Опытно-промышленной эксплуатации

97. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта обустройства промысла на период этой эксплуатации.

98.Данный проект состоит из следующих разделов:

1)I раздел «Геолого-промысловые данные» включает:

краткие сведения о геологической изученности;

краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике продуктивных горизонтов (эффективная толщина, пористость, проницаемость, литология и другие);

результаты опробования и исследования разведочных скважин;

сведения о запасах газа и конденсата (категории С1 и С2);

2)II раздел «Основные показатели проведения опытно-промышленной эксплуатации» включает:

выбор технологического режима работы скважин;

расчет различных вариантов разработки на период опытно-промышленной эксплуатации, определение количества и местоположения эксплуатационных скважин;

прогнозные расчеты на более длительный период, охватывающий время, на которое выдана лицензия;

рекомендации по конструкциям эксплуатационных скважин;

рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

основные положения по обустройству промысла, согласованные с организацией, проектирующей обустройство;

предложения по транспорту газа и его возможным потребителям;

3) III раздел «Технико-экономические расчеты» включает:

расчет необходимых инвестиций для освоения месторождений;

расходы на опытно-промышленную эксплуатацию месторождений;

расчет дохода и прибыли от опытно-промышленной эксплуатации;

4)IV раздел«Программа и объем исследований» включает положения, предусмотренные разделом 4.3 ЕПР;

5) V раздел «Охрана недр и окружающей среды» включает положения, предусмотренные разделом 6 ЕПР;

6) VI раздел «Графические приложения» включает:

структурные карты по продуктивным горизонтам, вводимым в опытно-промышленную эксплуатацию с нанесением проектируемых эксплуатационных и пробуренных разведочных скважин;

99.Проект опытно-промышленной эксплуатации представляется на утверждение недропользователем.

100.Контроль за ходом выполнения данного проекта осуществляется, как правило, организацией, выполнившей проект. Если возникают причины, в связи с которыми выполнение контроля этой организацией считается невозможным, то орган, утвердивший проект, определяет иной порядок контроля. Недропользователи представляютконтролирующей организации все необходимые материалыдля разработки.

101. Проект опытно-промышленной эксплуатации после его утверждения в установленном порядке является документом, на основании которого осуществляется эта эксплуатация.

102.Организация, осуществляющаяконтроль, в случае серьезных необоснованных нарушений недропользователями данного проекта следуетпоставить в известность соответствующий орган, утвердивший этот проект.

103.При наличии в газе сероводорода и сероорганики в количествах, превышающих 20 г на 100 м³ газа, ввод месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию возможен только с одновременным вводом очистных установок.

Параграф 3. Основные положения (содержание) проекта промышленной разработкигазовых и газоконденсатныхместорождений

104.Проекты промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляются на весь срок разработки месторождений и должны охватывать все основные продуктивные горизонты. Если на месторождениях имеются второстепенные залежи, запасы которых определены с малой степенью достоверности и характеризуются большей долей запасов категории С2 (свыше 70 %) в общем объеме запасов залежи, то для них могут при экономической целесообразности одновременно с проектом разработки основных объектов составляться проекты опытно-промышленной эксплуатации.

105.В проекте промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений следует давать комплексное решение основных технологических и технико-экономических вопросов, связанных с максимальным извлечением и использованием газа, конденсата и попутных компонентов.

106.Промышленному освоению подлежат месторождения, по которым выполнены в основном задачи, решаемые на разведочно-эксплуатационной стадии геологоразведочных работ, определены запасы газа, основных и попутных компонентов и утверждены в установленном порядке, при необходимости проведена опытно-промышленная эксплуатация.

107.При наличии в залежи, намечаемой к вводу в разработку, нефтяной оторочки промышленного значения следует решить вопрос о последовательной или одновременной эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.

108.Для проведения промышленной разработки недропользователи следует иметь лицензии на добычу нефти.

109.Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляется организацией имеющейсоответствующий опыт по выполнению таких работ и лицензию на осуществление деятельности по составлению проектов разработки месторождений.

110.Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в промышленную разработку допускается, если:

1) имеются необходимые для проектирования промышленной разработки геолого-технические данные:

об утвержденных в установленном порядке запасах газа, полезных и сопутствующих компонентов;

о результатах разведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации, если последняя проводилась, позволяющих однозначно определить геометрию залежи (залежей), ее продуктивность и возможную динамику изменения давлений;

2) обеспечивается с начала эксплуатации скважин полное использование газа, конденсата и попутных компонентов, получаемых в процессе разработки;

3) утвержден в установленном порядке проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

4) получена лицензия на добычу при пользовании недрами для проведения нефтяных операций.

111. Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений охватывает время, на которое выдана лицензия, если за этот период будет добыто 90 % от извлекаемых запасов, если добыча составляет меньшую величину, то расчет ведется до достижения 90 % отбора.

112. Данный проект состоит из следующих разделов:

1) I раздел «Исходные геолого-промысловые данные» включает:

краткие сведения о геологической изученности;

краткие сведения о стратиграфии, тектонике и характеристике продуктивных горизонтов;

результаты опытно-промышленной эксплуатации, если она не проводилась, то результаты опробования и исследования разведочных скважин;

сведения о запасах газа, конденсата и других компонентах, содержащихся в газе;

гидрогеологическую характеристику и возможный режим работы залежей;

задачи уточнения геологического строения месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания, а в случае необходимости решение этих задач бурением разведочных скважин и проведением сейсмической съемки;

2)II раздел «Основные показатели проведения промышленной разработки» включает:

обоснование и выбор системы разработки месторождений;

расчет добычи газа, полезных и сопутствующих компонентов по годам при различных вариантах разработки и эксплуатации скважин;

выбор технологических режимов работы скважин;

определение необходимого числа эксплуатационных, резервных, наблюдательных, пьезометрических, нагнетательных скважин, сроков разбуривания. Расчет ведется по каждому объекту разбуривания и месторождению в целом, рассматривается вопрос и принимается решение по бурению горизонтальных скважин;

выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в действие всего фонда скважин: эксплуатационных, резервных, наблюдательных и пьезометрических;

рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа;

расчеты на весь планируемый период пластового, забойного и устьевого давлений, дебитов газа и конденсата, сроки ввода в действие и местоположение необходимых промысловых сооружений, согласованные с организацией, проектирующей это обустройство;

предложения по транспорту газа и его возможным потребителям;

предложения по комплексному использованию полезных и попутных компонентов, содержащихся в газе;

3) III раздел «Технико-экономические расчеты» включает:

расчет необходимых инвестиций для полного развития месторождений по различным вариантам разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

расходы на эксплуатацию месторождений на планируемый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

расчет дохода и прибыли на весь проектируемый период разработки газовых и газоконденсатных месторождений;

4) IV раздел «Программа и объем исследований» включает положения, предусмотренные разделом 4.3 ЕПР;

5) V раздел «Охрана недр и окружающей среды» включает положения, предусмотренные разделом 6 ЕПР;

6) VI раздел «Графические приложения» включает:

структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением всех пробуренных и проектируемых скважин;

принципиальную схему промысловой обработки газа и конденсата;

принципиальную схему газосборных сетей с местоположением наземных сооружений.

113.Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений согласовывается с уполномоченными органами.

114.Контроль за ходом его выполнения осуществляется, как правило, организацией, выполнившей проект. Если возникают причины, в связи с которыми выполнение контроля этой организацией считается невозможным, то орган, утвердивший проект, определяет иной порядок контроля. Недропользователь представляетконтролирующей организации все необходимые материалы.

115.Проект промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений после его утверждения в установленном порядке является основным документом, на основании которого осуществляется эта разработка.

116.Организация, осуществляющаяконтроль, в случаях серьезных необоснованных нарушений проекта недропользователем ставит в известность соответствующий орган, утвердивший этот проект.

117.К. началу осуществления проекта промышленной разработки газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и сероорганику, следует решить все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования этих газов.

118.Также к началу осуществления данного проекта следует определить целесообразность и направление использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов природного газа.

119.При низких содержаниях конденсата (менее 5 г/м³) следует решить вопрос целесообразности его утилизации на промысле.

120.При проектировании газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100 г/м³ обязательно рассматриваются методы разработки с поддержанием пластового давления. Выбор метода разработки определяется в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов. Эти расчеты основываются на следующих параметрах:

1) величине начальных балансовых запасов газа, стабильного конденсата и сжиженных газов;

2) изменении содержания стабильного конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода разработки;

3) суммарных потерях стабильного конденсата в пласте к концу разработки в зависимости от метода разработки;

4) возможной добыче газа и конденсата по периодам и годам, изменении их товарной характеристики в зависимости от метода разработки.

121.При рассмотрении методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с поддержанием давления, с использованием обратной закачки очищенного от конденсата добываемого газа (сайклинг-процесс), воды, дымовых газов и прочего приводятся расчет объемов закачиваемого агента, количества и расположения нагнетательных скважин, их приемистости, время возможных прорывов закачиваемых агентов и их содержание в добываемой продукции, общий период поддержания давления, варианты полной или частичной компенсации пластового давления.

122. Если газоконденсатная залежь имеет нефтяную оторочку промышленного значения и высокую нефтенасыщенность газоносной части пласта, то следует рассмотреть вариант разработки нефтяной оторочки в сочетании с технологией воздействия на пласт, при которой извлечение нефти будет осуществляться попутно с газом в газовых шапках.

123.В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит постоянное пополнение информации за счет бурения новых скважин и наблюдения за ходом разработки данных месторождений. Могут возникнуть также обстоятельства, когда принятый ранее проект разработки потребует значительных изменений. В этом случае составляются коррективы или дополнения к проекту разработки, которые подлежат утверждению в органе, ранее утверждавшем проект разработки.

124.Главным этапом проектирования разработки месторождений следует считать основной проект разработки, который составляется на период, охватывающий освоение не менее 50 % промышленных утвержденных запасов газа и конденсата. На этом этапе проектирования следует дать оценку эффективности проекта, то есть оценить все выгоды и затраты по нему. Для этого в мировой практике используют метод проектного анализа, который является инструментом принятия разумных решений по рациональному освоению природных ресурсов страны. С помощью этого метода рассчитывается ценность проекта, которая определяется в общем виде разностью положительных результатов или выгод и отрицательных результатов или затрат.

125. При отборе свыше 50 % от первоначальных запасов и при переходе месторождения в стадию падающей добычи следуетсоставить проект доразработки месторождения, требования к которому практически совпадают с требованиями проекта промышленной разработки.

126.При составлении проекта доразработки рассматриваютсявозможности превращения месторождения в подземное хранилище газа или месторождение-регулятор, если существует такая необходимость в связи с сезонным неравномерным потреблением газа.

127.Структура проекта предполагает наличие следующих разделов: экономического, финансового, коммерческого, социального, оценки риска проекта, в том числе экологического.

128.Экономический раздел связан с изучением влияния проекта на развитие газовой промышленности как сектора народного хозяйства страны в целом, то есть производится общественная оценка связанных с проектом результатов и затрат.

129.Финансовый раздел определяет рыночную эффективность рассматриваемого объекта, при этом непосредственно используются рыночные цены на производимую продукцию и услуги, реальные источники финансирования и процентные ставки по ним, действующая система налогообложения и ее параметры.

130.Коммерческий раздел рассматривает систему прогнозируемого спроса, маркетинга сбыта продукции, доставок необходимых материалов и других ресурсов для реализации проекта.

131.Социальный раздел определяет пригодность тех или иных предполагаемых вариантов проекта с точки зрения интересов целевой группы населения. Он предполагает такую стратегию осуществления проекта, которая пользовалась бы поддержкой населения. Ключевыми разделами проекта являются финансовый и экономический разделы.

132.Финансовый раздел проекта носит комплексный характер и включает:

1) оценку финансовой рентабельности проекта или эффективности инвестиций;

2) анализ потребностей в финансировании, разработку финансового плана;

3) финансовый анализ реализующей проект организации.

133.Для оценки финансовой эффективности данного проекта определяют следующие технико-экономические показатели: доход от продаж (выгоды); капитальные вложения; эксплуатационные затраты; налоговые выплаты; поток наличности; чистая текущая стоимость; внутренняя норма рентабельности; срок возмещения капитала.

134.Из этой системы технико-экономических показателей основными критериями финансовой оценки инвестиций в проекте являются: чистая текущая стоимость и внутренняя норма рентабельности.

135. Экономическая оценка проводится с точки зрения национальной экономики. В основе оценки экономических выгод и затрат лежат теневые цены, которые следует определить в данном проекте. Особая роль в экономическом анализе отводится трансфертным платежам.

136.Расчет основных составляющих финансовых и экономических критериев осуществляется на базе следующей исходной геолого-технической информации основного проекта разработки освоения газовых ресурсов по годам проектного периода: объема добычи газа и конденсата, количества эксплуатационных нагнетательных скважин, системы обустройства месторождений, способов подготовки газа к дальнейшему транспорту, мощности дожимных компрессорных станций и так далее.

137.Для определения капитальных и эксплуатационных затрат по годам проектного периода формируется нормативная база стоимостных цен и оценок объектов обустройства месторождений, структура затрат на эксплуатацию месторождений, изучается налоговая и законодательная система страны, касающаяся освоения газовых ресурсов.

138.Осуществляется оценка риска проекта с использованием методов: чувствительности, построения сценариев, вероятностных и других методов.

139.Определяются источники финансирования данного проекта, производится расчет плана «обслуживание долга». Рассчитывается точка безубыточности проекта, то есть тот минимальный объем производства, ниже которого деятельность организации, реализующей проект, следует считать неэффективной (убыточной).

140.Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений следует производить в соответствии с Декларацией безопасности промышленного объекта.

141.Декларация безопасности промышленного объекта разрабатывается в составе проекта разработки.

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: