книга (1). 2. 12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы

• Название: 2. 12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы
• Дата: 07.04.2021
• Размер: 98.52 Kb.
• Имя файла: книга (1).docx
• Тип: Закон; #192241
• страница: 1 из 2

2.12. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы

Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество представляет собой многокомпонентную систему (рис. 2.3).







Удельный объем, дм³/кг Температура, С

Рис. 2.3. Диаграмма состояния многокомпонентного газа

В отличие от чистого вещества, для многокомпонентных систем изменение объема в двухфазной области сопровождается и изменением давления (рис. 2.3, а). Для полного испарения жидкости необходимо непрерывно понижать давление и, наобо­рот, для полной конденсации газа надо непрерывно повышать давление. Поэтому давление точки начала парообразования для многокомпонентной системы выше давления точки начала кон­денсации, и при перестроении диаграммы фазовых состояний в координатах давление — температура кривые точек начала испарения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой диаграммой чистого вещества диаграмма в этих координатах имеет вид петли (рис. 2.3, б). Кривая точек начала парообразования, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и двух­фазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделяющая двухфазную область от области парообразования, соединяются в критической точке С. В данном случае критическая точка не является точкой максимального давления и температуры, при которых одновременно могут существовать две фазы, но, как и в случае чистого вещества, в критической точке плотность и состав фаз одинаковы.

Для многокомпонентной системы точка М с максимальной температурой, при которой возможно двухфазное состояние, называется крикондентермой, а точка N с соответствующим давлением — криконденбарой. Между этими точками и крити­ческой точкой существуют две области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. При изотер­мическом сжатии, например, при температуре 7\ по линии ЕА, смесь после пересечения в точке £ линии точек росы частично конденсируется и переходит в двухфазное состояние. С дальней­шим повышением давления доля жидкой фазы возрастает, но лишь для определенного давления, соответствующего точке Д. 11оследующее увеличение давления отточки Ддо точки В ведет к уменьшению доли жидкой фазы, а затем смесь снова переходит в парообразное состояние. Давление в точке Д, при котором образуется максимальное количество жидкой фазы, называется давлением максимальной конденсации.

Аналогичные явления наблюдаются и при изобарном на- I рсвании жидкости по линии ЛНГБ. Первоначально смесь находится в однофазном жидком состоянии. После пересече­ния линии точек начала парообразования в точке Л в смеси появляется паровая фаза, количество которой растет до точки Н. Последующее повышение температуры ведет к уменьшению объема паровой фазы вплоть до возвращения вещества в жидкое состояние в точке Г.

Области, в которых конденсация и испарение происходят в на­правлении, обратном фазовым превращениям чистого вещества, получили название ретроградных областей (на рис. 2.3, б они заштрихованы). Явления, происходящие в этих областях, на­зывают ретроградным (обратным) испарением и ретроградной (обратной) конденсацией. Эти явления широко используются в процессах внутрипромысловой подготовки газа для выбора условий, при которых обеспечивается максимальное отделение газового конденсата.

Петлеобразная форма диаграммы фазовых состояний (рис. 2.3, б) характерна для всех многокомпонентных смесей, но форма петли, положение критической точки и ретроградных областей зависят от состава смеси. Если состав пластовой сме­си таков, что крикондентерма располагается левее изотермы, соответствующей пластовой температуре (линииFT_}), то по мере снижения давления при разработке месторождения эта смесь будет находиться только в однофазном газовом состоянии. Смеси углеводородов такого состава образуют газовые место­рождения. Если состав смеси таков, что пластовая температура находится между критической температурой и температурой крикондентермы (линияAT'₂), то такие углеводородные смеси образуют газоконденсатные месторождения. В процессе снижения давления при пластовой температуре из них будет выделяться жидкая фаза — конденсат.

Для нефтяных месторождений критическая точка распола­гается правее изотермы пластовой температуры (линияGT,).

Если точкаG с координатами, соответствующими начальному пластовому давлению и пластовой температуре, расположена выше линии начала парообразования, то нефть находится в однофазном жидком состоянии и недонасыщена газом. Только при снижении давления ниже давления насыщения (точкаD) из нефти начинает выделяться газовая фаза. Нефтяные месторождения, состав углеводородной смеси которых таков, что начальное пластовое давление (точка К) ниже давления насыщения, имеют газовую шапку, которая представляет собой скопившуюся в верхней части залежи газовую фазу.

5.15. Виды проектных технологических документов на разработку месторождений

Проектные технологические документы на разработку место­рождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу

и находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа.

В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными технологическими документами.

Проектные технологические документы на разработку месторождений Должны:

• 
  обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;
  
• 
  иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов;
  
• 
  предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.
  

Проектные технологические документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

• 
  проекты пробной эксплуатации (ППО);
  
• 
  технологические схемы разработки и дополнения к ним;
  
• 
  проекты разработки и дополнения к ним;
  
• 
  технологические схемы опытно-промышленных работ
  

(ОПР) на отдельных участках и залежах;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор, как правило, выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ. Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

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

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

- истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа;

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

- необходимость изменения эксплуатационных объектов;

необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин;

- необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты;

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

- отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого.
5.16. Общее содержание проектных технологических документов

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

• 
  передовой отечественный и зарубежный опыт;
  
• 
  современные достижения науки и техники;
  
• 
  практику разработки месторождений;
  
• 
  современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.
  

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

В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчётных вариантов разработки месторождения. Расчётные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объёмами методов повышения нефтеотдачи. Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов. В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.

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

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

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

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

Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен на соответствующий период.

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

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

Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых цен на нефть, газ, газовый конденсат.

В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:

• 
  дисконтированный поток денежной наличности;
  
• 
  индекс доходности;
  
• 
  внутреннюю норму возврата капитальных вложений;
  
• 
  период окупаемости капитальных вложений;
  
• 
  капитальные вложения на освоение месторождения;
  
• 
  эксплуатационные затраты на добычу нефти;
  

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

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

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

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

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

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

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

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

5.17. Техническое задание на составление проектных технологических документов

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

В технических заданиях рекомендуется указывать:

• 
  цель составления проектного технологического документа;
  
• 
  запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;
  
• 
  сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении; 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;
  
• 
  год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;
  
• 
  обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;
  
• 
  намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;
  
• 
  порядок освоения месторождения, исключающий выбо­рочную отработку запасов;
  
• 
  инфраструктура в районе работ;
  
• 
  источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;
  
• 
  дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т. д.);
  
• 
  факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;
  
• 
  коэффициенты использования скважин;
  
• 
  рекомендации по использованию нефтяного газа;
  
• 
  требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;
  
• 
  сроки составления проектного документа.
  

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

• 
  глубины моря, расстояния до берега, ледовую обстановку;
  
• 
  возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;
  
• 
  вид транспорта продукции — танкеры, трубопровод на берег;
  
• 
  другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объемы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.
  

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

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

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

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 технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (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 в «Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации...» на соответствующий период;
  
• 
  величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.
  

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;
  
• 
  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, заканчи- вания 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.
  

5.19. Состав проектного технологического документа на разработку месторождений

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.
  

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

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.

5.20. Содержание разделов проектных технологических документов

В реферат включаются следующие сведения:

• 
  объем 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.

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.
  

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, разрабатываемы 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 источникам 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 электропередачи, нефте- и газопроводов.
  

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

• 
  Основные этапы геологоразведочных работ.
  

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

• 
  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.

• 
  Отбор и исследования керна.
  

Объем лабораторных исследований керна по месторождению представляется в форме таблицы. В таблице рекомендуется приводить сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований керна.

• 
  Геофизические исследования скважин в процессе бурения.
  

Даются сведения о комплексе ГИС по типам скважин.

• 
  Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин.
  

Содержатся сведения об объемах 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.

• 
  Гидродинамические исследования скважин.
  

Приводятся данные о состоянии изученности пластов

месторождения гидродинамическими методами. Для этого собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин за период с начала опробований скважин по текущую дату.

• 
  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.

Раздел «Геолого-физическая характеристика продуктив­ных пластов» включает следующие подразделы:

1. Геологическое строение месторождения и залежей.

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

Дается характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов. Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений па разработке.

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

• 
  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.

На основании результатов гидродинамических исследований скважин 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).

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

Характеристика свойств и химического состава пластовых вод дается на основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб. Приводятся данные о среднем составе водорастворенных газов, характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и ее совместимость с пластовой водой.

В разделе «Состояние разработки месторождения» рассматриваются:

• 
  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.
  
• 
  Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом.
  

Проводится сравнение проектных и фактических показателей за последние 5 лет. 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.
  

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.

3. Анализ текущего состояния разработки объекта.

Анализируются основные технологические показатели разработки:

• 
  динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, закачки воды, дебитов скважин и соответствие их проектным решениям;
  
• 
  состояние фонда скважин;
  
• 
  распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости.
  

В графических приложениях рекомендуется представлять карты текущего состояния разработки и карты накопленных отборов нефти, газа и закачки воды.

Определяются следующие данные, используемые при оценке выработки запасов каждого объекта:

• 
  особенности притока и приемистости по разрезу;
  
• 
  источники обводнения скважин;
  
• 
  скорости и направления фильтрационных потоков;
  
• 
  изменение нефтенасышенности и газонасыщенности во времени.
  

Интегральный показатель эффективности выработки запасов — коэффициент извлечения нефти — анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки).

На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы по эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования.

Даются рекомендации по повышению эффективности систе­мы ППД и обеспечению проектного режима работы каждого эксплуатационного объекта (залежи).

Раздел «Цифровые модели месторождения».

Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

В раздел рекомендуется включать подразделы, перечисленные ниже:

• 
  Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов.
  
• 
  Обоснование объемных сеток и параметров модели.
  
• 
  Построение структурных моделей залежей.
  
• 
  Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта.
  
• 
  Построение моделей насыщения пластов флюидами.
  
• 
  Подсчет геологических запасов УВС.
  
• 
  Оценка достоверности геологической модели.
  
• 
  Ремасштабирование геологической модели.
  
• 
  заводнение пластов с бурением наклонно-направленных скважин с проведением в них ГРП;
  
• 
  заводнение пластов с применением физико-химических методов воздействия;
  
• 
  применение газового и водогазового воздействия;
  
• 
  применение тепловых методов;
  
• 
  разработка пластов на режимах истощения и др.
  

На разрабатываемом месторождении исполнитель работы обосновывает 2-3 варианта, из которых вариант 1 — базовый, предусматривающий разработку месторождения в соответствии с утвержденным вариантом.

В варианте 2 обосновывается комплекс мероприятий по повышению эффективности выработки запасов с развитием применения методов и средств увеличения нефтеотдачи.

В варианте 3 рассматривается разработка месторождения с применением принципиально новых технологий нефтеиз- влечения или известных, но ранее на нем не применявшихся.

Приводятся результаты анализа расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр. Для этого на основе проведенных расчетов по вариантам разработки определяются коэффициенты вытеснения, охвата и нефтеизвлечения. Они сравниваются с этими же параметрами, числящимися на государственном балансе.

В раздел «Методы интенсификации добычи нефти и по­вышения нефтеотдачи пластов» рекомендуется включать следующие подразделы:

1. Анализ эффективности применяемых методов.

Содержит:

• 
  краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия;
  
• 
  объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;
  
• 
  результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;
  
• 
  оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов;
  
• 
  обоснование (уточнение) геолого-физических граничных условий и наиболее эффективного применения технологий воздействия на пласты;
  
• 
  выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения;
  
• 
  технико-экономическую оценку эффективности применения методов.
  

Результаты анализа эффективности применения методов воздействия на пласты сводятся в таблицу. Даются рекоменда­ции для дальнейшего применения на данном месторождении наиболее эффективных методов.

2. Программа применения методов на проектный период.

Обычно содержит:

• 
  наименование рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;
  
• 
  геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность;
  
• 
  объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения, включая адресную (поскважинно) программу применения методов на ближайшие 2-3 года;
  
• 
  оценку эффективности применения методов (видов воз­действия) по годам разработки за проектный период.
  

3. Опытно-промышленные работы на месторождении.

Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-про- мышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.

Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам и месторождению в целом.

Экономическая часть проектного технологического доку­мента — раздел «Технико-экономический анализ проектных решений» — содержит разделы (подразделы), перечисленные ниже.

1. Показатели экономической оценки.

Для экономической оценки рекомендуется использовать следующие основные показатели эффективности:

• 
  чистый доход (ЧД);
  
• 
  чистый дисконтированный доход (ЧДД);
  
• 
  внутренняя норма рентабельности;
  
• 
  индекс доходности затрат;
  
• 
  индекс доходности инвестиций;
  
• 
  срок окупаемости.
  

В систему оценочных показателей включаются:

• 
  капитальные вложения на освоение месторождения;
  
• 
  эксплуатационные затраты на добычу нефти;
  
• 
  доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
  

Расчеты налогов и платежей должны осуществляться в со­ответствии с действующим налоговым законодательством.

2. Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и лик­видационных затрат.

В разделе обычно обосновываются среднерегиональные по­казатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового об­устройства определяются в соответствии с технологическими показателями каждого варианта разработки по следующим направлениям:

• 
  эксплуатационное бурение;
  
• 
  оборудование для добычи нефти, закачки рабочего агента;
  
• 
  сбор и транспорт нефти и газа;
  
• 
  комплексная автоматизация;
  
• 
  электроснабжение и связь;
  
• 
  водоснабжение промышленных объектов;
  
• 
  базы производственного обслуживания;
  
• 
  автодорожное строительство;
  
• 
  заводнение нефтяных пластов;
  
• 
  технологическая подготовка нефти;
  
• 
  методы увеличения нефтеотдачи пластов;
  
• 
  очистные сооружения;
  
• 
  природоохранные мероприятия;
  
• 
  прочие объекты и затраты.
  

Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются в соответствии со среднерегиональными данными на основании публикуемых условий и цен конкурсов и аукционов.

Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин и объектов нефтепромыслового строительства.

Обоснование экономических показателей систем разработки месторождений континентального шельфа Российской Федера­ции рекомендуется проводить с учетом специфики этих работ и анализом возможностей использования оборотного капитала.

• 
  Налоговая система.