СТО Газпром 2-1.17-110-2007

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-1.17-110-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


ОТРАСЛЕВОЙ БАНК

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ ОАО «ГАЗПРОМ»


Представление геолого-промысловых данных


СТО Газпром 2-1.17-110-2007


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


Москва 2007

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз») с участием специалистов дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»


Управлением промысловой геологии и разработки месторождений Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


Распоряжением ОАО «Газпром» от 25 декабря 2006 г. № 428 c 15 августа 2007 г.


© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2007



Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 1

  4. Взаимодействие между вычислительными центрами 3

  5. Передача отчетных документов в отраслевую базу данных 4

  6. Корректировка данных истории разработки 6

  7. Правила подготовки данных в электронном виде 7

    1. Подготовка текстовых документов 7

    2. Подготовка табличных данных 8

  8. Обязанности служб сопровождения отраслевой базы данных 11

    1. Обязанности служб сопровождения базы данных регионального уровня 11

    2. Обязанности служб сопровождения базы данных головного уровня 13

      Приложение А (обязательное) Размерность и единицы измерения

      реквизитов геолого-промысловых данных 14

      Приложение Б (обязательное) Формы представления оперативной

      геолого-промысловой информации о работе скважин 21

      Библиография 58


      III

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


      image

      ОТРАСЛЕВОЙ БАНК ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ ОАО «ГАЗПРОМ»

      Представление геолого-промысловых данных


      image

      Дата введения – 2007-08-15


      1. Область применения


        Настоящий стандарт устанавливает требования по подготовке информации в электронном виде, передачу, прием и загрузку в отраслевой банк данных оперативной геолого-промысловой информации о работе скважин, находящихся на балансе дочерних обществ ОАО «Газпром».

        Соблюдение настоящих требований является обязательным для всех юридических и физических лиц, участвующих в подготовке и представлении геолого-промысловой информации в отраслевой банк данных.


      2. Нормативные ссылки


        В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующий стандарт: ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам


      3. Термины, определения и сокращения


        1. В настоящем стандарте применяются термины в соответствии с Федеральным законом «Об информации, информационных технологиях и о защите информации» [1], Федеральным законом «О правовой охране программ для электронных вычислительных машин и баз данных» [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:

          1. администратор базы данных: Ответственное лицо, которое создает рабочее пространство на жестких дисках, регулирует доступ к данным и контролирует качество информации, занесенной в БД.

            image

            Издание официальное


            1

          2. база данных: Объективная форма представления и организации совокупности данных, систематизированных таким образом, чтобы эти данные могли быть найдены и обработаны с помощью электронных вычислительных машин.

          3. данные: Информация, представляющая собой сведения, обычно выражаемые в численном виде (цифровая информация) и используемые для последующей обработки с использованием математических методов (статистической обработки и т.п.).

          4. информация: Сведения (сообщения, данные) независимо от формы их представления.

            3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: БД – база данных;

            ВНК – водонефтяной контакт; ГВК – газоводяной контакт;

            ГИС-контроль – геофизические исследования скважин в закрытом стволе; ГНК – газонефтяной контакт;

            ГПЗ – газоперерабатывающий завод;

            ГТМ – геолого-технические мероприятия; ДНС – дожимная насосная станция;

            КНС – кустовая насосная станция; КС – компрессорная станция;

            НДС – налог на добавленную стоимость; НКТ – насосно-компрессорные трубы; НПЗ – нефтеперерабатывающий завод;

            ОГГИС – отраслевая геолого-геофизическая информационная система; ППД – поддержание пластового давления;

            УКПГ – установка комплексной подготовки газа; ЦДНГ – цех добычи нефти и газа;

            ЦПНС – центральный пункт нефтесбора; Qнефти – дебит нефти;

            Ндин – динамический уровень; Нэф – эффективная толщина; Рбуферн – давление буферное;

            Рвхода в УКПГ – давление входа в УКПГ;

            Рвхода в шлейф – давление входа в шлейф; Рзаб – давление забойное;


            2

            Рзатр – давление затрубное; Рмк – давление межколонное; Рпл – давление пластовое; Рст – давление статическое;

            Твхода в УКПГ – температура входа в УКПГ; Твхода в шлейф – температура входа в шлейф; Туст – температура на устье скважины.


      4. Взаимодействие между вычислительными центрами


        1. Отраслевой банк геолого-геофизических и промысловых данных ОАО «Газпром» представляет собой информационную систему в виде распределенных баз данных головного, регионального и локального уровня. На каждом уровне структура БД сохраняется идентичной, изменяется масштаб.

          Уровень головной БД формируется на базе ОАО «Газпром». На этом уровне концентрируется вся совокупность информации, содержащаяся на локальном и региональном уровнях. Уровень региональной БД формируется на базе научно-исследовательских институтов.

          На этом уровне собирается вся совокупность как исходной, так и результирующей информации по нефтегазодобывающим регионам. На региональном уровне создаются геологические и гидродинамические модели, производится подсчет и корректировка текущих запасов, разрабатываются проекты поисково-разведочных работ, уточняются проекты разработки и технологические схемы эксплуатации месторождений, оптимизации системы мониторинга разработки.

          Уровень локальной БД формируется на базе производственной организации и предназначен для сбора и оперативной обработки всей исходной геолого-геофизической и промысловой информации, предназначенной для управления текущими производственными процессами.

        2. Для формирования форм отчетности геолого-промысловой информации с целью занесения их в отраслевую БД используются ресурсы дочерних обществ ОАО «Газпром», осуществляющих добычу углеводородного сырья. Электронная копия форм отчетности поступает в региональную БД.

        3. На уровне региональной БД производится проверка поступившей информации и помещение информации в базу данных с одновременной репликацией информации в головную БД ОАО «Газпром».


          3

      5. Передача отчетных документов в отраслевую базу данных


        1. Ежемесячно, до 5-го числа следующего за отчетным месяцем, дочерние общества ОАО «Газпром», которые осуществляют добычу природного газа, газового конденсата и нефти, передают в БД регионального уровня следующие документы ежемесячной отчетности (таблица 1).

          Табли ца 1 – Формы ежемесячной отчетности


          Номер формы

          (приложение Б)

          Наименование

          Форма 1.1

          Справочник скважин

          Форма 1.2

          Справочник скважин (конструкция)

          Форма 2.1

          Отчет о работе газовых скважин

          Форма 2.2.1

          Отчет о работе газоконденсатных скважин (отбор в данном месяце)

          Форма 2.2.2

          Отчет о работе газоконденсатных скважин (отбор с начала года)

          Форма 2.2.3

          Отчет о работе газоконденсатных скважин (отбор с начала разработки)

          Форма 2.2.4

          Отчет о работе газоконденсатных скважин (работа скважин)

          Форма 2.3

          Отчет о работе нефтяных скважин

          Форма 2.4

          Отчет о работе нагнетательных скважин

          Форма 2.5

          Отчет по добыче газа нефтяными скважинами из газовой шапки

          Форма 2.6

          Отчет о работе водозаборных скважин

          Форма 3.1

          Отчет о работе газовых скважин (итоговые показатели)

          Форма 3.2

          Отчет о работе газоконденсатных скважин (итоговые показатели)

          Форма 3.3

          Отчет о работе нефтяных скважин (итоговые показатели)

          Форма 3.4

          Отчет о работе нагнетательных скважин (итоговые показатели)

          Форма 4

          Состояние фонда скважин

          Форма 5.1

          Технологический режим работы газовых скважин

          Форма 5.2

          Технологический режим работы газоконденсатных скважин


        2. Ежеквартально, до 5-го числа следующего за отчетным месяцем, дочерние общества ОАО «Газпром», которые осуществляют добычу природного газа, газового конденсата и нефти, передают в БД регионального уровня следующие документы (таблица 2).


          Табли ца 2 – Формы квартальной отчетности


          Номер формы

          (приложение Б)

          Наименование

          Форма 6.1

          Отчет по геолого-техническим мероприятиям и их эффективности

          Форма 6.2

          Отчет по бездействующему фонду скважин

          Форма 6.3

          Отчет по промыслово-геофизическим исследованиям

          Форма 7

          Данные о проектных и фактических показателях разработки

          нефтяных залежей (данные представляются по годам и кварталам с начала разработки)

          Форма 8

          Данные о проектных и фактических показателях разработки газовых

          и газоконденсатных залежей (данные представляются по годам и кварталам с начала разработки)

          Форма 9

          Показатели эксплуатации по месторождению (данные

          представляются по годам и кварталам с начала разработки)


          4

        3. Раз в полгода, до 5-го числа следующего за отчетным месяцем, дочерние общества ОАО «Газпром», которые осуществляют добычу природного газа, газового конденсата и нефти, передают в БД регионального уровня следующие документы (таблица 3).

          Табли ца 3 – Формы полугодовой отчетности


          Номер формы

          (приложение Б)

          Наименование

          Форма 11

          Информация по наземному обустройству месторождения

          Форма 18

          Базовая информация о состоянии окружающей среды


        4. Ежегодно, до 15-го января, в БД регионального уровня подлежат передаче следующие документы ежегодной отчетности (таблица 4).

          Табли ца 4 – Формы ежегодной отчетности


          Номер формы

          (приложение Б)

          Наименование

          Форма 10

          Лицензирование

          Форма 12

          Запасы и добыча нефти и газа по лицензионным участкам,

          состояние текущих запасов

          Форма 13

          Фонд скважин на лицензионном участке

          Форма 14

          Геолого-разведочные работы. Поисково-разведочные скважины,

          пробуренные в отчетном периоде

          Форма 15

          Сейсморазведочные работы

          Форма 16

          Основные результаты геолого-разведочных работ

          Форма 17

          Свойства нефти, газа, конденсата и воды

          Форма 19

          Взаимоотношения с территорией и коренным населением

          Форма 20

          Показатели экономической эффективности разработки по

          дочернему обществу в целом


        5. При выполнении работ по ГИС-контролю эксплуатационных или законсервированных скважин в БД регионального уровня подлежат передаче все исходные и результирующие материалы, включая акты, наряд-заказы и журналы регистрации на проведение геофизических исследований и работ в скважине.

        6. При выполнении работ по опробованию и испытанию эксплуатационных или законсервированных скважин в БД регионального уровня подлежат передаче все исходные и результирующие материалы, включая документы по организационно-техническим мероприятиям по подготовке скважины к испытанию.

        7. При выполнении работ по исследованиям нефти, газа, конденсата и пластовых вод в эксплуатационных или законсервированных скважинах в БД регионального уровня подлежат передаче следующие данные:

          • общие сведения о пробе;

          • акты лабораторных исследований.


            5

        8. В случае если дочернее общество ОАО «Газпром» ведет свою базу данных, представление информации в региональную БД может быть осуществлено в электронной форме, в удобном для них виде по предварительному согласованию с администратором БД регионального уровня. Обязательным условием является представление всех данных, содержащихся в приводимых формах настоящего стандарта.

        9. В случае обнаружения ошибок или вопросов при вводе в БД регионального уровня организации обязаны после получения сообщения:

          • в течение 2 дней повторно выслать информацию в случае сбоев при чтении электронных документов;

          • в течение 2 дней дать разъяснения по поводу переданной информации;

          • если ошибки являются незначительными и не требуется нового формирования пакета документов, в течение 2 дней ошибки следует устранить и повторно выслать информацию;

          • в случае если требуется анализ переданных данных, формирование и передача нового пакета документов должны быть выполнены в течение 5 дней.

        10. Для осуществления оперативной связи при работе по заполнению базы данных дочернее общество представляет в региональный центр сведения (Ф.И.О., должность, телефон, факс, E-mail) об ответственных исполнителях за передачу отчетных документов и ответственных исполнителях за содержание передаваемых документов. Эти сведения передаются в начале работ и по мере изменения.


      6. Корректировка данных истории разработки


        1. Под данными истории разработки в настоящем стандарте понимаются все показатели, которые описывают работу газои нефтепромыслов на интервале времени с начала разработки до текущего месяца. Показатели, описывающие работу в текущем месяце, не рассматриваются как показатели истории, так как могут изменяться без изменений каких-либо показателей за другие месяцы. При изменении показателей работы в текущем месяце необходимо и достаточно повторно передать комплект отчетных документов за месяц.

        2. При изменении показателей истории разработки вместе с отчетными документами за текущий месяц необходимо передавать:

          • копию распоряжения дочернего общества ОАО «Газпром», на основании которого было сделано данное изменение;

          • номера скважин с указанием их уникальных кодов, данные по которым подверглись изменениям, и временной интервал этих изменений;



            6

          • откорректированные показатели базы данных за весь период, подвергшийся корректировке.

        3. При переброске или перераспределении данных между пластами (объектами разработки) или между скважинами суммарные величины корректируемых показателей до корректировки за каждый месяц корректируемого интервала должны быть равны аналогичным суммам после корректировки.

        4. При корректировке списания объемов закачки разность между суммарной закачкой по группе корректируемых скважин на корректируемом интервале до корректировки и аналогичной суммой после корректировки должна равняться объему списанной закачки.

        5. При переименовании скважин, изменении привязки добычи скважин к пластам (объектам разработки) или месторождениям необходимо указать старые названия, новые названия и дату, начиная с которой они меняются в базе данных.

        6. При передаче группы скважин на эксплуатацию какому-либо другому оператору показатели, характеризующие работу скважин с начала разработки, не должны ограничиваться периодом работы у данного оператора, а отражать период работы с начала эксплуатации, независимо от того, кто эксплуатировал и продолжает эксплуатировать скважины.


      7. Правила подготовки данных в электронном виде


        1. Подготовка текстовых документов

          1. Для подготовки текстовых документов следует использовать текстовый редактор Microsoft Word версии не ниже чем 2000. Если тексты подготавливаются с помощью других текстовых редакторов или с использованием Microsoft Word ранних версий, то конечное оформление текстового документа должно быть проведено не ниже чем на Microsoft Word 2000 или сохранить документ в RTF (*.rtf) формате. При работе с Microsoft Word 2000 должны быть включены режимы проверки грамматики и орфографии. При использовании большого числа специфических терминов при передаче текста в другие подразделения передать грамматический словарь этих терминов.

          2. При подготовке в электронном виде текстовых документов следует соблюдать требования ГОСТ 2.105.

          3. Основной тип шрифта – Times New Roman, допускается шрифт Arial. Размеры бумаги, ориентация бумаги, поля, размеры шрифта, начертание шрифта, выравнивание текста, межстрочные промежутки специальным образом не оговариваются.


      7

        1. Подготовка табличных данных

          1. Для подготовки табличной информации рекомендуется использовать средства Microsoft Excel 2000 и более поздних версий. Если таблицы подготавливаются с помощью текстовых редакторов или с использованием Microsoft Excel ранних версий, то конечное оформление табличного документа должно быть проведено на Microsoft Excel 2000 или поздних версий. Допускается подготовка табличных документов с помощью текстового редактора Microsoft Word версии не ниже чем 2000. Если таблицы подготавливаются с помощью других текстовых редакторов или с использованием Microsoft Word ранних версий, то конечное оформление табличного документа должно быть проведено на Microsoft Word 2000 или поздних версий. При работе с Microsoft Excel 2000 или Word 2000 должны быть включены режимы проверки грамматики и орфографии. При использовании большого числа специфических терминов при передаче таблицы в другие подразделения – передать грамматический словарь этих терминов.

          2. Основной тип шрифта – Times New Roman, допускается шрифт Arial. Размеры листа бумаги, ориентация листа бумаги, поля, размеры шрифта, начертание шрифта, выравнивание текста, межстрочные промежутки специальным образом не оговариваются.

          3. С целью возможного использования таблиц в различных обрабатывающих программах необходимо придерживаться следующих общих правил:

            • каждое данное занимает одну ячейку в соответствующем столбце;

            • в столбце не могут содержаться данные различного назначения;

            • нельзя использовать объединение ячеек, за исключением ячеек в головке таблицы;

            • при занесении текста в ячейку следует пользоваться опцией «переносить по словам»;

            • нельзя использовать значки или символы сносок и примечаний для данных в какой-либо ячейке. Примечания и сноски относительно данных следует размещать в специальном столбце.

          4. Если в Excel подготовлен график или рисунок, то он должен быть оформлен в том же файле, где хранятся данные для его построения. Хотя располагаться график или рисунок может на отдельном листе.

          5. Если табличный документ, подготовленный в Microsoft Excel, располагается на нескольких листах одного файла Excel, то каждый лист именуется смысловым выражением или словом на русском языке.

          6. Особые требования при подготовке таблиц, приведенных в формах 1.1 – 6.3 (приложение Б):


            8

            1. Любая таблица имеет следующую структуру:

              • заголовок;

              • головка;

              • строки с данными.

            2. Заголовок документа должен располагаться в первом столбце и содержать четыре обязательные строки:

              • первая строка – наименование документа;

              • вторая строка – дата отчетности. В зависимости от документа для этой строки применяется один из двух шаблонов:

                а) на 1 [месяца] [год] года,

                б) за [месяц] месяц [год] года.


                Примеры

                1. на 1 июня 2003 года

                2. за май месяц 2003 года

              • третья строка – наименование дочернего общества.


                Пример – ООО Уренгойгазпром

              • четвертая строка – наименование УКПГ или цеха, если данные таблицы принадлежат одному УКПГ или цеху.

                Пример – УКПГ-1АС

                Если таблица содержит данные по всему дочернему обществу, четвертая строка должна присутствовать, но быть пустой.

                Присутствие других данных в заголовке недопустимо.

            3. Головка таблицы определяет порядок следования столбцов с данными и располагается под заголовком, начиная с пятой строки. Головка в таблице должна быть одна. Обязательной является строка головки, содержащая единицы измерений.

            4. Строки с данными определяют содержание документа, к ним относятся строки, содержащие значения и подзаголовки. Заполнение строк с данными должно быть подчинено следующим правилам:

      • первый столбец отводится для подзаголовков, среди которых встречаются подзаголовки, не содержащие ключевых слов, а также подзаголовки, которые могут содержать ключевые слова; к ним относятся такие как: названия месторождений, пластов (объектов разработки), залежей и т.п. Эти названия следуют за соответствующим ключевым словом и отделяются от него разделителем в виде двоеточия или пробела. Возможные варианты подзаголов-


        9

        ков приводятся для каждого документа в приложении форм документов. Никаких других данных в первом столбце не должно быть;

      • каждый подзаголовок занимает отдельную строку;

      • значения реквизитов начинаются со второго столбца;

      • если значением реквизита таблицы является дата, то дата должна быть представлена в формате даты с разделителями в виде дд.мм.гг (дд.мм.гггг) или дд/мм/гг (дд/мм/гггг), либо без разделителей ддммгг (ддммгггг);

      • строки данных не должны содержать пустых строк, графоклеток либо строк типа

«Лист N », т.е. информации, не относящейся к содержанию таблицы.

      1. Названия геологических объектов (пластов, месторождений и т.д.), структурных подразделений обществ и прочих характеристик (способов эксплуатации скважин, типов агентов закачки и т.д.) должны быть полными.

      2. Размерность и единицы измерения каждого показателя приведены в таблице реквизитов (таблица А.1).

      3. Все скважины, которые когда-либо были в эксплуатации, всегда должны присутствовать в отчетах о работе скважин соответствующего фонда (формы 2.1–2.6, приложение Б).

      4. В отчетах о работе скважин (формы 2.1–2.6, приложение Б) все скважины сгруппированы по месторождениям и категориям, т.е. сначала указывается в заголовке название месторождения, затем в отдельной строке подзаголовок категории скважин.

      5. Каждая скважина обязана иметь уникальный номер (код). Код скважины присваивается скважине администратором БД после получения данных по скважине в первый раз и сообщается соответствующим службам дочернего общества ОАО «Газпром». Если дочернее общество ведет свою БД, где скважинам уже присвоены уникальные коды, то по согласованию с администратором БД можно использовать собственные уникальные коды скважин.

      6. Номер скважины должен располагаться полностью в одном столбце, т.е. и цифровой номер и буквенный индекс вместе.

      7. Совокупность показателей работы скважины на один и тот же пласт и по одному и тому же способу (для добывающих скважин) или с одним и тем же агентом (для нагнетательных) должна быть представлена одной строкой в отчетах о работе скважин (формы 2.1–2.6, приложение Б).

      8. Показатель «Скважино-часы простоя за месяц» заполняется только для действующих скважин. Значение показателя не может быть разбито на два – «Технический останов» и «Простой». Данный показатель определяет суммарное количество часов в течение месяца.


        10

      9. Считается ошибкой, если при нулевой величине добычи или нулевой величине закачки показатель «Скважино-часы работы» или «Скважино-часы накопления» отличен от нуля.

      10. Документ «Состояние фонда скважин» (форма 4, приложение Б) содержит итоговые строки и строки с уникальными номерами скважин. Все данные в документе сгруппированы по месторождениям, пластам или группам пластов.

      11. Документы итоговых показателей (формы 3.1–3.4, приложение Б) содержат интегрированные данные, полученные из соответствующих отчетов о работе скважин (формы

    1. – 2.6, приложение Б), причем каждая строка в документах итоговых показателей представляет собой сумму группы строк в отчетах о работе скважин, относящихся к одному и тому же показателю.

          1. Сортировка внутри каждого документа определяется перечнем подзаголовков, приведенных в шаблоне документа.

          2. Нельзя изменять сортировку и текст подзаголовков, хотя вследствие отсутствия каких-либо данных соответствующие им подзаголовки могут отсутствовать.


      1. Обязанности служб сопровождения отраслевой базы данных


        1. Обязанности служб сопровождения базы данных регионального уровня

          1. Основные функции служб БД регионального уровня заключаются в организации приема отчетных документов, синтаксическом и содержательном контроле их корректности, заполнении базы данных регионального уровня, репликации информации в БД головного уровня.

            Работы включают в себя:

            • прием документов от производственных подразделений. Регистрация факта получения документов в журнале с указанием даты приема, фамилии оператора, принявшего данные, и списка полученных документов;

            • отправление производственным подразделениям напоминания о необходимости передать данные:

а) если данные за отчетный месяц еще не передавались – 10 и 20-го числа следующего за отчетным месяцем и 1-го числа через месяц после отчетного;

б) если данные передавались, но оказались неполными или некорректными и был сделан запрос на повторную передачу отчетных документов, – через каждые 5 дней после отправления сообщений об ошибках и запроса на повторную передачу;


11

в) если дочерние общества не предоставили данные за отчетный месяц, а также не отреагировали на сообщение, что представленные данные не корректны, то руководству ОАО «Газпром» передается список дочерних обществ, которые не предоставили данные, – 1-го числа через месяц после отчетного;

  • визуальную проверку принятых данных на комплектность документов с регистрацией результатов этой проверки в журнале. Срок исполнения – в течение суток с момента поступления документов;

  • формирование и передачу дочерним обществам сообщения об отбраковке данных на этапе визуальной проверки. Регистрация в журнале (когда, кому и кем было передано это сообщение). Запрос на повторную передачу данных. Срок исполнения – в течение 2 дней с момента получения документов;

  • приведение полученных документов в форматы, требуемые для программной обработки данных. Срок исполнения – в течение 5 дней с момента поступления документов;

  • программную проверку данных и обработку сообщений программной проверки (в течение 5 дней с момента поступления документов). Возможны ситуации:

    а) появление месторождений, пластов, способов эксплуатации, впервые появившихся в отчетных документах и отсутствующих в таблицах базы данных. В этом случае необходимо уточнение у отправителя данных по новым пластам, месторождениям, способам эксплуатации;

    б) анализ ошибок и, если возможно, самостоятельное устранение ошибок в документах при условии консультации с отправителем;

  • формирование и передача дочернему обществу сообщения об ошибках в документах, обнаруженных в процессе контроля. Регистрация в журнале (когда, кому и кем было передано это сообщение). Запрос на повторную передачу данных. Срок исполнения – в течение 2 дней после получения результата контроля;

  • в случае, когда данные успешно прошли контроль, сообщить дочернему обществу, что данные корректны и приняты для ввода в базу. Регистрация в журнале (когда, кому и кем было передано это сообщение). Срок исполнения – в течение 2 дней после получения результата контроля;

  • ввод информации в БД регионального уровня. Срок исполнения – в течение 2 дней с момента устранения всех ошибок;

  • привязка эксплуатационных данных через координаты пластопересечений скважин и интервалы перфораций к залежам, участкам залежей, лицензионным участкам, а также к графической базе данных. Срок исполнения – в течение 7 дней с момента устранения всех ошибок;


    12

  • передача сформированного блока информации в БД головного уровня. Срок исполнения – в течение 2 дней с момента ввода информации в БД регионального уровня.

      1. По запросам пользователей службы региональной БД обязаны формировать нестандартные запросы к базе данных.

    1. Обязанности служб сопровождения базы данных головного уровня

      1. Основные функции служб БД головного уровня заключаются в анализе переданных данных от региональных центров, заполнении базы данных головного уровня, передаче различных документов соответствующим службам ОАО «Газпром» в соответствии с запросами к БД.

        Работы включают в себя:

        а) прием и регистрацию в журнале факта получения из БД регионального уровня информации и документов с указанием даты приема и фамилии оператора, принявшего данные;

        б) анализ ошибок и формирование сообщения дочернему обществу и службам БД регионального уровня о причине отбраковки данных. Регистрацию в журнале, кому и когда передано сообщение. Срок исполнения – в течение 10 дней со дня получения данных;

        в) ввод в БД принятой информации и регистрацию в журнале (кем, когда и какие данные были введены). Срок исполнения – в течение 3 дней с момента устранения всех ошибок;

        г) формирование различных документов по запросам служб ОАО «Газпром».

      2. По запросам пользователей службы БД головного уровня обязаны формировать нестандартные запросы к базе данных.


13


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

14

Приложение А

(обязательное)


Размерность и единицы измерения реквизитов геолого-промысловых данных

Таблица А.1 – Реквизиты геолого-промысловых данных


Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

ДОБЫЧА ГАЗА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого газа за месяц газовыми скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА ГАЗА С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытого газа с начала года газовыми скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА ГАЗА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытого газа с начала разработки газовыми

скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ДЕБИТ ГАЗА

Отношение добытого газа к числу дней работы, за которые этот газ был добыт

тыс. м3/сут

До 1 знака в дробной части

ОТБОР ПЛАСТОВОГО ГАЗА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого пластового газа за месяц

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР ПЛАСТОВОГО ГАЗА С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытого пластового газа с начала года

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР ПЛАСТОВОГО ГАЗА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытого пластового газа с начала разработки

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР ГАЗА СЕПАРАЦИИ ЗА МЕСЯЦ

Величина отсепарированного газа за месяц, добытого

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР ГАЗА СЕПАРАЦИИ С НАЧАЛА ГОДА

Величина отсепарированного газа с начала года, добытого

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

15

Продолжение таблицы А.1


Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

ОТБОР ГАЗА СЕПАРАЦИИ С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина отсепарированного газа с начала разработки,

добытого газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СУХОГО ГАЗА ЗА МЕСЯЦ

Величина сухого газа за месяц, добытого газоконденсатными

скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СУХОГО ГАЗА С НАЧАЛА ГОДА

Величина сухого газа с начала года, добытого

газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СУХОГО ГАЗА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина сухого газа с начала разработки, добытого газоконденсатными скважинами

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого стабильного конденсата за месяц

газоконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытого стабильного конденсата с начала года

газоконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной части

ОТБОР СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытого стабильного конденсата с начала

разработки газконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА НЕСТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого нестабильного конденсата за месяц

газоконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА НЕСТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытого нестабильного конденсата с начала года

газоконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА НЕСТАБИЛЬНОГО

КОНДЕНСАТА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытого нестабильного конденсата с начала

разработки газоконденсатными скважинами

т

До 1 знака в дробной

части

УДЕЛЬНЫЙ ВЫХОД СТАБИЛЬНОГО

КОНДЕНСАТА

Отношение добытого стабильного конденсата к добытому

пластовому газу

г/м3

До 1 знака в дробной

части

16

СТО Газпром 2-1.17-110-2007



Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

СРЕДНЕСУТОЧНЫЙ ДЕБИТ ВОДЫ

Отношение добытой воды к числу дней работы, за которые эта вода

была добыта

м3/сут

Целое

ДОБЫЧА ВОДЫ ЗА МЕСЯЦ

Величина добытой воды за месяц

т

Целое

ДОБЫЧА ВОДЫ С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытой воды с начала года

т

Целое

ДОБЫЧА ВОДЫ С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытой воды с начала разработки

т

Целое

ДОБЫЧА НЕФТИ ЗА МЕСЯЦ

Величина добытой нефти за месяц

т

Целое

ДОБЫЧА НЕФТИ С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытой нефти с начала года

т

Целое

ДОБЫЧА НЕФТИ С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытой нефти с начала разработки

т

Целое

ДОБЫЧА ПОПУТНОГО ГАЗА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого за месяц попутного газа

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

СКВАЖИНО-ЧАСЫ РАБОТЫ ЗА МЕСЯЦ

Суммарное количество часов работы скважины, определяемое по

временным интервалам, когда скважина находилась в состоянии РАБОТА (в это значение не включаются часы накопления для скважин, находящихся в режиме НАКОПЛЕНИЕ)

Часы

Целое

СКВАЖИНО-ЧАСЫ

НАКОПЛЕНИЯ ЗА МЕСЯЦ

Суммарное количество часов накопления, определяемое по

временным интервалам, когда скважина находилась в режиме НАКОПЛЕНИЕ (в это значение часы работы скважины

не включаются)

Часы

Целое

17

СТО Газпром 2-1.17-110-2007


Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

СКВАЖИНО-ЧАСЫ ПРОСТОЯ ЗА МЕСЯЦ

Суммарное количество часов простоя скважины в течение месяца,

определяемое по временным интервалам, когда скважина находилась в состоянии ОСТАНОВ

Часы

Целое

ЧИСЛО ДНЕЙ РАБОТЫ С НАЧАЛА ГОДА

Суммарное количество дней работы скважины с начала года,

определяемое по временным интервалам, когда скважина находилась в состоянии РАБОТА или НАКОПЛЕНИЕ; в последнем случае учитываются как часы работы, так и накопления

Дни

Целое

ПРОЦЕНТ ОБВОДНЕННОСТИ

(весовой)

Процентное отношение добытой воды к добытой жидкости

(добыча воды и жидкости представлены в весовых единицах)

%

До 2 знаков в дробной части

СРЕДНЕСУТОЧНЫЙ ДЕБИТ НЕФТИ

Отношение добытой нефти к числу дней работы, за которые эта нефть добыта

т/сут

До 1 знака в дробной части

СРЕДНЕСУТОЧНЫЙ ДЕБИТ ЖИДКОСТИ

Отношение добытой жидкости к числу дней работы, за которые эта

жидкость добыта

т/сут

До 1 знака в дробной части

СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ЗАКАЧКА

Отношение объема закачанного агента к числу дней работы,

за которые эта величина закачана

м3/сут

До 1 знака в дробной части

ЗАКАЧКА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ ЗА МЕСЯЦ

Объем закачанного агента за месяц

м3

Целое

ЗАКАЧКА С НАЧАЛА ГОДА

Объем закачанного агента с начала года

м3

Целое

ЗАКАЧКА С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Объем закачанного агента с начала разработки

м3

Целое

ДАВЛЕНИЕ БУФЕРНОЕ

(НА ГРЕБЕНКЕ)

Давление на скважине на конец отчетного месяца

МПа

Целое

18

СТО Газпром 2-1.17-110-2007


Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

ДАВЛЕНИЕ ЗАТРУБНОЕ (НА УСТЬЕ)

Давление на скважине на конец отчетного месяца

МПа

Целое

КОНЦЕНТРАЦИЯ ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА

%

До 1 знака в дробной части

ТЕМПЕРАТУРА НА УСТЬЕ

оС

До 1 знака в дробной части

ОБЪЕМ ИЗЛИВОВ

м3

Целое

ОБЪЕМ ОТТОКОВ

м3

Целое

ОБЩИЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

м3

До 3 знаков в дробной части

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР ПРИРОДНОГО ГАЗА

м3

До 3 знаков в дробной части

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА ЗА МЕСЯЦ

Величина добытого нефтяными скважинами газа из газовой шапки

за месяц

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА С НАЧАЛА ГОДА

Величина добытого газа из газовой шапки нефтяными

скважинами с начала года

тыс. м3

До 1 знака в дробной части

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА

С НАЧАЛА РАЗРАБОТКИ

Величина добытого нефтяными скважинами газа из газовой шапки

с начала разработки

тыс. м3

До 1 знака в дробной

части

19

СТО Газпром 2-1.17-110-2007



Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

ЭФФЕКТИВНАЯ ЗАКАЧКА ЗА МЕСЯЦ

м3

ДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД, СКВАЖИНЫ, ДАЮЩИЕ ПРОДУКЦИЮ (ПОД ЗАКАЧКОЙ) (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, находящихся на дату отчета в

состоянии РАБОТА или НАКОПЛЕНИЕ (а также количество таких скважин)

ДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД, СКВАЖИНЫ, ОСТАНОВЛЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, находящихся на дату отчета в

состоянии ОСТАНОВ и при этом простоявших неполный отчетный месяц (а также количество таких скважин)

ВСЕГО ДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН

Количество скважин, находящихся на дату отчета в состоянии РАБОТА или НАКОПЛЕНИЕ, или ОСТАНОВ (причем в последнем случае простоявших неполный отчетный месяц)

БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН, СКВАЖИНЫ, ОСТАНОВЛЕННЫЕ В ТЕКУЩЕМ ГОДУ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, остановленных после 1 декабря

предыдущего года и не позднее 1-го числа отчетного месяца (а также количество таких скважин)

БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН, СКВАЖИНЫ, ОСТАНОВЛЕННЫЕ ДО 1 ДЕКАБРЯ ПРЕДЫДУЩЕГО ГОДА (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, остановленных не позднее 1 декабря

предыдущего года (а также количество таких скважин)


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

20

Окончание таблицы А.1



Реквизит

Интерпретация

Единицы

измерения

Точность

ВСЕГО БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН

Общее количество бездействующих скважин

В ОСВОЕНИИ И ОЖИДАНИИ ОСВОЕНИЯ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, находящихся на дату отчета в состоя-

нии ОСВОЕНИЕ или ОЖИДАНИЕ ОСВОЕНИЯ (а также количество таких скважин)

ВСЕГО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ФОНД СКВАЖИН (КОЛИЧЕСТВО)

Количество действующих и бездействующих скважин плюс количе-

ство скважин, находящихся на дату отчета в состоянии ОСВОЕНИЕ или ОЖИДАНИЕ ОСВОЕНИЯ

СКВАЖИНЫ В КОНСЕРВАЦИИ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера скважин, находящихся на дату отчета в состоянии КОНСЕРВАЦИЯ (а также количество таких скважин)

ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИЕ И

КОНТРОЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера пьезометрических и контрольных скважин

(а также их количество)

СКВАЖИНЫ В ЛИКВИДАЦИИ И

ОЖИДАНИИ ЛИКВИДАЦИИ (КОЛИЧЕСТВО)

Уникальные номера ликвидированных и находящихся в ожидании

ликвидации скважин (а также их количество)


Приложение Б

(обязательное)


Формы представления оперативной геолого-промысловой информации о работе сквжин


Форма 1.1


СПРАВОЧНИК СКВАЖИН

ПО СОСТОЯНИЮ НА [месяц] [год] ГОДА НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

[цех]


Уникальный номер скважины

№ скважины

№ куста

Состояние на конец месяца

Альтитуда, м

Забой, м

Искусственный забой, м

Интервал залегания продуктивного пласта, м

Залежь, пласт (пласты)

Объект эксплуатации

Интервал перфорации,

м

Эффективная перфорированная мощность, м

Способ эксплуатации

Текущий ГВК, (ГНК,

ВНК),

м

кровля

подошва

верх

низ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17


21

Окончание формы 1.1


НКТ

Пакер

Тип

фонтанной арматуры

Тип

колонной головки

Штуцер

Интервал заполнения

в наблюдательных скважинах, м

диаметр, мм

глубина, м

глубина

установки, м

тип

тип

диаметр,

мм

верх

низ

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27


22

Форма 1.2


СПРАВОЧНИК СКВАЖИН (конструкция) ПО СОСТОЯНИЮ НА [месяц] [год] ГОДА НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникаль-

ный номер скважины

скважины

куста

Дата

начала бурения

Дата

окончания бурения

Дата

начала освоения

Дата

окончания освоения

Дата

приема скважины на баланс

Дата пуска

скважины в эксплуатацию

Дата

установки клапанаотсекателя

Дата

извлечения клапанаотсекателя

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

дд.мм.гггг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

Окончание формы 1.2


Направление

Кондуктор

Техническая колонна

Эксплуатационная колонна

диаметр,

мм

глубина,

м

диаметр,

мм

глубина,

м

диаметр,

мм

глубина,

м

высота

подъема цемента, м

диаметр,

мм

глубина,

м

высота

подъема цемента, м

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22


Форма 2.1


ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Уникаль-

ный номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Добыча газа, тыс. м3

Дебит газа,

тыс. м3/сут

за месяц

с начала года

с начала разработки

утилизиро-

вано газа

выпу-

щено в воздух (потери)

всего

утили-

зировано газа

выпу-

щено в воздух

(потери)

всего

утили-

зировано газа

выпу-

щено в воздух

(потери)

всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13


МЕСТОРОЖДЕНИЕ [название месторождения] ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

Окончание формы 2.1


Добыча воды

Время работы, часы за месяц

за месяц

с начала года

с начала

разработки

работы

простоя

календарное

время

код причины

простоя

14

15

16

17

18

19

20


23

РАСШИФРОВКА ПРИЧИН ПРОСТОЯ



Код

Наименования

1

2

3


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

24

Форма 2.2.1


ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (отбор в данном месяце) ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Отбор в данном месяце

Пластовый газ (тыс. н. м3)

Отсепарированный газ

Сухой газ (тыс. н. м3)

средне-

суточный дебит

добыча

выпуск в

атмосферу (смесь)

итого

извлечено из пласта

средне-

суточный дебит газа

добыча

газа (тыс. н. м3)

добыча

выпуск в

атмосферу

итого

извлечено

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


Окончание формы 2.2.1


Отбор в данном месяце

Стабильный конденсат, т

Добыча

нестабильного конденсата, т

Удельный выход

стабильного конденсата, г/м3

Выра-

ботка

Техноло-

гическое использование

Технологи-

ческие потери

Итого ресурсы

стабильного конденсата в добытом газе

Ресурсы

стабильного конденсата в газе,

выпущенном в атмосферу

Всего

извлечено стабильного конденсата из пласта

13

14

15

16

17

18

19

20



ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (отбор с начала года) ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Отбор с начала года

Пластовый газ (тыс. н. м3)

Добыча газа

сепарации, тыс. н. м3

Сухой газ, тыс. н. м3

добыто

выпуск

в атмосферу

итого

извлечено

добыто

выпуск

в атмосферу

итого

извлечено

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

25

Окончание формы 2.2.2


Отбор в данном месяце

Стабильного конденсата, т

Добыча

нестабильного конденсата, т

Выра-

ботка

Техноло-

гическое использование

Техноло-

гические потери

Итого

ресурсы стабильного конденсата в добытом газе

Ресурсы

стабильного конденсата в газе, выпущенном

в атмосферу

Всего

извлечено стабильного конденсата из пласта

11

12

13

14

15

16

17


26

Форма 2.2.3


ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (отбор с начала разработки) ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Отбор с начала разработки

Пластовый газ, тыс. н. м3

Добыча

газа сепарации,

тыс. н. м3

Сухой газ, тыс. н. м3

добыто

выпуск

в атмосферу

итого

извлечено

добыто

выпуск в

атмосферу

итого

извлечено

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


Окончание формы 2.2.3


Отбор c начала разработки

Стабильного конденсата, т

Добыча

нестабильного конденсата,

т

Выра-

ботка

Техноло-

гическое использование

Техноло-

гические потери

Итого

ресурсы стабильного конденсата в добытом газе

Ресурсы

стабильного конденсата в газе, выпущенном в атмосферу

Всего

извлечено стабильного конденсата из пласта

11

12

13

14

15

16

17

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (работа скважин)

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Уникаль-

ный номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Средне-

суточный дебит воды, м3 /сут

Добыча воды (м3)

Время работы, часы за месяц

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

время

работы

время

простоя

кален-

дарное время

код

простоя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

27

РАСШИФРОВКА ПРИЧИН ПРОСТОЯ


Код

Наименования

1

2

3


28

ОТЧЕТ О РАБОТЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН (отбор в данном месяце) ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникаль-

ный номер скважины

Способ

эксплуатации

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации, м

Добыча

нефти, т

воды, т

газа

попутного за месяц, тыс. м3

верх

низ

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

за

месяц

с

начала года

с начала

разработки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ

Окончание формы 2.3


% воды

весовой

Среднесуточный

дебит, т/сут

Число

дней работы с начала года

Скважино-часы за месяц

Код

причины простоя

нефти

жидкости

работы

накоп-

ления

простоя

14

15

16

17

18

19

20

21


РАСШИФРОВКА ПРИЧИН ПРОСТОЯ


Код

Наименования

1

2

3


ОТЧЕТ О РАБОТЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникаль-

ный номер скважины

Дата

ввода под закачку

Номер

КНС

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации, м

Тип

агента

Средне-

суточная закачка, м3/сут

Закачка, м3

Скважино-часы за

месяц

Число дней

работы с начала года

верх

низ

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

работы

простоя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15


МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] [название ряда]

НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

Окончание формы 2.4


Давление, МПа

Концентрация

химического реагента, %

Темпера-

тура на устье, оС

Объем, м3

Код

причины простоя

на

гребенке

на устье

изливов

оттоков

16

17

18

19

20

21

22


29

РАСШИФРОВКА ПРИЧИН ПРОСТОЯ


Код

Наименования

1

2

3


30

ОТЧЕТ ПО ДОБЫЧЕ ГАЗА НЕФТЯНЫМИ СКВАЖИНАМИ ИЗ ГАЗОВОЙ ШАПКИ

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [ЦЕХ]


Уникаль-

ный номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации,

м

Общий

газовый фактор, н.м3

Газовый

фактор природного газа, н.м3

Добыча

нефти за месяц,

т

Добыча природного газа,

тыс.м3

верх

низ

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ СТАРЫЕ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ, ВВЕДЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ


ОТЧЕТ О РАБОТЕ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [ЦЕХ]


Уникаль-

ный номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации,

м

Добыча воды,

м3

Средне-

суточный дебит, м3/сут

Число

дней работы за месяц

Скважино-часы

за месяц

Код

причины простоя

верх

низ

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

работы

накоп-

ления

простоя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14


МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ИТОГО ПО ПЛАСТУ [название пласта]

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

31

ИТОГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ



32

ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ИТОГОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ)

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]

Количество

скважин

Средне-

суточный дебит газа, тыс. м3/сут

Добыча газа, тыс. м3

за месяц

с начала года

с начала разработки

утили-

зировано газа

выпу-

щено в воздух

(потери)

всего

утили-

зировано газа

выпу-

щено в воздух

(потери)

всего

утилизи-

ровано газа

выпу-

щено в воздух (потери)

всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]

ИТОГО ПО ПЛАСТУ [название пласта, залежи, объекта] В Т. Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ

В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ


ИТОГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

В Т.Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ


ИТОГО ПО ОБЩЕСТВУ

В Т.Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ

Окончание формы 3.1

Добыча воды, м3

Время, ч

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

работы

простоя

календарное

13

14

15

16

17

18



ОТЧЕТ О РАБОТЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (ИТОГОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ)

ЗА [месяц] [год] ГОДА

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Коли-

чество скважин

Давление

устьевое на конец месяца, МПа

Средне-

суточный дебит газа сепарации,

тыс. м3

Средне-

суточный дебит конденсата, т/сут

Добыча газа сепарации,

тыс. м3

Добыча нестабильного

конденсата, т

Выработка стабильного

конденсата, т

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]

ИТОГО ПО ПЛАСТУ [название пласта, залежи, объекта] В Т. Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ

В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ


ИТОГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

В Т.Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ


ИТОГО ПО ОБЩЕСТВУ

В Т.Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ В Т.Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ


33

Окончание формы 3.2


Добыча воды, м3

Время, ч

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

работы

простоя

календарное

15

16

17

18

19

20


34

ОТЧЕТ О РАБОТЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН (ИТОГОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ)

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Количество

скважин

Добыча

% воды

весовой

Среднесуточный

дебит, т/сут

Число

дней работы с начала года

Скважино-часы

за месяц

нефти, т

воды, т

газа

попутного за месяц, тыс. м3

за

месяц

с

начала года

с начала

разработки

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

нефти

жид-

кости

работы

накоп-

ления

простоя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]

ИТОГО ПО ПЛАСТУ [название пласта, залежи, объекта] В Т. Ч. ПО НОВЫМ СКВАЖИНАМ

ИЗ НИХ ПО (способу)

ИЗ НИХ ПО ВВЕДЕННЫМ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ В Т.Ч. ПО СТАРЫМ СКВАЖИНАМ

ИХ НИХ ПО (способу)

ИТОГО ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ СКВАЖИНАМ

ИЗ НИХ ПО (способу)

ИЗ НИХ ПО ВВЕДЕННЫМ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ ИТОГО ПО НАГНЕТАТЕЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ (в отработке)

ИЗ НИХ ПО (способу)

ИЗ НИХ ПО ВВЕДЕННЫМ В ОТЧЕТНОМ МЕСЯЦЕ

ИТОГО ПО (способу)

ИТОГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

-»-

ИТОГО ПО ОБЩЕСТВУ

-»-


ОТЧЕТ О РАБОТЕ НАГНЕТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (ИТОГОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ)

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Количество

скважин

Средне-

суточная закачка, м3/сут

Закачка, м3

Объем, м3

Эффек-

тивная закачка за месяц, м3

Число

дней работы с начала года

Скважино-часы

за месяц

за

месяц

с начала

года

с начала

разработки

изливов

оттоков

работы

простоя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]

ИТОГО ПО ПЛАСТУ [название пласта, залежи, объекта] ИТОГО ПО (ряду)

ИТОГО ПО (КНС)

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

35

ИТОГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ ИТОГО ПО ОБЩЕСТВУ


36

Форма 4

СОСТОЯНИЕ ФОНДА СКВАЖИН

НА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА [УКПГ]


Эксплуатационный фонд скважин

В консервации

В ожи-

дании ликвидации

Ликви-

дированные с начала разработки

Кон-

трольные, наблюдательные, пьезометрические

Прочие

(специальные, технологические, пром. стоков)

Общий

фонд скважин

действующий

фонд скважин

бездействующий фонд

скважин

в ожидании

подключения

всего

в т.ч.

новые (не давшие продукции)

всего

в т.ч. с

пластовой водой и мех. примесями

всего

в

ремонте или ожидании ремонта

прочие

причины

всего

в обус-

тройстве

в ожи-

дании обустройства

в освое-

нии

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения] ПЛАСТ [название пласта, залежи, объекта] ИТОГО

(Уникальные номера скважин) ВСЕГО ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ ВСЕГО ПО ОБЩЕСТВУ (или УКПГ)

Окончание формы 4


С начала года

принято на баланс

введено

выведено из

действующего фонда скважин (для ремонта, консервации, ликвидации)

переведено на

баланс других организаций

всего

в т.ч. от буровых

организаций

в действие

новых скважин

скважин

после ремонта

всего

в т.ч.

эксплуатационных

18

19

20

21

22

23

24

Примечание:

Гр. 22– скважины, дававшие продукцию, выведенные в ремонт и затем принятые из ремонта по акту, поступившие в действующий фонд скважин и давшие продукцию.

Гр. 23 – скважины, выведенные из действующего фонда скважин по различным причинам, кроме тех, которые могут быть введены в действие без проведения каких-либо ремонтных работ (остановка промысла, ограничение добычи, проведение исследований и др.).



ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Геолого-технические данные

Нэф,

м

Диаметр

эксплуат. колонны, мм

Искус-

ственный забой, м

Абсолютные отметки

интервала перфорации, м

Способ

эксплуатации

НКТ

Пакер

верх

низ

диаметр,

мм

глубина,

м

тип

глубина

установки, м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13


Окончание формы 5

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

Продолжение формы 5.1


Геолого-промысловые данные

Рст, МПа

Рпл, МПа

Рбуферн,

МПа

Рзатр,

МПа

Рзаб,

МПа

Рмк,

МПа

Депрес-

сия, МПа

Туст,

С

Дебит

суточный, тыс. м3

Вход

в шлейф

Вход

в УКПГ

Диаметр

штуцера, мм

дата

замера

значе-

ние

по

глубинному манометру

по

счету

Р,

МПа

Т, С

Р,

МПа

Т, оС

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

image

Окончание формы 5.1


Технологический режим

Оптимальный режим

Допустимый режим

Рбуферн,

МПа

Рзатр,

МПа

Депрессия,

МПа

Дебит

суточный, тыс. м3

Рбуферн,

МПа

Рзатр, МПа

Депрессия,

МПа

Дебит

суточный, тыс. м3

30

31

32

33

34

35

36

37


37

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]


38

Форма 5.2

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Геолого-технические данные

Нэф,

м

Диаметр

эксплуат. колонны, мм

Искус-

ственный забой, м

Абсолютные отметки

интервала перфорации, м

Способ

эксплуатации

НКТ

Пакер

верх

низ

диаметр,

мм

глубина, м

тип

глубина

установки, м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

Продолжение формы 5.2


Геолого-промысловые данные

Рст, МПа

Рпл, МПа

Рбуферн,

МПа

Рзатр,

МПа

Рзаб,

МПа

Рмк,

МПа

Депрес-

сия, МПа

Туст,

оС

Диаметр

штуцера, мм

Вход в УКПГ

Дебит суточный

дата

замера

значе-

ние

по

глубинному манометру

по

счету

Р,

МПа

Т, оС

газ

сепарации, тыс. м3

нестабильн.

конденсат, т

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

Продолжение формы 5.2


Технологический режим

Оптимальный режим

Рбуферн,

МПа

Рзатр,

МПа

Депрессия,

МПа

Вход в УКПГ

Дебит суточный

Р, МПа

Т, оС

газ сепарации,

тыс. м3

нестабильн.

конденсат, т

29

30

31

32

33

34

35

Окончание формы 5.2

Технологический режим

Допустимый режим

Рбуферн,

МПа

Рзатр,

МПа

Депрессия,

МПа

Вход в УКПГ

Дебит суточный

Р, МПа

Т, оС

газ сепарации,

тыс. м3

нестабильн.

конденсат, т

36

37

38

39

40

41

42

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]


Форма 6.1


ОТЧЕТ ПО ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМ МЕРОПРИЯТИЯМ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные отметки

интервала перфорации, м

Способ

эксплуатации

Состоя-

ние

Дебиты до ГТМ

Геолого-

технические мероприятия

верх

низ

Qнефти

Qжид-

кости

Qгаза

Qкон-

денсата

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

39

Окончание формы 6.1


Дебиты после ГТМ

Qнефти

Qжидкости

Qгаза

Qконденсата

13

14

15

16


40

Форма 6.2

ОТЧЕТ ПО БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕМУ ФОНДУ СКВАЖИН

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]


Уникаль-

ный номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации, м

Способ

эксплуатации

Дебиты до остановки

Обвод-

ненность,

%

Причи-

на остановки

ГТМ

Тип

ремонта

Дата

остановки, дд.мм.гггг

Дата

запуска, дд.мм.гггг

верх

низ

Qнефти

Qжид-

кости

Qгаза

Qкон-

денсата

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]


Форма 6.3

ОТЧЕТ ПО ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ

ЗА [месяц] [год] ГОДА

НАЗВАНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА

[цех]



Уникальный

номер скважины

Пласт,

залежь, объект

Абсолютные

отметки интервала перфорации, м

Способ

эксплуатации

Дебиты до исследования

Наиме-

нование исследований

Резуль-

таты исследований

верх

низ

Qнефти

Qжид-

кости

Qгаза

Qкон-

денсата

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

МЕСТОРОЖДЕНИЕ: [название месторождения]


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

41

В графе «Результаты исследований» в текстовой форме приводятся краткие результаты, максимальное число знаков – 256.

Форма 7


ДАННЫЕ О ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЯХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

месторождения (объекта разработки) за 200 г.



№№


Показатели

Годы

1 квартал 200 г.

2 квартал 200 г.

По

проекту

По

лиценз. согл.

Факт

По

проекту

По

лиценз. согл.

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Добыча нефти всего, тыс. т

2

В том числе из перешедших скважин, тыс. т

3

То же из новых скважин, тыс. т

4

Ввод новых скважин всего, шт.

5

В том числе из эксплуатационного бурения, шт.

6

То же из нагнетательного бурения, шт.

7

То же из разведочного бурения, шт.

8

То же из освоения прошлых лет, шт.

9

То же из резервного бурения, шт.

10

Дебиты новых скважин, т/сут

11

Число дней работы новых скважин

12

Средняя глубина новой скважины, м

13

Эксплуатационное бурение всего, тыс. м

14

В том числе добывающих скважин, тыс. м

15

То же вспомогательных скважин, тыс. м

16

Из них нагнетательных под закачку, тыс. м

17

Выбытие из вновь введенных скважин, шт.

18

Количество новых скважин на конец года, шт.

19

Дни работы перешедших скважин

20

Добыча нефти из новых скважин предыдущего

года, тыс. т

21

То же из перешедших скважин предыдущего

года, тыс. т

22

Суммарная добыча нефти из перешедших

скважин, тыс. т

23

Добыча нефти из перешедших скважин данного года, тыс. т

24

Падение добычи нефти, тыс. т

25

Процент падения добычи нефти

26

Мощность новых скважин, млн. т


42

Окончание формы 7


1

2

3

4

5

6

7

8

27

Действующий фонд доб. скважин на конец года, шт.

28

В том числе нагнетательных в отработке, шт.

29

Фонд добывающих скважин на конец года, шт.

30

В том числе нагнетательных в отработке, шт.

31

Выбытие добывающих скважин всего, шт.

32

В том числе под закачку, шт.

33

Добыча нефти с начала разработки, тыс. т

34

Добыча нефти от начальных извлекаемых запасов, %

35

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

36

Среднегодовая обводненность (весовая), %

37

То же новых скважин, %

38

То же перешедших скважин, %

39

Добыча жидкости всего, тыс. т

40

То же из новых скважин, тыс. т

41

То же из перешедших скважин, тыс. т

42

Закачка воды, тыс. м3

43

Средний дебит действующей скважины по нефти, т/сут

44

То же одной переходящей скважины по нефти, т/сут

45

Средний дебит действующей скважины по жидкости, т/сут

46

То же по новым скважинам, т/сут

47

То же по перешедшим скважинам, т/сут

48

Ввод нагнетательных скважин, шт.

49

Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.

50

Перевод скважины на механизированную добычу, шт.

51

Фонд механизированных скважин на конец года, шт.

52

Добыча нефти механизированным способом, тыс. т

53

Добыча жидкости механизированным способом,

тыс. т

54

Добыча жидкости с начала разработки, тыс. т

55

Закачка воды с начала разработки, тыс. м3

56

Газовый фактор, м33

57

Добыча растворенного газа, млн. м3

58

Добыча конденсата, тыс. т


43

Форма 8


ДАННЫЕ О ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЯХ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

месторождения (площади) за 200 г.



№№


Показатели

Годы

1 квартал 200 г.

2 квартал 200 г.

По

проекту

По

лиценз. согл.

Факт

По

проекту

По

лиценз. согл.

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Добыча газа, млрд м3/год

2

Суммарная добыча газа, млрд м3

3

Темп отбора от начальных балансовых запасов, %

4

Конденсатогазовый фактор, г/м3

5

Добыча стабильного конденсата, тыс. т/год

6

Суммарная добыча стабильного конденсата, тыс. т/год

7

Количество воды в продукции скважин, г/м3

8

Добыча воды, тыс. м3/год

9

Накопленная добыча воды, тыс. м3

10

Эксплуатационное бурение, тыс. м

11

Ввод скважин, шт.:

12

эксплуатационных

13

нагнетательных

14

Фонд скважин на конец года, шт.:

15

добывающих

16

нагнетательных

17

Средняя депрессия на добывающих скважинах, МПа

18

Средний дебит газа одной скважины, тыс. м3/сут

19

Скорость газа на устье скважины, м/с

20

Давление на устье скважин, МПа

21

в т.ч. максимальное

22

минимальное

23

Давление на приеме УКПГ, МПа

24

Пластовое давление в зоне отбора газа, МПа


44

Окончание формы 8


1

2

3

4

5

6

7

8

25

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

26

А, (МПа)2/(тыс. м3/сут)

27

В, [МПа/(тыс. м3/сут)]2

28

Коэффициент эксплуатации скважин

29

Коэффициент использования фонда скважин

30

Годовая закачка агента в пласт *, млрд. м3 (млн. м3)

31

Средняя приемистость агента (на одну скважину)*, тыс. м3/сут (м3/сут)

32

Давление нагнетания на устье скважин*, МПа

33

Доля обратной закачки агента от добываемого газа*, %


* В случаях применения методов ППД или воздействия на пласт.


45


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

46

Форма 9


Показатели эксплуатации по месторождению за квартал 200 г.


Показатели

В целом по месторождению

Объект разработки

Объект разработки

Объект разработки

Един.

измерения

По

проектному документу

По

лицензионному соглашению

Факт

По

проектному документу

По

лицензионному соглашению

Факт

По

проектному докумен-

ту

По

лицензионному соглашению

Факт

По

проектному документу

По

лицензионному соглашению

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

Добыча нефти

тыс. т

2

Добыча жидкости

тыс. т

3

Обводненность

%

4

Закачка воды

тыс. м3

5

Количество добываю-

щих скважин

шт.

6

Кол-во действ. добыв.

скважин

шт.

7

Средний дебит

по нефти

т/сут

8

Средний дебит

по жидкости

т/сут

9

Количество нагнета-

тельных скважин

шт.

10

Эксплуатационное

бурение

тыс. м

11

Ввод новых скважин

шт.


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

47

ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ



Наименование

лицензионного участка

(по имени месторождения, залежи, структуры)

Регистрационный

номер при лицензировании

Дата

получения лицензий

Последняя

дата перерегистрации

Срок

действия

Вид

лицензий

Примечания

1

2

3

4

5

6

7

8

Форма 11


Информацию по наземному обустройству месторождения (КНС, ДНС, КС, УКПГ, НПЗ, ГПЗ, трубопроводам и их характеристикам, кустам с их обустройством и т.д.) предоставлять в документальном и схематическом виде. Обязательно прилагается схема обустройства месторождения.


48


СВЕДЕНИЯ О СОСТОЯНИИ И ИЗМЕНЕНИИ ЗАПАСОВ

нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа (форма № 6-гр)

п/п

Субъект Федерации.

Распределенный, нераспределенный фонд.

Степень освоения (разрабатываемые, подготовленные для промышленного освоения, разведываемые, законсервированные).

Наименование и тип месторождения. Тип залежи.

Адрес. Продуктивные отложения. Коллектор (карбонатный, терригенный).

Глубина залегания, м.

Номер лицензии и дата регистрации. Вид газа

Параметры пласта:

а) площадь нефтегазоносности, тыс. м2; б) нефтегазонасыщенная толщина (общая / эффективная), м;

в) открытая пористость; г) нефтегазонасыщенность;

д) коэффициент извлечения нефти, газа и конденсата;

е) проницаемость, мкм2 (для нефти);

ж) пересчетный коэффициент (для нефти); з) текущее пластовое давление

на 1 января г., МПа (для газа);

и) газосодержание, м3/т (для растворенного газа)

Качественная

характеристика:

нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, N2,CO2

Годы:

а) открытия;

б) ввода в разработку; в) консервации;

г) добыча+потери/ потери с начала разработки;

д) добыча+потери на дату утверждения запасов;

е) степень выработанности, %; ж) обводненность, %;

з) темп отбора, %

Катего-

рии запасов: А,

В, А+В, С1,

А+В+С1, С2

Запасы

на 1 января

г. (для нефти и конденсата геологические/ извлекаемые)

1

2

3

4

5

6

7

Окончание формы 12


Изменение запасов за г. в результате

Запасы

на 1 января г. (для нефти и конденсата геологические/извлекаемые)

Запасы газа, млн.м3; нефти; конденсата, тыс.т на 1 января г.,

(заполняется для конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, N2,CO2, гелия)

Утвержденные запасы

Орган, утвердив-

ший запасы, год утверждения и

№ протокола

добычи

потерь

разведки

(+, –)

переоценки

(+, –)

передачи

с баланса на баланс (+, –)

на дату утвер-

ждения

остаток

на 1 января г. по кат. А+В+С1

(для нефти и конденсата геологические /

извлекаемые)

(для нефти и конденсата

геологические / извлекаемые)

8

9

10

11

12

13

14

15

16


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

49

К годовому отчетному балансу запасов недропользователь прилагает пояснительную записку, составленную в соответствии с требованиями Инструкции по заполнению формы статистической отчетности 6-гр, а также копии актов и решений, составленные по форме соответствующих приложений к Положению о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых: материалы, обосновывающие прирост и перевод запасов нефти, газа, компонентов за отчетный год, и отчеты о выполнении задания по приросту запасов нефти, газа и конденсата.


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

50

ФОНД СКВАЖИН НА ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ


Наименование и использование скважин

на 01.01. г.

количество скважин

среднее количество

дней работы или простоя скважины

Параметрическая

Поисковая на новой площади (месторождений)

Разведочная

Разведочная с опоискованием вышележащих горизонтов

Разведочная с опоискованием нижележащих горизонтов

Эксплуатационная

Эксплуатационная с доразведкой других горизонтов

Эксплуатационная с опоискованием других горизонтов

Нагнетательная

Наблюдательная

Иная


ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННЫЕ В ОТЧЕТНОМ ПЕРИОДЕ


Лицен-

зионный участок

Номер

лицензии

Уникаль-

ный код скважины

скв.

Забой,

м

Состояние

на 01.01. г., следующего за отчетным

Испытанные объекты

Источник

финансирования

Затраты

на строительство скважин, млн руб.

Сроки

действия лицензии

Приме-

чания

Отметки

интервалов перфорации, м

Пласт

Штуцер

Дебиты

от

до

верх

низ

нефть

газ

конден-

сат

вода

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Примечания:

а) В графе 6 отмечается: «в строительстве», «в испытании», «ликвидирована по категории NN», «в пробной эксплуатации».

б) В графе 10 указывается 8-мм шт. (или ближайший к нему) и далее в графах 11-14 – дебиты на этом штуцере. При испытании в процессе бурения в графе 10 ставится «ИП».

в) В графе 15 четко должны быть разделены средства:

  • в счет на ВМСБ;

  • за счет собственных прибылей;

  • госбюджет, окружной бюджет;

  • инвестиции других (указать каких) компаний.

г) В графе 2 указывается номер лицензии на участок недр, если скважина пробурена в пределах лицензионного участка или

51

номер временной лицензии на проведение геологоразведочных работ, если скважина пробурена за пределами лицензионного участка.



СТО Газпром 2-1.17-110-2007

52

СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ


Район работ

сейсмопартии (структуры, месторождения, расстояния)

Географические координаты,

ограничивающие район работ (точность до 1 град.)

Основная

технология работ (система наблюдений, кратность, масштаб съемки, плотность сети наблюдений)

Компания,

выполнившая работы

Источник

финансирования

Стоимость

работ (млн.руб.)

Места хране-

ния полевых и обработанных материалов

№ точ.

с.ш.

в.д.

1

2

3

4

5

6

7

8

9



ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ВЫЯВЛЕНЫ

СЛЕДУЮЩИЕ НОВЫЕ ЗАЛЕЖИ



Место-

рождение, структура

Пласт,

залежь

Глубина,

м

Скважи-

на – первооткрывательница месторождения

Уникаль-

ный код скважины

Предпо-

ложительный тип залежи

Дебит газа,

тыс.м3/сут (нефти, т/сут)

Запасы

геологические

Оценка

недропользователем экономической эффективности

открытия

Приме-

чание

С1

С2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

53

В графе «Оценка недропользователем экономической эффективности открытия» описание дается в свободной форме, количество знаков не более 256.

Форма 17


СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ВОДЫ




Наименование

Пласт

Количество

исследованных

Диапазон

изменения

Среднее

значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

6

1

Нефть

2

Давление насыщения газом, МПа

3

Газосодержание при однократном разгазировании, доли ед.

4

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

5

Плотность, кг/м3

6

Вязкость в пласт. условиях, мПас

7

Содержание серы, %

8

Содержание парафина, %

9

Содержание смол и асфальтенов, %

10

Температура застывания, оС

11

Температура насыщения парафином, оС

12

Газ

13

Давление начала и максимальной конденсации, МПа

14

Плотность газа по воздуху, кг/м3

15

Низшая теплотворная способность, кДж

16

Содержание тяжелых УВ, %

17

Текущее содержание стабильного конденсата, г/м3

18

Содержание сероводорода, %

19

Содержание азота, %

20

Содержание углекислого газа, %

21

Стабильный конденсат

22

Плотность, кг/м3

23

Температура застывания, оС

24

Вязкость при 20 оС, мПас

25

Содержание серы, %

26

Содержание парафинов, %

27

Пластовая вода

28

Газосодержание, м3

29

в т.ч. сероводорода, м3

30

Объемный коэффициент, доли ед.

31

Общая минерализация, г/л

32

Плотность, кг/м3



54


Форма 18


БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О СОСТОЯНИИ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ


Номер лицензии,

наименование месторождения, участка

Фоновое содержание

компонентов окружающей среды

Техногенная нагрузка

на окружающую среду

Количество

аварий, дата и место аварий,

дата сообщения

в местные органы охраны природы

Количе-

ство жидкости, попавшей на рельеф и в водоемы

Принятые

меры по ликвидации загрязнения

Сумма

предъяв. штрафов, исков и сверхнормативн. платежей

Примеча-

ние

Воздух

Вода

Почвы

Коли-

чество кустов

Протя-

женность путепроводов

Кол-во

ДНС, ЦПНС, ЦДНГ

поверх.

грунтов.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13


Примечание: Набор компонентов, веществ и параметров производится в соответствии с «Основными требованиями к исследованиям естественной (фоновой) загрязненности территорий лицензионных участков».

СТО Газпром 2-1.17-110-2007

55

В графах 2, 3, 4, 5 «Фоновое содержание компонентов окружающей среды» записываются наименование компонентов и их значения фонового содержания.


СТО Газпром 2-1.17-110-2007

56

Форма 19


ВЗАИМООТНОШЕНИЯ С ТЕРРИТОРИЕЙ И КОРЕННЫМ НАСЕЛЕНИЕМ


п/п

Лицензионный участок

Объем средств, выделенных району

(городу), млн руб.

Объем средств, выделяемых владельцам родовых

угодий, коренным жителям поселков

Приме-

чание

Наимено-

вание

Номер

лицензии

Админ.

приуроченность

На соц.

развитие

В счет

компенсации

№№ род.

угодья

Ф.И.О

владельца, жителя пос.

Объем средств

по согла-

шению

факти-

чески

по согла-

шению

факти-

чески

по

соглашению

фактически

в

натурал. выражении

в

денежн. выражении

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Форма 20


ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПО ДОЧЕРНЕМУ ОБЩЕСТВУ В ЦЕЛОМ



Показатели

Ед. изм.

На 1-е число каждого

квартала

Объемы реализации:

Нефть

т

Газ попутный

тыс. м3

Газ природный

тыс. м3

Конденсат нестабильный

т

Конденсат деэтанизированный

т

Конденсат стабильный

т

Выручка от реализации в тыс. т

млн. руб.

Нефть

млн. руб.

Газ попутный

млн. руб.

Газ природный

млн. руб.

Конденсат нестабильный

млн. руб.

Конденсат деэтанизированный

млн. руб.

Конденсат стабильный

млн. руб.

НДС

млн. руб.

Акциз

млн. руб.

Капитальные вложения

млн. руб.

Амортизаторные отчисления

млн. руб.

Всего эксплуатационных затрат

млн. руб.



57

Библиография


[1] Федеральный закон от 27 июля 2006 г. №149-ФЗ «Об информации, информационных технологиях и о защите информации».


[2] Федеральный закон от 23 сентября 1992 г. №3523-1 «О правовой охране программ для электронных вычислительных машин и баз данных».



58


image


ОКС 35.240.01

Ключевые слова: геолого-промысловые данные, геолого-геофизическая информация, отраслевой банк данных


image


59



Корректор А.В. Казакова

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


image


Подписано в печать 30.07.2007 г. Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Уч.-изд. л. 6,0. Тираж 100 экз. Заказ .


image

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел. (495) 719-64-75, факс (495) 411-58-30

ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»