Каталог

Помощь

Корзина

Методические указания по составлению задания на курсовое проектирование по дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оригинальный документ?

Методические указания по составлению задания

на курсовое проектирование по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

  

Требования к структуре раздела  «Содержание» 

задания на курсовое проектирование

 

В разделе «Содержание»  задания на дипломное проектирование должны содержаться  разделы:

Введение; 

1. Геологический раздел;

2. Технологический раздел;

3. Экономический раздел;

Заключение;

Список использованных источников и литературы.

 

Содержание задания по разделу «Введение»

 

1. Сущность основной проблемы по теме курсового проекта.

2. Определение цели курсового проекта.

 

1. Требования к структуре задания по геологическому разделу.

 

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика месторождения.

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

4.  Свойства и состав нефти, газа, воды.

5.  Запасы нефти, газа,  КИН (утвержденное конечное и текущее значения),Формула, Формула.

 Требования к содержанию задания по подразделам геологического раздела.

1.1. Общие сведения о месторождении.

 В общих сведениях о месторождении указывается географическое и административное положение месторождения, ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, пристани и расстояния до них. Характеризуются природно-климатические условия (орогидрография, геоморфология, заболоченность местности и др.), имеющие существенное значение для принятия проектных решений, проектирования сборных сетей транспортировки нефти, газа и конденсата.

Указывается расстояние до ближайших разрабатываемых месторождений, приводятся сведения о размещении и мощностях, действующих в районе месторождения буровых, нефтедобывающих и строительных организаций, баз производственного обслуживания, магистральных нефтепроводов, автомобильных дорог, подъездных путей к месторождению, существующих источников питьевого и технического водоснабжения; сведения по энергоснабжению и сейсмичности района, обеспеченности строительными материалами, в том числе для приготовления бурового раствора.

         

     1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения.

В разделе приводится краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза площади. Дается характеристика каждой залежи, тип залежи по фазовому состоянию УВ, литологическая характеристика пластов, покрышек и вмещающих пород; приводится описание структурных планов залежей по кровле проницаемых частей продуктивных горизонтов; показываются зоны замещения и вклинивания коллекторов, тектонические нарушения. 

Указываются высоты  газовых шапок, нефтяных частей залежей, их размеры площади, абсолютные отметки ВНК, ТНК, ГВК. Показываются внешние и внутренние контуры нефтеносности и газоносности. 

Анализируются  изменения нефтенасыщенных  толщин, коэффициентов расчлененности и песчанистости площади залежи. Фактические данные по скважинам и пластам систематизируются в таблицы, геологическое строение месторождения и отдельных залежей иллюстрируются соответствующей графикой. Указывается характеристика продуктивных горизонтов (режим работы пластов, нефтенасыщенные толщины, коллекторские свойства, начальные пластовые температура и давление).

Перечень рекомендуемых графических приложений включает: литолого-стратиграфический разрез месторождения; структурную карту по кровле наиболее продуктивного горизонта; карту эффективной нефтенасыщенной толщины с контурами нефтегазоносности по одному из продуктивных объектов; геологический профиль по продуктивной толще месторождения.

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

Раздел включает характеристику коллекторских свойств пород-коллекторов по данным анализа образцов керна, материалам ГИС и данным гидродинамического исследования пластов и скважин. 

При этом определяется открытая пористость, проницаемость пород по воздуху и воде, коэффициента нефтегазонасыщенности, содержание связанной  воды, остаточная нефтенасыщенность в газовых частях залежей. По данным лабораторных исследований образцов керна из продуктивных пластов определяется вещественный состав, глинистость и карбонатность пород, их гранулометрический состав, степень отсортированности зерен, коэффициенты сжимаемости. Дается характеристика коллекторских свойств (общая пористость, проницаемость, давление прорыва пород-перемычек и т.д.).

Проводится анализ коллекторских свойств, определенными различными методами, количество определений  и надежность полученных результатов, средние величины показателей коллекторских свойств и принятые  значения  для проектирования.

Оценивается неоднородность коллекторских свойств, их изменчивость по разрезу и площади залежи. Характеризуется  гидропроводность и пьезопроводность пород, определяется подвижность нефтей в пластовых условиях. Гидродинамические данные используются для определения статистических данных.

1.4.  Свойства и состав нефти, газа, воды.

В разделе приводятся краткие сведения об условиях отбора нефти, газа и воды, отобранные из скважин на разных участках залежей, и использованные для определения свойств и состава пластовых флюидов.  Характеризуется представительность этих проб. Приводятся данные анализа изменения свойств нефти (плотности, давление насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, вязкости в пластовых условиях и при 200 по С) по площади и разрезу залежей.

В газонефтяных и нефтегазовых залежах особое внимание уделяется переходной зоне ниже ГНК, в нефтяных залежах – в зоне ВНК. В табличной форме представляются данные о компонентном составе растворенного газа и пластовой нефти, физико-химических свойствах и фракционном составе разгазированной нефти, содержании  ионов и примесей в пластовой и предлагаемой для заводнения воды.

1.5.  Запасы нефти, газа,  КИН (утвержденное конечное и текущее значения),Формула, Формула.

 В разделе приводятся утвержденные ГКЗ РФ подсчетные параметры, балансовые и извлекаемые запасы нефти, растворенного газа, свободного газа, распределение их по зонам и категориям. При промышленном содержании в нефти, растворенном, свободном газе, пластовой воде ценных не углеводородных компонентов дополнительно приводятся их запасы.

В таблицах приводятся подсчетные параметры извлекаемых запасов нефти, свободного и растворенного газа. Начальные запасы приводятся по последнему подсчету, а остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа и др. компонентов – на дату составления дипломного проекта.

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении.

Осложняющие факторы по геологическому строению залежей, структуре запасов (наличие крайне неоднородных, трещиновато-порово-кавернозных карбонатных коллекторов и др.). Нефти повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием асфальто-смоло-парафиновых соединений (АСПО).

  

2. Требования к структуре и содержанию задания

по технологическому разделу

 

· Совершенствование системы разработки нефтяной залежи.

· Совершенствование режима разработки нефтяной залежи.

· Применение  метода ПНП.

· Предложения по совершенствованию методов ПНП.

 

 Требования к структуре задания по технологическому разделу.

 

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения.

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения.

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки.

2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин.

2.2.3. Анализ состояния фонда скважин.

2.2.4. Анализ примененных на данном месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2.2.5. Анализ выработки запасов по месторождению.

2.2.6. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

2.3. Выбор и обоснование  (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов.

2.4. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении.

2.5.  Определение технологической эффективности при реализации технического   решения.

2.5.1. Исходные данные для определения технологической эффективности.

2.5.2.Выбор метода определения технологической эффективности.

2.5.3.Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения.

2.5.4. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом.  

 

 Интенсификация добычи нефти

· Применяемые методы ОПЗ.

· Предложения по совершенствованию методов ОПЗ.

· Выбор методов предупреждения и удаления отложений солей и АСПО.

· Выбор методов антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования.

· Выбор методов увеличения МРП и СНО скважин, оборудованных насосными установками.

· Выбор режимов работы скважин, оборудованных насосными установками.

· Геолого-технические мероприятия по фонду скважин.

 

    Требования к структуре задания по технологическому разделу.

 

2.1.Текущее состояние разработки нефтяного месторождения.

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения.

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки.

2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин.

2.2.3.Анализ примененных на данном месторождении технических решений для интенсификации добычи нефти.

2.2.4. Анализ выработки запасов нефти.

2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

2.3. Обоснование и выбор проектируемого технического решения для интенсификации добычи нефти.

2.4. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении.

2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения.

2.5.1.Исходные данные для определения технологической эффективности.

2.5.2.Выбор метода определения технологической эффективности.

2.5.3.Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения.

2.5.4.Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом.  

   

3. Требования к структуре и содержанию задания

по экономическому разделу

 

3.1.Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения.

3.2.Исходные данные для расчета экономических показателей проекта.

3.3.Расчет экономических показателей проекта.

3.3.1. Платежи и налоги.

3.3.2. Капитальные вложения.

3.3.4. Эксплуатационные затраты.

3.3.5. Выручка от реализации.

3.3.6. Прибыль от реализации.

3.3.7. Поток денежной наличности.

3.3.8. Индекс доходности.

3.3.9. Период окупаемости вложенных средств.

3.4.Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с   утвержденным вариантом, выбор варианта, рекомендуемого к реализации.

 

 Требования к содержанию задания по разделу «Заключение»

 

В заключении должны быть сделаны выводы по каждой задаче, решенной в рамках         дипломного проекта.

 

Требования к содержанию задания по разделу

«Список использованных источников и литературы»

 

Список использованных источников должен содержать полный перечень документов, литературы и патентов, использованных при дипломном проектировании. При ссылке в тексте на источник следует приводить его порядковый номер из списка источников. Источники в списке следует располагать в порядке их упоминания в тексте.

 

 

 

 

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

 

 

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3

Р1=       МПа;       t1=

Р2=       МПа;       t2=

Р3=       МПа;       t3=

Р4=       МПа;       t4=

 

 

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

 

 

 

 

 


 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

 

 

 

 

 


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

 

 

 

 

 

 


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, м33

 

 

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)

 

 

 


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

 

 

 

 

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.

 

 

 

 

Состояние запасов нефти на 1.01

 

Объекты, месторождение в целом

Начальные запасы нефти, тыс. т

Текущие запасы нефти, тыс. т

утвержденные ГКЗ Роснедра

На государственном балансе

геологические

извлекаемые

КИН

С1 2 , доли ед.

геологические

извлекаемые

КИН

С1 2,, доли ед.

геологические

извлекаемые

Текущий
КИН,

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

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, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


               Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01

 

         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

 

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

- добывающие

 

 

 

 

- нагнетательные

 

 

 

 

- газовые

 

 

 

 

- контрольные

 

 

 

 

- водозаборные

 

 

 

 

3

Фонд скважин для бурения

 

 

 

 

На 1.01

 

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

- добывающие

 

 

 

 

- нагнетательные

 

 

 

 

- газовые

 

 

 

 

- контрольные

 

 

 

 

- водозаборные

 

 

 

 

 


Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01 

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

 

 

 

 

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), %

 

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

 

 


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.