источников, из подземных водоносных горизонтов). Представляются сведения о запасах пластовых вод, пригодных для использования для ППД. Уточняются источники водоснабжения, мощности системы водоподготовки и кустовых насосных станций. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на проектный объем максимальной годовой закачки воды. При необходимости даются предложения по расширению системы ППД. Формулируются требования к внутрискважинному оборудованию, в том числе для одновременно-раздельной закачки. При избытке подтоварной воды даются рекомендации по использованию геологических объектов для закачки подтоварной воды, количеству и местоположению поглощающихскважин для закачки в них излишков вод. При применении других технологий (например, газового и водогазового воздействия, физико-химического воздействия, закачки пара или горячей воды) выполняются аналогичные процедуры анализа, обоснования и расчетов. 6.14.6. Рекомендации к системе поддержания пластового давления для газоконденсатных залежей. Варианты с поддержанием пластового давления для разработки газоконденсатных залежей рассматриваются для уникальных по содержанию конденсата залежей. При расчете вариантов разработки с ППД приводятся: а) обоснование типа и объемов закачиваемого агента (сухого отбензиненного газа, неуглеводородных газов);
горизонтами или отдельными водоносными трещинными зонами. Общая характеристика геотермических условий участка полигона. Основные закономерности формирования, питания и разгрузки подземных вод пласта-коллектора; 3) определение расчетных гидрогеологических параметров пласта-коллектора и перекрывающего его водоупора и буферных горизонтов - эффективной мощности, коэффициентов фильтрации, водопроводимости, пьезопроводности, водоотдачи (упругоемкости), коэффициентов фильтрации разделяющих слоев, коэффициентов перетекания, активной (эффективной) пористости и других параметров и данных, используемых при расчетах захоронения. Методы интерпретации выполненных исследований, расчетные формулы и обоснование их применения. Обоснование параметров приемистости поглощающихскважин при различных давлениях нагнетания. 11. В раздел "Схематизация природных условий и выполнение прогнозных расчетов" включаются: 1) схематизация природных гидрогеологических условий. Обоснование расчетной схемы, геофильтрационной и геомиграционной моделей для прогнозных расчетов. Преобразование природной гидрогеологической модели в геофильтрационную и геомиграционную - схематизация геолого-гидрогеологического разреза; полей фильтрационных и емкостных параметров (или определение их средних расчетных значений) водовмещающих и слабопроницаемых пород; геометрических очертаний области фильтрации; полей напоров (давлений); источников питания и разгрузки подземных вод (внешних и внутренних граничных
информации для проектирования разработки месторождения. 2. Аналитический контроль производства. Проектный документ, протокол ЦКР; технологический регламент; [11]; [12] 6 Потери, связанные с обслуживанием предохранительных клапанов Оборудование технологических установок обработки природного газа, газового конденсата и нефти в т.ч. ДКС, ДНС, УПН, УКПГ, СОГ и др. Природный газ, попутный нефтяной газ Проверка работоспособности предохранительных клапанов. Технологический регламент; паспорт и руководство по эксплуатации, [9] 7 Потери, связанные с уносом жидкостями Установки очистки сточных вод, термического обезвреживания, закачки в поглощающие скважины и др. Природный газ, газовый конденсат и попутный нефтяной газ 1. Растворимость углеводородного газа в пластовой (конденсационной) воде. 2. Содержание газового конденсата в сбрасываемой жидкости. Технологический регламент; паспорт и руководство по эксплуатации, [7] ------------------------------------------------------------------
По показателю "Контрольные" приводится весь эксплуатационный фонд этих скважин: действующие, бездействующие в отчетном году и прошлых лет, находящиеся в освоении и его ожидании. Контрольными (пьезометрическими, наблюдательными) следует считать скважины, которые используются специально для измерения, контроля и наблюдения за продвижением контурных вод, за изменением давления в пласте, за взаимодействием эксплуатирующихся и нагнетательных скважин и т.п. Нефтяные скважины, простаивающие из-за высокого газового фактора и по другим причинам, в число контрольных не включаются. 72. По показателю " Поглощающиескважины для сброса сточных вод и прочие" приводится весь эксплуатационных фонд этих скважин, как действующих, так и простаивающих. Поглощающими следует считать все скважины, через которые производится сброс в непродуктивные горизонты сточных вод, загрязненных промышленными и бытовыми отходами, независимо от первоначального использования (назначения) этих скважин. Прочими следует считать все остальные скважины юридического лица, осуществляющего добычу нефти, используемые для производственных целей и не относящиеся к эксплуатационному фонду нефтяных, водозаборных, дающих йодобромную и техническую воду, нагнетательных, контрольных и
на буферные горизонты и горизонты зоны активного водообмена; оптимальных режимов эксплуатации подземного сооружения; технологической схемы наземных частей подземных сооружений (если проектной документацией предусматривается их наличие); д) в проектную документацию на размещение в пластах горных пород попутных вод и вод, использованных пользователями недр для собственных производственных и технологических нужд при разведке и добыче углеводородного сырья, - в отношении: выделения мест размещения попутных вод и вод, использованных пользователями недр для собственных производственных и технологических нужд; конструкции поглощающихскважин ; состава и максимально допустимых объемов размещаемых в пластах горных пород попутных вод и вод, использованных пользователями недр для собственных производственных и технологических нужд при разведке и добыче углеводородного сырья. (пп. "д" введен Постановлением Правительства РФ от 19.12.2015 N 1395) 14. Требования к структуре и оформлению проектной документации по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами определяются Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации. IV. ПОРЯДОК И СРОКИ РАССМОТРЕНИЯ И СОГЛАСОВАНИЯ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ 15.
скважина № 9 до врезки в трубопровод скважины № 14, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1997; 29. Автодорога на Коммунарском и Красно-Самарском месторождениях, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1946; 30. Высоковольтный линейный блок ЮкВ (ВЛБ-10 кВ) заводской номер № 35585 между опорами № 2104/4 и № 2104/5 Воздушной линии напряжением ЮкВ (ВЛД-ЮкВ) фидера «Ф-11» подстанция 110/10 кВ «Красная Самарка» с узлом коммерческого участка электроэнергии ЦЭ6850М № 0721580200012820 производства ОАО «Энергомера», кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2001; 31. Поглощающая скважина № 85 Коммунарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2006; 32. Высоковольтный линейный блок 6 кВ (ВЛБ-бкВ) заводской номер № 61105 между опорами № 45 и № 45 А Воздушной линии напряжением 6кВ (ВЛД-6) фидера «Ф-6» СЭТ-4ТМ №11020113 производства ФГУП «Нижнегородский завод им. Фрунзе», кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1977; 33. Разведовочная скважина № 13 Красно-Самарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1986; 34. Эксплуатационная скважина № 14 Красно-Самарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2004; 35. Комплексная
скважина № 9 до врезки в трубопровод скважины № 14, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1997; 29. Автодорога на Коммунарском и КрасноСамарском месторождениях, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1946; 30. Высоковольтный линейный блок ЮкВ (ВЛБ10 кВ) заводской номер № 35585 между опорами № 2104/4 и № 2104/5 Воздушной линии напряжением ЮкВ (ВЛД-ЮкВ) фидера «Ф11» подстанция 110/10 кВ «Красная Самарка» с узлом коммерческого участка электроэнергии ЦЭ6850М № 0721580200012820 производства ОАО «Энергомера», кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2001; 31. Поглощающая скважина № 85 Коммунарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2006; 32. Высоковольтный линейный блок 6кВ (ВЛБ-бкВ) заводской номер № 61105 между опорами № 45 и № 45 А Воздушной линии напряжением 6кВ (ВЛД-6) фидера «Ф-6» СЭТ-4ТМ № 11020113 производства ФГУП «Нижнегородский завод им. Фрунзе», кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1977; 33. Разведовочная скважина № 13 Красно-Самарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:1986; 34. Эксплуатационная скважина № 14 Красно-Самарского месторождения, кадастровый или условий номер 63:22:0000000:2004; 35. Комплексная
назначение: сооружение, протяженность 4 095 м., инв. № 351, лит. 1, кадастровый номер -63:22:0000000:1946; - Высоковольтный линейный блок 10 кВ (ВЛБ-10 кВ) заводской номер № 35585 между : опорами № 2104/4 и № 2104/5 Воздушной линии напряжением 10кВ(ВЛД-10кВ) фидера «Ф-11» подстанции 110/10 кВ «Красная Самарка» с узлом коммерческого участка электроэнергии ЦЭ6850М № 0721580200012820 производства ОАО «Энергомера», назначение: Сооружение, протяженность Площадь застройки 1, 7 кв. м., инв. № 295, лит. 9, кадастровый номер -63:22:0000000:2001; - Поглощающая скважина № 85 Коммунарского месторождения, назначение: сооружение, Глубина 2 250 м., инв. № 243, лит. Г, кадастровый номер - 63:22:0000000:2006; - Высоковольтный линейный блок 6кВ (ВЛБ-6кВ) заводской номер № 61105 между опорами № 45 и № 45 А Воздушной линии напряжением 6 кВ (ВЛД-6) фидера «Ф-6» СЭТ-4 ТМ № 11020113 производства ФГУП «Нижнегородский завод им. Фрунзе», назначение: Сооружение, площадь застройки 2, 8 кв. м., инв. № 298, лит. 12, кадастровый номер -63:22:0000000:1977; - Разведочная скважина
