На главную
На главную

РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр»

Инструкция устанавливает единообразие в: методах и технике определения газовых факторов; интерпретации полученных результатов; расчете количества извлеченного газа.

Обозначение: РД 39-0147035-225-88
Название рус.: Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр
Статус: не действующий
Заменяет собой: РД 39-1-353-80 «Инструкция по определению газовых факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр» (1980 г.)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.01.1988
Дата окончания срока действия: 01.01.1991
Разработан: Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ)
Утвержден: Миннефтепром (31.12.1987)
Опубликован: Ротапринт ВНИИ № 1988

ВсесоюзныйНЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ им. АКАД. А.П. КРЫЛОВА

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Утверждаю

Первыйзам. Министра

нефтянойпромышленности

__________В.Ю.Филановский

"31"декабря 1987 г.

ИНСТРУКЦИЯ
по ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ ИКОЛИЧЕСТВА
РАСТВОРЕННОГО ГАЗА. ИЗВЛЕКАЕМОГО ВМЕСТЕ
С НЕФТЬЮ ИЗ НЕДР

РД39-0147035-225-88

Межотраслевой научно-техническийкомплекс

М/Н/Т/К

НЕФТЕОТДАЧА

Настоящий документ разработан:

Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским

институтом им. академика А.П. Крылова (ВНИИ)

Зам. директора ВНИИ                                                                                м.Ф. Путилов

Ответственныеисполнители:

Заведующийсектором                                                                                А.И.Арутюнов

Старшийнаучный сотрудник                                                                    М.З.Корнаев

Докторэкономических наук                                                                     В.И.Лузин

Согласовано

Начальникотдела нефтяной и газовой

промышленностиГосплана СССР                                                            В.М.Юдин

Заместительпредседателя Государственного

комитетапо надзору за безопасным ведением

работв промышленности и горному надзору                                          В.А.Рябов

Заместительпредседателя ГКЗ СССР                                                      М.В.Толкачев

Заместитель министра геологииСССР                                                    Г.А.Сумбатов

Заместитель министранефтяной промышленности                              С.М.Топлов

Заместитель начальникаГеологического

управленияМингазпрома СССР                                                               М.П.Овчинников

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

Инструкция по определению газовых футорови
количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр

РД 39-0147035-225-88

Вводится взамен

РД39-1-053-80

Срок введения установлен с 01.01.88

Срокдействия до 01.01.91

Настоящая"Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенногогаза, извлекаемого вместе с нефтью из недр" предназначена для постановкина строгие научные основы подсчета запасов, учета добычи, расхода и потерьгаза. "Инструкция..." вводит единообразие в терминологию и понятия,связанные с определением количества растворенного газа, извлекаемого вместе снефтью.

По сравнению с аналогичной Инструкцией издания 1980 г. в.настоящем документе опущены материалы чисто справочного характера, разделы пометодическим указаниям к расчету планов добычи растворенного газа, а такжеописания различных методов и способов измерения количества этого газа.

В настоящее время по этим вопросам изданы соответствующиедокументы и потому необходимость в упомянутых разделах отпала.

Принципиально новым в данной Инструкции является отказ оттаких понятий и терминов, как "пластовый" газовый фактор,"рабочий" газовый фактор, "рабочие" ресурсы,"пластовые" ресурсы. Перечисленные выше термины и понятия необеспечивали полного соответствия между формами статистической отчетности 6гр и33тп, что не способствовало точному определению текущих запасов и количестваизвлеченного газа.

В данной Инструкции принято понятие о едином газовомфакторе, который определяется, в основном, в результате дифференциальногоразгазирования глубинных (пластовых) проб по термобарическим ступеням,параметры которых идентичны параметрам ступеней промысловой системы сепарации.

Кроме того, в соответствии с терминологией, принятой вгосударственных формах статистической отчетности, такие термины, как"ресурсы нефтяного газа", использованные в Инструкции 1980 г. в этомдокументе заменены термином "извлеченное количество газа".

В Инструкции введены также новые разделы "Промышленныеи непромышленные объемы газа".

С введением настоящего РД "Инструкция по определениюгазовых факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр" (РД39-1-353-80) издания 1980 г. утрачивает силу.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Инструкция устанавливает единообразие в:

- методах и технике определения газовых факторов;

- интерпретации полученных результатов;

- расчете количества извлеченного газа.

Определение газовых факторов и количества растворенного газапроизводится для объекта разработки, который выделен при подсчете запасов нефтии газа. Газовые факторы и количества газа определяют как в целом по газу, так ипо его отдельным компонентам. Перспективные значения газовых факторов иколичества извлеченного газа при разработке нефтяных залежей и в результатеприменения специальных методов воздействия на пласт следует брать из проектових разработки.

2. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Нефть - залегающая в недрах земли природная смесьуглеводородов различных групп с примесью других (сернистых, азотистых,кислородных) соединений. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится втом или ином количестве растворенный газ.

2.2. Пластовая нефть и растворенный в ней газ в пластовыхусловиях находятся в жидкой фазе.

2.3. Добыча нефти - комплекс технологических ипроизводственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земнуюповерхность, сбором и подготовкой ее на промыслах до товарных кондиций.

2.4. Извлеченная из недр нефть - количество нефти, сданнойпотребителям (т.н. товарной) нефти, израсходованной на собственные нуждынефтегазодобывающего предприятия и потерь, а также нефти, сохраненной внефтехранилищах.

Объем добытой нефти следует относить к определенному периодувремени (суткам, месяцу, кварталу, году и т.д.).

2.5. Потери нефти - часть извлеченной, но неиспользованной инесохраненной для народного хозяйства нефти.

2.6. Сепарация нефти - процесс отделения газа от нефти исопутствующей ей пластовой воды при их добыче.

Примечание:Количество нефти определяется в тоннах чистой нефти, лишенной механическихпримесей, воды и солей, при температуре 20 °С.

2.7. Нефтяной газ -природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и простых веществ,извлекаемых из продуктивного объекта вместе с нефтью.

2.7.1. Растворенный газ - смесь различных газов находившихсяв пластовых условиях в растворе с нефтью и выделившихся из нее при изменениитермобарических условий.

2.8. Добыча нефтяного газа - комплекс технологических ипроизводственных процессов, связанных с подъемом нефти и газа из скважин,сбором, отделением от нефти и сопутствующей воды нефтяного газа, а также спромысловой подготовкой этого газа для использования в народном хозяйстве.

2.9. Извлеченный газ - количество газа, сданногопотребителю, израсходованного на собственные нужды нефтегазодобывающегопредприятия и потерь, а также газа, сохраненного в газохранилищах.

Потеря газа - часть извлеченного вместе с нефтью газа,неиспользованного и несохраненного для народного хозяйства.

2.10. Газовый фактор - представляет собой количество газа (встандартных куб. м), извлеченного вместе с одной тонной нефти.

2.11. Газовый фактор ступени сепарации - количество нефтяногогаза*), отделившегося на дайной ступени сепарации в расчете на однутонну нефти, прошедшей через эту ступень.

____________

*) Всеопределения количества газа и величин газового фактора приводятся к стандартнымусловиям Р = 0,101325 МПа и Т = 20°С.

2.12. Компонентныйгазовый фактор - количество отдельного компонента, содержащегося в газе,определяемое произведением молярной доли компонента на величину газовогофактора (или соответственного газового фактора ступени сепарации).

2.13. Извлеченное количество газа определяется произведениемгазового фактора на объем нефти, добытой за рассматриваемый период времени.

2.14. Количество газа по отдельным ступеням сепарации -объем газа, выделившегося по отдельным ступеням сепарационной системы промысла,нефтегазодобывающего предприятия и определяющийся умножением газового фактораданной ступени сепарации на объем нефти, отсепарированной в ней зарассматриваемый период времени*).

____________

*) Обычно за этоколичество берется объем нефти, добытой с помощью данной сепарационной системы.

При определенииколичества газа, выделившегося по отдельным ступеням сепарации, обязательнофиксируются давления и составы газа, отбираемого на каждой ступени.

2.15. Объем каждого из компонентов, содержащихся в газе, определяетсяпроизведением всего количества извлеченного за данный период времени газа намолярную концентрацию данного компонента.

2.16. Объем данного компонента, содержащегося в газеотдельных ступеней сепарации, определяется произведением молярной концентрациикомпонента в газе данной ступени на количество газа, выделившегося на этойступени в рассматриваемый период времени.

2.17. Промышленный объем газа - часть извлеченного газа,которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия (района)и в рассматриваемый период времени экономически целесообразно использовать.

2.18. Непромышленные объемы газа - часть извлеченного газа,которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия и врассматриваемый период времени экономически нецелесообразно использовать внародном хозяйстве (в т.ч. и на собственные нужды нефтегазодобывающегопредприятия).

2.19. Технологические потери газа - объем газа, величинакоторого обуславливается в проекте обустройства месторождения.

Величина технологических потерь, по мере совершенствованияпроцессов сбора и подготовки, а также создания других условий на промысле,должна корректироваться.

2.20. Неиспользованный газ - количество газа,неиспользованного в народном хозяйстве страны. К этой категории относитсяколичество газа, сожженного в факелах, выпущенного в атмосферу и потерянного врезультате аварий на скважинах и в промысловых системах сбора, сепарации иподготовки нефти и газа. Сюда же относят и сверхнормативные технологическиепотери нефтяного газа.

2.21. Коэффициент использования газа - отношение величиныиспользованного газа ко всему количеству газа, извлеченного с нефтью зарассматриваемый период времени.

2.22. Коэффициент использования промышленных объемов газа -отношение величины использованного газа на данном нефтегазодобывающемпредприятии к объему его промышленной категории (за определенный периодвремени). Этот коэффициент является основным при учете производственнойдеятельности предприятия.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ

3.1. Определение газовых факторов по скважинам и объектамдолжно осуществляться систематически согласно планам-графикам, утвержденнымруководством нефтегазодобывающего предприятия.

3.2. Газовые факторы следует систематически определять для:

а) отдельных скважин;

б) группы скважин, эксплуатирующих один объект разработки(что необходимо для более точного учета движения запасов газа в разрабатываемыхобъектах);

в) отдельных ступеней сепарационных системнефтегазодобывающего предприятия.

3.3. Определение газовых факторов отдельных скважин взависимости от условий их эксплуатации осуществляется:

- с помощью групповых замерных установок типа"Спутник" (с последующим дифференциальным разгазированием влабораторных условиях пробы жидкости, взятой на выходе из сепаратора);

- непосредственным измерением количеств газа и нефти напередвижных замерно-сепарационных установках;

- исследованием глубинных проб нефти, режим разгазированиякоторых до стандартных условий должен соответствовать режимам сепарации напромысле;

- расчетом по константам фазового равновесия газонефтяныхсистем с применением метода материального баланса;

- сравнением компонентных составов проб нефти и газа поступеням сепарации;

- методом исследования рекомбинированных проб нефти и газа.

3.4. Определение величин газовых факторов проводится покривым дифференциального разгазирования поверхностных (взятых из сепараторов)или глубинных проб нефти с включением точек разгазирования, определяющихпараметры промысловой системы сепарации данного месторождения и доведенных достандартных условий.

Такая же методика должна соблюдаться и при определениигазовых факторов расчетным методом.

3.5. Наряду с количественным определением газового фактораследует систематически определять компонентные составы газа по опорнымскважинам и на их основе по отдельным объектам разработки, ступеням сепарации ипо нефтегазодобывающему предприятию в целом. Периодичность определенияустанавливается руководством предприятия.

3.6. Результаты определения газовых факторов должныфиксироваться в рабочих журналах и специальных книгах, которые являютсяофициальными документами, на основании которых определяются количестварастворенного газа, осуществляется контроль за состоянием объекта разработки ипромысловых сепарационных систем.

3.7. При осуществлении промышленных экспериментов повоздействию различными методами на продуктивные объекты с целью повышениянефтеотдачи или интенсификации их разработки, определения количественного и качественногосостава газа производят согласно графику по специальным методикам.

3.8. Определения газовых факторов ступеней сепарации должныосуществляться систематически по графикам, утвержденным руководствомпредприятия.

3.9. Определение газовых факторов всей данной системысепарации производится путем суммирования величин газовых факторов отдельныхступеней сепарации.

Одновременно с измерениями расхода жидкостей и количестваотсепарированного газа в рабочих журналах следует фиксировать все случаиаварий, происшедших с трубопроводами, как до первой ступени, так и междуступенями сепарации с оценкой количества потерянных нефти и газа.

3.10. Газовый фактор нефтегазодобывающего предприятиянаходится путем деления количества газа, отсепарированного за рассматриваемыйпериод времени на всех ступенях сепарации всех сепарационных систем данногопредприятия (с прибавлением количества газа, которое содержится в нефтипоследней ступени сепарации) на добычу нефти предприятия за тот же периодвремени.

3.11. Количество газа, на основе которого исчисляютсягазовые факторы нефтегазодобывающего предприятия и ступеней промысловой системысепарации, должны, главным образом, определяться с помощью стандартныхизмерительных приборов, установленных на всех сепарационных установках иаппаратах, представляющих отдельные ступени сепарации.

3.12. При определении газовых факторов следует пользоватьсядействующей нормативно-технической документацией.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ НА НОВЫХНЕОБУСТРОЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

а)На стадии разведки

4.1. На стадииразведки нефтяного месторождения газовый фактор объекта разработки долженопределяться путем разгазирования проб пластовой нефти, взятых из несколькихопорных скважин, представляющих данный объект разработки.

4.2. Отбор глубинных проб нефти для определения газовогофактора методом их дифференциального разгазирования производят из скважин,работающих при забойном давлении, превышающем давление насыщения, всоответствии с инструкциями по применению пробоотборника (ОСТ 39-112-80 "Нефть.Типовое исследование пластовой нефти").

4.3. Глубинные пробы для определения газового фактораследует отбирать из скважин, равномерно распределенных по нефтеносной площадипласта. Если пласт разбит на отдельные блоки, то глубинные пробы отбирают из каждогоблока. Количество проб по каждой скважине должно быть не менее трех.

4.4. Количество и номера опорных скважин, из которыхпредполагается отбирать глубинные пробы, определяет геологическая службапредприятия. Количество контрольных скважин по каждому из объектов разработкитакже должно быть не менее трех.

4.5. Газовый фактор следует определять отдельно по каждомуиз объектов разработки, выделенных при подсчете запасов нефти и газа.

4.6. Для определения газовых факторов необустроенныхместорождений в нефтегазодобывающем районе, в котором разрабатываются ранееоткрытые месторождения, условия разгазирования глубинных проб могут бытьприняты по аналогии с ближайшими действующими нефтегазосборными системами приусловии, что новое месторождение по своим геологофизическим характеристикамблизко к разрабатываемым.

4.7. Для необустроенных месторождений в совершенно новомнефтедобывающем районе, где не разрабатываются продуктивные пласты, условияразгазирования глубинных проб следует принять совместным решением проектнойорганизации и руководством нефтегазодобывающего предприятия.

б) При освоении и вводе в промышленнуюразработку

4.8. При многоступенчатой сепарации принятой илипредполагаемой к созданию на данном месторождении, разгазирование пробпластовой нефти для определения газового фактора скважины производят последующей методике.

В сосуд (бомбу) равновесия, снабженный плунжером (илипоршнем), помещают пробу пластовой нефти, после чего содержимое сосуда приводятк равновесию при давлении и температуре, соответствующих предполагаемымусловиям в сепараторе I-ойступени. Далее, путем перемещения поршня, из сосуда при постоянных давлении итемпературе, полностью удаляют образовавшуюся газовую фазу, замеряя при этом ееколичество. Оставшуюся в сосуде жидкую фазу приводят к равновесию при новыхусловиях, соответствующих давлению и температуре в сепараторе II-ой ступени, после чего образовавшуюсягазовую фазу вновь удаляют из сосуда равновесия, замеряя ее количество и т.д.Как указывалось выше, операции, имитирующие процессы разгазирования исепарации, должны соответствовать фактическим, предполагаемым илизапроектированным количеству ступеней и режимам сепарации на промысле.

Величина газового фактора определяется как частное отделения суммарного объема газа (в ст. м3) отделившегося на всехступенях сепарации, а также газа, который выделится из нефти последней ступенипри ее разгазировании до стандартных условий на количество чистой нефти (втоннах), полученной в результате полного разгазирования. Величину определенноготаким образом газового фактора закладывают и в расчет запасов газа.

4.9. При определении газовых факторов по отдельным скважинамодного объекта разработки с помощью замерно-сепарационных установок давление итемпература в первых сепараторах этих установок при исследовании должныподдерживаться на уровне давлений и температуры первой ступени будущейсепарационной системы промысла. Отобранные из остальных сепараторов пробы, сцелью определения количества газа, оставшегося в растворенном состоянии впластовых жидкостях, следует разгазировать на режимах, строго соответствующихреальным условиям промысловой сепарации на будущих промыслах и прибавитьколичество газа, которое выделится из нефти последней ступени, когда конечные давленияи температуры разгазирования пробы станут равными стандартным.

4.10. Для расчетов и определения газовых факторов поместорождениям рекомендуется принимать:

- три ступени сепарации;

- давление первой ступени 0,6-1,0 МПа (абс.);

- давление второй ступени 0,25-0,30 МПа (абс.);

- давление третьей ступени 0,105 МПа (абс.);

- температуру флюидов на всех ступенях сепарации - порасчету, принятому в проекте обустройства.

4.11. При определении газовых факторов отдельных ступенейсепарации, скважин и объектов разработки необходимо одновременно определять ифизико-химические свойства нефтей и газов. Все анализы нефтей и газов должныпроизводиться согласно действующим инструкциям.

4.12. При определении газового фактора путем разгазированияглубинных проб достоверность исследований контролируют сравнением результатов,полученных при ступенчатом разгазировании нескольких одновременно отобранныхглубинных проб по каждой из скважин.

Отличие содержания различных компонентов и величин газовогофактора при разгазировании отдельных глубинных проб не должно превышать 10 %.

4.13. Условия разгазирования проб, результаты определениягазовых факторов, составы выделившихся газов и другие характеристики нефти до ипосле ее разгазирования записываются в рабочих журналах и таблицах.

5. ПРОМЫШЛЕННЫЕ И НЕПРОМЫШЛЕННЫЕ ОБЪЕМЫ ГАЗА

5.1. Разделение газа на промышленные и непромышленные объемывыполняется на основе оценки экономической эффективности капитальных вложений иэксплуатационных затрат по объектам, которые необходимо создать для использованиягаза.

5.2. Использование извлеченного количества газа экономическиоправдано с народнохозяйственных позиций, если коэффициент экономическойэффективности капитальных вложений (Экв)на осуществление мероприятий по подготовке, сбору, транспорту и переработкеэтого газа в пределах предприятий нефтяной промышленности не ниже 0,1.

Примечание:Так как данный норматив определен на базе действующих (планируемых) цен, то онподлежит пересмотру при их изменении.

5.3. К основнымпричинам, определяющим нерентабельность использования газа, относятся:

а) низкая калорийность газа;

б) наличие в газе агрессивных примесей, предопределяющихнеобходимость создания специальных дорогостоящих очистных сооружений с цельюего использования;

в) малые объемы газа;

г) большая отдаленность и вызванные этим обстоятельствомчрезмерно высокие издержки на сооружение по сбору, подготовке и транспорту газаот промысла до мест его потребления.

5.4. Газ, в котором азота и углекислоты содержится более 60%, считается негорючим и в промышленные категории не включается.

5.5. На месторождениях с небольшими объемами добычи нефти инизким газовым фактором, где затраты на строительство в эксплуатацию объектовсбора, подготовки и транспорта велики, объемы газа считаются непромышленными.

5.6. Определение той части извлеченного количества газа,которая будет отнесена к категории непромышленных, решается ежегодно передсоставлением плана нефтедобывающего предприятия на основании расчетаэкономической целесообразности использования этого газа.

5.7. Предел экономической эффективности использования газа,как правило, устанавливается с учетом затрат по всему циклу производствапродуктов, вырабатываемых из него, включая как газоперерабатывающеепроизводство, так и транспорт этих продуктов до потребителя*).

____________

*) Еслипереработка газа не предусматривается, то затраты на нее и стоимость продуктовпереработки газа не учитывается.

Капитальные вложения иэксплуатационные расходы на извлечение газа в комплексных процессах добычинефти (строительство и эксплуатация нефтяных скважин и нефтегазосборных систем,общепромысловые и другие затраты), которые имеют место независимо от тогоиспользуется или не используется газ, при определении предела экономическойэффективности не учитываются.

5.8. Расчет предела экономической эффективностииспользования газа производится по форме, приведенной в таблицах 1 и 2.

5.9. К промышленным объемам газа данного месторождениядолжны относиться только те его объемы при использовании которых (с применениемсовременной техники и технологии) выдерживается условие:

гдеЭкв -коэффициент экономической эффективности капитальных вложений;

П- совокупная товарная продукция в оптовых ценах предприятия, полученная приподготовке, сборе, транспорте и переработке газа, руб. (руб/1000 куб. м);

С- эксплуатационные расходы (себестоимость) подготовки, сбора, транспорта ипереработки газа, руб. (руб/1000 куб. м);

К- капитальные вложения (удельные капитальные вложения) на осуществлениемероприятий по сбору, подготовке, транспорту и переработке газа, руб. (руб/1000куб. м).

5.10. Расчет промышленных объемов газа в нефтегазодобывающемрайоне должен производиться по месторождениям на базе соответствующеготехнико-экономического обоснования коэффициентов экономической эффективностикапитальных вложений, необходимых для вовлечения извлеченного газа в использование.

5.11. Непромышленные объемы газа на определенный периодустанавливаются в откорректированных технологических схемах разработки иобустройства месторождений и утверждаются в установленном порядке.

Таблица 1

ПРИМЕР
расчета коэффициента предельной эффективности использования газа

Наименование показателей

Объем тыс. м3

вес,

тыс. кг

Цена и удельные затраты на единицу продукции

Общие затраты и товарная продукция, руб.

Примечание

1

2

3

4

5

Количество продукции

 

 

 

 

1. Количество используемого газа

1000

1250

 

 

 

2. Количество переработанного газа

 

 

 

 

3. Потеря газа при переработке, включая балласт (азот, углекислота, вода)

100

 

 

 

4. Общий выход продукции:

900

1150

 

 

 

в том числе:

 

 

 

 

а) топливный газ

560

16 руб.

8960

 

б) этан товарный

 

в) стабильный бензин

 

 

г) прочие жидкие продукты (бутан, изобутан, пропан и др.

 

Выход готовой продукции в оптовых ценах предприятия, всего

 

 

25150

 

Себестоимость продукции, всего

 

 

16600

 

в том числе:

 

 

 

 

а) топливный газ

 

2,60

2600

 

б) этан товарный

 

 

в) стабильный бензин

 

 

г) прочие жидкие продукты (бутаны, пентаны и др.

 

 

 

 

5. Капитальные вложения, всего

 

 

30400

 

в том числе:

 

 

 

 

а) обор газа

 

 

9000

 

б) транспорт газа

 

 

1000

 

в) переработка

 

 

 

 

Коэффициент экономической эффективности (Экв)

 

 

 

 

Таблица 2

РАСЧЕТ
использования промышленных объемов газа по НГДУ за 198 г.

Наименование показателей

Ед. измерения

Месторождения и эксплуатационные объекты

Месторождение

Месторождение

Всего

в том числе

Всего

в том числе

объект

объект

объект

объект

1. Добыча нефти

тыс. т

 

 

 

 

 

 

2. Средневзвешенный газовый фактор

м3

 

 

 

 

 

 

3. Потенциальное количество газа

тыс. м3

 

 

 

 

 

 

4. Непромышленные количества газа

-"-

 

 

 

 

 

 

6. Промышленные количества газа

-"-

 

 

 

 

 

 

6. Реализация газа на сторону

-"-

 

 

 

 

 

 

7. Добыча газа (включая нормируемые потери)

-"-

 

 

 

 

 

 

8. Расход газа на собственные нужды

-"-

 

 

 

 

 

 

9. Сожжено на факелах и выпущено в атмосферу

-"-

 

 

 

 

 

 

10. Использовано: промышленных категорий газа

%

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

36
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.