Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, задачи каждого из них.

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 55Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществ­ляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуще­ствлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер­шенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля.

2.Геофизические

3.Гидродинамические

4.Физико-химические

Как правило эти методы применяются в комплексе, но каждый из них имеет определенные задачи.

1.Задачи промысловых методов.

- контроль за динамикой дебитов скважин.

- контроль за динамикой обводнения скважин.

- контроль за накопленными показателями

- контроль за степенью выработаности запасов

- оценка технологической эффективности какого-либо ГТМ по регулированию раз-ки.

- контроль за распределением остаточных запасов (по степени выработанностти)

В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.

2.Задачи геофизических методов контроля.

- уточнение геологического строения ЭО по данным ГИС в открытых стволах.

- установление характера насыщения ЭО по данным БКЗ в открытом стволе.

- установление хар-ра неоднородности коллектора в пространстве (на базе этого устанавливается тектоники пласта).

- контроль за работой пласта по его толщине в интервалах перфорации методами глубинной притокометрии.

- Контроль за работой пласта по толщине при изменяющихся депрессиях и репрессиях.

- Контроль за распределением остаточной нефтенасыщенности по результатам ГИС в открытых стволах уплотняющего фонда скважин.

- Контроль за динамикой заводнения и обводнения, методом ИННК (импульсивный нейтрон нейтронный каротаж)

- Контроль за качеством РИР.

- Контроль за техническим состоянием ствола скважины.

- Контроль за распространением коллекторов по площади залежи методами детальной сейсмической съёмки (3D и 2D).

3.Задачи гидродинамических методов контроля.

В контроле за раз-кой необходимо применять рез-ты гидродинамических исследований скважин на установившихся режимах и при не установившихся процессах. В первом случае следует использовать индикаторной диаграммы по добывающим и нагнетательным скважинам. Ко второй группе можно отнести КВД, КПД, КВУ, а также рез-ты гидропрослушивания.

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год.

Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Госгортехнадзора РФ. Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта. Целью и задачей является уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геолог модели месторождения, обоснование режима работы залежи, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газоконденсата.

Технологическая схема — проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения. С реализации технологической схемы начинается этап разработки месторождения. Исходной первоначальной информацией для составления технологической схемы являются данные разведки, подсчета запасов, лабораторных исследований. Проектные решения должны приниматься с учетом необходимости дорозведки и перспектив разработки всего месторождения.

Проект разработки, основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. При этом в резервный фонд закладывается до 10% основного фонда скважин. В документе обосновывается бурение скважин-дублеров. Проект разрбурки обосновывается на высоких категорий запасов (А и В). Экономико-технологические показатели считаются на полный срок выработки запасов.

Технологическая схема ОПР (опытно промышленная разработка). Цель ОПР залежей или их участков это промышленные испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях. Участок для ОПР выбирается таким, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов остальной части месторождения. Сроки проведения работ не более 5 лет. Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет.

Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение КИН с учетом экономической эффективности.

Техническое задание на проектирование новой техники.

Перед началом любого проектирования между Заказчиком проекта и его Разработчиком должны быть определены назначение и область применения проектируемого устройства, а также оговорены в полном объеме все его технические (тактико-технические) характеристики. С этой целью разрабатывается специальный документ – Техническое задание на проектирование этого устройства или системы.

В дальнейшем для Разработчика Техническое задание является первичным, основополагающим документом, которым руководствуются на всех стадиях разработки проекта.

Разработка Технического задания является очень важным и ответственным процессом. Ошибки, допущенные на этом этапе разработки, могут привести к очень тяжелым последствиям.

Как правило, разработка Технического задания осуществляется совместно представителями Заказчика и Проектировщика. Техническое задание требует от разработчиков большой эрудиции и опыта. Поэтому техническое задание составляется ведущими, наиболее квалифицированными специалистами, имеющими значительный опыт в этой области.

Техническое задание определяет основные направления разработки – конструкцию и принцип действия будущего изделия (устройства, системы).

Техническое задание является начальным этапом работ и составляется на все разработки и виды работ, необходимые для создания нового изделия. Техническое задание может также включать в себя, как один из разделов, проведение

- научно-исследовательских работ,

- опытно-конструкторских работ,

- разработку средств автоматизации, отдельных узлов и систем, технологии, измерительных средств, средств контроля, техники безопасности и др.

Обязанность Заказчика – предоставить разработчику достоверные исходные данные для разработки изделия. Заказчик отвечает за предъявленные требования к новому изделию и исходные данные и несет полную ответственность за правильность предоставленной информации.

Техническое задание должно содержать три основных раздела:

1. технические и экономические требования к продукции определяющие ее потребительские свойства и эффективность применения,

2. перечень документов, требующих совместного рассмотрения Заказчиком и Разработчиком,

3. порядок сдачи и приемки результатов разработки.

При необходимости техническое задание может содержать также требования к подготовке и освоению производства.

Конкретное содержание технического задания определяют Заказчик и Разработчик, а при инициативной разработке - Разработчик.

При наличии у Заказчика индивидуальных требований к разрабатываемой продукции, которые отличаются от требований стандартов, но не снижают эффективность применения продукции в оговоренных условиях, ему следует получить заключение Госстандарта РФ о возможности разработки и производства данной продукции.

Не допускается включать в техническое задание требования, которые противоречат требованиям стандартов и нормативных документов органов, осуществляющих надзор за безопасностью, охраной здоровья и природы.

Техническое задание должно содержать максимум информации, облегчающей работу конструктора и сокращающей сроки разработки.

Качество Технического задания обеспечивается объемом и полнотой сбора материалов, необходимых для разработки. При разработке используются следующие материалы:

- научно-техническая информация,

- патентная информация,

- характеристика рынка сбыта,

- характеристика производства, на котором изделие будет изготавливаться (технологическая оснащенность, квалификация персонала, уровень организации труда и др.).

В Техническом задании, как правило, устанавливаются следующие показатели разрабатываемого изделия:

- прогнозируемые показатели технического уровня и качества,

- основное назначение,

- характеристика рынка сбыта,

- технические и тактико-технические характеристики,

- уровень стандартизации и унификации,

- технико-экономические показатели

- патентно-правовые показатели,

- специальные требования к изделию и др.

Техническое задание разрабатывают и утверждают в порядке, установленном Заказчиком и Разработчиком.

Общий порядок разработки и утверждения технического задания устанавливает Государственный стандарт России ГОСТ 15.001-88

В техническом задании оговариваются этапы разработки и сроки выполнения каждого этапа и разработки в целом.

Техническое задание оформляют в соответствии с общими требованиями к текстовым конструкторским документам согласно Государственного стандарта ГОСТ 2.105-95.

Рекомендуемый порядок построения, изложения и оформления технического задания представлен в таблице 1.

Таблица 1

К исходной информации при составлении проектного технологического документа рекомендуется относить:

§ лицензию на пользование недрами;

§ техническое задание на проектирование;

§ составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы и протоколы рассмотрения;

§ сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов;

§ результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

§ подсчеты запасов УВС и ТЭО КИН;

§ результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

§ результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

§ среднерегиональные размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных);

§ прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в «Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации…» на соответствующий период;

§ величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.

5.2. В проектных технологических документах обосновывается следующее:

§ выделение эксплуатационных объектов;

§ порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;

§ выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ);

§ системы размещения и плотности сеток скважин;

§ уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачка в них вытесняющих агентов по годам;

§ мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению физико-химических, тепловых и других методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа;

§ мероприятия по использованию нефтяного газа;

§ конструкции скважин, технология их проводки, заканчивания и освоения;

§ способ подъема жидкости из скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования;

§ мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

§ системы сбора и подготовки нефти;

§ системы поддержания пластового давления (ППД);

§ объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

§ мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

§ комплексы, объем, периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

§ опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений;

§ рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин.

5.3. К исходной информации для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов рекомендуется относить:

§ лицензию на пользование недрами;

§ техническое задание;

§ материалы последнего подсчета запасов УВС и ТЭО КИН;

§ последний проектный технологический документ на разработку месторождения;

§ фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа;

§ материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа.

5.4. В авторских надзорах анализируется состояние реализации проектных технологических документов за рассматриваемый период. При необходимости в них предлагаются мероприятия по изменениям условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений, в том числе:

§ распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда);

§ отмена ранее утвержденной сетки скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда);

§ применение методов регулирования разработки месторождения:

§ а) выравнивание профиля притока жидкости или приемистости;

§ б) изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах;

§ в) перенос интервала перфорации;

§ г) разукрупнение эксплуатационных объектов, перевод скважин с одного эксплуатационного объекта на другой;

§ д) одновременно-раздельная эксплуатация скважин;

§ е) бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и зарезка боковых стволов;

§ ж) проведение гидроразрывов пластов.

Проектный технологический документ на разработку месторождений, как правило, включает в себя следующие структурные элементы и разделы:

- титульный лист;

- список исполнителей;

- реферат;

- содержание;

- список основных таблиц;

- список основных рисунков;

- список табличных приложений;

- список графических приложений;

- введение;

- общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование;

- состояние геолого-физической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование;

- геолого-физическая характеристика продуктивных пластов;

- состояние разработки месторождения;

- цифровые модели месторождения;

- проектирование разработки месторождения;

- методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;

- технико-экономический анализ проектных решений;

- конструкции скважин, производство буровых работ, геофизические и геолого-технологические исследования скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин;

- технология и техника добычи нефти и газа;

- контроль и регулирование разработки месторождения;

- программа доразведки и исследовательских работ;

- охрана недр на месторождении;

- заключение;

- список использованных источников;

- текстовые приложения;

- графические приложения.

6.2 Элементы "Термины и определения", "Сокращения" приводят при необходимости.

6.3 В проектный технологический документ могут помещаться рисунки и графические приложения из «Списка основных рисунков и графических приложений» (Приложение А), таблицы из «Списка основных таблиц» (Приложение Б). В проектные технологические документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ.

6.4 В проектный документ помещаются только результаты лабораторных и промысловых исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы в те или иные приложения.

Содержание разделов проектных технологических документов

7.1 В реферат включаются следующие сведения:

- объём проектного технологического документа, количество иллюстраций, таблиц, приложений, использованных источников;

- перечень из 10-15 ключевых слов или словосочетаний из текста проектного технологического документа, в наибольшей степени характеризующих его содержание.

В реферате дается краткое описание строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и насыщающих пласты флюидов, описание этапов проектирования, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики рассматриваемых вариантов разработки и рекомендуемых решений.

7.2 Введение содержит:

- обоснование постановки работы, основные цели и задачи проектирования;

- наименование организации-недропользователя и оператора работ на месторождении;

- номер, дата выдачи и вид лицензии на право пользования недрами, срок действия лицензии;

- основные условия пользования недрами, установленные в лицензии;

- краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения (организации-проектировщики и руководители работ, номера протоколов и даты утверждения предыдущих проектных технологических документов);

- краткие сведения по истории разработки месторождения.

7.3 В разделе "Общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование" приводятся следующие данные:

- географическое и административное положение месторождения, инфраструктура (ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, разрабатываемые месторождения нефти и газа, магистральные нефте- и газопроводы, автомобильные дороги и расстояния до них);

- природно-климатические условия (гидрография, геоморфология, геокриологические условия, заболоченность, лесистость и др.);

- сведения по сейсмичности района, энергоснабжению и источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами;

- обзорная схема расположения проектируемого и окружающих его месторождений, населенных пунктов, рек, озер, болот, охранных зон, существующих автомобильных и железных дорог, линий электропередач, нефте- и газопроводов.

7.4 В раздел "Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование" рекомендуется включать следующие подразделы:

7.4.1 Основные этапы геолого-разведочных работ.

Кратко излагается история изучения и открытия месторождения, приводятся основные результаты геологоразведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах.

7.4.2 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение.

Приводятся сведения об объемах буровых разведочных работ и бурении скважин эксплуатационного фонда на месторождении. Указывается количество пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и их текущее состояние.

7.4.3 Отбор и исследования керна.

Объем лабораторных исследований керна по месторождению представляется в форме таблицы 1 (см. Приложение В, далее по тексту все ссылки на таблицы из Приложения В). В таблице рекомендуется приводить сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований керна. Анализируется каждый проектируемый объект с указанием количества изученных скважин. Для каждого объекта рекомендуется приводить сведения о выборке лабораторных исследований керна в интервале пласта вне зависимости от характера насыщения и фильтрационно-емкостных параметров.

Даются комментарии к таблице, которые содержат вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.

7.4.4 Геофизические исследования скважин в процессе бурения.

Даются сведения о комплексе ГИС по типам скважин и его выполнении.

7.4.5 Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин.

Содержит сведения об объёмах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин.

7.4.6 Гидродинамические исследования скважин.

Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 2). Для этого собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин за период с начала опробований скважин по текущую дату.

7.4.7 Лабораторные исследования пластовых флюидов.

Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения.

Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в форме таблиц 3-8.

Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Предлагаются планы-графики дальнейших работ по каждому виду исследований.

7.5 Раздел "Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов" включает следующие подразделы:

7.5.1 Геологическое строение месторождения и залежей.

Характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез.

Приводится краткий комментарий к структурно-тектонической карте региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения.

Дается характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов. Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке. Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 9-10.

При необходимости на рисунках или в графических приложениях приводятся характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность).

Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.

Приводятся сведения о гидрогеологических условиях: данные о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов.

При наличии в контуре месторождения многолетнемерзых пород дается их распространение по площади и разрезу, приводятся сведения об особенностях взаимодействия с осадочными горными породами.

7.5.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов.

Дается литологическая характеристика пород: описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.

Характеризуются фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом.

Дается общая характеристика фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов.

Для описания деформационных свойств пластов и покрышек приводятся результаты определений скорости распространения продольных и поперечных волн при условиях, моделирующих пластовые. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта.

В тексте приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород. Дается анализ полученных результатов.

Дается характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований при условиях, моделирующих пластовые. Приводятся результаты определения критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ». Характеристики вытеснения нефти (газа) рабочим агентом представляются в таблицах (табл. 11, 12).

Для характеристики коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин в раздел рекомендуется включать:

- сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов;

- сведения по определению коэффициента пористости;

- сведения по определению проницаемости;

- сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Подсчётные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14.

На основании результатов гидродинамических исследований скважин
(табл. 2) в разделе приводятся средние значения гидродинамических параметров пластов и интервалы их изменения. Дается общая характеристика распределения фильтрационных свойств пласта по ГДИС и обоснование основных результирующих параметров (проницаемости, забойного и пластового давлений, скин-фактора).

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится в таблице (табл. 9).

7.5.3 Свойства и состав пластовых флюидов.

В подраздел рекомендуется включать:

- диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 3, 4);

- сведения о компонентном составе нефтяного газа, пластовой и дегазированной нефти и с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 5);

- сведения о физико-химических свойствах и фракционном составе дегазированной нефти, о концентрации микрокомпонентов (металлов); технологическая классификация сырой нефти;

- табличные и графические зависимости свойств (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) как функции давления для каждого из флюидов при пластовой температуре;

- для газонефтяных, нефтегазовых залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой, содержащих запасы газа и конденсата промышленного значения: сведения о составе и свойствах пластового газа и конденсата, зависимость содержания конденсата, объемного коэффициента, вязкости, плотности газа и конденсата от давления при пластовой температуре;

- для месторождений высокопарафинистых нефтей: оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий;

- для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин: источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта;

- для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;

- для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов (удельная теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности) (табл. 15).

Характеристика свойств и химического состава пластовых вод дается на основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб и представляется в форме таблицы 8. Приводятся данные о среднем составе водорастворенных газов, характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и её совместимости с пластовой водой.

Сведения о запасах УВС приводятся в форме таблиц 16-20.

Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, то соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах и в тексте раздела.

7.6 В разделе "Состояние разработки месторождения" рассматриваются:

7.6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения.

Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования.

Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа.

7.6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом.

Проводится сравнение проектных и фактических показателей за последние 5 лет. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24. При наличии за указанный период нескольких проектных документов, проектные показатели по ним приводятся последовательно.

На рисунках приводится динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды).

Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти.

По фактическим показателям разработки:

- анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам;

- оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом.

Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в форме таблиц 25, 26.

С позиций соответствия фактического использования фонда скважин их проектному назначению анализируются следующие основные положения:

- обоснованность переводов скважин на другие объекты;

- возможность совместной эксплуатации различных по параметрам объектов в одной скважине;

- коэффициенты использования скважин;

- технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд.

Анализируется выполнение проектных решений в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

7.6.3 Анализ текущего состояния разработки объекта.

Анализируются основные технологические показатели разработки:

- динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводнённости, закачки воды, д<

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться:

Познавательные статьи:



Техника прыжка в длину с разбега

Тактические действия в защите

История Олимпийских игр

История развития права интеллектуальной собственности