|
Читайте также: |
Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 400 км к северо-западу от г. Якутска, на правобережье р. Вилюй, в нижнем течении его правых притоков - рек Баппагай и Таигнары. В административном отношении месторождение расположено на территории Кобяйского района. Районный центр – г. Сангары.
Авторское сопровождение ведется по заданию ОАО «Якутгазпром» в целях контроля за ходом выполнения проектных решений, решений протокола ЦКР «Роснедра», рекомендаций ГКЗ «Роснедра» и соблюдения основных принципиальных технологических и технических положений, заложенных в утвержденном проектном документе.
В 1971 году был разработан первый проектный документ по эксплуатации Мастахского газоконденсатного месторождения – «Проект опытно-промышленной эксплуатации», согласно которому введены в разработку залежи юрских и пермских отложений. Впоследствии проектирование разработки месторождения неоднократно корректировалось в связи с несоответствием фактических показателей проектным и вводом в эксплуатацию новых объектов разработки. Перечень проектной документации по Мастахскому ГКМ приведен в таблице 1.
С 2003 года проектирование и авторский контроль за разработкой осуществляет ОАО «СевКавНИПИгаз».
Таблица 1 – Перечень проектной документации по Мастахскому ГКМ
| Вид документа | Протокол |
| Проект опытно-промышленной эксплуатации | ВНИПИГаздобыча, 1971; протокол ЦКР № 21/71 от 29.06.1971 |
| Коррективы технологической схемы опытно-про-мышленной эксплуатации Мастахского месторождения Якутской АССР | ВНИИГАЗ, 1976; протокол ЦКР № 5/76 от 24.03.1976 |
| Проект разработки нижнеюрской залежи Мастахского месторождения | ВНИИГАЗ, 1977; протокол ЦКР № 3/77 от 02.03.1977 |
| Проект опытно-промышленной эксплуатации пермо-триасового комплекса | ВНИПИГаздобыча, 1980 |
Продолжение таблицы 1
| Вид документа | Протокол |
| Коррективы к проекту разработки нижнеюрской залежи и к проекту опытно-промышленной эксплуатации пермо-триасового комплекса Мастахского ГКМ ЯАССР | ВНИИГАЗ, 1982; протокол ЦКР от 27.10.1982 |
| Проект комплексной разработки Мастахского месторождения ЯАССР | ВНИИГАЗ, 1983; протокол ЦКР № 16/83 от 19.08.1983 |
| Коррективы к проекту комплексной разработки Мастахского месторождения ЯАССР | ВНИИГАЗ, 1984; протокол ЦКР № 41/84 от 28.12.1984 |
| Проект довыработки Мастахского ГКМ | ВНИИГАЗ, 1992; протокол НТС ГП «Якутгазпром» от 07.07.1993 |
| Показатели разработки Мастахского газоконденсатного месторождения на период 2003 – 2005 годы | СевКавНИПИгаз, 2003; протокол ЦКР, 2003 |
| Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия) | СевКавНИПИгаз, 2005; протокол ЦКР, 2006 |
| Авторское сопровождение выполнения проекта разработки Мастахского ГКМ Республики Саха (Якутия) | СевКавНИПИгаз, 2007 |
Отчет «Уточненный проект доразработки Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)» является действующим утвержденным на ЦКР Министерства энергетики РФ проектным документом и предусматривает работу месторождения в качестве дополнительного источника газоснабжения центрального региона Республики Саха (Якутия) в пиковые периоды потребления газа. В летние месяцы отбор газа прекращается, а в зимние наращивается.
Основные задачи, рассмотренные в проекте доразработки:
- анализ состояния и эффективности разработки залежей Мастахского ГКМ;
- проектирование и технико-экономическое обоснование доразработки залежей Мастахского ГКМ.
В составе месторождения выделяется девять самостоятельных объектов разработки в пермских, триасовых и юрских отложениях. В настоящее время разрабатывается два объекта (в пермских и триасовых отложениях). Остальные либо вышли из разработки по технико-экономическим показателям, либо не вводились в эксплуатацию.
Рассмотрено четыре варианта разработки месторождения. Первый и второй варианты разработки рассчитаны из условия обеспечения минимального годового отбора газа – 100 млн м3, обусловленного лицензией на разработку Мастахского месторождения. Третий и четвертый варианты рассчитаны на максимальную годовую добычу газа при «сезонной» эксплуатации скважин. Расчетный вариант 2 дополнен вариантом 2-а, предусматривающим разработку месторождения по тому же сценарию, но с коэффициентом «сезонной» эксплуатации скважин 0,6.
Исходные данные для расчета экономической эффективности вариантов разработки основаны на фактических сведениях ОАО «Якутгазпром», которое осуществляет эксплуатацию месторождения, действующих прейскурантах и нормативных документах по состоянию на 01.01.2005.
Разработка месторождения осуществляется по варианту, объединяющему технологические показатели расчетных вариантов 2 и 2-а.
Краткая характеристика варианта разработки.
Разработка месторождения ведется с заданным диапазоном изменения годового отбора. Нижний предел диапазона составляет добыча 100 млн м3 газа при «сезонной» эксплуатации скважин, коэффициент эксплуатации скважин 0,5. Верхний предел диапазона определяется увеличением коэффициента эксплуатации скважин до 0,6, что связано с возможностью возникновения критических ситуаций на основном газоснабжающем центральный регион Республики Саха (Якутия) Средневилюйском месторождении.
Дополнительно к действующей скважине № 105 для разработки пермских залежей восточного купола опущенного блока проектом предусмотрено восстановление и ввод в эксплуатацию скважины № 11. Это позволяет отработать пермские залежи с лучшими технологическими показателями и большим коэффициентом газоотдачи за проектный период.
Ввод в эксплуатацию скважины № 11 проектировалось осуществить в 2008 году. Поскольку продуктивная характеристика этой скважины значительно хуже, чем скважины № 105, то в ней предусмотрено (для улучшения условий выноса жидкости с забоя) произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ – 50,3 мм). Кроме того, для создания лучших условий работы скважин запроектировано с 2008 года изменение ограничения снижения давления на устье до 5,59 МПа (57 кгс/см2), что влечет необходимость перехода к одноступенчатой сепарации газа (вместо применяемой в настоящее время двухступенчатой).
Количество газа, отбираемого из триасовой залежи Т1-IV, регулируется условием общего суммарного отбора из двух залежей не ниже 100 млн м3 за год. Отбор газа также производится при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом; для получения заданного годового отбора запроектировано снижение коэффициента эксплуатации скважин. Условие эксплуатации скважин с максимальным дебитом необходимо для обеспечения выноса с забоя скважины жидкости (водо-конденсато-метанольной смеси).
По расчету с 2019 года фактические дебиты скважин станут ниже минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя. С этого года необходимо начать эксплуатацию скважин по НКТ меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ – 50,3 мм) либо использовать ПАВ. В случае замены НКТ на трубы меньшего диаметра использование ПАВ потребуется с 2030 года.
В 2019 году пермские (P2-I,II) и триасовая (Т1-IV) залежи не смогут обеспечивать требуемый уровень годового отбора. С 2019 года проектируется ввод в разработку залежи Т1-Х (восточный купол). Ввод залежи в разработку проектируется осуществить скважиной № 30, ранее эксплуатировавшей залежь Т1-Ха. Залежь необходимо эксплуатировать при максимально допустимой депрессии с максимальным дебитом, получая заданную величину годового отбора снижением коэффициента эксплуатации скважины. В целях обеспечения превышения фактического дебита над минимально необходимым для выноса жидкости с забоя скважину рекомендуется эксплуатировать по НКТ, имеющим внутренний диаметр 50,3 мм.
С 2028 года для получения заданного уровня годового отбора требуется ввод в разработку юрских залежей J1-I,II восточного купола опущенного блока. Для обеспечения выноса жидкости с забоя скважин необходимо, во-первых, произвести замену НКТ на трубы меньшего диаметра (рекомендуемый внутренний диаметр НКТ –
50,3 мм), а, во-вторых, использовать ПАВ.
Ввод в эксплуатацию пермской P2-Iа залежи приподнятого блока проектируется в 2032 году.
Годовые отборы газа и конденсата по принятому к внедрению варианту представлены в таблице 2. Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.
Таблица 2 – Принятый к внедрению вариант разработки
Годовая добыча газа, млн м3 и газоотдача, %
Продолжение таблицы 2
Годовая добыча конденсата (тыс. т) из пласта
Продолжение таблицы 2
Годовая добыча стабильного конденсата (тыс. т)
Таблица 3 – Технико-экономические показатели варианта разработки Мастахского ГКМ
| Показатель | Итого | Год разработки | ||||||||||||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | |||
| Годовая добыча природного газа, млн м3 | 3100,00 | |||||||||||||||||
| Годовая добыча конденсата, тыс. т | 82,40 | 2,735 | 2,735 | 2,688 | 3,398 | 2,646 | 3,315 | 2,833 | 3,593 | 2,796 | 3,503 | 2,758 | 3,416 | 2,724 | 3,332 | 2,689 | 3,250 | |
| Фонд скважин, ед. | - | |||||||||||||||||
| Чистая выручка, млн руб. | 1840,14 | 59,42 | 59,42 | 59,38 | 78,83 | 59,35 | 77,05 | 59,51 | 80,71 | 59,48 | 79,49 | 59,44 | 77,70 | 59,42 | 76,49 | 59,39 | 74,71 | |
| Кап. вложения, млн руб. | 79,6 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Текущие издержки, млн руб. | 1227,6 | 39,33 | 39,33 | 39,32 | 47,05 | 45,45 | 46,34 | 39,36 | 53,94 | 39,35 | 47,31 | 39,34 | 46,60 | 39,33 | 46,12 | 39,03 | 45,12 | |
| В т.ч. амортизационные отчисления, млн руб. | 55,00 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,48 | 2,18 | 2,18 | |
| Затраты на капитальный ремонт, млн руб. | 30,70 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 6,15 | 0,00 | 0,00 | 6,15 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Чистая прибыль, млн руб. | 459,4 | 14,98 | 14,98 | 15,01 | 23,91 | 10,36 | 23,13 | 15,15 | 20,19 | 15,18 | 24,34 | 15,20 | 23,56 | 15,23 | 23,05 | 15,47 | 22,49 | |
| Доход, млн руб. | - | 17,46 | 17,46 | 17,48 | 26,39 | 12,84 | 25,61 | 17,63 | 22,66 | 17,65 | 26,82 | 17,68 | 26,04 | 17,71 | 25,52 | 17,66 | 24,67 | |
| Накопленный доход, млн руб. | 434,8 | 17,46 | 17,46 | 34,94 | 43,85 | 47,78 | 69,46 | 65,41 | 92,12 | 83,06 | 118,94 | 100,74 | 144,98 | 118,45 | 170,51 | 136,11 | 195,18 | |
| Коэффициент дисконтирования | - | 1,10 | 1,10 | 1,21 | 1,21 | 1,33 | 1,33 | 1,46 | 1,46 | 1,61 | 1,61 | 1,77 | 1,77 | 1,95 | 1,95 | 2,14 | 2,14 | |
| Дисконтированный доход, млн руб. | - | 15,87 | 15,87 | 14,45 | 21,81 | 9,64 | 19,24 | 12,04 | 15,48 | 10,96 | 16,65 | 9,98 | 14,70 | 9,09 | 13,10 | 8,24 | 11,51 | |
| ЧДД, млн руб. | 152,3 | 15,87 | 15,87 | 30,32 | 37,68 | 39,97 | 56,92 | 52,01 | 72,40 | 62,97 | 89,06 | 72,95 | 103,75 | 82,03 | 116,85 | 90,27 | 128,36 | |
| Себестоимость УВ, руб./тыс. м3 | 385,75 | 382,85 | 382,85 | 382,89 | 344,95 | 442,81 | 347,61 | 382,75 | 386,38 | 382,79 | 344,05 | 382,82 | 346,67 | 382,86 | 348,51 | 380,04 | 349,08 |
Продолжение таблицы 3
| Показатель | Год разработки | ||||||||||||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | ||
| Годовая добыча природного газа, млн м3 | |||||||||||||||||
| Годовая добыча конденсата, тыс. т | 2,661 | 3,172 | 2,626 | 3,096 | 2,596 | 3,022 | 2,567 | 2,951 | 2,538 | 2,881 | 2,504 | 2,814 | 2,545 | 4,584 | 2,586 | 4,265 | |
| Фонд скважин, ед. | |||||||||||||||||
| Чистая выручка, млн руб. | 59,36 | 73,50 | 59,33 | 71,72 | 59,31 | 70,52 | 59,28 | 69,32 | 59,26 | 67,54 | 59,23 | 66,34 | 59,26 | 90,69 | 59,30 | 85,28 | |
| Кап. вложения, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Текущие издержки, млн руб. | 36,83 | 42,46 | 36,82 | 41,75 | 36,82 | 41,27 | 36,81 | 40,80 | 36,80 | 40,09 | 42,94 | 45,76 | 36,80 | 49,24 | 36,81 | 47,10 | |
| В т.ч. амортизационные отчисления, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Затраты на капитальный ремонт, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 6,15 | 6,15 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Чистая прибыль, млн руб. | 17,12 | 23,59 | 17,11 | 22,78 | 17,09 | 22,23 | 17,08 | 21,67 | 17,07 | 20,86 | 12,38 | 15,64 | 17,07 | 31,50 | 17,09 | 29,02 | |
| Доход, млн руб. | 17,12 | 23,59 | 17,11 | 22,78 | 17,09 | 22,23 | 17,08 | 21,67 | 17,07 | 20,86 | 12,38 | 15,64 | 17,07 | 31,50 | 17,09 | 29,02 | |
| Накопленный доход, млн руб. | 153,23 | 218,77 | 170,33 | 241,55 | 187,42 | 263,78 | 204,50 | 285,45 | 221,57 | 306,32 | 233,95 | 321,96 | 251,03 | 353,46 | 268,11 | 382,47 | |
| Коэффициент дисконтирования | 2,36 | 2,36 | 2,59 | 2,59 | 2,85 | 2,85 | 3,14 | 3,14 | 3,45 | 3,45 | 3,80 | 3,80 | 4,18 | 4,18 | 4,59 | 4,59 | |
| Дисконтированный доход, млн руб. | 7,26 | 10,01 | 6,59 | 8,78 | 5,99 | 7,79 | 5,44 | 6,91 | 4,94 | 6,04 | 3,26 | 4,12 | 4,09 | 7,54 | 3,72 | 6,31 | |
| ЧДД, млн руб. | 97,53 | 138,37 | 104,13 | 147,15 | 110,12 | 154,94 | 115,56 | 161,85 | 120,50 | 167,89 | 123,76 | 172,01 | 127,85 | 179,55 | 131,57 | 185,86 | |
| Себестоимость УВ, руб./тыс. м3 | 358,80 | 333,84 | 358,82 | 336,43 | 358,85 | 338,24 | 358,87 | 340,11 | 358,89 | 343,01 | 418,88 | 398,58 | 358,89 | 314,48 | 358,85 | 319,82 |
Продолжение таблицы 3
| Показатель | Год разработки | ||||||||||||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | ||
| Годовая добыча природного газа, млн м3 | |||||||||||||||||
| Годовая добыча конденсата, тыс. т | 2,578 | 4,265 | 2,618 | 3,728 | 2,644 | 3,506 | 2,727 | 3,306 | 2,804 | 3,119 | 2,87 | 2,938 | 2,914 | 2,758 | 2,791 | 2,614 | |
| Фонд скважин, ед. | |||||||||||||||||
| Чистая выручка, млн руб. | 59,29 | 85,28 | 59,33 | 76,26 | 59,35 | 72,07 | 59,42 | 68,48 | 59,48 | 64,89 | 59,54 | 61,31 | 59,58 | 70,29 | 59,47 | 66,74 | |
| Кап. вложения, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 23,11 | 23,11 | 0,00 | 0,00 | |
| Текущие издержки, млн руб. | 36,91 | 47,10 | 36,82 | 43,52 | 36,83 | 41,86 | 36,85 | 40,44 | 36,87 | 39,02 | 36,89 | 49,89 | 51,08 | 43,08 | 38,76 | 41,68 | |
| В т.ч. амортизационные отчисления, млн руб. | 0,10 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 1,89 | 1,89 | 1,89 | 1,89 | |
| Затраты на капитальный ремонт, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 12,29 | 12,29 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Чистая прибыль, млн руб. | 17,01 | 29,02 | 17,10 | 24,88 | 17,12 | 22,96 | 17,15 | 21,31 | 17,18 | 19,67 | 17,21 | 8,68 | 6,10 | 20,33 | 15,42 | 18,73 | |
| Доход, млн руб. | 17,11 | 29,02 | 17,10 | 24,88 | 17,12 | 22,96 | 17,15 | 21,31 | 17,18 | 19,67 | 17,21 | 8,68 | -15,12 | -0,90 | 17,31 | 20,62 | |
| Накопленный доход, млн руб. | 285,22 | 382,47 | 302,33 | 434,19 | 319,44 | 457,14 | 336,59 | 478,45 | 353,78 | 498,12 | 370,99 | 506,80 | 355,87 | 505,90 | 373,18 | 526,52 | |
| Коэффициент дисконтирования | 5,05 | 4,59 | 5,56 | 5,56 | 6,12 | 6,12 | 6,73 | 6,73 | 7,40 | 7,40 | 8,14 | 8,14 | 8,95 | 8,95 | 9,85 | 9,85 | |
| Дисконтированный доход, млн руб. | 3,39 | 6,31 | 3,08 | 4,47 | 2,80 | 3,75 | 2,55 | 3,17 | 2,32 | 2,66 | 2,11 | 1,07 | -1,69 | -0,10 | 1,76 | 2,09 | |
| ЧДД, млн руб. | 134,96 | 185,86 | 138,03 | 195,65 | 140,83 | 199,40 | 143,38 | 202,57 | 145,70 | 205,23 | 147,82 | 206,29 | 146,13 | 206,19 | 147,88 | 208,29 | |
| Себестоимость УВ, руб./тыс. м3 | 359,85 | 319,82 | 358,83 | 330,41 | 358,81 | 336,24 | 358,75 | 341,82 | 358,69 | 348,00 | 358,64 | 470,92 | 496,37 | 353,86 | 377,05 | 360,47 |
Продолжение таблицы 3
| Показатель | Год разработки | |||||||||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | от | до | |
| Годовая добыча природного газа, млн м3 | ||||||||||||||
| Годовая добыча конденсата, тыс. т | 2,662 | 2,45 | 2,542 | 2,302 | 2,431 | 2,167 | 2,432 | 3,191 | 2,546 | 3,009 | 2,612 | 2,842 | 2,738 | 2,655 |
| Фонд скважин, ед. | ||||||||||||||
| Чистая выручка, млн руб. | 59,36 | 63,18 | 59,26 | 59,63 | 59,17 | 69,22 | 59,17 | 66,66 | 59,26 | 63,65 | 59,32 | 60,09 | 59,43 | 57,07 |
| Кап. вложения, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 56,50 | 56,50 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Текущие издержки, млн руб. | 38,72 | 40,26 | 38,69 | 44,99 | 38,66 | 42,69 | 49,41 | 46,22 | 43,30 | 45,03 | 43,32 | 43,61 | 43,35 | 42,42 |
| В т.ч. амортизационные отчисления, млн руб. | 1,89 | 1,89 | 1,89 | 1,89 | 1,89 | 1,89 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 |
| Затраты на капитальный ремонт, млн руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 6,15 | 0,00 | 0,00 | 6,15 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Чистая прибыль, млн руб. | 15,40 | 17,13 | 15,38 | 10,86 | 15,36 | 19,93 | 6,35 | 14,47 | 11,18 | 13,20 | 11,32 | 11,68 | 11,48 | 10,40 |
| Доход, млн руб. | 17,28 | 19,02 | 17,26 | 12,75 | 17,25 | 21,82 | -43,65 | -35,52 | 17,68 | 19,70 | 17,81 | 18,17 | 17,98 | 16,90 |
| Накопленный доход, млн руб. | 390,46 | 545,53 | 407,72 | 558,28 | 424,97 | 580,10 | 381,32 | 544,58 | 399,00 | 564,28 | 416,81 | 582,46 | 434,79 | 599,35 |
| Коэффициент дисконтирования | 10,83 | 10,83 | 11,92 | 11,92 | 13,11 | 13,11 | 14,42 | 14,42 | 15,86 | 15,86 | 17,45 | 17,45 | 19,19 | 19,19 |
| Дисконтированный доход, млн руб. | 1,60 | 1,76 | 1,45 | 1,07 | 1,32 | 1,66 | -3,03 | -2,46 | 1,11 | 1,24 | 1,02 | 1,04 | 0,94 | 0,88 |
| ЧДД, млн руб. | 149,48 | 210,04 | 150,93 | 211,11 | 152,24 | 212,78 | 149,22 | 210,31 | 150,33 | 211,55 | 151,35 | 212,60 | 152,29 | 213,48 |
| Себестоимость УВ, руб./тыс. м3 | 377,17 | 367,84 | 377,29 | 435,56 | 377,39 | 355,27 | 482,41 | 401,25 | 422,25 | 409,31 | 422,16 | 419,98 | 421,99 | 429,96 |
При рассмотрении «Уточненного проекта доразработки Мастахского ГКМ Республики Саха (Якутия)» ЦКР «Роснедра» рекомендовала ОАО «Якутгазпром»:
- в 2007 – 2010 годах провести техническое обследование устьев и стволов скважин, не задействованных в разработке, на возможность их дальнейшего использования для добычи;
- провести геофизические исследования в скважинах простаивающего фонда для определения изменения характера насыщения и оценки текущего ГВК;
- провести гидрогеологические исследования по уточнению режимов работы залежей;
- реализовать мероприятия по восстановлению скважин и освоению низкопродуктивных пластов с целью довыработки остаточных запасов с применением современных методов воздействия на пласт;
- в 2009 году представить ЦКР анализ разработки, выполненный на базе постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения, с отчетом о ходе выполнения решений настоящего протокола и рекомендаций ГКЗ «Роснедра».
В отчете «Авторское сопровождение разработки Мастахского ГКМ Республики Саха (Якутия)» рассмотрено и проанализировано состояние выполнения решений протокола ЦКР «Роснедра» и рекомендаций ГКЗ «Роснедра». По результатам проведенного анализа и на основе построенной ПДГТМ выполнен расчет технологических показателей разработки Мастахского ГКМ на пятилетний период (2009 – 2013), представленный в приложении А.
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 106 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Список рисунков | | | Характеристики месторождения |