ – кси

Οο – омикрон

Ππ – пи

Ρρ – ро

Σςσ – сигма

Ττ – тау

Υυ – ипсилон

Φφ – фи

Χχ – хи

Ψψ – пси

Ωω – омега

ЛЕКЦИЯ

Виды проектных технологических документов

На разработку месторождений

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

- авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее – авторский надзор).

Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений на срок до трех лет, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы разработки.

Задачей пробной эксплуатации является уточнение параметров для подсчета запасов углеводородного сырья (УВС) и построения геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей и оценка перспектив развития добычи.

При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется.

Технологические схемы разработки составляются для вводимых в разработку месторождений и служат для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства.

Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки.

В проектах разработки рекомендуется предусматривать комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного коэффициента извлечения УВС.

Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ – до 7 лет.

Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ.

Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

- существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

- завершение выработки запасов по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС;

- отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого, предусмотренного настоящими Рекомендациями.

Для всех видов проектных технологических документов показатели рекомендуется рассчитывать на весь проектный период разработки, определяемый в данном документе.

В рекомендуемом расчетном варианте разработки месторождения за проектный период должна достигаться добыча извлекаемых запасов, состоящих на государственном балансе. В процессе доразведки и изучения месторождения разведочным и эксплуатационным фондом скважин пользователь недр вводит в разработку запасы категории С₂ с обоснованием их перевода в категорию С₁ и постановкой на государственный баланс в установленном порядке.

Общее содержание проектных технологических документов

Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:

- передовой отечественный и зарубежный опыт;

- современные достижения науки и техники;

- практику разработки месторождений;

- современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.

В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчётных вариантов разработки месторождения.

Расчётные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объёмами методов повышения нефтеотдачи.

Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов.

В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.

Прогнозными показателями расчётного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А+В+С₁. Технологические показатели зон с запасами категории С₂ определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ.

Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе рассчитанных технологических показателей.

Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

- дисконтированный поток денежной наличности,

- индекс доходности,

- внутреннюю норму возврата капитальных вложений,

- период окупаемости капитальных вложений,

- капитальные вложения на освоение месторождения,

- эксплуатационные затраты на добычу нефти,

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

При разработке месторождения несколькими недропользователями подготавливается единый проектный технологический документ для месторождения в целом с выделением показателей для каждого недропользователя.

Техническое задание

Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, согласованное в установленном порядке.

В технических заданиях рекомендуется указывать:

- цель составления проектного технологического документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

- сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении, 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;

- год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;

- намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- инфраструктура в районе работ;

- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования скважин;

- рекомендации по использованию нефтяного газа;

- требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;

- сроки составления проектного документа.

Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать:

- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;

- вид транспорта продукции – танкеры, трубопровод на берег;

- другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объёмы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту.

Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия – пользователя недр.

Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.

ЛЕКЦИЯ

Метод Стайлса.

В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что:

1. добыча жидкости, нефти и закачка воды пропорциональны проницаемости и подвижности κ/μ;

2. коэффициент охвата до прорыва воды постоянен;

3. линейная система вытеснения;

4. в момент прорыва жидкости добыча из прослоя становится мгновенно равной добыче воды (поршневое вытеснение);

5. прослои имеют равную толщину;

6. отсутствует остаточная газонасыщенность.

Исходными данными для расчета показателей разработки служит профиль слоев различной проницаемости, начальная и конечная нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды в пластовых условиях.

Данные о проницаемости слоев располагаются сверху вниз упорядоченно в убывающей последовательности. Для каждого пропластка вычисляются произведением проницаемости k на толщину “производительность”.

Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой.

С помощью этой кривой вычисляются значения доли воды в потоке жидкости и нефтеотдачу R к моменту времени, когда по j- му пропластку прорвалась вода в скважину и пласт в пределах толщины H_j обводнен и дает воду;

(1)
(2)

где: H _Σ – общая толщина пласта,

H_j – толщина части пласта, заполненного водой,

J – номер пропластка по которому вода прорвалась в скважину,

– общая производительность пласта,

– производительность части пласта толщиной H_j ,

– отношение подвижностей воды и нефти с учетом коэффициента объемного расширения нефти в.

В уравнении (2) первый член правой части выражает нефтеотдачу полностью обводненных пропластков, а второй – характеризует нефтеотдачу пропластков, из которых продолжает поступать нефть.

Зная количество извлекаемой нефти (активные запасы), определяют для каждого пропластка дебиты нефти и воды, накопленное количество нефти и воды в пластовых условиях.

Накопленная добыча нефти подсчитывается из уравнения материального баланса:

(3)
Время получения приращения накопленной добычи нефти определяется из соотношения:

(4)

В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу нефти в пластовых условиях.

Накопленное время получают суммированием “приращений времени” Δt (4). Существует несколько модификаций метода Стайлса.

ЛЕКЦИЯ

Расчет обводнения неоднородных пластов по методике института Гипровостокнефть (В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов)

Этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова.

В методике института ГВН предусматривается более полный учет неоднородности коллектора (по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения). Метод также предусматривает учет начальных водонефтяных зон, которые характеризуются параметром W.

Где: L ₂ , L ₁– расстояние от эксплуатируемой галереи (или ряда эксплуатирующих скважин) до внутреннего и внешнего контуров нефтеносности.

W изменяется от 0 до 1.

Если водо – нефтяная зона отсутствует (“запечатанные” залежи), то W =0 для залежи по всей площади нефтеносности подстилаемой водой (массивные или водоплавающие залежи) W =1. (0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; ……1)

При расчете процесса заводнения нефтяного месторождения используется следующая схема:

- положение фронта обводнения

Пласт состоит из изолированных прослоев с различной проницаемостью, пористостью, начальной нефтенасыщенностью. При этом для каждого прослоя характерна своя величина коэффициента вытеснения нефти водой.

Истинная скорость перемещения фронта вытеснения, а следовательно и время обводнения каждого прослоя зависит от этих параметров.

где:

m_i – пористость,

S_i – начальная нефтесыщенность,

η _i– коэффициент вытеснения нефти водой.

При обводнении одинаковых по объему пропластков с различной эффективной пористостью из них можно получить не одинаковое количество нефти. При характеристике неоднородности продуктивных пластов рассматривается их комплексная неоднородность выраженная параметрами.

Где: k_i – проницаемость i – го слоя.

m_i , ρ _i , η _i – соответственно пористость, нефтенасыщенность и коэффициент

вытеснения i – го слоя.

Начальные продуктивные характеристики эксплуатации скважин находятся в результате их исследования при установившихся режимах фильтрации. Учитывается изменение коэффициентов фильтрации сопротивления A и B в результате деформации пласта коллектора, т.е. (коэффициенты увеличиваются), уравнение оттока воды для нагнетательной скважины имеет вид:

Где: q _в.с. – расход воды в нагнетательной скважине.

(2)

Где: Р_с – давление на забое нагнетательной скважины,

h _в ; h _г – обводненная и газонасыщенная толщина пласта,

μ_в, μ_г – соответственно вязкость воды и газа.

Из уравнения (2) находится расход воды q _в. по одной “средней” нагнетательной скважине (при заданной депрессии ΔΡ в пласте).

Необходимое количество нагнетательных скважин равно:

(3)

Соответственно определяются другие показатели разработки на период ППД (поддержания пластового давления)

Зависимости между проницаемостью и другими параметрами пласта, установленные по изучению физико-геологических свойств продуктивных отложений Урало – Поволжья записываются в общем виде следующим образом:

k – проницаемость;

a_n , b_n – постоянные коэффициенты, определяемые для каждого месторождения в результате исследования кернов по геофизическим данным.

Распределение параметра ω количественно оценивается коэффициентом вариации и описывается гамма – распределением, плотность которой имеет вид:

Где: υ;ω_ср_. – параметры распределения (коэффициент вариации и среднее значение ω,

Г(в₁+1) – гамма функция

Для расчетов используется 15 распределений с коэффициентами вариации от 30,2 до 87,7%.

Расчеты также могут проводится и с применением логарифмически нормального закона распределения.

Плотность распределения которого имеет вид:

Где: σ; ω_ср – параметры распределения.

Соотношение для определения характеристик заводнения – доли нефти в потоке жидкости f _н (τ) и β(τ) разработаны как для поршневого, так и с учетом непоршневого характера вытеснения.

Для поршневого вытеснения расчеты ведутся по характеристикам вытеснения с учетом различия вязкостей и скачкообразного изменения проницаемости в промытой зоне при условии наличия водо – нефтяной зоны.

Методика расчета полностью автоматизирована.

Расчеты проводятся в следующем порядке:

1. Изучается строение залежи и выбирается плотность сетки скважин в определенном диапазоне (например 400×400, 500×500, 600×600).

2. Определяется система разработки количество скважин, добывающих и нагнетательных для каждого из рассматриваемых вариантов.

3. Определяется средний дебит одной скважины по жидкости по результатам опробования скважин и гидродинамические исследования продуктивности залежи.

4. Рассчитывается параметр W.

5. Определяется соотношение вязкостей нефти и воды

6. Выбирается закон распределения.

7. Рассчитываются активные запасы.

8. По отдельной методике рассчитывается предельный дебит фонтанирования добывающих скважин.

9. Выбирается зависимость выбытия добывающих скважин при достижении предельной обводненности.

10. Принимается коэффициент компенсации объема добываемой жидкости закачкой.

11. Расписывается ввод добывающих и нагнетательных скважин по годам.

12. Проводится расчет для каждого варианта по выбранной кривой до предельной обводненности продукции (99 – 99,9%).

13. Определяются основные технологические показатели и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Все рассмотренные методики расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений называются аналитическими.

Эти методики используются также для определения коэффициента нефтеизвлечения или нефтеотдачи. Прогнозирование роста обводненности продукции до 99,9% и определения соответствующих уровней добычи нефти, позволяет определить максимально возможное извлечение нефти, что составляет в итоге извлекаемые запасы залежи.

ЛЕКЦИЯ

Нефтяных месторождений.

Основным направлением развития методов проектирования разработки нефтяных месторождений является дальнейшее развитие трехмерных, трехфазных математических моделей (SUTRAH FLORA) создана на каком то определенном этапе разработке месторождения и будет отражать то состояние месторождения, в котором оно находится в текущий момент времени. Точность модели будет зависеть от количества исходной информации о пласте, свойствах нефти и газа, полученных к этому моменту времени. Получение дополнительной информации в процессе эксплуатации и дополнительного разбуривания залежи может существенно изменить математическую модель залежи или даже привести к созданию принципиально новой модели.

В настоящее время на базе трехмерных, трехфазных математических моделей созданы постоянно – действующие геолого – физические адресные модели нефтяных залежей. Такие модели позволяют вносить дополнительные данные по каждой конкретной точке пласта (узлу, скважине) не меняя модель в целом. При создании такой модели, возможен постоянный контроль за состоянием разработки залижи – так называемый авторский надзор.

Математическая модель такого типа позволяет проводить моделирование любого метода разработки: закачку воды в различные системы заводнения, горячей воды, пара (т.е. учитывается изменение температуры, фазовые переходы в пласте), закачку газа в имеющуюся газовую шапку; одновременную закачку воды в ВН зону и газа в газовую шапку и т.д..

Моделирование процесса разработки на таком уровне позволяет выбрать наиболее эффективный метод разработки рассматриваемой залежи в начальной стадии проектирования.

Такая модель позволяет построить не только карты остаточных нефтенасыщенных толщин, но и профили по любому разрезу пласта, что помогает составить объемное представление о местонахождении остаточной нефти и определить необходимость бурения дополнительных добывающих скважин.

Модель позволяет выявить обводненные пропластки при наличии так называемого послойного обводнения. Это позволяет провести изоляционные работы в скважинах с целью исключения этих пропластков из эксплуатации. Грамотно построенная трехмерная модель позволяет определить распределение объемов закачиваемой в пласт воды, выявить утечки воды за контур нефтеносности, выявить зоны, где не проявляется влияние заводнения и т.д..

В процессе доразведки и получения дополнительной информации действующая математическая модель совершенствуется, позволяя получать все более точные прогнозные показатели разработки.

Однако создание таких моделей очень трудоемкий процесс, требующий специальной обработки большого количества исходного геолого – промыслового материала.

В идеале – НИИ должны иметь также модели по каждой, находящейся в разработке нефтяной и газовой залежи.

На стадии составления проекта пробной эксплуатации и оценке добывных возможностей месторождения могут применяться приближенные, упрощенные методы гидродинамических расчетов, т.к. в этот период имеется сравнительно мало исходных геолого – промысловых данных, с недостаточной точностью отражающих реальные свойства пластов и флюидов.

На стадиях составления проекта разработки, проекта доразработки, контроля и регулирования процесса разработки применяются более сложные но и более точные методы гидродинамических расчетов процесса обводнения нефтяных залежей. Эти методики позволяют достигнуть наибольшего приближения к реальным условиям залегания пластов и фильтрации жидкостей и газов.

В настоящее время в нашей стране и за рубежом применяются гидродинамические методики расчета вытеснения нефти водой, позволяющие прогнозировать различные варианты динамики добычи нефти, воды и КИН во времени.

Эти методики разработаны как для условий однородных, так и для неоднородных пластов.

Один из первых методов учета неоднородности пластов в расчетах добычи нефти во времени был предложен М. Маскетом в 1949 г., в том же году появилась методика Стайлса и в 1950г. Дикстра и Парсонса – вытеснение нефти водой в слоистонеоднородном по проницаемости пласте.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ II – газовые и газоконденсатные месторождения)

Литература:

Ю.П. Коротаев, С.Н. Закиров Теория проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник для Вузов.-М.Недра 1981 г.

Ю.П. Коротаев, А.Л. Козлов и др. Расчеты производимые в процессе разработки газовых месторождений. Учебник для Вузов.-М.Недра 1987 г.

Ш.К. Гиматудинов, И.И.Дунюшкин, Ю.П. Коротаев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие для Вузов.-М.Недра 1998 г.

С.Н. Закиров Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.Недра 1999 г.

З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. Руководство по проектированию разработки газоконденсатных месторождений. М.Недра 2002г.

Алфавит латинский Алфавит греческий

Aa – эй		Αα – альфа
Bb – би		Ββ – бета
Cc – си		Γγ – гамма
Dd – ди		Δδ – дельта
Ee – и		Εε – эпсилон
Ff – эф		Ζζ – дзэта
Gg – джей		Ηη – эта
Hh – аш		Θθ – тхэта
Jj – и		Ιι – йота
Ii – йот		Κκ – каппа
Kk – ка		Λλ – лямбда
Ll – эль		Μμ – мю
Mm – эм		Νν – ню
Nn – эн		Ξξ – кси
Oo – о		Οο – омикрон
Pp – пэ		Ππ – пи
Qq – ку		Ρρ – ро
Rr – эр		Σςσ – сигма
Ss – эс		Ττ – тау
Tt – те		Υυ – ипсилон
Uu – у		Φφ – фи
Vv – вэ		Χχ – хи
Ww – дубльвэ		Ψψ – пси
Xx – икс		Ωω – омега
Yy – игрик
Zz – зет

ЛЕКЦИЯ

Месторождения.

ЛЕКЦИЯ

Исходные данные для проектирования разработки газоконденсатного месторождения.

Большинство исходных геолого-геофизических данных, необходимых для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, аналогично исходным данным, используемым при проектировании разработки газовых месторождений. Особенно это относится к исходным данным для проектирования разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

При рассмотрении вариантов разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды требуются большая степень достоверности информации:

1) о геологическом строении залежи;

2) об изменении коллекторских свойств по площади залежи и по мощности пласта;

3) характеристика водонапорной системы и данных о параметрах водоносного пласта.

К числу дополнительных исходных данных относятся данные о приемистости нагнетательных скважин по газу или по воде.

Помимо построения геологических профилей, проведения корреляции разрезов скважин, составления карт зональной неоднородности, карт мощности, пористости и проницаемости и других геолого-геофизических документов, составляемых методами промысловой геологии, необходима статистическая обработка кернового и геофизического материала.

Поэтому при проектировании разработки газоконденсатных месторождений повышаются требования к геолого-геофизической информации.

Основные же отличия в исходной информации, необходимой для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, определяются особенностями поведения газоконденсатной системы при изменении её давления и температуры. Эти особенности учитываются построением изотерм конденсации. При проектировании системы разработки месторождения и обустройства промысла наибольшее значение имеют пластовая изотерма конденсации для различных возможных температур сепарации газа.

Пластовая изотерма конденсации характеризует количество выпадающего в пласт конденсата в кубических сантиметрах из одного кубического метра газа при изменении среднего пластового давления в процессе разработки месторождения. Пластовая изотерма конденсации позволяет определить потери конденсата в пласте при разработке давления (путем закачки воды) на разных возможных уровнях.

При помощи изотерм конденсации в условиях различных температур сепарации газа определяется соответствующий каждой температуре выход конденсата. Технико – экономическими расчетами, основанными на учете добычи конденсата при различных температурах сепарации, затрат на поддержание различных температур сепарации газа, а так же температурного режима материального газопровода устанавливается оптимальная температура сепарации газа.

При проектировании разработки газоконденсатных месторождений в отличие от проектирования разработки газовых месторождений необходимо определять величину возможных потерь конденсата и изменение во времени добываемого количества и состава конденсата при разработке месторождения на истощение.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение.

Решение второй задачи необходимо при выборе метода переработки конденсата и определение использования продуктов его переработки.

Решаются эти задачи или расчетным путем по константам равновесия или путем пересчета результатов лабораторных экспериментов с бомбой P . V . T . (давление, объем, температура).

ЛЕКЦИЯ

Газогидратные залежи.

В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: "Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др.

В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Т_пл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения.

При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи.

Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:

I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени.

Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта.

II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и
газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения
гидратов.

Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи.

При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.

III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной
части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта.
Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые
объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются
коэффициенты газо - и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом
газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта.

Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели.

Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δ t, t; имеет вид:

где: - плотность газа при давлении , T ( t ),

Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной

с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта,

Т₁( t ) – температура в газоносной части в момент t,

Т₂ _P ( t ) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и

гидратонасыщенных зон пласта),

α₁, α₂– коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи,

Ω₁( t ) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t,

- часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов

за интервал времени [t – Δ t , t],

- добытое количество газа за интервал времени [t – Δ t , t].

Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.

С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.

1 - объемно - контактный механизм

2 - контактный механизм

3 - объемный механизм

4 - для запасов в газонасыщенной части пласта

5 - факт

Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям.

Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель.

Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен , а обводненная толщина – h _в ( t ).

После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t >Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна h _в ( t ).

При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности α_ост.

К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении , а в момент t (t >Т) при давлении

Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0,65 - 0,75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической

Можно принять, что при α_ост≈ 0,2 , α_ост.кр. ≈ 0,3. Пока α_ост < α_ост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство:

(4)

При снижении до α_ост = α_ост. _i , находится соответствующий им объём Ω _i.

По зависимости h _в = f (α Ω ) определяют h _в _i .

Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи .

Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид:

(5)

Для рассматриваемого периода, когда α_ост < α_ост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Q_q = Q ( t ) легко установить временные зависимости для искомых параметров и используя уравнения (4) и (5).

Подстановка в уравнение (4) вместо α_ост ( t ) величины α_ост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время Т_П, после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.

Уравнение (4) для момента Т_П имеет вид:

(6)

где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность.

По формуле (6) вычисляется Ω(Т_П) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах.

После достижения условия α_ост = α_ост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде:

(7)

где: Q _защ. ( t ) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t .

Для вычисления Q _защ. ( t ) используют следующее соотношение:

(8)

где:

По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени Т_П, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности.

В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли.

Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле:

(9)

Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.

ЛЕКЦИЯ

#G0

Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа

в пористых пластах

Область применения

Настоящие Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах разработаны с целью обеспечения эффективной и безопасной технологии эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - ПХГ) в современных условиях.

Настоящие Правила обязательны для организаций, осуществляющих разведку, проектирование и эксплуатацию подземных хранилищ газа в пористых пластах, и распространяются на виды деятельности, связанные с эксплуатацией ПХГ в пористых пластах.

Классификация подземных хранилищ газа

По основному назначению ПХГ в пористых пластах подразделяются на:

- базисные - для обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности газопотребления, характеризующиеся относительно стабильными режимами в сезоне отбора газа;

- пиковые - для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся значительными изменениями суточной производительности в период отбора;

- газгольдерные - для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся кратковременными закачками газа в сезоне отбора;

- стратегические - для образования долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.

По объекту эксплуатации подразделяются на ПХГ:

- в водоносных пластах;

- в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.

По количеству объектов подразделяются на ПХГ:

- однопластовые;

- многопластовые.

По виду пластовой энергии подразделяются на ПХГ:

- с газовым режимом (постоянный газонасыщенный поровый объем);

- с водонапорным режимом (переменный газонасыщенный поровый объем).

ЛЕКЦИЯ

Бурение и оборудование скважин на подземных хранилищах газа

Бурение и оборудование скважин на подземных хранилищах газа осуществляют в соответствии с проектом бурения скважины, разработанным в соответствии с действующими нормативными документами.

Диаметр НКТ и конструкция забойного оборудования скважин обосновывается в технологическом проекте ПХГ. Конструкция должна предусматривать возможность проведения необходимых исследований, профилактических (ремонтных) работ, достижения проектных режимов закачки и отбора газа.

Технические и технологические решения по креплению скважин обсадными колоннами должны обеспечивать:

- герметичность объекта хранения и отсутствие перетоков газа из объекта хранения в вышележащие горизонты по заколонному пространству;

- долговременную герметичность соединений труб обсадных колонн;

- отсутствие межколонных перетоков пластовых флюидов;

- долговременную стойкость материала обсадных труб и цементного камня к агрессивному воздействию пластовых флюидов и термобарическим воздействиям.

Технические и технологические решения по вскрытию пласта-коллектора и заканчиванию скважины должны оказывать минимальное воздействие на коллекторские свойства объекта хранения газа.

Промывочная жидкость для заканчивания скважин должна обеспечивать эффективную очистку забоя от выбуренной породы, сохранение проницаемости призабойной зоны, отсутствие негативного влияния на работоспособность бурового и скважинного оборудования в процессе строительства и последующего обустройства скважин. При наличии в разбуриваемой породе глинистых минералов промывочная жидкость должна проявлять ингибирующее действие в отношении гидратации и диспергирования глин.

Промывочные жидкости должны быть чистыми, отфильтрованными, нетоксичными, взрыво- и пожаробезопасными. Тип промывочной жидкости выбирают в зависимости от текущего пластового давления и минералогического состава продуктивного пласта.

На скважинах, вскрывающих слабосцементированные пласты-коллекторы, проводят мероприятия по укреплению призабойной зоны скважины.

Конструкция фильтра должна обеспечивать возможность его капитального ремонта или замены в процессе эксплуатации газохранилища.

При установке фильтра регламентируют:

- размер щелей фильтра;

- способ сооружения гравийно-намывного фильтра;

- применяемое наземное и подземное оборудование;

- гранулометрический состав гравия;

- состав жидкости-гравиеносителя;

- режим работы пескосмесительных и насосных агрегатов;

- схему обвязки наземного оборудования.

На эксплуатационных скважинах предусматривают технические решения по электрохимической защите обсадных колонн. Использование электрохимзащиты на наблюдательных, контрольных, геофизических и поглотительных скважинах определяют на основе экономических расчетов.

После окончания разведки структуры разведочные скважины могут быть использованы при эксплуатации хранилища в соответствии с технологическим проектом ПХГ.

По каждой скважине, пробуренной на площади, создается дело скважины, содержащее следующие материалы и документы:

- план проекции ствола скважины (проектный и фактический);

- акт о заложении скважины;

- акты о начале и окончании скважины бурением;

- акты на ликвидацию осложнений при бурении;

- материалы геофизических исследований с заключениями по ним;

- сведения о местоположении скважины, относительных координатах ее устья и забоя;

- альтитуду устья (колонного фланца под фонтанную арматуру с указанием превышения стола ротора, от которого проводились измерения глубин в процессе бурения);

- акты о спуске обсадных колонн и их цементировании;

- проектную и фактическую глубину скважины, конструкцию скважины с указанием марки стали и толщины стенок обсадных труб; глубину спуска и диаметры обсадных и лифтовых труб; характер вскрытия продуктивных отложений, высоту и состояние цементного кольца; оборудование забоя; глубину установки пакера и сопутствующих ему устройств;

- акты об испытании герметичности обсадных колонн, цементных мостов, кольцевого пространства за колоннами и устьевой арматуры;

- программу исследований в процессе бурения и освоения скважины, сведения и материалы по ее выполнению;

- акты работ по интенсификации притока газа и результаты их выполнения;

- акты на перфорацию обсадной колонны;

- акт на спуск лифтовых труб с указанием установленного скважинного оборудования;

- сведения о процессе бурения и освоения скважины;

- описание кернов (при наличии);

- акты об оборудовании устья;

- акты о сдаче геологических документов по скважине;

- акт рекультивации земельного участка;

- сведения о времени начала и окончания строительства скважины.

На ПХГ с повышенным содержанием в составе продукции агрессивных компонентов крепление скважин должно осуществляться обсадными колоннами в антикоррозийном исполнении.

Наземное и подземное оборудование скважин, определяемое и устанавливаемое в соответствии с проектом строительства скважины, должно обеспечивать проведение ремонтных и исследовательских работ, замер давления и температуры.

К подземному оборудованию скважин относят:

- НКТ с клапаном-отсекателем, пакером, разъединителем, циркуляционным и ингибиторным клапанами и другими устройствами;

- забойный фильтр (при намыве гравия) со вспомогательными узлами, используемыми при установке фильтра.

Конструкцию подземного скважинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации, которая должна обеспечивать:

- возможность обеспечения максимальной производительности скважины;

- эксплуатацию скважины через НКТ;

- проведение необходимого комплекса промыслово-геофизических и исследовательских работ;

- проведение работ по интенсификации притока газа из продуктивного пласта;

- проведение периодических профилактических и ремонтных работ по очистке забоя или фильтра скважины;

- смену НКТ, установку клапанов, пакеров;

- возможность извлечения всего подземного оборудования без нарушения прочности и герметичности обсадной колонны.

К наземному оборудованию скважин относят:

- фонтанную арматуру с колонной головкой;

- обвязочные трубопроводы (обвязка), узлы замера давления, температуры и других показателей, фиксируемых на устье;

- вспомогательные сооружения и устройства для подачи в скважину ингибиторов гидратообразования.

При завершении строительства скважины буровая организация обязана:

- провести рекультивацию земли;

- осуществить мероприятия, предусмотренные правилами техники безопасности и противопожарной безопасности.

Передачу скважин в эксплуатацию осуществляют в установленном порядке.

Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации газохранилища должно находиться под наблюдением и поддерживаться в исправном состоянии. При обнаружении неисправностей и пропусков газа должны быть приняты меры по замене неисправных узлов и деталей.

Опытно-промышленная эксплуатация подземных хранилищ газа

Этап опытно-промышленной эксплуатации (далее ОПЭ) ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до выхода хранилища на проектные показатели ОПЭ.

Основными задачами, решаемыми в период ОПЭ, являются:

- проведение опытной эксплуатации ПХГ;

- оценка возможности выхода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;

- развитие и дополнение ИБД текущими данными эксплуатации;

- уточнение и совершенствование геологической и технологической модели эксплуатации.

По результатам ОПЭ выполняется анализ ОПЭ, где на основании проведенных наблюдений и исследований дают заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности выхода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации, в противном случае выполняют коррективы технологического проекта ПХГ.

Циклическая эксплуатация подземных хранилищ газа

Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) хранилища.

Эксплуатацию наземного оборудования ПХГ осуществляют в соответствии с действующими нормативными документами.

Эксплуатацию объекта хранения газа осуществляют в соответствии с технологическим проектом ПХГ, режимом эксплуатации ПХГ, обеспечением объектного мониторинга недр при наличии ИБД, геологической и технологической модели ПХГ.

Расчет режима эксплуатации ПХГ проводится в соответствии с технологической моделью хранилища на планируемый сезон закачки (отбора) газа, который согласовывается и утверждается в установленном порядке.

Режим эксплуатации ПХГ содержит:

- анализ подготовки хранилища к предстоящему сезону закачки (отбора) газа;

- динамику изменения основных технологических показателей на планируемый период закачки (отбора) газа;

- график зависимости максимальной суточной производительности хранилища от пластового давления в объекте хранения.

При циклической эксплуатации организация (разработчик) технологического проекта ПХГ не реже одного раза в 5 лет разрабатывает обеспечение объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - обеспечение) (приложение А), согласованное с территориальными органами Госгортехнадзора России, в котором предусматривает все виды наблюдений и исследований, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации хранилища в соответствии с утвержденными проектными показателями.

Не реже одного раза в 5 лет по результатам работ, проведенных в соответствии с Регламентом, организация (разработчик) выполняет Анализ эксплуатации ПХГ (далее - Анализ), где разрабатывают рекомендации по обеспечению циклической эксплуатации в соответствии с технологическим проектом ПХГ.

Анализ включает следующие разделы:

- введение, где указывают основание для постановки и выполнения работы, состояние объекта, объем и последовательность выполненных работ, краткое содержание основных разделов и ответственных исполнителей;

- краткая геолого-гидродинамическая характеристика объекта, состояние изученности, фонд скважин, схема обустройства и основные проектные и достигнутые технологические показатели эксплуатации;

- анализ адекватности геологической и технологической модели ПХГ;

- фактические показатели закачки (отбора) газа по объекту в целом, действующему фонду скважин, водному фактору, выносу песка, состоянию подземного и наземного оборудования;

- анализ показателей закачки (отбора) газа, производительности скважин, сопоставление их с проектными или утвержденными на данный сезон;

- оценка баланса газа, затрат газа на собственные технологические нужды (далее - СТН);

- результаты работ по контролю герметичности, изменению газонасыщенности, распространению газонасыщенного контура, обводнению эксплуатационных скважин, заколонным и межколонным газопроявлениям, промысловым исследованиям;

- анализ проведенных геофизических, геохимических, газодинамических и других исследований на ПХГ;

- оценка состояния ИБД;

- выводы и предложения, рекомендации по дальнейшей эксплуатации объекта, совершенствованию ИБД, геологической и технологической модели эксплуатации. По результатам анализа разработчик дает заключение о соответствии проектных и фактических показателей эксплуатации ПХГ и необходимости их корректировки.

Анализ рассматривается пользователем недр, а результаты оформляют протоколом, после чего принятые рекомендации внедряют на ПХГ.

Замеры и учет расхода общего количества закачиваемого (отбираемого) газа проводят соответствующие службы ПХГ.

При эксплуатации ПХГ осуществляют постоянный расчет (замер) затрат газа на собственные технологические нужды (далее - СТН), результаты которых регистрируют в ИБД и учитывают при ведении баланса газа в объекте хранения. Затраты газа на СТН определяют на основании согласованных Госгортехнадзором России и утвержденных методик.

Ведение баланса газа в объекте хранения (с учетом затрат газа на СТН) осуществляет геологическая служба ПХГ.

Организация, ведущая авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, на основе технологической модели осуществляет контроль за балансом газа в газохранилище и оценивает возможные пластовые потери.

При значительном расхождении расчетных и учетных данных объема газа в объекте хранения проводят анализ причин отклонений, разрабатывают мероприятия по их устранению и вносят поправки в систему ведения баланса газа на ПХГ.

Скорректированный объем газа в объекте хранения и пластовые потери рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.

Энергосбережение на ПХГ осуществляют в соответствии с концепцией энергосбережения на ПХГ и программой энергосбережения на ПХГ.

В период эксплуатации ПХГ мероприятия по энергосбережению состоят в сокращении затрат ТЭР при эксплуатации наземного оборудования и предотвращении (утилизации) возможных потерь газа.

Раз в год пользователь недр проводит анализ выполнения программы энергосбережения на ПХГ, проводит оценку фактических и планируемых (на следующий год эксплуатации) СТН и рассчитывает показатели энергоэффективности ПХГ по природному газу, тепло- и электроэнергии в соответствии с утвержденными методиками и положениями. По результатам анализа разрабатывают мероприятия по энергосбережению на перспективу.

При нарушении герметичности объекта хранения эксплуатацию хранилища приостанавливают до разработки мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ (далее - мероприятий), согласования с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждения в установленном порядке.

В мероприятиях приводят анализ возможных причин нарушения герметичности ПХГ, программу необходимых исследований по выявлению причин перетока газа и перечень мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ.

Решение о дальнейшей эксплуатации хранилища принимается пользователем недр на основе результатов внедрения мероприятий при наличии согласования Госгортехнадзора России.

В период циклической эксплуатации ПХГ геологическая служба дополняет ИБД информацией о текущих технологических параметрах хранилища, проведенных исследованиях и наблюдениях.

Корректировка показателей эксплуатации подземных хранилищ газа

Коррективы технологического проекта ПХГ (далее - коррективы) выполняются при:

- изменении параметров геологической модели, влияющих на технологические показатели эксплуатации ПХГ;

- значительных отклонениях проектных и фактических показателей эксплуатации ПХГ;

- необходимости изменения показателей эксплуатации при изменении функционального назначения ПХГ, газопотребления и других внешних факторов.

Коррективы, в которых проводится анализ причин отклонений фактических и проектных показателей эксплуатации и разрабатываются мероприятия по их корректировке, являются дополнением к технологическому проекту ПХГ.

При расхождении в оценке остаточных запасов при эксплуатации ПХГ в истощенном месторождении уточненный объем остаточных запасов утверждается в установленном порядке.

В коррективах приводят изложение тех разделов технологического проекта ПХГ, которые требуют изменений.

При корректировке основных показателей эксплуатации ПХГ порядок рассмотрения, согласования и утверждения корректив аналогичен технологическому проекту ПХГ.

Эксплуатация скважин на подземных хранилищах газа

Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую замеряют и контролируют на газосборном пункте (далее - ГСП).

Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора (закачки) определяют на основе результатов гидрогазодинамических исследований.

По эксплуатационным скважинам газохранилища должен устанавливаться технологический режим, обеспечивающий безопасную работу скважин и заданный суточный отбор (закачку) газа из хранилища.

Технологический режим эксплуатации газовых скважин в процессе эксплуатации ПХГ может корректироваться на основе результатов газодинамических исследований.

Исследование эксплуатационных газовых скважин производят без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего давления в пласте-коллекторе, забое, устье скважины, ГСП, на входе и выходе компрессорной станции (далее - КС) (при закачке и компрессорном отборе газа), газопроводе подключения и диаметра штуцера. Исследования скважин проводят на 5 режимах при различных пластовых давлениях (максимальном, гидростатическом и минимальном) в объекте хранения. Результатом проведенных исследований является разработка технологической модели эксплуатации скважин и наземного обустройства, которая является составной частью технологической модели эксплуатации хранилища.

Исследование скважин с выпуском газа в атмосферу допускается при их освоении.

Последовательность и частота исследований эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются при составлении обеспечения (приложение А).

При необходимости выполняют дополнительные исследования с целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной характеристики пласта-коллектора (вынос жидкости, песка, образование гидратных пробок и т.д.).

Предотвращение гидратообразования в пласте-коллекторе и стволах эксплуатационных скважин осуществляют путем:

- выбора соответствующего технологического режима; непрерывной или периодической подачи на забой (устье) действующей скважины ингибитора гидратообразования;

- покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и лифтовых труб веществами, препятствующими отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т.д.).

Ликвидацию гидратных отложений в стволах скважин производят:

- продувкой с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;

- циркуляцией ингибитора по трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье.

Если установлено наличие в газе опасных концентраций сероводорода или углекислоты, то необходимо провести предварительные исследования по выяснению фактической коррозионной агрессивности газожидкостного потока.

При установлении опасности развития коррозии необходимо проведение специальных исследований для разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии. Способ защиты от коррозии должен быть обоснован в технологическом проекте ПХГ и реализован в период подготовки ПХГ к эксплуатации.

В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования скважин применяют:

- ингибиторы коррозии;

- оборудование из специальных сталей с учетом установленного вида коррозии;

- термическую обработку оборудования по специально разработанным режимам;

- очистку газа от коррозионно-агрессивных компонентов;

- защитные металлические и неметаллические покрытия.

На ПХГ, характеризующихся коррозионной активностью продукции скважин, необходимо вести систематический контроль за применением выбранных методов защиты от коррозии, их эффективностью и состоянием скважин.

Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ. Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в технологическом проекте ПХГ.

В отдельных случаях при отсутствии в газе агрессивных и эрозионных компонентов допускают эксплуатацию скважин по эксплуатационной колонне при условии соблюдения индивидуально разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность такого способа эксплуатации, которые согласуют в территориальных органах Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

За техническим состоянием и эксплуатацией скважин на ПХГ осуществляют постоянный контроль, который включает:

- наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья; наблюдение за изменением давления и температуры; замер межколонного давления; замер выносимой потоком газа жидкости; контроль за выносом песка и других примесей; периодический отбор и анализ проб газа и выносимой пластовой жидкости;

- контроль производительности скважины;

- контроль потерь давления на забое, стволе и шлейфе скважины;

- геофизические и др. виды специальных исследований.

В эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных скважинах необходимо периодически проверять состояние призабойной зоны, наличие сообщения с пластом-коллектором, а также отсутствие загрязнений в стволе скважины. При обнаружении пробок, ухудшении сообщения с пластом, загрязнении ствола и призабойной зоны должны быть приняты меры по восстановлению работоспособности скважин.

Изменение технологического назначения эксплуатационных скважин согласуют с организацией, ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке. Изменение технологического назначения допускается при:

- технико-экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации;

- невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной проектного горизонта;

- отсутствии технологической необходимости использования скважины по своему функциональному назначению.

Перевод скважин на другие горизонты согласуют с организацией, ведущей авторский надзор эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.

Ремонтные работы в скважине осуществляют по плану, который составляет служба капитального ремонта скважин, согласовывают с геологической службой ПХГ и утверждают в установленном порядке.

При капитальном ремонте скважин с аномально низкими пластовыми давлениями следует использовать специальные облегченные растворы, эмульсии и пены, исключающие поглощения в процессе проведения работ.

Дело скважины является основным документом на ПХГ для всех видов скважин. Основные данные из дела скважины дублируются в электронном виде в составе ИБД.

Все работы на скважинах, связанные с:

- исследованием скважин;

- текущим и капитальным ремонтом скважин;

- изменением конструкций;

- различными осложнениями при эксплуатации, заносят в дело скважин и ИБД.

Пользователь недр в соответствии с действующими положениями проводит работы по переаттестации скважин, фонтанных арматур и колонных головок. Соответствующая организация дает заключение о возможности и сроке их дальнейшей эксплуатации, которое согласовывается с организацией, ведущей авторское сопровождение эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке.

После утверждения технологического проекта ПХГ организация (разработчик) осуществляет авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.

Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ обеспечивают системой контроля и наблюдений, которая включает в себя гидрогазодинамические, термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-геофизические, компьютерные и другие виды исследований, в том числе и выполняемые специализированными организациями, которые определяются обеспечением объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - обеспечение) (приложение А), и включает работы по:

- оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;

- расчету режимов закачки (отбора) газа;

- оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин;

- анализу адекватности геологической и технологической модели эксплуатации ПХГ и их совершенствованию;

- аудиту запасов газа в хранилище;

- разработке обеспечения;

- корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей объекта хранения, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы;

- установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в объекте хранения, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения перового объема структурной ловушки;

- оценке герметичности объекта хранения;

- геодинамике недр;

- установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся условиях в ЕСГ и других отклонениях исходной информации;

- проведению дополнительных видов газодинамических исследований;

- интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин;

- оценке и сокращению затрат газа на СТН;

- совершенствованию технологии и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов;

- выдаче заключений по техническому состоянию скважин;

- подготовке справок и заключений по текущему состоянию хранилища, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов.

В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливают с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений, предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств.

По результатам осуществления авторского надзора в общем случае в течение года представляют краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом.

Консервация (ликвидация) подземных хранилищ газа

Ликвидация подземных хранилищ газа допускается при опасности здоровью или жизни населения, наземным объектам жизнедеятельности и в других экстремальных ситуациях. В остальных случаях проводится консервация ПХГ.

При консервации (ликвидации) ПХГ организация, ведущая авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, составляет технологический проект консервации (ликвидации) ПХГ, который проходит соответствующую экспертизу, согласуется с Госгортехнадзором России и утверждается в установленном порядке.

Технологический проект консервации (ликвидации) ПХГ имеет своей целью проведение анализа причин, повлекших консервацию (ликвидацию) хранилища, и разработку мероприятий по максимальному отбору газа и безопасной консервации (ликвидации) ПХГ.

Технологический проект консервации (ликвидации) ПХГ содержит:

- анализ причин, вызвавших консервацию (ликвидацию) ПХГ;

- режим максимального отбора газа из объекта хранения;

- технологию консервации (ликвидации) скважин на ПХГ;

- план и порядок консервации (ликвидации) наземного обустройства ПХГ;

- обеспечение объектного мониторинга недр на период консервации (ликвидации);

- оценку материальных затрат на консервацию (ликвидацию);

- выводы и рекомендации.

В период консервации (ликвидации) ПХГ организация (разработчик) осуществляет авторский надзор в соответствии с обеспечением объектного мониторинга, разработанным на этот период.

Работы по консервации (ликвидации) скважин проводят в соответствии с утвержденными инструкциями.

При консервации (ликвидации) ПХГ должны выполняться все необходимые условия, обеспечивающие промышленную безопасность.

При консервации (ликвидации) ПХГ геологическую, маркшейдерскую и иную документацию пополняют на момент завершения работ и сдают на хранение в установленном порядке.

Консервацию (ликвидацию) ПХГ считают завершенной после подписания акта о консервации (ликвидации) соответствующими организациями и территориальными органами Госгортехнадзора России.

ЛЕКЦИЯ

Подземных хранилищ газа

Область применения

Обеспечение устанавливает требования, определяет разделы и их содержание и предназначено для осуществления объектного мониторинга недр при эксплуатации (консервации, ликвидации) ПХГ в рамках горного отвода. Объектный мониторинг недр является составной частью государственного мониторинга состояния недр (далее - ГМСН). Обеспечение является руководящим документом для составления обеспечения на каждом конкретном ПХГ, в котором исходя из реального состояния хранилища определяются необходимый перечень исследований, наблюдений и частота их проведения. Регламент предусматривает обязательный минимум работ, без которых невозможна безопасная эксплуатация хранилища.

Общие положения

Основной задачей объектного мониторинга является обеспечение технологически безопасной эксплуатации ПХГ.

Объектный мониторинг заключается в:

- получении, обработке и анализе данных состояния недр при эксплуатации ПХГ;

- оценке состояния недр и прогнозировании его изменения;

- своевременном выявлении и прогнозировании техногенных процессов в ПХГ;

- разработке, обеспечении реализации и анализе эффективности мероприятий по обеспечению безопасного недропользования;

- предотвращении и снижении негативного воздействия опасных геологических процессов;

- регулярном информировании органов государственной власти и пользователей недр об изменениях состояния недр.

Объекты мониторинга при эксплуатации ПХГ:

- объект хранения газа;

- контрольные горизонты;

- эксплуатационные, наблюдательные, контрольные, поглотительные, геофизические скважины.

Параметры, контролируемые при объектном мониторинге:

- общий объем газа;

- активный объем газа ( в том числе долгосрочный резерв);

- буферный объем газа;

- объем пластовой жидкости, добываемой при отборе газа;

- затраты газа на СТН;

- суточная производительность эксплуатационных скважин и хранилища в целом;

- газонасыщенный поровый объем хранилища;

- состав газа, точка росы;

- пластовое давление в объекте хранения (в газоносной и водоносной зоне);

- уровни и давления в контрольных горизонтах;

- давление и температура в технологической линии (забое скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопроводе подключения);

- межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;

- содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;

- газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов;

- газоводяной контакт.

Методы объектного мониторинга при эксплуатации ПХГ.

Для осуществления объектного мониторинга на ПХГ применяют гидрохимические, геофизические, промысловые и аналитические методы. При необходимости возможно применение дополнительных методов исследований.

Гидрохимическими методами проводят мониторинг за количественным и качественным изменением растворенного газа пластовых вод в контрольных горизонтах и объекте хранения. В результате проведенных исследований оценивают общее содержание растворенного газа, наличие метана и его гомологов, давление насыщения растворенного газа, минерализацию и химический состав пластовой воды. По результатам этих исследований оценивают миграцию газа в контрольные горизонты, по объекту хранения и в целом воздействие хранимого природного газа на недра в пределах горного отвода.

Геофизическими методами определяют газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов, пластовую температуру, осуществляют контроль за техническим состоянием скважин.

Промысловыми методами контролируют следующие параметры эксплуатации хранилища:

- давление в контрольных горизонтах и объекте хранения; давление, температуру в технологической линии (забое скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопровод подключения); суточную производительность эксплуатационных скважин; суточную производительность хранилища; объем закачки (отбора) газа; объем газа в хранилище;

- объем выносимой при отборе пластовой жидкости; объем затрат газа на СТН; поверхностные газопроявления на хранилище; состав газа, точку росы; межколонные газопроявления в скважинах.

Аналитическими методами на основе геологической и технологической модели эксплуатации контролируют:

- объем газа в хранилище;

- газонасыщенный поровый объем;

- максимальную производительность эксплуатационных скважин;

- давление и потери давления в технологической цепочке (пласт - забой скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопровод подключения);

- герметичность объекта хранения и пластовые потери газа; распространение газа в объекте хранения.

ЛЕКЦИЯ

На разработку месторождений

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные при государственной экспертизе и постановке извлекаемых запасов на баланс, подлежат дальнейшему уточнению в технологических схемах, проектах и дополнениях к ним.

Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

Проектные технологические документы по разрабатываемым месторождениям могут составляться на любой стадии разработки. Сроки их действия определяются при рассмотрении и согласовании.

Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

С даты согласования нового проектного технологического документа показатели разработки из ранее выполненных документов отменяются.

Общее содержание проектных технологических документов

- передовой отечественный и зарубежный опыт;

- современные достижения науки и техники;

- практику разработки месторождений;

- современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

На недостаточно изученных участках месторождений размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Эти скважины разбуриваются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.

Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации» на соответствующий период.

Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений шельфа, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.

Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

- дисконтированный поток денежной наличности,

- индекс доходности,

- внутреннюю норму возврата капитальных вложений,

- период окупаемости капитальных вложений,

- капитальные вложения на освоение месторождения,

- эксплуатационные затраты на добычу нефти,

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.

Выбор рекомендуемого для реализации варианта разработки проводится путем сопоставления технико-экономических показателей вариантов разработки.

В рекомендованном варианте разработки на месторождении могут быть выделены участки для проведения работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технологические показатели разработки таких участков рассчитываются на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.

Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже таблице.

Проектная годовая добыча нефти, млн.т.	Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, %
до 0,025	50,0
от 0,025 до 0,05	40,0
от 0,05 до 0,10	30,0
от 0,1 до 1,0	27,0
от 1,0 до 5,0	20,0
от 5,0 до 10,0	15,0
от 10,0 до 15,0	12,0
от 15,0 до 20,0	10,0
от 20,0 до 25,0	8,5
от 25,0 до 30,0	7,5

Отклонение уровней добычи для ППЭ и технологических схем ОПР не лимитируется.

В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).

Техническое задание

В технических заданиях рекомендуется указывать:

- цель составления проектного технологического документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- инфраструктура в районе работ;

- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования скважин;

- рекомендации по использованию нефтяного газа;

- сроки составления проектного документа.

- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- вид транспорта продукции – танкеры, трубопровод на берег;

ЛЕКЦИЯ

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

ГМ – геологическая модель

ГНК – газонефтяной контакт

ГРП – гидравлический разрыв пласта

ГТИ – геолого-технологические исследования скважин

ГФМ – геолого-фильтрационная модель

КИН – коэффициент извлечения нефти

МЗГС – многозабойная горизонтальная скважина

МЗС – многозабойная скважина

МРС – многоствольно-разветвленная скважина

МСС – многоствольная скважина

ЧД ( CF ) – чистый доход

ЧДД ( NPV ) – дисконтированный поток денежной наличности недропользователя (чистый дисконтированный доход)

ОПР – опытно-промышленные работы

ОФП – относительная фазовая проницаемость

ППД – поддержание пластового давления

ППЭ – проект пробной эксплуатации

ТО ЦКР Роснедра – территориальное отделение Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых

ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства

ФМ – фильтрационная модель

ЦКР Роснедра – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых

Приложение А. Список основных рисунков и графических приложений

1. Обзорная схема района работ

2. Сводный литолого-стратиграфический разрез

3. Структурно-тектоническая карта (схема) района

4. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов
(с нанесением всех пробуренных скважин)

5. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин

6. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей

7. Карты эффективных нефте- и газонасыщенных толщин

8. Сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов

9. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, газа, закачки агентов, обводненности

10. Карты текущего состояния разработки

11. Карты накопленных отборов и закачки

12. Карты изобар

13. Карты остаточных запасов нефти

14. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин

15. Схемы размещения скважин в рассмотренных вариантах

Приложение Б. Список основных таблиц

Таблица 1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин

Таблица 2. Результаты гидродинамических исследований скважин

Таблица 3. Свойства пластовой нефти

Таблица 4. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Таблица 6 – Свойства газа и конденсата

Таблица 7 – Компонентный состав газа и конденсата

Таблица 8 – Свойства и состав пластовых вод

Таблица 9 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Таблица 10 – Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта

Таблица 11 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)

Таблица 12 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)

Таблица 13 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Таблица 14 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата

Таблица 15 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей

Таблица 16 – Состояние запасов нефти на 1.01….г.

Таблица 17 – Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе

Таблица 18 – Обоснование изменения КИН

Таблица 19 – Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.

Таблица 20 – Состояние запасов конденсата на 1.01….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 скважин на 1.01….г.

Таблица 26 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01…. г.

Таблица 27 – Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки

Таблица 28 – Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам

Таблица 29 – Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению

Таблица 30 – Исходные данные для расчета экономических показателей

Таблица 31 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный

Таблица 32 – Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном балансе

Таблица 33 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения

Таблица 34 – Капитальные вложения, млн. руб.

Таблица 35 – Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.

Таблица 36 – Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн. руб.

Таблица 37 – Прибыль от реализации продукции, млн. руб.

Таблица 38 – Чистый доход недропользователя, млн. руб.

Таблица 39 – Чистый доход недропользователя (с учетом кредита), млн. руб.

Таблица 40 – Доход государства, млн. руб.

Таблица 41 – Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам, млн. руб.

Таблица 42 – Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ

Таблица 43 – Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ

Таблица 44 – Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)

Таблица 45 – Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин

МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(ЧАСТЬ I – нефтяные месторождения)

Литература:

М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.

Алфавит латинский

Aa – эй

Bb – би

Cc – си

Dd – ди

Ee – и

Ff – эф

Gg – джей

Hh – аш

Jj – и

Ii – йот

Kk – ка

Ll – эль

Mm – эм

Nn – эн

Oo – о

Pp – пэ

Qq – ку

Rr – эр

Ss – эс

Tt – те

Uu – у

Vv – вэ

Ww – дубльвэ

Xx – икс

Yy – игрик

Zz – зет

Алфавит греческий

Αα – альфа

Ββ – бета

Γγ – гамма

Δδ – дельта

Εε – эпсилон

Ζζ – дзэта

Ηη – эта

Θθ – тхэта

Ιι – йота

Κκ – каппа

Λλ – лямбда

Μμ – мю

Νν – ню

Ξξ – кси

Οο – омикрон

Ππ – пи

Ρρ – ро

Σςσ – сигма

Ττ – тау

Υυ – ипсилон

Φφ – фи

Χχ – хи

Ψψ – пси

Ωω – омега

ЛЕКЦИЯ

Виды проектных технологических документов

На разработку месторождений

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

- проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

- технологические схемы разработки и дополнения к ним,

- проекты разработки и дополнения к ним,

- технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в следующих случаях:

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

- необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

Общее содержание проектных технологических документов

- передовой отечественный и зарубежный опыт;

- современные достижения науки и техники;

- практику разработки месторождений;

- современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

- дисконтированный поток денежной наличности,

- индекс доходности,

- внутреннюю норму возврата капитальных вложений,

- период окупаемости капитальных вложений,

- капитальные вложения на освоение месторождения,

- эксплуатационные затраты на добычу нефти,

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Техническое задание

В технических заданиях рекомендуется указывать:

- цель составления проектного технологического документа;

- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;

- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;

- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

- инфраструктура в районе работ;

- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

- коэффициенты использования скважин;

- рекомендации по использованию нефтяного газа;

- сроки составления проектного документа.

- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;

- вид транспорта продукции – танкеры, трубопровод на берег;

ЛЕКЦИЯ

Дата: 2018-12-28, просмотров: 270.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒