Приложение А (обязательное). Формы для включения в проектный технологический документ

Приложение А
(обязательное)

Формы для включения в проектный технологический документ

Таблица А.1 - Характеристика и параметры продуктивных залежей

Пласт	Тип залежи	Размеры залежи,	Средняя глубина залегания, м	Абсолютная отметка, м (для наклонного, средняя)			Высота залежи, м	Средняя глубина моря, м	Расстояние, км
				ВНК	ГНК	ГВК			до берега	до ближайшего порта

Таблица А.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности

Количество скважин, используемых для определения, шт.	Коэффициент песчанистости, д. е.		Коэффициент расчлененности, д. е.		Характеристика прерывистости	Коэффициент анизотропии пласта, д. е.
	среднее значение	интервал изменения	среднее значение	интервал изменения

Таблица А.3 - ФЕС пластов по данным исследований образцов керна

Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона

Коэффициент пористости K п, %

Коэффициент проницаемости , мкм 2

Неснижаемая водонасыщенность, K вн, %

Количество скважин, шт.

Эффективная толщина h эф, м

Количество анализов, шт.

Значение

Количество скважин, шт.

Эффективная толщина h эф, м

Количество анализов, шт.

Значение

Количество скважин, шт.

Эффективная толщина h эф, м

Количество анализов, шт.

Значение

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее

минимальное

максимальное

среднее

Примечание - Все исследования керна проводятся при идентичных условиях, которые указываются (лабораторные или пластовые).

Таблица А.4 - Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)

Наименование характеристики	Фазовая проницаемость по нефти при неснижаемой водонасыщенности , мкм 2	Неснижаемая водонасыщенность (содержание связанной воды) S вн, д. е.	Начальная нефтенасыщенность (1 - S вн), д. е.	Вытесняющий рабочий агент (вода, газ и т.п.)	Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти рабочим агентом, д. е.	Коэффициент вытеснения, д. е.	Значения фазовых проницаемостей, д. е.
							для рабочего агента при коэффициенте остаточной нефтенасыщенности	для нефти при коэффициенте начальной водонасыщенности
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
Среднее значение
Интервал изменения

Таблица А.5 - Характеристика вытеснения газа рабочим агентом (водой, нефтью)

Наименование характеристики	, мкм 2	Неснижаемая водонасыщенность (нефтенасыщенность), д. е.	Начальная газонасыщенность, д. е.	Вытесняющий рабочий агент (вода, нефть)	Остаточная газонасыщенность при вытеснении газа водой (нефтью), д. е.	Коэффициент вытеснения, д. е.	Относительная проницаемость, д. е.
							для рабочего агента при коэффициенте остаточной газонасыщенности	для газа при коэффициенте начальной водонасыщенности (нефтенасыщенности)
Количество определений при каждом значении проницаемости, шт.
Среднее значение
Интервал изменения

Таблица А.6 - Результаты гидродинамических исследований залежей и пластов. ________месторождение, пласт _________

Наименование параметра		Количество скважин, шт.	Количество определений, шт.	Значение
				залежь 1	...	залежь М	пласт в целом
Начальное пластовое давление, МПа	минимальное
	максимальное
	среднее
Начальная пластовая температура, °С	минимальная
	максимальная
	средняя
Коэффициент продуктивности,	минимальный
	максимальный
	средний
Удельный коэффициент продуктивности,	минимальный
	максимальный
	средний
	минимальная
	максимальная
	средняя
, мкм 2	минимальный
	максимальный
	средний

Таблица А.7 - Результаты опробования и гидродинамических исследований скважин. ________ месторождение, пласт _______

Номер скважины

Дата исследования

Интервал перфорации, м

Номер режима

Дебит, м 3/сут

Массовая концентрация твердых частиц, г/м 3

Давление, МПа

Температура, °С

газ

конденсат

нефть

вода

пластовое

забойное

устьевое

затрубное

пластовая

устьевая

1

2

...

Среднее значение

Таблица А.8 - Сравнение ФЕС (керн, ГИС, ГДИ). ________ месторождение, пласт ________

Наименование параметра	Метод определения параметра	Характеристики параметра	Количество скважин, шт.	Количество определений, шт.	Значение
					залежь 1	...	залежь М	пласт в целом
Коэффициент пористости, д. е.	по керну	эффективная толщина, м
		минимальный
		максимальный
		средний
	по ГИС	минимальный
		максимальный
		средний
, мкм 2	по керну	эффективная толщина, м
		минимальный
		максимальный
		средний
	по ГИС	минимальный
		максимальный
		средний
	по ГДИ	минимальный
		максимальный
		средний

Таблица А.9 - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазоносности

Метод определения	Наименование	Коэффициент проницаемости , мкм 2	Коэффициент пористости K п, д. е.	Начальная		Насыщенность связанной водой, д. е.
				Нефтенасыщенность, д. е.	Газонасыщенность, д. е.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.
	Количество определений, шт.
	Среднее значение
	Коэффициент вариации, д. е.
	Интервал изменения
ГИС	Количество скважин, шт.
	Количество определений, шт.
	Среднее значение
	Коэффициент вариации, д. е.
	Интервал изменения
ГДИ	Количество скважин, шт.
	Количество определений, шт.
	Среднее значение
	Коэффициент вариации, д. е.
	Интервал изменения
Принятые при проектировании значения параметров

Таблица А.10 - Компонентный состав нефти и растворенного газа. ________ месторождение, пласт ______

Наименование параметра (компонента)		Компонент
		при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		пластовой нефти до разгазирования
		выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная доля компонентов, %	метан
	этан
	пропан
	изобутан
	нормальный бутан
	изопентан
	нормальный пентан
	гексаны
	гептаны
	октаны
	остаток С9+
	сероводород
	двуокись углерода
	азот и редкие газы (в т.ч. гелий)
Молярная масса, кг/моль
Плотность, кг/м 3	газа
	газа относительная (по воздуху)
	нефти

Таблица А.11 - Свойства пластовой и дегазированной нефти. ________ месторождение, пласт ________

Наименование параметра		Значение	Среднее значение
Свойства пластовой нефти
Давление пластовое, МПа
Температура пластовая, °С
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м 3/т
Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3/т
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м 3
Динамическая вязкость нефти в условиях пласта,
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, Па -1
Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м 3	при однократном (стандартном) разгазировании
	при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
Пересчетный коэффициент
Количество исследованных глубинных проб (скважин), шт.
Свойства дегазированной нефти
Плотность нефти по поверхностным пробам, кг/м 3
Динамическая вязкость нефти по поверхностным пробам,	при температуре 20 °С
	при температуре 50 °С
Температура застывания нефти, °С
Массовая доля, %	серы
	силикагелевых смол
	асфальтенов
	парафинов
Молярная концентрация компонента, моль/м 3	ванадий
	никель
Температура начала кипения, °С
Объемная доля выкипающей нефти (фракционный состав), %	при температуре не более 100 °С
	при температуре не более 150 °С
	при температуре не более 200 °С
	при температуре не более 250 °С
	при температуре не более 300 °С
Количество исследованных поверхностных проб (скважин), шт.

Таблица А.12 - Компонентный состав газа и конденсата

Наименование параметра		Газ			Конденсат		Состав пластового газа
		Сепарации	дегазации	дебутанизации	дебутанизированный (стабильный)	сырой
Молярная доля, %	сероводород
	двуокись углерода
	азот и редкие газы, в том числе гелий
	метан
	этан
	пропан
	изобутан
	нормальный бутан
	изопентан
	нормальный пентан
	гексан
	гептан
	октан
	остаток С 9+
Молярная масса, кг/моль
Давление Р, МПа
Температура t, °С
Плотность, кг/м 3	в стандартных условиях (0,1 МПа, 20 °С)
	в рабочих условиях (при Р, t)
Выход пластового газа, кг/т

Таблица А.13 - Свойства газа и конденсата

Наименование параметра		Значение (среднее)
Газ газовой шапки
Давление, МПа	пластовое
	начала конденсации
	максимальной конденсации
	псевдокритическое
Давление приведенное
Температура, °С	пластовая
	псевдокритическая
Температура приведенная
Коэффициент сверхсжимаемости (z)
Объемный коэффициент
Плотность в условиях пласта, кг/м 3
Динамическая вязкость в условиях пласта,
Теплоемкость, Дж/К
Коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа
Массовая концентрация конденсата, г/м 3	сырого (нестабильного)
	стабильного (дебутанизированного)
Стабильный (дебутанизированный) конденсат
Плотность (стандартные условия), кг/м 3
Динамическая вязкость (стандартные условия),
Молярная масса, г/моль
Температура выкипания 90 % объемного конденсата, °С

Таблица А.14 - Свойства и химический состав пластовых вод

Наименование параметра		Диапазон значений	Среднее значение
Газосодержание, м 3/м 3
Плотность воды, кг/м 3	в стандартных условиях
	в условиях пласта
Динамическая вязкость в условиях пласта,
Коэффициент сжимаемости, Па -1
Объемный коэффициент, м 3/м 3
Массовая концентрация компонентов воды, кг/м 3	Na + и К +
	Са +2
	Mg +2
	Cl -
	НСО 3
	Br -
	J -
	В +3
	Li +
	Sr +2
	Rb +
	Cs +
Общая минерализация, мг/дм 3
Показатель активности водородных ионов, рН
Химический тип воды (преимущественный)
Количество исследованных проб (скважин), шт.

Таблица А.15 - Теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей

Наименование параметра	Горная порода		Пластовая жидкость
	коллекторы	вмещающая	нефть	вода
Число исследованных образцов, шт.
Средняя плотность, кг/м 3
Температуропроводность, м 2/с
Теплопроводность,
Удельная теплоемкость,

Таблица А.16 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения

Наименование параметра		Залежь
		1	2	...	М
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м
Тип	залежи
	коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м 2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная толщина, м	нефтенасыщенная
	водонасыщенная
Коэффициент пористости, д. е.
Коэффициент нефтенасыщенности, д. е.	нефтяной зоны
	водонефтяной зоны
	пласта
Средняя , мкм 2	по керну
	по ГДИ скважин
Коэффициент песчанистости, д. е.
Расчлененность, д. е.
Начальная пластовая температура, °С
Начальное пластовое давление, МПа
Динамическая вязкость в пластовых условиях,	нефти
	воды
Плотность нефти, т/м 3	в пластовых условиях
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м 3
Абсолютная отметка контакта, м	ГВК
	ВНК
Объемный коэффициент нефти, м 3/м 3
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газовый фактор, м 3/т
Сжимаемость, Па -1	нефти
	воды
	породы
Коэффициент продуктивности,
Коэффициент вытеснения (агент), м 3/м 3

Таблица А.17 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов газового (газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения

Наименование параметра		Залежь
		1	2	...	М
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м
Тип	залежи
	коллектора
Площадь , м 2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, д. е.
Коэффициент газонасыщенности пласта, д. е.
Средняя , мкм 2	по керну
	по ГДИ скважин
Коэффициент песчанистости, д. е.
Расчлененность, д. е.
Начальная пластовая температура, °С
Начальное пластовое давление, МПа
Динамическая вязкость в пластовых условиях,	газа
	воды
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м 3
Абсолютная отметка ГВК контакта, м
Коэффициент сверхсжимаемости газа
Сжимаемость, Па -1	воды
	породы
Коэффициенты фильтрационного сопротивления	А, МПа/(10 3 м 3/сут)
	В, МПа 2/(10 3 м 3/сут) 2
Абсолютно свободный , м 3/сут

Таблица А.18 - Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения

Пласт

Зона *

Категория запасов

Площадь , м 2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Объем нефтенасыщенных , м 3

Коэффициент пористости, д. е.

Коэффициент нефтенасыщенности, д. е.

Пересчетный коэффициент

Плотность нефти, кг/м 3

Начальные геологические запасы , т

Газовый фактор, м 3/т

Начальные геологические запасы растворенного , м 3

* Под зоной следует понимать регион, участок, часть запасов категорий и т д.

Таблица А.19 - Сводная таблица подсчетных параметров, запасов газа и газового конденсата газового (газоконденсатного, газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения

Пласт	Зона *	Категория запасов	Площадь , м 2	Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м	Объем газонасыщенных , м 3	Коэффициент пористости, д. е.	Коэффициент газонасыщенности, д. е.	Начальное пластовое давление, МПа	Поправка на температуру, °С	Поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта	Начальные геологические запасы свободного газа , м 3
* Под зоной следует понимать регион, участок, часть запасов категорий и т.д.

Таблица А.20 - Состояние запасов нефти нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения

Объект, месторождение в целом

Начальные запасы нефти

Текущие запасы нефти

принятые ФБУ "ГКЗ"

на государственном балансе

, т

, т

коэффициент извлечения нефти С 1/С 2

, т

, т

коэффициент извлечения нефти С 1/С 2

, т

, т

текущий коэффициент извлечения нефти

А+В+С 1

С 2

А+В+С 1

С 2

А+В+С 1

С 2

А+В+С 1

С 2

А+В+С 1

С 2

А+В+С 1

С 2

Таблица А.21 - Состояние запасов нефти нефтяного (нефтяной части нефтегазоконденсатного) месторождения при коэффициенте извлечения нефти, принятом в проектном технологическом документе

Объект, месторождение в целом

Начальные геологические запасы нефти, числящиеся на государственном , т

Принятые ФБУ "ГКЗ"

Изменение начальных извлекаемых , т

Текущие запасы , т

коэффициент извлечения нефти, д. е.

начальные извлекаемые , т

геологические

извлекаемые

коэффициент извлечения нефти, д. е.

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

Таблица А.22 - Состояние запасов газа газового (газоконденсатного, газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения на 01.01.20__

Залежь	Принятые ФБУ "ГКЗ"		На государственном балансе
	начальные геологические , м 3		начальные геологические , м 3		текущие геологические , м 3
	А+В+С 1	С 2	А+В+С 1	С 2	А+В+С 1	С 2
газ
Всего по месторождению

Таблица А.23 - Состояние запасов конденсата газоконденсатного (газовой части нефтегазоконденсатного) месторождения на 01.01.20__

Объект

Принятые ФБУ "ГКЗ"

На государственном балансе

начальные геологические , т

начальные извлекаемые , т

коэффициент извлечения конденсата, д. е.

начальные геологические , т

начальные извлекаемые , т

коэффициент извлечения конденсата, д. е.

Текущие извлекаемые , т

текущий коэффициент извлечения конденсата, д. е.

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

А+В+С 1

C 2

Всего по месторождению

Таблица А.24 - Состояние реализации проектного фонда скважин по состоянию на 01.01.20__

Состояние реализации проектного фонда скважин			Объект 1	...	Объект N	по месторождению в целом
Утвержденный	общий, ед.	добывающих
		нагнетательных
		контрольных
		водозаборных
		всего
	для бурения, ед.	добывающих
		нагнетательных
		контрольных
		водозаборных
		всего
Реализованный	общий на 01.01.20__, ед.	добывающих
		нагнетательных
		контрольных
		водозаборных
		всего
Реализованный для бурения на 01.01.20__, ед.		добывающих
		нагнетательных
		контрольных
		водозаборных
		всего
Примечание - При необходимости дополнительно приводят данные о реализации утвержденного проектного фонда скважин других категорий.

Таблица А.25 - Основные технологические показатели разработки на начало года

Основные показатели разработки		Объект 1	...	Объект N
Фонд скважин, ед.	добывающие
	нагнетательные
	контрольные
	водозаборные
	всего
Годовой отбор	, т
	, т
	, м 3
	воды, тыс. м 3
Накопленный отбор	, т
	, т
	, м 3
	, м 3
Закачка , м 3
Закачка воды с начала , м 3
Компенсация отбора жидкости закачкой воды, %
Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки, %
Коэффициент нефтеизвлечения, д. е.
Массовая доля обводненности продукции, %
Забойное давление, МПа
Депрессия, МПа
Устьевое давление, МПа
Отбор от НБЗ, %	нефти
	конденсата
	газа
Дебит	нефти, т/сут
	конденсата, т/сут
	газа, тыс.м 3/сут
	воды, м 3/сут

Таблица А.26 - Использование фонда скважин

Категория скважин	Использование фонда скважин	Объект 1	...	Объект N	Месторождение
Добывающие, ед.	действующие
	в освоении после бурения
	бездействующие
	в консервации
	пьезометрические
	ликвидированные
	в ожидании ликвидации
	всего
Нагнетательные, ед.	действующие (под закачкой)
	в освоении после бурения
	в отработке на нефть
	бездействующие
	в консервации
	пьезометрические
	ликвидированные
	в ожидании ликвидации
	всего
Контрольные, ед.	наблюдательные
	пьезометрические
Водозаборные, ед.	действующие
	в освоении после бурения
	бездействующие
	в консервации
	пьезометрические
	ликвидированные
	в ожидании ликвидации
	всего
Общий фонд, ед.	действующие
	в освоении после бурения
	бездействующие
	в консервации
	пьезометрические
	наблюдательные
	ликвидированные
	в ожидании ликвидации
	всего
Примечание - При необходимости дополнительно приводят данные об использовании фонда скважин других категорий.

Таблица А.27 - Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки. _________ месторождение (объект)

Год		1		...		n
Наименование показателя		проект	факт	проект	факт	проект	факт
Фонд скважин, ед.	добывающих
	нагнетательных
	контрольных
	водозаборных
	всего
Годовой отбор	, т
	, т
	, м 3
	, м 3
Накопленный отбор	, т
	, т
	, м 3
	, м 3
Закачка , м 3
Закачка воды с начала , м 3
Компенсация отбора жидкости закачкой воды, %
Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки, %
Коэффициент нефтеизвлечения
Массовая доля обводненности продукции, %
Отбор от НБЗ, %	нефти
	конденсата
	газа
Дебит	нефти, т/сут
	конденсата, т/сут
	газа, тыс. м 3/сут
	воды, м 3/сут
Забойное давление, МПа
Депрессия, МПа
Устьевое давление, МПа

Таблица А.28 - Сопоставление начальных запасов углеводородов

Наименование параметра		Подсчет запасов	ГМ, ГДМ	Расхождение
				ГМ	ГДМ	ГМ, %	ГДМ, %
Запасы категорий АВС 1
Начальные геологические запасы	, м 3
	, т
	, т
Объем насыщенных , м 3
Площадь , м 2
Средняя эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м
Средний коэффициент пористости, д. е.
Средний коэффициент начальной нефтегазонасыщенности, д. е.
Запасы категорий ABC 1 C 2
Начальные геологические запасы	, м 3
	, т
	, т
Объем насыщенных , м 3
Площадь , м 2
Средняя эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м
Средний коэффициент пористости, д. е.
Средний коэффициент начальной нефтегазонасыщенности, д. е.

Таблица А.29 - Сопоставление фактических и расчетных показателей по добыче углеводородов

Номер скважины

Накопленная добыча

Накопленная закачка воды

, м 3

, т

, т

, м 3

факт

расчет

расхождение

факт

расчет

расхождение

факт

расчет

расхождение

факт

расчет

расхождение

, м 3

, м 3

расхождение

, м 3

%

, т

%

, т

%

, м 3

%

, м 3

%

Итого

Таблица А.30 - Фонд скважин. Месторождение ___________

Год

Ввод скважин из бурения, ед.

Эксплуатационное бурение с начала , м

Фонд скважин, ед.

Ликвидированные скважины, ед.

всего

добывающих

нагнетательных

резервных

контрольных

прочих *

всего

в т.ч. по причине

с начала разработки

добывающих

обводнения

технического износа

прочие

* Водозаборные и поглощающие скважины, скважины-дублеры, скважины восстанавливаемого фонда и др.

Таблица А.31 - Технологические показатели по отбору газа и воды. Месторождение _____________

Год

Годовой отбор , м 3

Накопленный отбор , м 3

Годовой отбор , м 3

Накопленный отбор , м 3

Массовая доля обводненности продукции, %

Темп отбора газа от НБЗ, %

Накопленный отбор газа, % от НБЗ

Среднее пластовое давление, МПа

Фонд добывающих скважин, ед.

Средние показатели действующих скважин

Дебит газа, тыс. м 3/сут

Дебит воды, м 3/сут

Среднее пластовое давление *, МПа

Забойное давление, МПа

Депрессия, МПа

Устьевое давление, МПа

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.32 - Технологические показатели по отбору газа, конденсата и воды. Месторождение ___________

Год

Годовой отбор

Накопленный отбор

Среднегодовой потенциал С +5, г/м 3

Массовая доля обводненности продукции, %

Отбор газа от НБЗ, %

Отбор конденсата от НБЗ, %

Среднее пластовое давление, МПа

Фонд добывающих скважин, ед.

Средние показатели действующих скважин

, м 3

, т

, м 3

, м 3

, т

, м 3

Дебит газа, тыс. м 3/сут

Дебит конденсата, т/сут

Дебит воды, м 3/сут

Среднее пластовое давление *, МПа

Забойное давление, МПа

Депрессия, МПа

Устьевое давление, МПа

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.33 - Технологические показатели по отбору газа, нефти и воды. Месторождение __________

Год

Годовой отбор

Накопленный отбор

Коэффициент нефтеизвлечения, д. е.

Массовая доля обводненности продукции, %

Отбор газа от НБЗ, %

Отбор нефти от НБЗ, %

Среднее пластовое давление, МПа

Фонд добывающих скважин, ед.

Средние показатели действующих скважин

, м 3

, т

, м 3

, м 3

, т

, м 3

Дебит газа, 10 3, тыс. м 3/сут

Дебит нефти, т/сут

Дебит воды, м 3/сут

Среднее пластовое давление *, МПа

Забойное давление, МПа

Депрессия, МПа

Устьевое давление, МПа

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.34 - Технологические показатели по отбору нефти, газа, конденсата и воды. Месторождение _____________

Год

Годовой отбор

Накопленный отбор

Среднегодовой потенциал С +5, г/м 3

Коэффициент нефтеизвлечения, д. е.

Массовая доля обводненности продукции, %

Среднее пластовое давление, МПа

Фонд добывающих скважин, ед.

Отбор от НБЗ, %

Средние показатели действующих скважин

, т

, т

, м 3

, м 3

, т

, т

, м 3

, м 3

нефти

конденсата

газа

Дебит нефти, т/сут

Дебит конденсата, т/сут

Дебит газа, тыс. м 3/сут

Дебит воды, м 3/сут

Среднее пластовое давление *, МПа

Забойное давление, МПа

Депрессия, МПа

Устьевое давление, МПа

* В области размещения добывающих скважин.

Таблица А.35 - Технологические показатели по закачке рабочего агента. Месторождение ___________

Год	Годовой объем , м 3	Накопленный объем , м 3	Годовой отбор , м 3	Накопленный отбор , м 3	Фонд нагнетательных скважин, ед.	Приемистость, м 3/сут	Давление, нагнетания, МПа	Среднее забойное давление, МПа	Среднее пластовое давление *, МПа	Репрессия, МПа
* В области размещения нагнетательных скважин.

Таблица А.36 - Структура и динамика строительства объектов обустройства

Характеристики объектов обустройства				Общее кол-во, шт.	Строительство и ввод в эксплуатацию по годам *
					1	...	n
Морской комплекс
Платформа, ледостойкий блок-кондуктор, искусственное островное сооружение	металлоконструкция ВСП
	состав технологического оборудования и характеристика ВСП, включая основные узлы подготовки **
	состав вспомогательного оборудования ВСП
	численность персонала ВСП, чел.
	тип опорной части
	материал опорной части
	масса опорной части, т
СПД (ПДК), сбора подготовки и компримирования	Основные узлы добычи и сбора		производительность, м 3/сут (т/сут)
			количество слотов/одиночных скважин, ед.
			количество манифольдов, ед.
	Основные узлы подготовки **		производительность установок
			мощность агрегатов
			число агрегатов
	длина, км		шлангокабеля
			внутрипромысловых трубопроводов
	диаметр, мм		шлангокабеля
			внутрипромысловых трубопроводов
Бурение скважин	тип буровой установки (полупогружная, самоподъемная, буровое судно)
	количество скважин, ед.		эксплуатационных
			нагнетательных
			резервных
			контрольных
			прочих
Транспортная система	длина скважин по инструменту, км
	газопровод		количество, ед.
			длина, км
			материал (сталь, полиэтилен)
			диаметр, мм
			толщина стенки, мм
			давление на входе/выходе, МПа
			производительность, м 3/сут
	нефтепровод		количество, ед.
			длина, км
			материал (сталь, полиэтилен)
			диаметр, мм
			толщина стенки, мм
			давление на входе/выходе, МПа
			производительность, т/сут
	конденсатопровод		количество, ед.
			длина, км
			материал (сталь, полиэтилен)
			диаметр, мм
			толщина стенки, мм
			давление на входе/выходе, МПа
			производительность, т/сут
	метанолопровод		количество, ед.
			длина,км
			материал (сталь, полиэтилен)
			диаметр, мм
			толщина стенки, мм
			давление на входе/выходе, МПа
			производительно