ГОСТ Р 55415—2013
3.10 регулирование разработки. Осуществление мероприятий, обеспечивающих разработку
продуктивных пластов и уровни извлечения газа и конденсата (нефти) в соответствии с принятыми про
ектными решениями.
Примечание — Включаетизменениераспределенияотборовизакачки по площади иразрезуэксплуата
ционныхобъектовпутемизменениярежимовработыипроведениягеолого-техническихмероприятийнаскважинах.
3.11 система сбора газа. Совокупность трубопроводов (шлейфов) от скважин до пунктов сбора
газа (установки предварительной подготовки газа, установки комплексной подготовки газа) и от сбор
ных пунктовдо головных сооружений магистрального газопровода (промысловых коллекторов), а также
вспомогательных трубопроводов для подачи ингибиторов, запорной аппаратуры, приборов и оборудо
вания для обеспечения безопасной эксплуатации.
3.12 скважина. Горно-техническое сооружение, включающее цилиндрическую горную выработку
большой протяженности и малого диаметра, обсаженную одной или несколькими зацементированными
колоннами труб, соединяющую продуктивные пласты с земной поверхностью, и оснащенное техноло
гическим оборудованием для подъема извлекаемых из недр полезных ископаемых и попутных компо
нентов. нагнетания в пласт различных агентов, исследований пластов и пластовых флюидов, а также
контроля и наблюдений за состоянием недр.
Примечания — Изосновногоствола скважины могут быть пробуреныдополнительные стволы.
3.13 стандартные условия: Температура 293,15 К и давление 0.101325 МПа. к которым приводят
объемы (запасы, дебиты, отборы) газа.
Примечание — Условия применяютв газовой промышленности Российской Федерации.
3.14 степень выработанности запасов: Отношение накопленного отбора углеводородного сы
рья к начальным запасам.
Примечания
1 Определяют по видам полезного ископаемого в соответствии с [1] (газ горючий природный: попутный
газ: газовый конденсат, прошедший технологию промысловой подготовки: нефть обезвоженная, обессоленная и
стабилизированная).
2Запасы принимают: погазу— геологические, поконденсату (нефти) — извлекаемые.
3 Определяют по отношению к участку недр, месторождению или обьекту разработки месторождения (в
пределахучастка недр),отдельной залежи, пласту.
3.15 технологический режим работы скважины: Совокупность параметров (расход, давление,
температура, другие параметры), характеризующих устойчивую работу скважины (добывающей — по
дачу продукции в систему сбора, нагнетательной — закачку рабочих агентов в пласт, специальной —
утилизацию промышленных стоков идр.) и устанавливаемых с учетом различных ограничений.
3.16 технологические потери газа [конденсата, нефти]: Безвозвратное уменьшение количества
извлеченного из недр газа [конденсата, нефти], связанное с реализуемыми проектами обустройства
месторождений, обусловленное технологическими особенностями эксплуатации элементов производ
ственного цикла (скважин, установок, сооружений), а также физико-химическими характеристиками до
бываемого из недр углеводородного сырья.
3.17 углеводороды С5* (углеводородный конденсат): Расчетная составляющая пластового
углеводородного сырья, совокупность (группа) углеводородов, каждый из которых в стандартных усло
виях является жидкостью.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ДКС — дожимная компрессорная станция;
НКС — нагнетательная компрессорная станция;
ПАВ — поверхностно-активные вещества;
ПХГ — подземное хранилище газа;
УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
УППГ — установка предварительной подготовки газа.
3