Приложение В. Табличные приложения
Таблица 1 – Стандартные исследования керна из разведочных скважин
Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона | Пористость, (Кп), % | Проницаемость (Кпр), мкм2 | Водоудерживающая способность (Квс), % | Количество скважин по видам анализов | ||||||||||||||
Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Эффективная толщина (hэф) | Количество анализов, шт. | Значение | Кп | Кпр | Квс | |||||||
минимальное | максимальное | среднее | минимальное | максимальное | среднее | минимальное | максимальное | среднее | ||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 |
Таблица 2 – Результаты гидродинамических исследований скважин
Номер скважины | Дата исследо- вания | Интервал перфорации, м | Толщина пласта, м | Дебит нефти/газа | Обводненность, % | Рпл/Рзаб МПа | Коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м | Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м | Гидропроводность, мкм2 см мПа∙с | Проницаемость, ∙ 10-3 мкм2 | Вид исследования | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | ||
Пласт 1 | |||||||||||||
Средние значения | |||||||||||||
Пласт 2 | |||||||||||||
Средние значения |
Таблица 3 – Свойства пластовой нефти ____ пласта____ месторождения
Наименование параметра | Численные значения
| |||
диапазон значений | принятые значения | |||
1 | 2 | 3 | ||
Пластовое давление, МПа | ||||
Пластовая температура, °С | ||||
Давление насыщения, МПа | ||||
Газосодержание, м3 /т | ||||
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= МПа; t1=...°С Р2= МПа; t2=...°С Р3= МПа; t3=...°С Р4= МПа; t4=...°С | ||||
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | ||||
Вязкость в условиях пласта, мПа с | ||||
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 | ||||
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||||
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
Таблица 4 – Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
_________ месторождения ________ отложения, залежь _______ (горизонт, пласт)
(средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)
Наименование параметра
| Кол-во исследованных | Диапазон значений | Среднее значение | |||
скважин | проб | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
Плотность при 200С, кг/м3 |
|
|
|
| ||
Вязкость, мПа.с |
|
|
|
| ||
при 20ОС |
|
|
|
| ||
при 50ОС |
|
|
|
| ||
Молярная масса, г/ моль |
|
|
|
| ||
Температура застывания, °С |
|
|
|
| ||
Массовое содержание, % |
|
|
|
| ||
серы |
|
|
|
| ||
смол силикагелевых |
|
|
|
| ||
асфальтенов |
|
|
|
| ||
парафинов |
|
|
|
| ||
воды |
|
|
|
| ||
механических примесей |
|
|
|
| ||
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
| ||
ванадий |
|
|
|
| ||
никель |
|
|
|
| ||
Температура плавления парафина, °С |
|
|
|
| ||
Температура начала кипения, °С |
|
|
|
| ||
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), % |
|
|
|
| ||
до 100°С |
|
|
|
| ||
до 150°С |
|
|
|
| ||
до 200°С |
|
|
|
| ||
до 250°С |
|
|
|
| ||
до 300°С |
|
|
|
| ||
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ …………...) |
|
|
|
|
Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра
| Пласт (горизонт) | ||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
| пластовая нефть
| |||
выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
Молярная концентрация компонентов, % | |||||
- сероводород | |||||
- двуокись углерода | |||||
- азот+редкие | |||||
в т.ч. гелий | |||||
- метан | |||||
- этан | |||||
- пропан | |||||
- изобутан | |||||
- норм, бутан | |||||
- изопентан | |||||
- норм. пентан | |||||
- гексаны | |||||
- гептаны | |||||
- октаны | |||||
- остаток С9+ | |||||
Молекулярная масса | |||||
Плотность | |||||
- газа, кг/м3 | |||||
- газа относительная | |||||
(по воздуху), доли ед. | |||||
- нефти, кг/м3 |
Таблица 6 – Свойства газа и конденсата_____ пласта _______ месторождения
Наименование параметра | Численные значения (средние) |
1 | 2 |
1. Газ газовой шапки |
|
Давление пластовое, МПа |
|
Температура пластовая, °К |
|
Давление начала конденсации, МПа |
|
Давление максимальной конденсации, МПа |
|
Давление псевдокритическое, МПа |
|
Давление приведенное |
|
Температура псевдокритическая, °К |
|
Температура приведенная |
|
Коэффициент сверхсжимаемости (z) |
|
Объемный коэффициент |
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа.с |
|
Теплоемкость, Дж/0С |
|
Коэффициент Джоуля-Томсона, °С/атм |
|
Содержание конденсата, г/м3 |
|
сырого (нестабильного), КГФ |
|
стабильного (дебутанизированного) |
|
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат |
|
Плотность (станд. условия), кг/м3 |
|
Вязкость (станд. условия), мПа.с |
|
Молекулярная масса, г/моль |
|
Температура выкипания 90% объемного конденсата, °С |
|
Таблица 7 – Компонентный состав газа и конденсата ____пласта__ месторождения
Наименование параметра | Газ | Конденсат | Состав пластового газа | |||
сепарации | дегазации | дебутаниза-ции | дебутанизиро- ванный (стабильный) | сырой | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Молярная концентрация, %: | ||||||
- сероводород | ||||||
- двуокись углерода | ||||||
- азот + редкие, | ||||||
в том числе гелий | ||||||
- метан | ||||||
- этан | ||||||
- пропан | ||||||
-изобутан | ||||||
- норм.бутан | ||||||
-изопентан | ||||||
- норм, пентан | ||||||
- гексаны | ||||||
- гептаны | ||||||
- октаны | ||||||
- остаток С9+ | ||||||
Молекулярная масса, г/моль | ||||||
Давление (Р), МПа | ||||||
Температура (t), oС | ||||||
Плотность, кг/м3, - в станд. условиях (0.1МПа, 20oС) - в рабочих условиях (при Р, t) | ||||||
Выход на 1000 кг пластового газа, кг |
Таблица 8 – Свойства и состав пластовых вод
пласта _____________ месторождения ____________________
(по результатам анализа вод _________ водоносного комплекса)
Наименование параметра | Пласт (горизонт)….. | |
Диапазон изменения | Средние значения | |
1 | 2 | 3 |
Газосодержание, м3/м3 |
|
|
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
|
|
- в условиях пласта |
|
|
Вязкость в условиях пласта, мПа.с |
|
|
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4 |
|
|
Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л) |
|
|
Na+ + K+ |
|
|
Ca+2 |
|
|
Mg+2 |
|
|
Cl - |
|
|
HCO3- |
|
|
CO3-2 |
|
|
SO4-2 |
|
|
NH4 + |
|
|
Br - |
|
|
J - |
|
|
В +3 |
|
|
Li + |
|
|
Sr +2 |
|
|
Rb + |
|
|
Cs + |
|
|
Общая минерализация, г/л |
|
|
Водородный показатель, рН |
|
|
Жесткость общая,(мг-экв/л) |
|
|
Химический тип воды, преимущественный ( по В.А.Сулину) |
| |
Количество исследованных проб (скважин) |
|
|
Таблица 9 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Параметры | Объекты разработки | |||
1 | 2 | … | n | |
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м | ||||
Тип залежи | ||||
Тип коллектора | ||||
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | ||||
Средняя общая толщина, м | ||||
Средняя газонасыщенная толщина, м | ||||
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | ||||
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м | ||||
Коэффициент пористости, доли ед. | ||||
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | ||||
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | ||||
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. | ||||
Проницаемость, 10-3 мкм2 | ||||
Коэффициент песчанистости, доли ед. | ||||
Расчлененность | ||||
Начальная пластовая температура, оС | ||||
Начальное пластовое давление, МПа | ||||
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с | ||||
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | ||||
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | ||||
Абсолютная отметка ГНК, м | ||||
Абсолютная отметка ВНК, м | ||||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | ||||
Содержание серы в нефти, % | ||||
Содержание парафина в нефти, % | ||||
Давление насыщения нефти газом, МПа | ||||
Газовый фактор, м3/т | ||||
Содержание сероводорода, % | ||||
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3 | ||||
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | ||||
Сжимаемость, 1/МПа × 10-4 | ||||
нефти | ||||
воды | ||||
породы | ||||
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
Таблица 10 – Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта
Параметр | Показатели | Зоны пласта | Пласт в целом | |||
ЧНЗ | ВНЗ | ГНЗ | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
Общая толщина, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
до | ||||||
Эффективная нефтенасыщенная толщина, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
до | ||||||
Эффективная газонасыщенная толщина, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
до | ||||||
Эффективная водонасыщенная толщина, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
до | ||||||
Коэффициент песчанистости, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
до | ||||||
Коэффициент расчлененности, | Среднее значение | |||||
Коэффициент вариации, доли ед. | ||||||
Интервал изменения | от | |||||
До |
Таблица 11 – Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)
Наименование | Проницаемость, мкм2 | Содержание связанной | Коэффициент начальной нефтена- | Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.) | Коэффициент остаточной нефтенасыщен-ности при вытеснении нефти рабочим агентом, | Коэффициент | Значения относительных проницаемостей, доли ед. | |
для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасы- щенности | для нефти при коэффициенте начальной водонасы-щенности | |||||||
2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт. | ||||||||
Среднее значение | ||||||||
Интервал изменения |
Таблица 12 – Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)
Наименование | Проницаемость, мкм2 | Содержание связанной
| Коэффициент начальной
| Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть) | Коэффициент остаточной газонасыщен- | Коэффициент вытеснения, доли ед.
| Значения относительных проницаемостей, доли ед. | |
для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасышен-ности | для газа при коэффициенте начальной водонасышен-ности (нефте-насыщенности) | |||||||
2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт. | ||||||||
Среднее значение значение. | ||||||||
Интервал изменения |
Таблица 13 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
Пласт | Зона | Категория запасов | Площадь нефтенос- ности, тыс.м2 | Средняя эффективная нефтенасы- щенная толщина, м | Объем нефтенасы- щенных пород, тыс.м3 | Коэффи- циент порис- тости, доли ед. | Коэффи- циент нефтена- сыщен-ности, доли ед. | Перес-четный коэффи- циент, доли ед. | Плот- ность нефти, г/см3 | Начальные геологичес-кие запасы нефти, тыс. т | Газовый фактор, м3/т | Начальные геологические запасы растворенного газа, млн. м3 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
Таблица 14 – Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата
Пласт | Зона | Категория запасов | Площадь газонос- ности, тыс.м2 | Средняя эффективная газонасыщен-ная толщина, м | Объем газонасы-щенных пород, тыс. м3 | Коэффи- циент порис- тости, д.ед. | Коэффи- циент газона- сыщен-ности, д. ед. | Началь- ное пластовое давление, МПа | Пластовое давление на дату подсчета, МПа | Поправка на темпера-туру | Поправка на откло- нение от закона Бойля- Мариотта | Начальные геологические запасы свободного газа (газоконденсата), млн. м3 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
Таблица 15 – Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей
Наименование параметров | Горные породы | Пластовые жидкости | ||
коллекторы | вмещающие | нефть | вода | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Число исследованных образцов Средняя плотность, кг/м3 Коэффициент температуропроводности, м2/час Коэффициент теплопроводности, ккал/м·час·град Удельная теплоемкость, ккал/кг·град |
Таблица 16 – Состояние запасов нефти на 1.01….г.
Объекты, месторождение в целом | Начальные запасы нефти, тыс. т | Текущие запасы нефти, тыс. т | |||||||||||||
утвержденные ГКЗ Роснедра | На государственном балансе | ||||||||||||||
геологические | извлекаемые | КИН С1 /С2 , доли ед. | геологические | извлекаемые | КИН С1 /С2,, доли ед. | геологические | извлекаемые | Текущий доли ед. | |||||||
А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 17 – Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе
Объекты, | Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном балансе, | Принятые ЦКР Роснедра | Изменение НИЗ, тыс. т | Текущие запасы нефти, тыс. т | ||||||||
КИН | Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), | Геологические | Извлекаемые | КИН | ||||||||
А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | А+В+С1 | С2 | ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 18 – Обоснование изменения КИН
Месторождение, залежь, пласт | На государственном балансе | ПСС | Предлагаемые проектным документом | Увеличение КИН | Причины изменения КИН | |||||
КИН | К выт. | К охв. | КИН | К выт. | К охв. | ПСС | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 19 – Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.
Объект | Утвержденные ГКЗ Роснедра | На государственном балансе | ||||
Начальные геологические запасы, | Начальные геологические запасы, | Текущие геологические запасы, | ||||
АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | |
Свободный газ | ||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению |
|
|
|
|
|
|
Газ газовых шапок | ||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего по месторождению |
|
|
|
|
|
|
Таблица 20 – Состояние запасов конденсата на 1.01….г.
Объект | Утвержденные ГКЗ Роснедра | На государственном балансе | ||||||||||||||
Начальные геологические запасы, | Начальные извлекаемые запасы, | КИК, | Начальные геологические запасы, | Начальные извлекаемые запасы, | КИК, | Текущие извлекаемые запасы, | Текущий КИК, | |||||||||
АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | АВС1 | С2 | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
Всего по месторождению |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||
Всего по месторождению |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 21 – Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационной модели
Идентификация модели:
Объект разработки:
Залежь:
Параметр | Значения |
По модели в целом | |
Размеры по осям, км | |
X | |
У | |
Z | |
Размерность по осям | |
X | |
У | |
Z | |
Итого | |
Адаптируемые параметры по ячейкам модели | Количество |
Пористость | |
Проницаемость | |
Поровый объем | |
Песчанистость | |
Нефтенасыщенность начальная | |
Нефтенасыщенность остаточная | |
Газонасыщенность | |
Водонасыщенность критическая/защемленная | |
Анизотропия вертикальная | |
Проводимость по осям X,Y,Z | |
Районы ОФП | |
Итого | |
Адаптируемые параметры по скважинам | Количество |
Перфорация | |
Проницаемость призабойных зон поинтервальная статичная | |
Проницаемость призабойных зон поинтервальная динамическая | |
Координаты пластопересечений | |
Предельные забойные давления | |
Дополнительные параметры | |
Итого | |
История разработки/база данных | Количество |
Дебиты нефти | |
Дебита жидкости | |
Дебит газа | |
Закачка воды/приемистость | |
Закачка газа/химреагентов | |
Частота замеров | месяц/квартал/год |
Длительность истории разработки, лет | |
Инструментальные замеры пластового давления | |
Инструментальные замеры забойного давления | |
Итого | |
Данные исследований скважин по: | Количество |
PVT свойствам добываемых флюидов | |
насыщенностям флюидов | |
концентрациям химреагентов | |
Итого |
Таблица 22 – Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Начальные геологические запасы | |||
Нефти, тыс. т | Газа газовых шапок, млн. м3 | Свободного газа, млн. м3 | |
На государственном балансе | |||
ГМ | |||
ФМ | |||
Отклонение (ФМ от ГМ), % | |||
Отклонение (ФМ от баланса), % |
Таблица 23 – Сравнение параметров макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
Параметр | Значения | ||
РИГИС | ГМ | ФМ | |
Коэффициент расчленения (К расч.), | |||
Коэффициент песчанистости (К песч.), | |||
Объем коллектора, | |||
Объем неколлектора, |
Таблица 24 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Пласт_______________месторождение__________________
№ | Показатели | t*-5 | t*-4 | t*-3 | t*-2 | t*-1 | |||||
Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
1 | Добыча нефти всего, тыс. т | ||||||||||
2 | В том числе: из переходящих скважин, тыс. т | ||||||||||
3 | из новых скважин, тыс. т | ||||||||||
4 | Ввод новых добывающих скважин всего, шт. | ||||||||||
5 | В том числе: из эксплуатационного бурения, шт. | ||||||||||
6 | из разведочного бурения, шт. | ||||||||||
7 | переводом с других объектов, шт. | ||||||||||
8 | Ввод боковых стволов, шт. | ||||||||||
9 | Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут. | ||||||||||
10 | Среднее число дней работы новой скважины, дни | ||||||||||
11 | Средняя глубина новой скважины, м | ||||||||||
12 | Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м | ||||||||||
13 | В том числе: добывающих скважин, тыс. м | ||||||||||
14 | вспомогательных и специальных скважин, тыс. м | ||||||||||
15 | Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году, дни | ||||||||||
16 | Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году, тыс. т | ||||||||||
17 | Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс. т | ||||||||||
18 | Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс. т | ||||||||||
19 | Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс. т | ||||||||||
20 | Изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс. т | ||||||||||
21 | Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин, % | ||||||||||
22 | Мощность новых скважин, тыс. т | ||||||||||
23 | Выбытие добывающих скважин всего, шт. | ||||||||||
24 | В том числе под закачку, шт. | ||||||||||
25 | Фонд добывающих скважин на конец года шт. | ||||||||||
26 | В том числе нагнетательных в отработке, шт. | ||||||||||
27 | Действующий фонд добывающих скважин на конец года, шт. | ||||||||||
28 | Перевод скважин на механизированную добычу, шт. | ||||||||||
29 | Фонд механизированных скважин, шт. | ||||||||||
30 | Ввод нагнетательных скважин, шт. | ||||||||||
31 | Выбытие нагнетательных скважин, шт. |
продолжение таблицы 24
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
32 | Фонд нагнетательных скважин на конец года шт. | ||||||||||
33 | Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт. | ||||||||||
34 | Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут | ||||||||||
35 | Средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут | ||||||||||
36 | Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут | ||||||||||
37 | Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут | ||||||||||
38 | Средний дебит переходящих скважин по нефти по нефти, т/сут | ||||||||||
39 | Средняя приемистость нагнетательных скважин по воде, м3/сут | ||||||||||
40 | Средняя приемистость нагнетательных скважин по газу, тыс. м3/сут | ||||||||||
41 | Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, % | ||||||||||
42 | Средняя обводненность продукции переходящих скважин, % | ||||||||||
43 | Средняя обводненность продукции новых скважин, % | ||||||||||
44 | Добыча жидкости всего, тыс.т | ||||||||||
45 | В том числе: из переходящих скважин, тыс. т | ||||||||||
46 | из новых скважин, тыс. т | ||||||||||
47 | Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | ||||||||||
48 | Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | ||||||||||
49 | Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | ||||||||||
50 | Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||||||||
51 | Темп отбора нефти от начальных утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||||||||
52 | Темп отбора нефти от текущих утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||||||||
53 | Закачка воды, тыс. м3 | ||||||||||
54 | Закачка газа, млн. м3 | ||||||||||
55 | Закачка воды с начала разработки, тыс. м3 | ||||||||||
56 | Закачка газа с начала разработки, млн. м3 | ||||||||||
57 | Компенсация отбора: текущая, % | ||||||||||
58 | с начала разработки, % |
Таблица 25 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01….г.
№ п/п | Категория фонда | Объект 1 | … | Объект N | Месторождение |
1 | Утвержденный проектный фонд, всего |
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
| |
- добывающие |
|
|
|
| |
- нагнетательные |
|
|
|
| |
- газовые |
|
|
|
| |
- контрольные |
|
|
|
| |
- водозаборные |
|
|
|
| |
2 | Фонд скважин на 1.01…. г., всего |
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
| |
- добывающие |
|
|
|
| |
- нагнетательные |
|
|
|
| |
- газовые |
|
|
|
| |
- контрольные |
|
|
|
| |
- водозаборные |
|
|
|
| |
3 | Фонд скважин для бурения |
|
|
|
|
На 1.01…..г., всего |
|
|
|
| |
в том числе: |
|
|
|
| |
- добывающие |
|
|
|
| |
- нагнетательные |
|
|
|
| |
- газовые |
|
|
|
| |
- контрольные |
|
|
|
| |
- водозаборные |
|
|
|
|
Таблица 26 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01…. г.
Наименование | Характеристика фонда скважин | Количество скважин | |
Фонд добывающих скважин | Пробурено |
| |
Возвращено с других горизонтов |
| ||
Всего |
| ||
В том числе: |
| ||
Действующие |
| ||
из них: фонтанные |
| ||
ЭЦН |
| ||
ШГН |
| ||
газлифт: |
| ||
– бескомпрессорный |
| ||
– внутрискважинный |
| ||
Бездействующие |
| ||
В освоении после бурения |
| ||
В консервации |
| ||
Наблюдательные |
| ||
Переведены под закачку |
| ||
Переведены на другие горизонты |
| ||
В ожидании ликвидации |
| ||
Ликвидированные |
| ||
Фонд нагнетательных скважин | Пробурено |
| |
Возвращено с других горизонтов |
| ||
Переведены из добывающих |
| ||
Всего |
| ||
В том числе: |
| ||
Под закачкой |
| ||
Бездействующие |
| ||
В освоении |
| ||
В консервации |
| ||
В отработке на нефть |
| ||
Переведены на другие горизонты |
| ||
В ожидании ликвидации |
| ||
Ликвидированные |
| ||
Пробурено |
| ||
Фонд газовых скважин | Возвращено с других горизонтов |
| |
Всего |
| ||
В том числе: |
| ||
Действующие |
| ||
Бездействующие |
| ||
В освоении после бурения |
| ||
В консервации |
| ||
Наблюдательные |
| ||
Переведены на другие горизонты |
| ||
В ожидании ликвидации |
| ||
Ликвидированные |
| ||
|
|
Примечание. При необходимости дополнительно приводится фонд водозаборных и поглощающих скважин.
Таблица 27 – Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки
Характеристики | Объекты | |||
1 | 2 | … | n | |
Режим разработки | ||||
Система размещения скважин | ||||
Расстояние между скважинами, м | ||||
Плотность сетки, га/скв. | ||||
Коэффициент охвата вытеснением, доли ед. | ||||
Соотношение скважин, доб./нагн. | ||||
Забойное давление скважин, МПа | ||||
фонтанных, | ||||
механизированных, | ||||
нагнетательных | ||||
Коэффициент использования скважин, доли ед. | ||||
фонтанных, | ||||
механизированных, | ||||
нагнетательных | ||||
Предельная обводненность при отключении добывающих скважин, % | ||||
Продолжительность работы скважин, лет |
Таблица 28 – Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам
Месторождение: Площадь:
Объект разработки: Вариант:
Годы и периоды | Добыча, тыс. т | Весовая обводненность, % | Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | Закачка воды, тыс. м3 | ||||||
нефти | воды | жидкости | ||||||||
текущая | накопленная | текущая | накопленная | текущая | накопленная | текущая | накопленная | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
продолжение таблицы 28
Фонд скважин | Дебит, т/сут | Приемистость | Давление, МПа | |||||||||||
Общий | Действующий | В зоне отбора | В зоне закачки | Среднее пластовое | ||||||||||
всего | добываю-щих | нагнетатель-ных | всего | добываю-щих | нагнетатель-ных | нефти | жидкос-ти | по воде, м3/сут | по газу, тыс. м3/сут | пласто-вое | забой-ное | пласто-вое | забой-ное | |
12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 |
Таблица 29 – Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению
Годы и периоды | Добыча, тыс. т | Весо-вая обвод-нен-ность, % | Коэф-фициент нефте-извле-чения, доли ед. | Закачка воды, тыс. м3 | Фонд скважин на конец периода | Дебит, т/сут | Прие-мис-тость по воде, м3/сут | |||||||||
нефти | воды | жидкости | ||||||||||||||
теку-щая | накоп-лен-ная | теку-щая | накоп-лен-ная | теку-щая | накоп-лен-ная | теку-щая | накоп-лен-ная | всего | добыва-ющих | нагне-татель-ных | нефти | жид-кости | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 30 – Исходные данные для расчета экономических показателей
№ п/п | Показатели | Значения |
1. | Цена реализации: | |
на нефть на внутреннем рынке, руб./т | ||
на нефть на внешнем рынке, руб./т | ||
на попутный газ, руб./тыс.м3 | ||
на природный газ, руб./тыс.м3 | ||
на конденсат, руб./т | ||
другие показатели, в т.ч. цена продукции нефтегазопереработки, используемые при оценке экономической эффективности проекта | ||
2. | Налоги и платежи: | |
НДС, % | ||
Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т, руб./тыс. м3, % | ||
На имущество, % | ||
На прибыль, % | ||
Единый социальный налог, % | ||
Тариф на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний, % | ||
Налог на нужды общеобразовательных учреждений, % | ||
Ресурсные платежи, руб. | ||
Транспортные расходы – внешний рынок, долл./т | ||
Экспортная таможенная пошлина, руб./т, % | ||
Прочие налоги, используемые при оценке экономической эффективности проекта, | ||
3. | Капитальные вложения: | |
3.1 | Эксплуатационное бурение скважин, млн. руб.: | |
- бурение добывающей скважины вертикальной, | ||
наклонно-направленной | ||
горизонтальной | ||
зарезка бокового ствола | ||
- бурение нагнетательной скважины вертикальной, млн.руб. | ||
наклонно-направленной | ||
горизонтальной | ||
зарезка бокового ствола | ||
- бурение газовой скважины, млн.руб. | ||
- оборудование для нефтедобычи, млн. руб./скв. | ||
- оборудование для закачки, млн. руб./скв. | ||
3.2 | Промысловое обустройство: | |
- сбор и транспорт нефти, млн. руб./скв. доб. | ||
- комплексная автоматизация, млн. руб./скв. | ||
- электроснабжение и связь, млн. руб./скв. доб. | ||
- промводоснабжение, млн. руб./скв. | ||
- базы производственного обслуживания, млн. руб./скв. | ||
- автодорожное строительство, млн. руб./скв. | ||
- заводнение нефтяных пластов, млн. руб./скв. нагн. | ||
- технологическая подготовка нефти, тыс. руб./т | ||
- оборудование и установки для методов увеличения нефтеотдачи пласта, млн. руб./шт. | ||
- специальные трубопроводы для закачки рабочего агента в пласт, млн. руб./км | ||
- очистные сооружения, тыс. руб./м3 сут. ввод. мощн. | ||
- установка предварительной подготовки газа (УППГ), млн. руб./устан. | ||
- установка комплексной подготовки газа (УКПГ), млн. руб./устан. | ||
- газосборные коллекторы, тыс.руб./км. | ||
- установка стабилизации конденсата (УСК), млн. руб./устан. | ||
- установка сероочистки (УСО), млн. руб./устан. | ||
- природоохранные мероприятия, % | ||
- прочие (непредвиденные затраты), % |
продолжение таблицы 30
4. | Эксплуатационные затраты (по статьям калькуляции): | |
Обслуживание добывающих скважин (с общепромысловыми затратами), млн. руб./скв.-год | ||
Обслуживание нагнетательных скважин (с общепромысловыми затратами) млн. руб./скв.-год | ||
Сбор и транспорт нефти и газа, руб./т жидкости | ||
Ликвидационные затраты, млн. руб. | ||
5. | Дополнительные данные: | |
Норма амортизации, % | ||
Норматив приведения разновременных затрат, % | ||
Курс доллара США, руб./$ | ||
Другие дополнительные данные, используемые при оценке экономической эффективности проекта |
Таблица 31 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный (сумма оптимальных вариантов по объектам)
Показатели | Варианты | ||
1 | … | n | |
1. Система разработки | |||
Вид воздействия | |||
Плотность сетки скважин | |||
Проектный уровень добычи: нефти, тыс.т. | |||
газа, млн.м3 | |||
жидкости, тыс.т. | |||
Проектный уровень закачки воды, тыс. м3 | |||
Проектный срок разработки, годы | |||
Накопленная добыча нефти за проектный период, тыс. т | |||
Накопленная добыча нефти с начала разработки, тыс. т | |||
Коэффициент извлечения нефти, доли ед. | |||
Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт. | |||
В том числе: добывающих | |||
нагнетательных | |||
иных (водозаборных, наблюдательных, газовых, бездействующих, ликвидированных по геологическим причинам) | |||
Средняя обводненность продукции (весовая), % к концу разработки | |||
Фонд скважин для бурения, всего, шт. | |||
В том числе: добывающих | |||
нагнетательных | |||
иных (водозаборных, наблюдательных, газовых) | |||
2. Экономические показатели эффективности вариантов разработки (при различной величине дисконта) | |||
Норма дисконта, % | |||
Чистый дисконтированный доход (NPV), млн. руб. | |||
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % | |||
Индекс доходности затрат, доли ед. | |||
Индекс доходности инвестиций, доли ед. | |||
Срок окупаемости, лет | |||
3. Оценочные показатели (при различной величине дисконта) | |||
Капитальные затраты на освоение месторождения, млн. руб. | |||
В том числе на бурение скважин, млн. руб. | |||
Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн. руб. | |||
Доход государства, млн. руб. |
Таблица 32 – Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном балансе
Варианты | Квыт, | Кохв, | КИН, | Запасы нефти, тыс. т | |
геологические | извлекаемые | ||||
Рекомендуемый | |||||
Государственный баланс |
Таблица 33 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения
Виды ГТМ | Годы разработки | Итого за прогнозный период | Всего | Прирост КИН, доли ед. | ||||
Период до составления проекта | Прогнозный период по проекту | |||||||
факт | 1-й год прогноза | далее с шагом год до 5 года | 5-й год прогноза | далее с шагом 5 лет на весь срок разраб. | ||||
1. ГРП | ||||||||
а) количество проведенных (прогноз.) операций | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
2. Горизонтальные скважины | ||||||||
а) кол-во пробуренных скв. | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
3. Зарезка вторых стволов | ||||||||
а) кол-во пробуренных скв. | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
4. Физико-химические методы ОПЗ | ||||||||
а) количество проведенных (прогноз.) операций | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
5. Нестационарное заводнение | ||||||||
доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
6. Потокоотклоняющие технологии | ||||||||
а) количество проведенных (прогноз.) операций | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
7. Прочие методы, в том числе | ||||||||
7.1. напр. перфорационные методы | ||||||||
а) количество проведенных (прогноз.) операций | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
7.2. напр. переводы на другой объект | ||||||||
а) количество проведенных (прогноз.) операций | ||||||||
б) доп. добыча нефти, тыс. т | ||||||||
7.3…. | ||||||||
Итого по п. 7 | ||||||||
Всего дополнительно добыто нефти, тыс. т |
Примечания – 1) Приведенный перечень является примерным. 2) Указываются только методы, включенные в работу.
Таблица 34 – Капитальные вложения, млн. руб.
Годы и пери-оды | Бурение скважин | Оборудо-вание, не входящее в сметы строек | Промысловое строительство | Капитальные вложения | |||||||||||||
всего | в том числе | Сбор, транс-порт и подго-товка нефти и газа | Телеме-ханика и связь | Заводне-ние и промво-доснаб-жение | Методы повыше-ния нефте-извле-чения | Электро-снабже-ние | Базы произ-водст-венного обслужи-вания | Авто-дорожное строи-тельство | Очист-ные соору-жения | Прочие направле-ния | Всего | годовые | накоп-ленные | ||||
добыва-ющих | нагне-татель-ных | всего | в т.ч. природо-охранные мероприя-тия | ||||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
Таблица 35 – Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.
Годы и периоды | Текущие затраты | |||||||||||
Обслуживание скважин | Энергия по извле-чению нефти | Искусствен-ное воздей-ствие на пласт | Сбор и транс-порт нефти и газа | Технологичес-кая подготовка нефти | Прочие производствен-ные расходы | Методы воздействия на пласт | Всего | |||||
Заработная плата, основная и дополнитель-ная ППП | Содержание и эксплуа- тация оборудо-вания | Капиталь-ный ремонт нефтяных скважин | Цеховые расходы | Обще-произ-водствен-ные расходы | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
продолжение таблицы 35
Транспортные расходы при экспортной реализации | Амортизация основных фондов | Налоги, включаемые в себестоимость | Эксплуатационные затраты, всего | ||||
Всего | в том числе | годовые | накопленные | ||||
ЕСН и взносы на соцстрахование | Налог на добычу полезных ископаемых | Прочие налоги | |||||
14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 |
Таблица 36 – Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн. руб.
Годы и пери-оды | Текущие затраты | Транс-портные расходы при экспорт-ной реалии-зации | Аморти-зация основ-ных фондов | Налоги, включаемые в себестоимость | Эксплуатационные затраты, всего | |||||||||||
Вспомога-тельные матери-алы | Топливо | Энерге-тические затраты | Заработная плата, основная и дополни-тельная | Капиталь-ный ремонт | Методы воздей-ствия на пласт | Прочие затраты | Всего | |||||||||
ЕСН и взносы на соцстра-хование | Налог на добычу полезных ископаемых | Прочие налоги | годовые | накоплен-ные | ||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | |
Таблица 37 – Прибыль от реализации продукции, млн. руб.
Годы и периоды | Добыча | Выручка от реализации | Налог на добавлен-ную стоимость | Вывозная таможен-ная пошлина | Эксплуата-ционные затраты с учетом амортиза-ции | Налог на имущест-во органи-зации | Внереали-зационные расходы | Прибыль всего | Налог на прибыль | Чистая прибыль | Дисконтированная чистая прибыль | |||||
нефти, тыс.т. | газа, млн. мЗ | всего | в том числе | годо-вая | накоп-ленная | годо-вая | накоп-ленная | |||||||||
нефти | газа | |||||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |
Таблица 38 – Чистый доход недропользователя, млн. руб.
Годы и периоды | Выручка от реализации продукции | Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления | Внереализа-ционные расходы | Чистый результат | Амортиза-ционные отчисления | Поступле-ние финансов | Капиталь-ные вложения | Чистый доход (СF) | Чистый дисконтированный доход (NPV) | ||
годовой | накопленный | годовой | накопленный | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
Таблица 39 – Чистый доход недропользователя (с учетом кредита), млн. руб.
Годы и пери-оды | Выручка от реализации продукции | Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления | Внереа-лизацион-ные расходы | Чистый результат | Амортиза-ционные отчисления | Поступле-ние кредита | Поступле-ние финансов | Капиталь-ные вложения | Выплата кредита | Чистый доход (СF) | Чистый дисконтированный доход (NР\/) | ||
годовой | накоплен-ный | годовой | накоплен-ный | ||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
Таблица 40 – Доход государства, млн. руб.
Годы и периоды | Налог на добавленную стоимость | Вывозная таможенная пошлина | Налог на имущество организации | Налоги и платежи, включаемые в себестоимость | Налог на прибыль | Доход государства | Дисконтированный доход государства | ||
Годовой | Накопленный | Годовой | Накопленный | ||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
Таблица 41 – Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам, млн. руб.
Годы и периоды | Федеральный бюджет | Бюджеты субъектов РФ и местные бюджеты | ЕСН и взносы на страхование во внебюджет-ные фонды | Всего по всем бюджетам | |||||||||
Налог на добав-ленную стоимость | Налог на добычу полезных ископаемых | Налог на прибыль | Вывозная таможен-ная пошлина | Всего | Налог на добавленную стоимость | Налог на добычу полезных ископа-емых | Налог на прибыль | Налог на имущество | Прочие налоги и платежи | Всего | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
Таблица 42 – Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
Вариант
Объект (месторождение), категория запасов
№№ пп. | Показатели | Годы | |||
1 | 2 | … | n | ||
1 | Добыча нефти всего, тыс. т | ||||
2 | в том числе из переходящих скважин | ||||
3 | новых скважин | ||||
4 | механизированных скважин | ||||
5 | Ввод новых добывающих скважин, всего, шт. | ||||
6 | в том числе из эксплуатационного бурения | ||||
7 | из разведочного бурения | ||||
8 | переводом с других объектов | ||||
9 | Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут | ||||
10 | Среднее число дней работы новой скважины, дни | ||||
11 | Средняя глубина новой скважины, м | ||||
12 | Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м | ||||
13 | в том числе - добывающие скважины | ||||
14 | - вспомогательные и специальные скважины | ||||
15 | Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году, скв.дни | ||||
16 | Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году, тыс.т | ||||
17 | Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс.т | ||||
18 | Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т | ||||
19 | Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т |
|
|
| |
20 | Изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс.т | ||||
21 | Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин, % | ||||
22 | Мощность новых скважин, тыс.т | ||||
23 | Выбытие добывающих скважин, шт | ||||
24 | в том числе под закачку | ||||
25 | Фонд добывающих скважин на конец года, шт | ||||
26 | в том числе нагнетательных в отработке | ||||
27 | Действующий фонд добыв.скважин на конец года, шт | ||||
28 | Перевод скважин на механизированную добычу, шт | ||||
29 | Фонд механизированных скважин, шт | ||||
30 | Ввод нагнетательных скважин, шт | ||||
31 | Выбытие нагнетательных скважин, шт | ||||
32 | Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт | ||||
33 | Действующий фонд нагнет.скважин на конец года, шт | ||||
34 | Фонд введенных резервных скважин на конец года, шт | ||||
35 | Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут | ||||
36 | Средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут | ||||
37 | Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут | ||||
38 | Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, % | ||||
39 | Средняя обводненность продукции переходящих скважин, % | ||||
40 | Средняя обводненность продукции новых скважин, % | ||||
41 | Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут | ||||
42 | Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут |
продолжение таблицы 42
43 | Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут | ||||
44 | Добыча жидкости, всего, тыс.т | ||||
45 | в том числе из переходящих скважин, тыс.т | ||||
46 | из новых скважин, тыс.т | ||||
47 | механизированным способом, тыс.т | ||||
48 | Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т | ||||
49 | Добыча нефти с начала разработки, тыс.т | ||||
50 | Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. | ||||
51 | Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||
52 | Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||
53 | Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов, % | ||||
54 | Закачка рабочего агента, тыс. м3 (млн. н. м3)/год | ||||
55 | Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3 (млн. н. м3) | ||||
56 | Компенсация отбора текущая, % | ||||
57 | с начала разработки, % |
Таблица 43 – Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ
Вариант Объект (месторождение), категория запасов
№№ пп | Показатели | Годы | ||||
… | … | ... | ... | ... | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 | Остаточные извлекаемые запасы нефтяного газа, млн.н.м3 Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн. н.м3 Газовый фактор, н.м3/т Добыча нефтяного газа, млн.н.м3/год Использование нефтяного газа, млн.н.м3/год Процент утилизации нефтяного газа, % Остаточные запасы природного газа категории A+B+C1, млн.н.м3 Отбор газа с начала разработки, млн.н.м3 Добыча газа, всего, млн.н.м3/год Расход газа на собственные нужды, млн.н.м3/год В т.ч. на технологические нужды, млн.н.м3/год Добыча газа из переходящих скважин, млн.н.м3/год Действующий фонд переходящих скважин на начало года, шт. Среднедействующий фонд переходящих скважин, шт. Среднесуточный дебит 1 переходящей скважины, тыс.н.м3/год Среднее число дней работы переходящей скважины, дни Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, млн.н.м3/год Ввод в эксплуатацию скважин из бездействия, шт. Среднесуточный дебит одной скважины, вводимой из бездействия, тыс.н.м3 Среднее число дней работы 1 скважины, вводимой из бездействия, дни Добыча газа из новых скважин, млн.н.м3/год Ввод в эксплуатацию новых скважин, шт. В т.ч. − из эксплуатационного бурения − переводом из других объектов − из консервации − из разведочного бурения Среднесуточный дебит 1 новой скважины, тыс.н.м3/сут Среднее число дней работы 1 новой скважины, дни Расчетная годовая добыча газа из новых скважин предыдущего года в данном году, млн.н.м3/год Ожидаемая расчетная добыча газа из старых скважин данного года, млн.н.м3/год Коэффициент изменения добычи газа из переходящих скважин Падение добычи газа по переходящим скважинам, млн.н.м3 Выбытие скважин из действующего фонда, шт. Средняя глубина бурения газодобывающих скважин, м Объем эксплуатационного бурения, тыс.м Средневзвешенное пластовое давление на начало года, МПа Среднее устьевое (рабочее) давление на начало года, МПа Содержание стабильного конденсата, г/н.м3 Добыча конденсата, тыс. т Коэффициент извлечения конденсата из газа, доли ед. Технологические потери конденсата, % |
* Пункты 7-41 заполняются для газонефтяных месторождений при добыче природного газа и конденсата.
Таблица 44 – Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)
№ п/п | Цель проводимых работ | Виды работ | Срок исполнения | Исполнители |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Таблица 45 – Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
Месторождение:
Недропользователь:
№ скв. | Состояние по фонду | Пласт | Накопленный отбор нефти, тыс. т | Режим работы (на дату остановки) | Причины простоя | Планируемые мероприятия | Год ввода в работу | Режим работы (планируемый) | ||
Qн, т/сут | Обводненность, % | Qн, т/сут | Обводненность, % | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 268; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!