ГОСТ Р 53713—2009
П р и м е ч а н и е — Коэффициент извлечения нефти (и других сопутствующих компонентов) по разрабаты
ваемым месторождениям принимают по последнему проектному технологическому документу, согласованному с
уполномоченным федеральным органом управления государственным фондом недр в установленном порядке.
3.15 коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где проис
ходит вытеснение нефти, к общемуобъему залежи.
3.16 ликвидация скважины: Вывод скважины из производственного процесса по техническим,
геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр,
безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее
влияния.
3.17 лицензия на пользование недрами: Документ, удостоверяющий право его владельца на
пользованиеучастком недрвопределенныхграницахвсоответствиисуказанной в нем целью в течение
установленногосрока при соблюдении владельцем заранее оговоренныхусловий.
3.18 ловушка нефти (газа): Геологическое тело, условия залегания которого и взаимоотноше
ния с экранирующими породами (покрышка, экран) обеспечивают возможность накопления и длитель
ногосохранения нефти и (или) газа.
3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в
различной степени газом.
3.20 газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.
3.21 газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится кон
денсат.
3.22 газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтя
ная. а газовая шапка не превышаетпообъему условноготоплива нефтяную частьзалежи.
3.23 нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной
оторочкой, в котором нефтяная часть составляетпо объему условного топлива менее 50 %.
3.24 нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и кон
денсат.
3.25 методы увеличения извлечения нефти; МУН: Способы (технологии) воздействия на про
дуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента
охвата вытеснением.
3.26 мониторинг разработки месторождения: Комплексная система наблюдений за состояни
ем месторождениядля оперативногоуправления процессом рациональнойдобычисырья изэксплуата
ционных объектов.
3.27 оператор: Предприятие, ведущее разработкуместорожденияподоговорус пользователем
недр.
3.28 освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктив
ного пласта в скважину и выводускважины назапланированный режим эксплуатации.
3.29 пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещатьжидкие и (или)газообразные углево
дороды и отдавать их в процессеразработки месторождений.
3.30 пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном
порядкелицензию на пользованиеучастком недрсцелью поисков, разведки и разработки нанем полез
ных ископаемых.
3.31
(попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров,
находящихсякакв свободном, так ив растворенном состоянии, выделяющихсяизсырой нефти впро
цессе еедобычи.
(ГОСТ Р 8.615—2005. статья 3.7]
3.32 природный газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов,
находящихся впластовыхусловияхв газообразнойфазелибо в растворенномвидев нефтиили воде,а в
стандартныхусловиях — только в газообразной фазе.
3.33 природный режим нефтяной залежи: Сочетаниеприродныхвидовэнергии, обеспечиваю
щих перемещение нефти в пластах к забоям скважин.
П р и м е ч а н и е — Залежь может обладать одним из известных природных режимов растворенного га
за — водонапорным, упруговодонапорным, замкнутым упруговодонапорным, упругим, гаэонапорным (при наличии
газовой шапки). При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой менее эффективный
режим (например, упруговодоналорного и газонапорного — в режим растворенного газа).
3