Приложение В

Табличные приложения

  1. Стандартные исследования керна из разведочных скважин
  2. Результаты гидродинамических исследований скважин
  3. Свойства пластовой нефти
  4. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
  5. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
  6. Свойства газа и конденсата
  7. Компонентный состав газа и конденсата
  8. Свойства и состав пластовых вод
  9. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
  10. Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта
  11. Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)
  12. Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)
  13. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
  14. Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата
  15. Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей
  16. Состояние запасов нефти на 1.01. … г.
  17. Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе
  18. Обоснование изменения КИН
  19. Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01. … г.
  20. Состояние запасов конденсата на 1.01. … г.
  21. Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационной модели
  22. Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
  23. Сравнение параметров макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ
  24. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
  25. Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01. … г.
  26. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01. … г.
  27. Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки
  28. Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам
  29. Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению
  30. Исходные данные для расчета экономических показателей
  31. Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный
  32. Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки в сравнении с числящимися на государственном балансе
  33. Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения
  34. Капитальные вложения
  35. Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции
  36. Эксплуатационные затраты по элементам затрат
  37. Прибыль от реализации продукции
  38. Чистый доход недропользователя
  39. Чистый доход недропользователя (с учетом кредита)
  40. Доход государства
  41. Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам
  42. Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
  43. Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ
  44. Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)
  45. Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин

Таблица 1

Стандартные исследования керна из разведочных скважин

Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона Пористость, (Кп), % Проницаемость (Кпр), мкм2 Водоудерживающая способность (Квс), % Количество скважин по видам анализов
Эффективная толщина (hэф), м Количество анализов, шт. Значение Эффективная толщина (hэф), м Количество анализов, шт. Значение Эффективная толщина (hэф), м Количество анализов, шт. Значение Кп, % Кпр, мкм2 Квс, %
минимальное максимальное среднее минимальное максимальное среднее минимальное максимальное среднее
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Таблица 2

Результаты гидродинамических исследований скважин

Номер скважины Дата исследования Интервал перфорации, м Толщина пласта, м Дебит нефти/газа Обводненность, % Рплзаб, МПа Коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м Гидропроводность, мкм2∙см, мПа∙с Проницаемость, ∙10-3 мкм2 Вид исследования
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Пласт 1
Средние значения
Пласт 2
Средние значения

Таблица 3

Свойства пластовой нефти _ _ _ _ пласта _ _ _ _ _ _ месторождения

Наименование параметра Численные значения
диапазон значений принятые значения
1 2 3
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, °С
Давление насыщения, МПа
Газосодержание, м3
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании
в рабочих условиях, м3
<tab><tab>Р1 = … МПа; t1 = … °С
<tab><tab>Р2 = … МПа; t2 = … °С
<tab><tab>Р3 = … МПа; t3 = … °С
<tab><tab>Р4 = … МПа; t4 = … °С
Плотность в условиях пласта, кг/м3
Вязкость в условиях пласта, мПа•с
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:
<tab>- при однократном (стандартном) разгазировании
<tab>- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:
<tab>- при однократном (стандартном) разгазировании
<tab>- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

Таблица 4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
_ _ _ _ _ _ месторождения _ _ _ _ _ _ отложения, залежь (горизонт, пласт) _ _ _ _ _ _
(средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра Кол-во исследованных Диапазон
значений
Среднее
значение
скважин проб
1 2 3 4 5
Плотность при 20°С, кг/м3
Вязкость, мПа⋅с
<tab><tab>при 20°С
<tab><tab>при 50°С
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С
Массовое содержание, %
<tab><tab>серы
<tab><tab>смол силикагелевых
<tab><tab>асфальтенов
<tab><tab>парафинов
<tab><tab>воды
<tab><tab>механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
<tab><tab>ванадий
<tab><tab>никель
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения, °С
Фракционный состав
(объемное содержание выкипающих ), %
<tab><tab>до 100°С
<tab><tab>до 150°С
<tab><tab>до 200°С
<tab><tab>до 250°С
<tab><tab>до 300°С
Шифр технологической классификации
(по ГОСТ, ОСТ …………)

Таблица 5

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра Пласт (горизонт)
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть
1 2 3 4 5 6
Молярная концентрация компонентов, %
<tab>- сероводород
<tab>- двуокись углерода
<tab>- азот+редкие
<tab><tab>в т.ч. гелий
<tab>- метан
<tab>- этан
<tab>- пропан
<tab>- изобутан
<tab>- норм. бутан
<tab>- изопентан
<tab>- норм. пентан
<tab>- гексаны
<tab>- гептаны
<tab>- октаны
<tab>- остаток С9+
Молекулярная масса
Плотность
<tab>- газа, кг/м3
<tab>- газа относительная
(по воздуху), доли ед.
<tab>- нефти, кг/м3

Таблица 6

Свойства газа и конденсата _ _ _ _ пласта _ _ _ _ _ _ месторождения

Наименование параметра Численные значения
(средние)
1 2
1. Газ газовой шапки
<tab>Давление пластовое, МПа
<tab>Температура пластовая, °К
<tab>Давление начала конденсации, МПа
<tab>Давление максимальной конденсации, МПа
<tab>Давление псевдокритическое, МПа
<tab>Давление приведенное
<tab>Температура псевдокритическая, °К
<tab>Температура приведенная
<tab>Коэффициент сверхсжимаемости (z)
<tab>Объемный коэффициент
<tab>Плотность в условиях пласта, кг/м3
<tab>Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с
<tab>Теплоемкость, Дж/°С
<tab>Коэффициент Джоуля-Томсона, °С/атм
<tab>Содержание конденсата, г/м3
<tab><tab>сырого (нестабильного), КГФ
<tab><tab>стабильного (дебутанизированного)
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат
<tab>Плотность (станд. условия), кг/м3
<tab>Вязкость (станд. условия), мПа.с
<tab>Молекулярная масса, г/моль
<tab>Температура выкипания 90% объемного конденсата, °С

Таблица 7

Компонентный состав газа и конденсата _ _ _ _ пласта _ _ _ _ _ _ месторождения

Наименование
параметра
Газ Конденсат Состав
пластового газа
сепарации дегазации дебутанизации дебутанизированный
(стабильный)
сырой
1 2 3 4 5 6 7
Молярная
концентрация, %:
<tab>- сероводород
<tab>- двуокись углерода
<tab>- азот + редкие,
<tab><tab>в том числе гелий
<tab>- метан
<tab>- этан
<tab>- пропан
<tab>-изобутан
<tab>- норм.бутан
<tab>- изопентан
<tab>- норм. пентан
<tab>- гексаны
<tab>- гептаны
<tab>- октаны
<tab>- остаток С9+
Молекулярная
масса, г/моль
Давление (Р), МПа
Температура (t), °С
Плотность, кг/м3:
<tab>- в станд. условиях
<tab><tab>(0,1МПа, 20°С)
<tab>- в рабочих условиях
<tab><tab>(при Р, t)
Выход на 1000 кг
пластового газа, кг

Таблица 8

Свойства и состав пластовых вод
пласта _ _ _ _ месторождения _ _ _ _ _ _
(по результатам анализа вод _ _ _ _ _ _ водоносного комплекса)

Наименование параметра Пласт (горизонт) …
Диапазон изменения Средние значения
1 2 3
Газосодержание, м33
Плотность воды, кг/м3
<tab>- в стандартных условиях
<tab>- 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)
<tab>Na+ + K+
<tab>Ca+2
<tab>Mg+2
<tab>Cl-
<tab>HCO3-
<tab>CO3-2
<tab>SO4-2
<tab>NH4+
<tab>Br-
<tab>J-
<tab>В+3
<tab>Li+
<tab>Sr+2
<tab>Rb+
<tab>Cs+
Общая минерализация, г/л
Водородный показатель, рН
Жесткость общая, (мг-экв/л)
Химический тип воды,
преимущественный ( по В.А.Сулину)
Количество исследованных проб (скважин)

Таблица 9

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры Объекты разработки
1 2 n
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.
Проницаемость, 10-3 мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность
Начальная пластовая температура, °С
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
<tab>нефти
<tab>воды
<tab>породы
Коэффициент вытеснения, доли ед.

Таблица 10

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта

Параметр Показатели Зоны пласта Пласт
в целом
ЧНЗ ВНЗ ГНЗ
1 2 3 4 5 6
Общая толщина, м Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до
Эффективная газонасыщенная толщина, м Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до
Эффективная водонасыщенная толщина, м Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до
Коэффициент песчанистости, доли ед. Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до
Коэффициент расчлененности, доли ед. Среднее значение
Коэффициент вариации, доли ед.
Интервал изменения от
до

Таблица 11

Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)

Наименование Проницаемость, мкм2 Содержание связанной воды, доли ед. Коэффициент начальной нефтенасышенности, доли ед. Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.) Коэффициент остаточной нефтенасыщен-ности при вытеснении нефти рабочим агентом, доли ед. Коэффициент вытеснения, доли ед. Значения относительных проницаемостей, доли ед.
для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
Среднее значение
Интервал изменения

Таблица 12

Характеристика вытеснения газа водой (нефтью)

Наименование Проницаемость, мкм2 Содержание связанной воды (нефти), доли ед. Коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед. Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть) Коэффициент остаточной газонасыщенности при вытеснении газа водой (нефтью) Коэффициент вытеснения, доли ед. Значения относительных проницаемостей, доли ед.
для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасышенности для газа при коэффициенте начальной водонасышенности (нефтенасыщенности)
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
Среднее значение
Интервал изменения

Таблица 13

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Пласт Зона Категория запасов Площадь нефтеносности, тыс.м2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3 Коэффициент пористости, доли ед. Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. Пересчетный коэффициент, доли ед. Плотность нефти, г/см3 Начальные геологические запасы нефти, тыс. т Газовый фактор, м3 Начальные геологические запасы растворенного газа, млн. м3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Таблица 14

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа и газоконденсата

Пласт Зона Категория запасов Площадь газоносности, тыс.м2 Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м Объем газонасыщенных пород, тыс.м3 Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент газонасыщенности, д.ед. Начальное пластовое давление, МПа Пластовое давление на дату подсчета, МПа Поправка на температуру Поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта Начальные геологические запасы свободного газа (газоконденсата), млн.м3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Таблица 15

Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей

Наименование параметров Горные породы Пластовые жидкости
коллекторы вмещающие нефть вода
1 2 3 4 5
Число исследованных образцов
Средняя плотность, кг/м3
Коэффициент температуропроводности, м2
Коэффициент теплопроводности, ккал/м•ч•град
Удельная теплоемкость, ккал/кг•град

Таблица 16

Состояние запасов нефти на 1.01. … г.

Объекты, месторождение в целом Начальные запасы нефти, тыс.т Текущие запасы нефти, тыс. т
утвержденные ГКЗ Роснедра На государственном балансе
геологические извлекаемые КИН С12, доли ед. геологические извлекаемые КИН С12, 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

Таблица 17

Состояние запасов нефти при КИН, принятом в проектном технологическом документе

Объекты, месторождение в целом Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном балансе, тыс.т Принятые ЦКР Роснедра Изменение НИЗ, ±тыс.т Текущие запасы нефти, тыс.т
КИН Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), тыс.т Геологические Извлекаемые КИН
А+В+С1 С2 А+В+С1 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2 А+В+С1 С2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Таблица 18

Обоснование изменения КИН

Месторождение, залежь, пласт На государственном балансе ПСС Предлагаемые проектным документом Увеличение КИН Причины изменения КИН
КИН Квыт. Кохв. КИН Квыт. Кохв. ПСС
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Всего по месторождению

Таблица 19

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

Объект Утвержденные ГКЗ Роснедра На государственном балансе
Начальные геологические запасы, млн.м3 Начальные геологические запасы, млн.м3 Текущие геологические запасы, млн.м3
АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2
Свободный газ
Всего по месторождению
Газ газовых шапок
Всего по месторождению

Таблица 20

Состояние запасов конденсата на 1.01. … г.

Объект Утвержденные ГКЗ Роснедра На государственном балансе
Начальные геологические запасы, тыс.т Начальные извлекаемые запасы, тыс.т КИК, доли ед. Начальные геологические запасы, тыс.т Начальные извлекаемые запасы, тыс.т КИК, доли ед. Текущие извлекаемые запасы, тыс.т Текущий КИК, доли ед.
АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2 АВС1 С2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Всего по месторождению

Таблица 21

Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационной модели
Идентификация модели: _ _ _ _ _ _
Объект разработки: _ _ _ _ _ _
Залежь: _ _ _ _ _ _

Параметр Значения
1 2
По модели в целом
Размеры по осям, км
<tab>X
<tab>У
<tab>Z
Размерность по осям
<tab>X
<tab>У
<tab>Z
Итого
Адаптируемые параметры по ячейкам модели Количество
Пористость
Проницаемость
Поровый объем
Песчанистость
Нефтенасыщенность начальная
Нефтенасыщенность остаточная
Газонасыщенность
Водонасыщенность критическая/защемленная
Анизотропия вертикальная
Проводимость по осям X,Y,Z
Районы ОФП
Итого
Адаптируемые параметры по скважинам Количество
Перфорация
Проницаемость призабойных зон поинтервальная статичная
Проницаемость призабойных зон поинтервальная динамическая
Координаты пластопересечений
Предельные забойные давления
Дополнительные параметры
Итого
История разработки/база данных Количество
Дебиты нефти
Дебита жидкости
Дебит газа
Закачка воды/приемистость
Закачка газа/химреагентов
Частота замеров месяц/квартал/год
Длительность истории разработки, лет
Инструментальные замеры пластового давления
Инструментальные замеры забойного давления
Итого
Данные исследований скважин по: Количество
PVT свойствам добываемых флюидов
<tab>насыщенностям флюидов
<tab>концентрациям химреагентов
Итого

Таблица 22

Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ

Начальные геологические запасы
Нефти, тыс.т Газа газовых шапок, млн.м3 Свободного газа, млн.м3
На государственном балансе
ГМ
ФМ
Отклонение (ФМ от ГМ), %
Отклонение (ФМ от баланса), %

Таблица 23

Сравнение параметров макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ

Параметр Значения
РИГИС ГМ ФМ
Коэффициент расчленения (К расч.), д.ед.
Коэффициент песчанистости (К песч.), д.ед.
Объем коллектора, млн.м3
Объем неколлектора, млн.м3

Таблица 24

Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Пласт _ _ _ _ месторождение _ _ _ _ _ _

Показатели t*-5 t*-4 t*-3 t*-2 t*-1
Проект Факт Проект Факт Проект Факт Проект Факт Проект Факт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Добыча нефти всего, тыс.т
2 В том числе: из переходящих скважин, тыс.т
3 <tab>из новых скважин, тыс.т
4 Ввод новых добывающих скважин всего, шт.
5 В том числе: из эксплуатационного бурения, шт.
6 <tab>из разведочного бурения, шт.
7 <tab>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 <tab>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.
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 <tab>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 <tab>с начала разработки, %

Таблица 25

Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01. … г.


п/п
Категория фонда Объект 1 Объект N Месторождение
1 Утвержденный проектный фонд, всего
в том числе:
<tab>- добывающие
<tab>- нагнетательные
<tab>- газовые
<tab>- контрольные
<tab>- водозаборные
2 Фонд скважин на 1.01. … г., всего
в том числе:
<tab>- добывающие
<tab>- нагнетательные
<tab>- газовые
<tab>- контрольные
<tab>- водозаборные
3 Фонд скважин для бурения на 1.01. … г., всего
в том числе:
<tab>- добывающие
<tab>- нагнетательные
<tab>- газовые
<tab>- контрольные
<tab>- водозаборные

Таблица 26

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01. … г.

Наименование Характеристика фонда скважин Количество скважин
Фонд
добывающих
скважин
Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Всего
В том числе:
<tab>действующие
<tab>из них: фонтанные
<tab><tab>ЭЦН
<tab><tab>ШГН
<tab><tab>газлифт:
<tab><tab><tab>– бескомпрессорный
<tab><tab><tab>– внутрискважинный
<tab>бездействующие
<tab>в освоении после бурения
<tab>в консервации
<tab>наблюдательные
<tab>переведены под закачку
<tab>переведены на другие горизонты
<tab>в ожидании ликвидации
<tab>ликвидированные
Фонд
нагнетательных
скважин
Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Переведены из добывающих
Всего
В том числе:
<tab>под закачкой
<tab>бездействующие
<tab>в освоении
<tab>в консервации
<tab>в отработке на нефть
<tab>переведены на другие горизонты
<tab>в ожидании ликвидации
<tab>ликвидированные
Фонд
газовых
скважин
Пробурено
Возвращено с других горизонтов
Всего
В том числе:
<tab>действующие
<tab>бездействующие
<tab>в освоении после бурения
<tab>в консервации
<tab>наблюдательные
<tab>переведены на другие горизонты
<tab>в ожидании ликвидации
<tab>ликвидированные

Таблица 27

Основные исходные данные для расчетов технологических показателей разработки

Характеристики Объекты
Объект 1 Объект 2 Объект … Объект N
Режим разработки
Система размещения скважин
Расстояние между скважинами, м
Плотность сетки, га/скв
Коэффициент охвата вытеснением, доли ед.
Соотношение скважин, доб./нагн.
Забойное давление скважин, МПа
<tab>фонтанных,
<tab>механизированных,
<tab>нагнетательных
Коэффициент использования скважин, доли ед.
<tab>фонтанных,
<tab>механизированных,
<tab>нагнетательных
Предельная обводненность при отключении добывающих скважин, %
Продолжительность работы скважин, лет

Таблица 28

Основные расчетные технологические показатели варианта разработки по объектам
Месторождение: _ _ _ _ _ _ Площадь: _ _ _ _ _ _
Объект разработки: _ _ _ _ _ _ Вариант: _ _ _ _ _ _

Годы и периоды Добыча, тыс.т Весовая обводненность, % Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. Закачка воды, тыс. м3
нефти воды жидкости
текущая накопленная текущая накопленная текущая накопленная текущая накопленная
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

продолжение таблицы 28

Фонд скважин Дебит, т/сут Приемистость Давление, МПа
Общий Действующий В зоне отбора В зоне закачки Среднее пластовое
всего добывающих нагнетательных всего добывающих нагнетательных нефти жидкости по воде, м3/сут по газу, тыс.м3/сут пластовое забойное пластовое забойное
12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Таблица 29

Основные технологические показатели варианта разработки по месторождению

Годы и периоды Добыча, тыс.т Весовая обводненность, % Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. Закачка воды, тыс.м3 Фонд скважин на конец периода Дебит, т/сут Приемистость по воде, м3/сут
нефти воды жидкости
текущая накопленная текущая накопленная текущая накопленная текущая накопленная всего добывающих нагнетательных нефти жидкости
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Таблица 30

Исходные данные для расчета экономических показателей


п/п
Показатели Значения
1 2 3
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, млн.руб.
<tab>наклонно-направленной
<tab>горизонтальной
<tab>зарезка бокового ствола
бурение нагнетательной скважины вертикальной, млн.руб.
<tab>наклонно-направленной
<tab>горизонтальной
<tab>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

Таблица 31

Основные технико-экономические показатели вариантов разработки по эксплуатационным объектам и суммарный (сумма оптимальных вариантов по объектам)

Показатели Варианты
1 n
1. Система разработки
<tab>Вид воздействия
<tab>Плотность сетки скважин
<tab>Проектный уровень добычи: нефти, тыс.т
<tab><tab>газа, млн.м3
<tab><tab>жидкости, тыс.т
<tab>Проектный уровень закачки воды, тыс.м3
<tab>Проектный срок разработки, годы
<tab>Накопленная добыча нефти за проектный период, тыс.т
<tab>Накопленная добыча нефти с начала разработки, тыс.т
<tab>Коэффициент извлечения нефти, доли ед.
<tab>Фонд скважин за весь срок разработки, всего, шт.
<tab>В том числе: добывающих
<tab><tab>нагнетательных
<tab><tab>иных (водозаборных, наблюдательных, газовых, бездействующих, ликвидированных по геологическим причинам)
<tab>Средняя обводненность продукции (весовая), % к концу разработки
<tab>Фонд скважин для бурения, всего, шт.
<tab>В том числе: добывающих
<tab><tab>нагнетательных
<tab><tab>иных (водозаборных, наблюдательных, газовых)
2. Экономические показатели эффективности вариантов разработки (при различной величине дисконта)
<tab>Норма дисконта, %
<tab>Чистый дисконтированный доход (NPV), млн. руб.
<tab>Внутренняя норма рентабельности (IRR), %
<tab>Индекс доходности затрат, доли ед.
<tab>Индекс доходности инвестиций, доли ед.
<tab>Срок окупаемости, лет
3. Оценочные показатели (при различной величине дисконта)
<tab>Капитальные затраты на освоение месторождения, млн.руб.
<tab>В том числе на бурение скважин, млн.руб.
<tab>Эксплуатационные затраты на добычу нефти, млн.руб.
<tab>Доход государства, млн.руб.

Таблица 32

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

Варианты Квыт, доли ед. Кохв, доли ед. КИН, доли ед. Запасы нефти, тыс.т
геологические извлекаемые
Рекомендуемый
Государственный баланс

Таблица 33

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

Виды ГТМ Годы разработки Итого за прогнозный период Всего Прирост КИН, доли ед.
Период до составления проекта Прогнозный период по проекту
факт 1-й год прогноза далее с шагом год до 5 года 5-й год прогноза далее с шагом 5 лет на весь срок разраб.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. ГРП
а) количество проведенных (прогноз.) операций
б) доп. добыча нефти, тыс.т
2. Горизонтальные скважины
а) кол-во пробуренных скв.
б) доп. добыча нефти, тыс.т
3. Зарезка вторых стволов
а) кол-во пробуренных скв.
б) доп. добыча нефти, тыс.т
4. Физико-химические методы ОПЗ
а) количество проведенных (прогноз.) операций
б) доп. добыча нефти, тыс.т
5. Нестационарное заводнение
доп. добыча нефти, тыс.т
6. Потокоотклоняющие технологии
а) количество проведенных (прогноз.) операций
б) доп. добыча нефти, тыс.т
7. Прочие методы, в том числе
7.1. напр. перфорационные методы
а) количество проведенных (прогноз.) операций
б) доп. добыча нефти, тыс.т
7.2. напр. переводы на другой объект
а) количество проведенных (прогноз.) операций
б) доп. добыча нефти, тыс.т
7.3. …
Итого по п. 7
Всего дополнительно добыто нефти, тыс.т

Примечания. 1. Указываются только методы, включенные в работу. 2. Приведенный перечень является примерным.

Таблица 34

Капитальные вложения, млн. руб.

Годы и периоды Бурение скважин Оборудование, не входящее в сметы строек Промысловое строительство Капитальные вложения
всего в том числе Сбор, транспорт и подготовка нефти и газа Телемеханика и связь Заводнение и промводоснабжение Методы повышения нефтеизвлечения Электроснабжение Базы производственного обслуживания Автодорожное строительство Очистные сооружения Прочие направления Всего годовые накопленные
добывающих нагнетательных всего в т.ч. природоохранные мероприятия
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Таблица 35

Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн.руб.

Годы и периоды Текущие затраты
Обслуживание скважин Энергия по извлечению нефти Искусственное воздействие на пласт Сбор и транспорт нефти и газа Технологическая подготовка нефти Прочие производственные расходы Методы воздействия на пласт Всего
Заработная плата, основная и дополнительная ППП Содержание и эксплуатация оборудования Капитальный ремонт нефтяных скважин Цеховые расходы Общепроизводственные расходы
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Окончание таблицы 35

Транспортные расходы при экспортной реализации Амортизация основных фондов Налоги, включаемые в себестоимость Эксплуатационные затраты, всего
Всего в том числе годовые накопленные
ЕСН и взносы на соцстрахование Налог на добычу полезных ископаемых Прочие налоги
14 15 16 17 18 19 20 21

Таблица 36

Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн.руб.

Годы и периоды Текущие затраты Транспортные расходы при экспортной реалиизации Амортизация основных фондов Налоги, включаемые в себестоимость Эксплуатационные затраты, всего
Вспомогательные материалы Топливо Энергетические затраты Заработная плата, основная и дополнительная Капитальный ремонт Методы воздействия на пласт Прочие затраты Всего ЕСН и взносы на соцстрахование Налог на добычу полезных ископаемых Прочие налоги годовые накопленные
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Таблица 37

Прибыль от реализации продукции, млн.руб.

Годы и периоды Добыча Выручка от реализации Налог на добавленную стоимость Вывозная таможенная пошлина Эксплуатационные затраты с учетом амортизации Налог на имущество организации Внереализационные расходы Прибыль всего Налог на прибыль Чистая прибыль Дисконтированная чистая прибыль
нефти, тыс.т газа, млн.мЗ всего в том числе годовая накопленная годовая накопленная
нефти газа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Таблица 38

Чистый доход недропользователя, млн.руб.

Годы и периоды Выручка от реализации продукции Эксплуатационные затраты, налоги и отчисления Внереализационные расходы Чистый результат Амортизационные отчисления Поступление финансов Капитальные вложения Чистый доход (СF) Чистый дисконтированный доход (NPV)
годовой накопленный годовой накопленный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Таблица 39

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

Годы и периоды Выручка от реализации продукции Эксплуатационные затраты, налоги и отчисления Внереализационные расходы Чистый результат Амортизационные отчисления Поступление кредита Поступление финансов Капитальные вложения Выплата кредита Чистый доход (СF) Чистый дисконтированный доход (NРV)
годовой накопленный годовой накопленный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Таблица 40

Доход государства, млн.руб.

Годы и периоды Налог на добавленную стоимость Вывозная таможенная пошлина Налог на имущество организации Налоги и платежи, включаемые в себестоимость Налог на прибыль Доход государства Дисконтированный доход государства
Годовой Накопленный Годовой Накопленный
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Таблица 41

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

Годы и периоды Федеральный бюджет Бюджеты субъектов РФ и местные бюджеты ЕСН и взносы на страхование во внебюджетные фонды Всего по всем бюджетам
Налог на добавленную стоимость Налог на добычу полезных ископаемых Налог на прибыль Вывозная таможенная пошлина Всего Налог на добавленную стоимость Налог на добычу полезных ископаемых Налог на прибыль Налог на имущество Прочие налоги и платежи Всего
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Таблица 42

Обоснование прогноза добычи нефти, объема буровых работ
Вариант _ _ _ _ _ _
Объект (месторождение) _ _ _ _ _ _, категория запасов _ _ _ _

№№ пп. Показатели Годы
1 2 n
1 2 3 4 5 6
1 Добыча нефти всего, тыс.т
2 в том числе: из переходящих скважин
3 <tab>новых скважин
4 <tab>механизированных скважин
5 Ввод новых добывающих скважин, всего, шт.
6 в том числе: из эксплуатационного бурения
7 <tab>из разведочного бурения
8 <tab>переводом с других объектов
9 Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут
10 Среднее число дней работы новой скважины, дни
11 Средняя глубина новой скважины, м
12 Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м
13 в том числе: добывающие скважины
14 <tab>вспомогательные и специальные скважины
15 Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году, скв.дни
16 Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в данном году, тыс.т
17 Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года, тыс.т
18 Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т
19 Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года, тыс.т
20 Изменение добычи нефти из переходящих скважин, тыс.т
21 Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин, %
22 Мощность новых скважин, тыс.т
23 Выбытие добывающих скважин, шт
24 в том числе под закачку
25 Фонд добывающих скважин на конец года, шт
26 в том числе нагнетательных в отработке
27 Действующий фонд добыв.скважин на конец года, шт
28 Перевод скважин на механизированную добычу, шт
29 Фонд механизированных скважин, шт
30 Ввод нагнетательных скважин, шт
31 Выбытие нагнетательных скважин, шт
32 Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт
33 Действующий фонд нагнет.скважин на конец года, шт
34 Фонд введенных резервных скважин на конец года, шт
35 Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут
36 Средний дебит переходящих скважин по жидкости, т/сут
37 Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут
38 Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин, %
39 Средняя обводненность продукции переходящих скважин, %
40 Средняя обводненность продукции новых скважин, %
41 Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут
42 Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут
43 Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут
44 Добыча жидкости, всего, тыс.т
45 в том числе из переходящих скважин, тыс.т
46 <tab>из новых скважин, тыс.т
47 <tab>механизированным способом, тыс.т
48 Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т
49 Добыча нефти с начала разработки, тыс.т
50 Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
51 Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %
52 Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов, %
53 Темп отбора от текущих утвержденных извлекаемых запасов, %
54 Закачка рабочего агента, тыс.м3 (млн.н.м3)/год
55 Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3 (млн.н.м3)
56 Компенсация отбора текущая, %
57 <tab>с начала разработки, %

Таблица 43

Обоснование прогноза добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата, объема буровых работ
Вариант _ _ _ _ _ _
Объект (месторождение) _ _ _ _ _ _, категория запасов _ _ _ _

№№ пп Показатели Годы
1 2 3 4 5 6 7
1 Остаточные извлекаемые запасы нефтяного газа, млн.н.м3
2 Добыча нефтяного газа с начала разработки, млн.н.м3
3 Газовый фактор, н.м3
4 Добыча нефтяного газа, млн.н.м3/год
5 Использование нефтяного газа, млн.н.м3/год
6 Процент утилизации нефтяного газа, %
7 Остаточные запасы природного газа категории A+B+C1, млн.н.м3
8 Отбор газа с начала разработки, млн.н.м3
9 Добыча газа, всего, млн.н.м3/год
10 Расход газа на собственные нужды, млн.н.м3/год
11 в т.ч. на технологические нужды, млн.н.м3/год
12 Добыча газа из переходящих скважин, млн.н.м3/год
13 Действующий фонд переходящих скважин на начало года, шт.
14 Среднедействующий фонд переходящих скважин, шт.
15 Среднесуточный дебит 1 переходящей скважины, тыс.н.м3/год
16 Среднее число дней работы переходящей скважины, дни
17 Добыча газа из скважин, вводимых из бездействия, млн.н.м3/год
18 Ввод в эксплуатацию скважин из бездействия, шт.
19 Среднесуточный дебит одной скважины, вводимой из бездействия, тыс.н.м3
20 Среднее число дней работы 1 скважины, вводимой из бездействия, дни
21 Добыча газа из новых скважин, млн.н.м3/год
22 Ввод в эксплуатацию новых скважин, шт.
23 в том числе − из эксплуатационного бурения
24 <tab>− переводом из других объектов
25 <tab>− из консервации
26 <tab>− из разведочного бурения
27 Среднесуточный дебит 1 новой скважины, тыс.н.м3/сут
28 Среднее число дней работы 1 новой скважины, дни
29 Расчетная годовая добыча газа из новых скважин предыдущего года в данном году, млн.н.м3/год
30 Ожидаемая расчетная добыча газа из старых скважин данного года, млн.н.м3/год
31 Коэффициент изменения добычи газа из переходящих скважин
32 Падение добычи газа по переходящим скважинам, млн.н.м3
33 Выбытие скважин из действующего фонда, шт.
34 Средняя глубина бурения газодобывающих скважин, м
35 Объем эксплуатационного бурения, тыс.м
36 Средневзвешенное пластовое давление на начало года, МПа
37 Среднее устьевое (рабочее) давление на начало года, МПа
38 Содержание стабильного конденсата, г/н.м3
39 Добыча конденсата, тыс.т
40 Коэффициент извлечения конденсата из газа, доли ед.
41 Технологические потери конденсата, %

* Пункты 7-41 заполняются для газонефтяных месторождений при добыче природного газа и конденсата.

Таблица 44

Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)

№ п/п Цель проводимых работ Виды работ Срок исполнения Исполнители
1 2 3 4 5

Таблица 45

Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
Месторождение: _ _ _ _ _ _
Недропользователь: _ _ _ _ _ _


скв.
Состояние по фонду Пласт Накопленный отбор нефти,
тыс.т
Режим работы
(на дату остановки)
Причины простоя Планируемые мероприятия Год ввода в работу Режим работы
(планируемый)
Qн,
т/сут
Обводненность,
%
Qн,
т/сут
Обводненность,
%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

...Приложение Б. Назад. | Содержание

 
рд/приказ_мпр_рф_61/приложение_в.txt · Последние изменения: 2011/01/30 22:09 (внешнее изменение)