Официальные документы

СОСТАВ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ, ПРЕДСТАВЛЯЕМЫХ НА РАССМОТРЕНИЕ. ПРОДОЛЖЕНИЕ

(Приказ МПР РФ от 21.03.2007 N 61. Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений)

Налог на прибыль организаций. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Налог на имущество организаций. Транспортный налог




- - 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) (табл. 16).
2. Химический состав и свойства пластовых вод
На основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб приводятся:
- - характеристика свойств и состава пластовых вод, представленная в форме таблицы 9;
- - средний состав водорастворенных газов;
- - характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и ее совместимость с пластовой водой.
3. Запасы УВС
Сведения о запасах представляются в таблицах 17 - 20.
Если запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на начало года составления документа, на дату представления проектного технологического документа на ЦКР (ТО ЦКР) были переутверждены, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.
76. В разделе цифровые модели месторождения рассматриваются
iv. Разработку цифровых моделей рекомендуется проводить в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.
Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:
- - цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
- - цифровой адресной геологической модели месторождения (залежей);
- - физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
- - программных средств моделирования, оптимизации процесса разработки, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
- - программных средств и технологий, позволяющих уточнять модели в процессе разработки месторождений;
- - программ выдачи, хранения и архивации получаемых результатов.
Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация:
- - результаты региональных геолого-геофизических исследований, характеризующие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности;
- - результаты интерпретации данных дистанционных (космо-, аэро-) методов;
- - данные трехмерной (3D) или детализационной двумерной (2D) сейсморазведки;
- - данные вертикального сейсмического профилирования, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;
- - результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.;
- - результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;
- - измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), гранулометрии для основных классов пород;
- - данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин;
- - исходные данные геофизических исследований скважин, результаты их обработки и интерпретации;
- - данные инклинометрии скважин;
- - данные контроля разработки (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, широкополосный акустический каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж);
- - данные испытаний скважин;
- - результаты гидродинамических и индикаторных исследований пластов и скважин;
- - сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации;
- - сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод;
- - результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин;
- - сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей, опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии;


Страницы: 11 из 50  <-- предыдущая  cодержание   следующая -->