Приложение Б (справочное). Формы представления информации проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных скважин

Приложение Б
(справочное)

Формы представления информации проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных скважин

Таблица Б.1 - Результаты опробования и исследования скважины

Характеристика, показатель		Режим
	1	2	...
Горизонт (эксплуатационный объект)
Интервал перфорации, м
Дата исследования
Дебит газа, тыс. .
Дебит конденсата, .
Дебит нефти*, .
Дебит воды, .
Температура на устье скважины, °С
Давление устьевое, МПа
Давление пластовое, МПа
Давление забойное, МПа
Давление затрубное, МПа
Конденсатогазовый фактор,
Содержание воды в продукции скважин,
Содержание твердых частиц в продукции скважин,
Обводненность продукции нефтяной скважины*, % масс*.
Депрессия, МПа
Абсолютно свободный дебит газа, тыс. .
Максимальный дебит газа, тыс. .
Температура пластовая, °С
Температура на устье скважины, °С
Коэффициент фильтрационного сопротивления А,
Коэффициент фильтрационного сопротивления В,
Коэффициент продуктивности нефтяной скважины*,
Гидропроводность,
Проницаемость по исследованиям на установившихся режимах,
Проницаемость по кривым восстановления (стабилизации) давления,
Скин-эффект
*Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица Б.2 - Результаты промысловых газоконденсатных исследований скважины

Дата и время	Характеристика работы скважины					Характеристика сепарации
	Номер режима	Пластовое давление, МПа	Забойное давление, МПа	Устьевое давление, МПа	Дебит газа, тыс.	Давление, МПа	Температура,	Конденсатогазовый фактор,	Коэффициент усадки конденсата по объему	Плотность дегазированного конденсата,

Таблица Б.3 - Средний компонентный состав и свойства газа и конденсата горизонта (пласта)

Показатель	Газ			Конденсат			Пластовый газ
	сепарации	дегазации	дебутанизации	дебутанизированный	нестабильный		в % мол.	в % масс.
					в % мол.	в % масс.
Содержание компонента, % мол. (% масс):
- метан ;
- этан ;
- пропан ;
- изобутан i-;
- нормальный бутан n-;
- изопентан i-;
- нормальный пентан n-;
- гексаны ;
- гептаны ;
- октаны ;
- нонаны ;
- деканы + вышекипящие ;
- азот ;
- двуокись углерода ;
- сероводород ;
- меркаптаны RSH;
- гелий Не
Всего компонентов в составе, % мол. (% масс.)	100	100	100	100	100	100	100	100
Расчетное количество компонентов (при условии количества компонентов газа сепарации 1000 моль), моль	1000
Свойство:
молекулярная масса, г/моль;
плотность, ;
содержание пентана + вышекипящих , % мол.;
молекулярная масса , г/моль;
плотность , кг/;
Условия определения:
среднее давление, МПа;
средняя температура, °С
число скважин
число определений

Таблица Б.4 - Средний фракционный состав и физико-химические свойства стабильного конденсата (нефти)

Показатель	Горизонт (пласт)
	1	2	...
Фракционный состав:
начало кипения (НК), °С;
10% об. перегоняют при температуре, °С;
20% об. перегоняют при температуре, °С;
30% об. перегоняют при температуре, °С;
40% об. перегоняют при температуре, °С;
50% об. перегоняют при температуре, °С;
60% об. перегоняют при температуре, °С;
70% об. перегоняют при температуре, °С;
80% об. перегоняют при температуре, °С;
90% об. перегоняют при температуре, °С;
конец кипения, °С.
Отгон, % об.
Остаток, % об.
Потери при перегонке, % об.
Плотность при 20°С,
Молекулярная масса, г/моль
Температура помутнения, °С
Температура застывания конденсата, °С
Температура застывания нефти, °С
Температура плавления парафина, °С
Температура начала кипения нефти, °С
Вязкость конденсата при минус 20°С,
Вязкость конденсата при минус 10°С,
Вязкость конденсата при 20°С,
Вязкость конденсата при 40 °С,
Вязкость нефти при 20°С,
Вязкость нефти при 50°С,
Содержание общей серы, % масс.
Содержание твердых парафинов, % масс.
Содержание смол, % масс.
Содержание асфальтенов, % масс.
Содержание в нефти воды, % масс.
Содержание в нефти механических примесей, % масс.
Содержание в нефти ванадия, г/т
Содержание в нефти никеля, г/т
Число определений

Таблица Б.5 - Средний групповой состав стабильного конденсата (нефти) горизонта (пласта)

Показатель	Выход фракций, % масс.	Содержание углеводородов, % масс, на:
		фракцию			конденсат (нефть)
		ароматических	нафтеновых	мета новых	ароматических	нафтеновых	метановых
Температурные пределы отбора фракций, °С:
до 60;
60...95;
95...122;
122...150;
150...200;
200...250;
250...300;
300...350;
350...400;
400...450;
450...500;
более 500.
Фракция НК-200
Фракция НК-300
Фракция НК-400
Фракция НК-500
Суммарно на конденсат (нефть)	100
Число определений

Таблица Б.6 - Количество выпадающих в пласте углеводородов

и конденсатоотдача при снижении пластового давления по эксплуатационному объекту

Давление, МПа	Количество выпадающих в пласте углеводородов ,	Потенциальное содержание в добываемом газе,	Суммарное извлечение из пласта,	Содержание в газовой фазе пластового флюида,	Коэффициент извлечения из недр

Таблица Б.7 - Компонентный состав растворенного газа, дегазированной и пластовой нефти горизонта (пласта)

Показатель	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	дегазированная нефть	выделившийся газ	дегазированная нефть
Содержание компонента, % мол.:
- метан ;
- этан ;
- пропан ;
- изобутан i-;
- нормальный бутан n-;
- изопентан i-;
- нормальный пентан n-;
- гексаны ;
- гептаны ;
- октаны ;
- нонаны ;
- деканы + вышекипящие ;
- азот ;
- двуокись углерода ;
- сероводород ;
- меркаптаны RSH;
- гелий Не
Всего компонентов	100	100	100	100	100
Молекулярная масса, г/моль
Плотность,
Относительная плотность газа (по воздуху)
Среднее давление, МПа
Средняя температура, °С
Число определений

Таблица Б.8 - Свойства пластовой нефти горизонта (пласта)

Показатель		Диапазон изменения		Среднее значение
		от	до
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, °С
Давление насыщения, МПа
Газосодержание,
Рабочее давление, МПа
Рабочая температура, °С
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях,
Плотность в условиях пласта, кг/
Вязкость в условиях пласта,
Коэффициент объемной упругости, /МПа
Плотность дегазированной нефти при 20°С, , при разгазировании	однократном стандартном
	дифференциальном
Плотность попутно го нефтяного газа при 20°С, , при разгазировании	однократном стандартном
	дифференциальном
Число определений

Таблица Б.9 - Характеристики пластовой воды горизонта (пласта)

Показатель	Число определений	Диапазон изменения		Среднее значение
		от	до
Газосодержание,
Содержание в составе водорастворенного газа, % об.:
- сероводорода;
- двуокиси углерода;
- углеводородов
Объемный коэффициент
Вязкость,
Общая минерализация,
Плотность,
Водородный показатель, рН
Содержание ионов, :
- ;
- ;
- ;
- ;
- ;
- +
Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)

Таблица Б.10 - Оценка запасов газа, углеводородов (углеводородного конденсата), нефти и сопутствующих компонентов

Показатель	Горизонт (пласт)			По месторождению (объекту разработки)
	1	2	...
Площадь газоносности,
Площадь нефтеносности,
Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина*, м
Объем газонасыщенных пластов, тыс.
Объем нефтенасыщенных пластов*, тыс.
Пористость, %
Газонасыщенность
Нефтенасыщенность*
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, °С
Коэффициент сверхсжимаемости
Пересчетный коэффициент*
Плотность нефти,
Содержание растворенного в нефти газа*,
Геологические запасы пластового газа, млн
Потенциальное содержание углеводородов (углеводородного конденсата),
Геологические запасы суммы газовых компонентов пластового газа, млн
Геологические запасы углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Геологические запасы нефти*, тыс. т
Геологические запасы растворенного в нефти газа*, млн
Начальные запасы:
- метана, млн ;
- этана, тыс. т;
- пропана, тыс. т;
- бутанов, тыс. т;
- сероводорода, тыс. т;
- диоксида углерода, млн ;
- гелия, тыс.
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. Примечание - При наличии указываются запасы по категории С2.

Таблица Б.11 - Данные по скважине

Характеристика, показатель		Данные
Название площади
Цель бурения
Глубина скважины по пробуренному стволу, м
Глубина скважины по вертикали, м
Интервал залегания продуктивного пласта по пробуренному стволу, м	от
	до
Интервал залегания продуктивного пласта по вертикали, м	от
	до
Вид профиля (вертикальный, наклонный, горизонтальный)
Конструкция скважины
Направление:	диаметр труб, мм
	глубина спуска, м
Кондуктор:	диаметр труб, мм
	глубина спуска, м
Техническая (промежуточная) колонна:	диаметр труб, мм
	глубина спуска, м
Эксплуатационная колонна:	диаметр труб, мм
	глубина спуска, м
Интервал бурения роторным способом, м
Интервал бурения турбинным способом, м
Интервал бурения прочими способами, м
Тип бурового раствора до продуктивной толщи
Плотность бурового раствора до продуктивной толщи, кг/
Тип бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений
Плотность бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений, кг/
Тип буровой установки
Коммерческая скорость, м/()

Таблица Б.12 - Режимы освоения скважины

Интервал перфорации, м	Допустимая депрессия на пласт, МПа	Допустимая репрессия на пласт, МПа	Способ вызова притока	Число режимов исследования притока		Время работы на каждом режиме, ч

Таблица Б.13 - Промысловые данные для технологических расчетов

Показатель	Эксплуатационный объект
	1	2	...
Коэффициент фильтрационного сопротивления А,
Коэффициент фильтрационного сопротивления В,
Коэффициент продуктивности нефтяной скважины*,
Коэффициент гидравлического сопротивления лифтовой колонны скважины
Коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа
Коэффициент гидравлического сопротивления внутрипромыслового коллектора
Давление на входе в УКПГ (УППГ), МПа
Предельное давление на устье при отключении скважины, МПа
Допускаемая депрессия на пласт, МПа
Предельная обводненность при отключении скважины*, %
Минимальный дебит нефти*, .
Максимальный газовый фактор*,
Допускаемое забойное давление в скважине, МПа
Коэффициент эксплуатации скважины, единиц
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. Примечание - При различиях в вариантах приводят по каждому варианту.

Таблица Б.14 - Технологические показатели пробной (опытной) эксплуатации скважины

Показатель	Месяц
	1	2	...	12
Отбор пластового газа, млн
Отбор пластового газа с начала пробной (опытной) эксплуатации, млн
Масса извлеченных углеводородов (углеводородного конденсата), тыс. т
Масса извлеченных углеводородов (углеводородного конденсата) с начала пробной (опытной) эксплуатации, тыс. т
Среднегодовая масса углеводородов в пересчете на кубометр пластового газа,
Отбор пластовой нефти*, тыс. т
Отбор пластовой нефти с начала пробной (опытной) эксплуатации*, тыс. т
Добыча пластовой воды, тыс. т
Добыча пластовой воды с начала пробной (опытной) эксплуатации, тыс. т
Среднегодовая масса воды в пересчете на кубометр пластового газа, г/
Добыча пластовой жидкости*, тыс. т
Добыча пластовой жидкости с начала пробной (опытной) эксплуатации*, тыс. т
Весовая обводненность*, %
Добыча попутного газа*, млн
Добыча попутного газа с начала пробной (опытной) эксплуатации*, млн
Использование газа сепарации в технологиях освоения, исследования, ремонта скважины и сбора углеводородного сырья, млн
Использование нестабильного конденсата (нефти) в технологиях освоения, исследования, ремонта скважины и сбора углеводородного сырья, тыс. т
Использование товарного газа в технологиях подготовки углеводородного сырья, млн
Реализация товарного газа, млн
Выработка стабильного конденсата, тыс. т
Реализация товарной нефти*, тыс. т
Депрессия, МПа
Средний дебит скважины по пластовому газу, тыс. .
Средний дебит скважины по жидким углеводородам пластового газа, т/сут
Дебит скважины по пластовой нефти*, т/сут.
Дебит скважины по пластовой жидкости*, т/сут.
Пластовое давление, МПа
Давление на устье, МПа
Температура на устье, °С
* Приводят для месторождений с нефтяными частями. Примечание - При различиях в вариантах приводят по каждому варианту.

Таблица Б.15 - Сопоставление технологических показателей вариантов пробной (опытной) эксплуатации

Характеристика, показатель	Вариант
	основной	альтернативный (базовый)	альтернативный
Выделенный эксплуатационный объект
Последовательность пробной эксплуатации выделенных эксплуатационных объектов
Метод интенсификации притока
Способ эксплуатации скважины
Способ подготовки и транспортирования продукции
Технологии интенсификации притока (забуривание боковых стволов, гидроразрыв пласта, другие)
Максимальный уровень годового отбора пластового газа, млн /год
Максимальный уровень годового извлечения углеводородов (угле водородного конденсата), тыс. т/год
Максимальный уровень годового отбора нефти*, тыс. т/год
Накопленная добыча газа за расчетный период, млн /год
Накопленная добыча углеводородов (углеводородного конденсата) за расчетный период, млн т
Накопленная добыча нефти за расчетный период*, млн т
* Приводят для месторождений с нефтяными частями.

Таблица Б.16 - Необходимые способы и объемы контроля за разработкой

Цель и задачи	Вид контроля, комплекс исследований	Периодичность	Примечание (этапность, комплексирование)