• Текст документа
  • Статус
Действующий


ГОСТ Р 56540-2015


НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Gas and gas-condensate fields projection and development. General requirements for author's control at a gas, gas-condensate field development project



ОКС 75.180

Дата введения - 2016-02-01

     
     
Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Газпром" (ОАО "Газпром") и Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") с участием ООО "ТюменНИИгипрогаз"

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 июля 2015 г. N 1029-ст

В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (с изменениями)

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

     1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к авторскому надзору за выполнением технического проекта разработки газового (газоконденсатного) месторождения или его отдельного объекта, проводимому по техническому заданию недропользователя, а также требования к составу, содержанию и представлению (оформлению) отчетных материалов по авторскому надзору.

Примечание - При оформлении договора на проведение авторского надзора интересы недропользователя может представлять иное лицо - инвестор или эксплуатирующая организация.

1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения недропользователями, юридическими и физическими лицами, составляющими технические проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

2 Термины, определения и сокращения

2.1 Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1.1 авторский надзор за выполнением технического проекта разработки месторождения: Научно-техническая услуга, выполняемая для недропользователя проектировщиком - разработчиком технического проекта разработки, для эффективного выполнения проектных решений.

2.1.2 газоводяной контакт; ГВК: Граница в пласте, отделяющая газовую или газоконденсатную залежь от пластовой воды.

Примечание - Поскольку раздел между залежью и подстилающей водой является переходной зоной с переменной газонасыщенностью, для количественной оценки используют поверхность внутри переходной зоны, против которой газонасыщенность соответствует нулевой фазовой проницаемости для газа.

2.1.3

геологическая (цифровая) модель: Представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сети ячеек.

[ГОСТ Р 53712-2009, статья 3.1]

2.1.4 депрессия на пласт: Превышение пластового давления над забойным, обусловливающее приток пластовых флюидов в скважину.

2.1.5

доразведка месторождения: Работы по уточнению геологического строения разрабатываемого месторождения.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.5]

Примечание - Доразведку можно проводить на любом этапе разработки месторождения. Обычно в состав работ входят детальные сейсмические исследования, бурение или углубление разведочных и эксплуатационных скважин в пределах лицензионного участка.

2.1.6 контроль разработки месторождения: Комплексная система исследований и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью выработки мероприятий по ее регулированию и совершенствованию.

Примечание - Основу системы контроля разработки составляют газодинамические, газоконденсатные и геофизические исследования скважин, данные учета добычи углеводородного сырья и его потерь.

2.1.7 коэффициент извлечения пластового газа [природного газа, углеводородного конденсата]: Отношение накопленного отбора пластового газа [природного газа, углеводородного конденсата] к геологическим запасам до начала разработки.

Примечание - Различают конечный (на момент завершения разработки) и текущий коэффициенты извлечения.

2.1.8

пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и разработки на нем полезных ископаемых.

[ГОСТ Р 53713-2009, статья 3.30]

2.1.9 объект разработки: Совокупность продуктивных отложений (залежей, пластов, участков) месторождения или его части, входящей в лицензионный участок недропользователя, выделенная для проектирования разработки, обустройства и учета добычи и потерь углеводородного сырья, без отрицательных последствий для других продуктивных (газоносных) отложений.

Примечания

1 Близость входящих в объект разработки пластов по степени изученности, фильтрационно-емкостным характеристикам пластов, термобарическим условиям, составу и физико-химическим свойствам пластовых флюидов предопределяют возможность применения единой самостоятельной системы сбора, подготовки, учета добываемого углеводородного сырья и его потерь.

2 Объект разработки может включать в себя несколько эксплуатационных объектов, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин.

3 В техническом проекте разработки рассматривается один объект разработки.

2.1.10 основные технологические показатели разработки газового [газоконденсатного] месторождения: Количественные значения уровней добычи пластового газа, газового конденсата, закачки рабочего агента, числа добывающих газовых и нагнетательных скважин, пластового и устьевого давления по годам или периодам разработки, суммарной добычи пластового газа, газового конденсата, суммарной закачки рабочего агента, коэффициентов извлечения углеводородного сырья за период разработки.

2.1.11

пластовое давление: Давление, под которым находятся нефть, вода и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов углеводородов.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 12]

2.1.12

постоянно действующая геолого-технологическая модель; ПГТМ: Объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме месторождения, уточняющаяся на основе данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

[ГОСТ Р 53712-2009, статья 3.6]

2.1.13 проектировщик: Физическое или юридическое лицо, разработавшее технический проект разработки месторождения углеводородного сырья и осуществляющее авторский надзор за его реализацией.

2.1.14 разработка газового [газоконденсатного] месторождения: Совокупность технологических процессов, направленных на рациональное извлечение из недр газа [газа и содержащегося в нем конденсата] и сопутствующих ценных компонентов.

Примечание - Основу разработки месторождения составляет управление движением газа, конденсата и воды в пласте посредством строительства и ввода в эксплуатацию скважин и объектов системы сбора и подготовки добываемой продукции в соответствии с утвержденными проектными решениями, установления технологических режимов их работы, а также проведения геолого-технических мероприятий на скважинах с целью повышения эффективности их эксплуатации.

2.1.15 система разработки газового [газоконденсатного] месторождения: Комплекс геолого-технологических и инженерных решений по технологии и техническим средствам извлечения из недр пластового газа, газового конденсата, их подготовки до соответствия требованиям стандартов качества товарной продукции и по эксплуатации скважин, наземных и подземных промысловых объектов.

Примечание - Система разработки характеризуется количеством и составом эксплуатационных объектов, способом и технологиями разработки, темпами отбора углеводородов из пластов, размещением добывающих и нагнетательных скважин, технологиями и средствами контроля и регулирования процессов, происходящих в продуктивном пласте, очередностью ввода скважин, наземных и подземных промысловых объектов, технологическими режимами их эксплуатации.

2.1.16 степень выработанности запасов месторождения [объекта разработки месторождения]: Отношение количества накопленного отбора полезного ископаемого к извлекаемым запасам данного вида полезного ископаемого по месторождению [объекту разработки].

2.1.17 технический проект разработки: Проектный документ, определяющий основные решения по рациональному пользованию участком недр, на основании которого осуществляется разработка месторождения (объекта разработки месторождения) или группы месторождений.

Примечание - Конкретными видами технического проекта разработки являются: проект пробной разработки залежи, технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (участка, залежи), технологическая схема разработки месторождения, технологический проект разработки месторождения.

2.1.18

эксплуатационный объект: Продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин.

[ГОСТ Р 53710-2009, статья 3.4]

2.2 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГВК - газоводяной контакт;

ГИС - геофизические исследования в скважинах;

ГКЗ Роснедра - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

НКС - нагнетательная компрессорная станция;

ППД - поддержание пластового давления;

ПХГ - подземное хранилище газа;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

ЦКР Роснедр по УВС - Центральная комиссия по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию.

3 Общие положения

3.1 Авторский надзор является составной частью контроля разработки месторождения и выполняется по инициативе недропользователя для своевременного уточнения проектных решений.

3.2 Для проведения авторского надзора используют данные, получаемые при освоении месторождения (залежи), включая результаты проводимых исследовательских и опытных работ. На разрабатываемых месторождениях авторский надзор включает в себя проведение анализа разработки.

3.3 При авторском надзоре анализируется ход реализации решений утвержденного в установленном порядке технического проекта разработки (его конкретного вида - проекта пробной разработки, технологической схемы опытно-промышленной разработки, технологической схемы разработки, технологического проекта разработки, дополнений к ним).

3.4 Цель авторского надзора за выполнением технического проекта разработки месторождения - повышение эффективности реализации проектных технических и технологических решений.

3.5 К основным задачам авторского надзора относят:

- сопоставление проектных и фактических технико-экономических показателей;

- выявление причин отклонения фактических показателей от проектных;

- разработку рекомендаций по повышению эффективности реализации проектных решений.

4 Организация проведения авторского надзора за выполнением технических проектов разработки месторождений

4.1 Решение о проведении авторского надзора принимает недропользователь после утверждения технического проекта разработки месторождения (объекта разработки). Авторский надзор на основании договора между недропользователем и проектировщиком проводят в течение всего срока разработки месторождения.

4.2 Авторский надзор осуществляет проектировщик по техническому заданию недропользователя.

4.3 В техническом задании на проведение авторского надзора приводят следующие сведения:

- наименование утвержденного технического проекта разработки месторождения или его объекта разработки;

- порядок и сроки обеспечения проектировщика необходимой информацией;

- условия доступа к электронным базам данных (при их наличии) для оперативного обмена информацией;

- дату(ы), на которую(ые) приводят сопоставление проектных и фактических показателей разработки;

- сроки выполнения работы, составления отчета по авторскому надзору и других отчетных материалов, форму (вид) и порядок их представления;

- права собственности на материалы работы, их конфиденциальность.

4.4 Результаты выполненных проектировщиком работ представляют в виде отчета по авторскому надзору. Отчеты по авторскому надзору составляют ежегодно, если иное не предусмотрено договором на его проведение.

4.5 Оперативные работы, не влекущие изменения проектных решений (согласование технологических режимов работы скважин, проведения исследований конкретных скважин, изменения расположения резервных скважин, видов геолого-технических мероприятий), может выполнять проектировщик ежеквартально или по запросу недропользователя.

4.6 Рекомендации авторского надзора используются для планирования уровней добычи углеводородов, сроков ввода объектов промысла, обоснования сроков проведения и объемов финансирования работ по обустройству месторождения и/или реконструкции промысловых объектов и расходов на эксплуатацию промысловых объектов.

5 Информационное обеспечение авторского надзора за выполнением технических проектов разработки месторождений

5.1 Для проведения авторского надзора за выполнением технического проекта разработки необходима следующая исходная информация:

- лицензия на пользование недрами;

- утвержденный технический проект разработки месторождения;

- техническое задание на проведение авторского надзора;

- материалы утвержденного подсчета запасов углеводородного сырья, включая технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения конденсата;

- материалы контроля разработки (динамика фактических показателей разработки месторождения; материалы уточнения геологического строения; результаты реализации методов увеличения газо- и конденсатоотдачи пластов, геолого-технических мероприятий по интенсификации притока к скважине, параметры работы системы сбора и подготовки продукции скважин, результаты реконструкции наземных промысловых объектов);

- научно-техническая информация о новых технологических процессах и технических средствах для разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

При проведении авторского надзора рекомендуется использовать также результаты научно-исследовательских работ, проведенных на месторождении другими организациями по заказу недропользователя.

5.2 Недропользователь должен передавать проектировщику:

- сведения о месячной добыче газа, конденсата, воды по принятым недропользователем формам;

- информацию о проведенных на скважинах, наземных и подземных промысловых объектах геолого-технических мероприятиях;

- сведения о распределении фонда скважин по категориям;

- сводную информацию о проведенных промысловых геолого-геофизических, газогидродинамических, гидрохимических, газоконденсатных и прочих видов исследований, а также результаты их первичной обработки, при необходимости первичную документацию в виде актов;

- результаты дополнительной обработки первичных результатов исследований (в случае необходимости);

- результаты расчетов с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения (при ее наличии у недропользователя) с учетом полученной новой геологопромысловой информации;

- результаты расчетов уточненных прогнозных технологических показателей разработки месторождения (при их наличии);

- сведения о планируемых или ожидаемых сроках ввода в эксплуатацию и вывода из нее скважин и объектов обустройства.

6 Направления работ по авторскому надзору за выполнением технических проектов разработки месторождений

6.1 Авторский надзор до ввода месторождения в разработку направлен на уточнение:

- геологического строения месторождения по результатам площадных геофизических исследований (сейсморазведки, электро-магниторазведки и гравиразведки и других методов) и бурения эксплуатационных, наблюдательных, контрольных и иных категорий скважин;

- профиля стволов скважин, в т.ч. субгоризонтальных (горизонтальных) участков;

- технологий вскрытия и освоения продуктивных интервалов, в т.ч. с применением методов интенсификации притока;

- технологий и технических средств, а также объемов проведения промыслово-геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных и специальных видов исследований;

- условий работы скважин, их устьевого и внутрискважинного оборудования (гидратообразования, механического и коррозионного воздействия);

- добывных возможностей скважин.

6.2 При авторском надзоре на разрабатываемых месторождениях уточняют:

- геологическое строение, геологические модели и запасы месторождения (объекта разработки) эксплуатационных объектов, залежей;

- возможные уровни годовых отборов углеводородов по месторождению, его эксплуатационным объектам или залежам;

- техническое состояние скважин с позиций охраны недр и промышленной безопасности;

- технологические потери углеводородов и их расход на собственные нужды;

- ограничения на дебит скважин (допустимая депрессия на пласт, давление в газосборной сети, скорость потока газа в лифтовых трубах и др.);

- продуктивность скважин и их количество;

- пластовые (начальные и текущие), забойные и устьевые давления и устьевые температуры;

- начальные и текущие составы добываемой продукции и содержание конденсата в пластовом газе;

- параметры работы системы сбора и подготовки газа (включая ДКС).

Если техническим проектом разработки учтена сезонная неравномерность добычи газа, уточняют допустимые максимальные (пиковые) и минимальные уровни суточной добычи.

Оценивают также степень вовлечения залежей в дренирование, прогнозные конечные коэффициенты извлечения газа, газового конденсата, сопутствующих компонентов.

6.3 На завершающей стадии разработки дополнительно рассматривают:

- характер и степень выработанности запасов углеводородов по площади и разрезу месторождения;

- предельные значения параметров технологического режима работы скважины, не позволяющих продолжать ее эксплуатацию;

- сроки разработки месторождения и перехода к ликвидационным работам;

- технологии ликвидации скважин и наземных промысловых объектов при завершении разработки.

6.4 В процессе авторского надзора проводят работы по адаптации постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения к реальному протеканию процесса разработки с учетом рекомендаций регламента [1].

6.5 В процессе проведения авторского надзора проектировщик вправе предложить с соответствующим обоснованием или вариантными расчетами следующие уточнения проектных решений:

- корректировку программы доразведки и исследовательских работ;

- выделение разведочных скважин для проведения пробной эксплуатации;

- отмену строительства отдельных скважин (при сокращении площади промышленной газоносности, уточнении геологического строения и флюидонасыщения пластов) или перенос их местоположения на структуре, изменение очередности бурения и ввода скважин;

- выделение участков для проведения опытно-промышленной разработки и испытания технологий, не приведенных в техническом проекте разработки (бурение горизонтальных, многоствольно-разветвленных скважин и боковых стволов, применение гидроразрыва и других методов повышения газо-, нефте- и конденсатоотдачи);

- корректировку принятых недропользователем планов и программ ремонта скважин и геологотехнических мероприятий;

- перевод скважин, выполнивших проектное назначение, на другие эксплуатационные объекты.

6.6 По результатам авторского надзора должно быть отмечено выполнение условий лицензии на право пользования недрами.

6.7 В результате проведения авторского надзора за выполнением технического проекта разработки должны быть даны предложения и рекомендации по:

- доразведке месторождения и освоению не вовлеченных в разработку залежей, участков, зон (при их выявлении);

- объему и видам контроля за разработкой;

- установлению технологических режимов работы скважин;

- интенсификации притока углеводородов к забоям скважин;

- ремонту скважин;

- обустройству и/или реконструкции наземных промысловых объектов;

- регулированию разработки месторождения с целью обеспечения эффективной выработки запасов углеводородов, приближения фактических показателей разработки к их проектным значениям;

- целесообразности подготовки дополнений (изменений) к техническому проекту разработки либо нового технического проекта разработки.

7 Комплекс обязательных промысловых исследовательских работ, подлежащих контролю в процессе авторского надзора за выполнением технических проектов разработки

7.1 При авторском надзоре анализируют состав комплекса исследовательских работ, предусмотренный техническим проектом разработки. Учитывают полноту и результаты выполнения отдельных видов комплекса исследовательских работ (газодинамических, газоконденсатных, ГИС, специальных), их соответствие стадии разработки.

7.2 По результатам анализа подготавливают рекомендации по комплексу исследовательских работ с учетом методических указаний [2], типовых (обязательных) региональных комплексов исследований и измерений для контроля за разработкой месторождений (при их наличии), а также рекомендаций ЦКР Роснедр по УВС и/или ГКЗ Роснедра по специальным исследованиям, рекомендаций ранее проведенных работ по авторскому надзору.

8 Состав и результаты авторского надзора за выполнением технического проекта разработки месторождения

8.1 Отчет по авторскому надзору за выполнением технического проекта разработки месторождения, содержащий результаты анализа разработки, подготавливают, руководствуясь методическими указаниями [3]. В него включают следующие разделы:

- введение;

- результаты доразведки и уточнение геолого-геофизической характеристики месторождения (залежи);

- уточнение добывных возможностей по результатам исследований и эксплуатации скважин;

- результаты проведения работ по воздействию на пласт;

- состояние разработки месторождения (залежи);

- сопоставление проектных и фактических технологических и технико-экономических показателей разработки;

- уточнение (адаптация) расчетных моделей по данным истории разработки;

- мероприятия по внедрению утвержденного варианта разработки;

- характеристика системы управления, состояние контроля и регулирования разработки;

- анализ состояния эксплуатации скважин, промысла и результатов работ по ремонту, консервации и ликвидации скважин;

- выполнение экологических требований;

- особенности разработки месторождения (залежей) на завершающей стадии (приводят для месторождений в период падающей добычи);

- выводы, предложения и рекомендации;

- приложения.

8.2 Во введении указывают наименование действующего вида технического проекта разработки и реквизиты его утверждения. Приводят краткую характеристику принятого в нем варианта разработки.

8.3 В разделе "Результаты доразведки и уточнение геолого-геофизической характеристики месторождения (залежи)" приводят новую информацию о геолого-промысловых параметрах месторождения (залежи). Кроме материалов эксплуатационного разбуривания, весьма существенными являются данные, полученные в процессе дополнительных разведочных работ.

По результатам доразведки анализируют:

- характер распространения продуктивного горизонта горизонта* и пластов-коллекторов по площади залежи (эксплуатационного объекта) в связи с его влиянием на расположение добывающих и нагнетательных скважин;
____________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.


- изолированность или взаимосвязь эксплуатационных объектов и подтверждение обоснованности их выделения;

- изменение фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов;

- начальные запасы углеводородов;

- гидрогеологические факторы, определяющие условия проявления режима залежи в процессе разработки и продвижения пластовых вод (характеристику водонапорной системы, приконтурных участков залежи и их взаимосвязь).

Характеризуют изменения представлений о геологическом строении (модели) месторождения, иллюстрируют набором соответствующих карт и профилей в соответствии с регламентом [1]. Сведения об изменениях параметров пластов-коллекторов приводят по отдельным скважинам, группам скважин, отдельным участкам или зонам залежи.

Отмечают изменения компонентного состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, газоконденсатной характеристики, характера проявления режима залежи, начальных запасов газа и конденсата.

Приводят авторскую оценку запасов газа объемным методом, а для длительно разрабатываемых месторождений - и по методу материального баланса (по падению пластового давления). Для уникальных и крупных по запасам месторождений приводят оценку запасов газа и конденсата не только в целом по залежи (объекту), но и по отдельным участкам и/или зонам УКПГ, выделенным в техническом проекте разработки.

При авторской оценке запасов объемным методом отмечают, какие из подсчетных параметров (площадь газоносности, средняя эффективная газонасыщенная толщина, средняя пористость, средняя газонасыщенность, начальное пластовое давление, пластовая температура) претерпели наиболее существенные изменения. Оцененные значения геологических запасов газа и конденсата сопоставляются с использованными в техническом проекте разработки или со значениями их официального пересчета, утвержденного ГКЗ Роснедра в период после утверждения технического проекта разработки.

Если уточненные запасы углеводородов по месторождению отличаются от утвержденных ГКЗ Роснедра на более чем 20%, отмечают необходимость апробации этих запасов ГКЗ Роснедра.

В случае необходимости получения дополнительной информации для составления нового технического проекта разработки или пересчета запасов дают обоснование проведения комплекса площадных и скважинных исследований, включая бурение скважин со сплошным отбором керна по продуктивной толще.

8.4 В разделе "Уточнение добывных возможностей по результатам исследований и эксплуатации скважин" приводят сведения об исследованиях скважин, выполненных согласно утвержденному плану и программе проведения исследований.

Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки месторождения приводят по форме 1.


Форма 1 - Программа исследовательских работ (в том числе доразведки)

Цель проводимых работ

Вид работ

Объем (периодичность)

проектный

фактический



Анализ результатов промысловых исследований скважин и сравнение их с принятыми в проектном документе приводят по группам скважин, отдельным участкам или зонам залежи по форме 2.


Форма 2 - Сопоставление средних параметров пласта и скважин по результатам промысловых исследований скважин

Наименование показателя

Проектное
значение

Уточненее при авторском надзоре

Изменение в абсолютных значениях, %

Пластовое давление, МПа

Статическое устьевое давление, МПа

Давление на устье работающей скважины, МПа

Температура на устье работающей скважины, °С

Депрессия на пласт, МПа

Дебит газа, тыс. мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений/сут

Дебит нестабильного конденсата, т/сут

Конденсатогазовый фактор, г/мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Содержание конденсата в пластовом газе, г/мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Дебит выносимой воды, мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений/сут

Минерализация выносимой воды, г/дмГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

- А, МПаГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений/(тыс. мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений·сутГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений)

- В, [МПа/(тыс. мГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений·сутГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений)]ГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Пластовая температура, °С


Доступ к полной версии этого документа ограничен

Текст документа вы можете получить на ваш адрес электронной почты, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

ГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Название документа: ГОСТ Р 56540-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Номер документа: 56540-2015

Вид документа: ГОСТ Р

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Опубликован: Фактическая дата официального опубликования стандарта - январь 2016 года (информация с сайта http://www.gost.ru/ по состоянию на 04.02.16)

Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2016 год

Дата принятия: 30 июля 2015

Дата начала действия: 01 февраля 2016
Этот документ входит в профессиональные справочные системы «Техэксперт»
Узнать больше о системах