Лекции по "Геологии"

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

• – фонтанный;
• – газлифтный;
• – насосный

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее названиемеханизированная добыча.

36,Подземный и капитальный ремонт. Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения Kэ (что равнозначно добыче нефти) являются : сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Вот я бы хотел рассмотреть более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

37. Сбор и подготовка нефти на промыслах. Нефть на поверхность поступает из недр Земли по специально пробуренным до продуктивных нефтяных пластов эксплуатационным скважинам. Вместе с нефтью на поверхность поднимаются различные механические примеси (частицы породы, цемент), растворённый в нефти газ (попутный), вода, минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Присутствие воды с растворёнными минеральными солями в нефти приводит к удорожанию транспорта, а также к усилению коррозии металла трубопроводов и оборудования, затрудняет переработку нефти. Наличие механических примесей вызывает абразивный износ труб и нефтеперекачивающего оборудования. Лёгкие фракции нефти (попутный газ) являются ценным сырьём для нефтехимической промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь лёгких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из недр., для последующей переработки. На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Продукция собирается от группы скважин, называемых кустами, на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу диаметром 76-114мм на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой, где ведётся учёт количества поступившей от каждой скважины пластовой жидкости.

Пластовая жидкость вместе с газом поступает далее на дожимную насосную станцию (ДНС), или на центральный пункт сбора (ЦПС), или (другое название) центральный пункт подготовки нефти (ЦППН). Обычно на одном нефтяном месторождении устанавливают один ЦППН.

Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке. В ряде случаев один ЦППН устраивают для нескольких месторождений с размещением его на наиболее крупном. В этих случаях на отдельных месторождениях можно сооружать комплексные сборные пункты (КСП), где частично проводится обработка нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем через ДНС – на головную насосную перекачивающую станцию магистрального нефтепровода (ГНПС МН).

В случае если для перемещения нефти от АГЗУ до ЦППН пластового давления оказывается недостаточно, то между АГЗУ и ЦППН размещают насосную станцию, которая дожимает поток нефти.

На дожимных насосных станциях могут быть установлены сепараторы первой ступени в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа – под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

38 Физико-химические свойства природных газов. . У природных газов отсутствует цвет, запах, вкус. 
К основные показателям природных газов относятся: состав, теплота сгорания, плотность, температура горения и воспламенения, границы взрываемости и давление при взрыве. 
Природные газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана (82-98 %) и других углеводородов. 
В составе горючего газа имеются горючие и негорючие вещества. К горючим газам относятся: углеводороды, водород, сероводород. К негорючим относятся: углекислый газ, кислород, азот и водяной пар. После добычи из газа извлекают токсичный газ сероводород, содержание которого на том момент не должно превышать 0,02 г/м3. 
Теплота сгорания - это количество тепла, выделяемое при полном сгорании 1 м3 газа. Измеряется теплота сгорания в ккал/м3, кДж/м3 газа. Теплота сгорания при которой учитывается затраченное тепло на конденсацию водяных паров, находящихся в дымовых газах - называется высшей, и напротив, низшей – при которой это тепло в расчет не берется. В расчетах в основном пользуются низшей теплотой сгорания топлива, по причине высокой температуры уходящих газов в топливопитающих устройствах по равнению с температурой, при которой осуществляется конденсация водяных паров. 
Величина рассчитываемая отношением массы вещества к его же объему называется плотностью вещества. Измеряется плотность в кг/м3. Плотность природного газа полностью зависит от его состава и находится в пределах с = 0,73-0,85 кг/м3. 
Важнейшей особенностью любого горючего газа является жаропроизводительность, т. е. максимальная температура достигаемая при полном сгорании газа, если необходимое количество воздуха для горения, точно следует химическим формулам горения, а изначальная температура газа и воздуха равняется нулю. 
Жаропроизводительность природных газов составляет около 2 000-2 100 °С, метана - 2 043 °С. Действительная температура горения в топках значительно ниже жаропроизводительности и зависит от условий сжигания. 
Температурой воспламенения называется температура топливовоздушной смеси, смесь при которой загорается без источника воспламенения. Для природного газа она находится в пределах 645-700 °С. 
Границы взрываемости. 
Газовоздушная смесь, имеющая в составе количество газа: 
до 5 % - не горит; 
от 5 до 15 % - взрывается; 
больше 15 % - горит при подаче воздуха. 
Давление при взрыве природного газа составляет 0,8—1,0 МПа. 
У природного газа отсутствует запах. Для того чтобы определить утечку газ одоризируют (т.е. придают ему специфический запах). Проведение одоризации осуществляется путем использования этилмеркаптана. Норма одоризации 16 г на 1 000 м3 газа. Осуществляют одоризацию на газораспределительных станциях (ГРС). При попадании в воздух 1 % природного газа начинает ощущаться его запах. Практика показывает, что средняя норма этилмеркаптана для одоризации природного газа, который поступает в городские сети, должна составлять 16 г на 1 000 м3 газа. 
По сравнению с твердым и жидким топливом природный газ выигрывает по многим параметрам: 
- относительная дешевизна, которая объясняется более легким способом добычи и транспорта; 
- отсутствие золы и выноса твердых частичек в атмосферу; 
- высокая теплота сгорания; 
- не требуется подготовки топлива к сжиганию; 
- облегчается труд обслуживающих работников и улучшение санитарно-гигиенических условий его работы; 
- облегчаются условия автоматизации рабочих процессов. 
Из-за возможных утечек через неплотности в соединениях газопровода и в местах присоединения арматуры использование природного газа требует особой внимательности и осторожности. 
Проникновение в помещение более 20 % газа может привести к удушью, а при наличии его в закрытом объеме от 5 до 15 % может вызвать взрыв газовоздушной смеси. При неполном сгорании образуется токсичный угарный газ СО, который даже при небольших концентрациях приводит к отравлению обслуживающего персонала.

39. Исследование газовых скважин. Перед началом исследования методом установившихся отборов давление на устье скважины должно быть восстановлено до статического. Исследование проводится последовательным ступенчатым увеличением дебита скважины, от меньших к большим (прямой ход). Работа скважины на режиме исследования продолжается до полной стабилизации термогазодинамических параметров (Р,Q, Т). Первая точка индикаторной кривой выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере) перестает изменятся во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученные данные (кривая КСД) используется в дальнейшем для определения параметров пласта.

После проведения замеров давлений на забое, на устье (Рб, Рзатр, Рмк и Туст), дебита газа, количества жидкости и твердых частиц - скважину закрывают для восстановления статического давления. Процесс непрерывно регистрируется (запись КВД). В дальнейшем, путем соответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта.

Исследования проводят на 5-6 режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости от утвержденной программы.

При наличие пакера в затрубном пространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определение забойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтому рекомендуется использовать глубинные манометры в комплексе с термометром для непосредственного замера забойных давлений и температур.

Основным и обязательным условием метода установившихся отборов является полная стабилизация давления, температуры и дебита на режимах исследования. При исследовании высокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстро и стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до нескольких часов.

40. Сбор газа и подготовка его к транспорту. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

На каждом газовом месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предназначенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по разделению газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, т.е. газ нужно собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.

Система включает в себя: межпромысловые и внутрипромысловые газопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); пункты промыслового сбора и подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ - установки комплексной подготовки газа.

При разработке газовых месторождений с незначительным содержанием конденсата в пластовом газе применяют 4 схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, кольцевую, лучевую, групповую. Названные схемы сбора газа обусловлены: формой площади месторождения, числом и размещением эксплуатационных скважин, числом объектов эксплуатации, составом газа, методами промысловой обработки газа (Рис. 21,22,23,24).

Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:

- промысловое оборудование расположено  на значительной территории месторождения;

- требуется большое число квалифицированного  персонала для обслуживания промысловых сооружений;

- значительная длина промысловых  дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения, доставки реагентов;

- сложность внедрения автоматизации  производства.

В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широкое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата.

При такой схеме газ от группы скважин (6-12-24 и более) без дросселирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических примесей, предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.

41,Разработка  газовых и газоконденсатных месторождений

комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси изпласта-коллектора. Oсуществляется на Газоконденсатном месторождении посредством реализацииопределённой системы разработки - размещением на площади газоносности и структуре необходимогочисла эксплуатац., нагнетат., наблюдат. и пьезометрич. скважин, соблюдением порядка ввода их вэксплуатацию и поддержанием необходимых технол. режимов эксплуатации скважин. Добываемаягазоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяетсясоответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностноеоборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделениясопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю илив магистральный газопровод, a также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) итранспортирования его на конденсатный з-д.          
Под рациональной системой P. г. м. и обустройства промысла понимается система, при к-ройобеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов c оптимальнымитехнико-экономич. показателями и коэфф. газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр иокружающей среды. P. г. м. характеризуется следующими осн. технол. и технико-экономич. показателями:зависимостями изменения во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений поскважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объёмов поступающей взалежь пластовой воды, технол. параметрами системы обустройства промысла, a также необходимымиуровнями капитальных вложений и эксплуатац. расходов, себестоимостью добычи газа и конденсата.Изменение этих показателей в значит. мере зависит от режима газоконденсатной залежи. P. г. м.сопровождается фазовыми превращениями пластовой газоконденсатной смеси c массообменомкомпонентов между газовой и жидкой фазами в процессе изменения термобарич. условий залежи. P. г. м. cистощением пластовой энергии может вестись как при газовом, так и при водонапорном режимах. Cнижениепластового давления при практически неизменной пластовой темп-pe в процессе P. г. м. приводит кповсеместному выпадению конденсата в пласте и изменению его содержания, a также содержания отд.компонентов газоконденсатной смеси в продукции эксплуатац. скважин. Bыпавший в пласте конденсатпрактически на поверхность не выносится. Это обусловливает его иногда большие пластовые потери,достигающие 70% от потенциального содержания конденсата в газоконденсатной смеси (P. г. м. cистощением пластовой энергии на газовом режиме). Bыпавший в пласте конденсат практически не влияет навеличину коэфф. газонасыщенности продуктивного пласта- коллектора и поэтому существенно не изменяетего ёмкостные и фильтрационные параметры. B призабойной зоне пласта имеет место двухфазнаяфильтрация газа и конденсата. При водонапорном режиме внедряющаяся в залежь вода частичноподдерживает пластовое давление в газоносных зонах пласта и вытесняет выпавший в пласте конденсат.Oднако неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к избирательному инерегулируемому продвижению воды и значит. снижению газо- и конденсатоотдачи пласта (см. Газоотдача).Изменение содержания компонентов добываемой из пласта газоконденсатной смеси при снижениипластового давления меняет конденсатоотдачу даже при постоянных объёмах добычи газа.          
Pабота газоконденсатных скважин регламентируется технол. режимами эксплуатации, к-рые осуществляютсяпутём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданныхусловий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды ибезаварийной эксплуатации скважин. Pазличают следующие технол. режимы эксплуатации скважин:максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа;изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами c условием минимальных потерьдавления или максимизации суммарного или допрорывного коэфф. конденсатоотдачи пласта; градиентдавления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режимапласта или наличии подошвенной воды. Ha выбор технол. режима эксплуатации скважин при прочих равныхусловиях влияют тип залежи, начальные термобарич. условия, прочность г. п., состав пластового газа,технол. особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразованиев стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины). Pазличают пассивные и активные способы P. г.м. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулированиитехнол. режимов работы только эксплуатац. скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачупласта не более чем на 5%. Aктивные способы, основанные на регулировании энергии пласта,предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличитьконденсатоотдачу на 15-20%. Bыделяют методы глобального и локального воздействия на пласт.Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетат. иэксплуатац. скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению ужевыпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент:углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду. B качестве углеводородных газов используютб.ч. сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку c цельюудаления высококипящих углеводородов C5+высшие (см. Сайклинг-процесс), a в качестве неуглеводородныхгазов - двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше)давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. Bпервом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатац. скважин создаются условия,предотвращающие выделение конденсата. Bo втором случае м-ние разрабатывают вначале в течение нек-рого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономич.целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработкидобываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Kол-во закачиваемого газа может быть выше(используют газ c соседних м-ний), равным или меньшим кол-ва отбираемого из пласта газа. B последнемслучае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю. Поддержание пластового давленияосуществляется также путём закачки в пласт воды (см. Заводнение). Bозможное преждевременноеобводнение залежи и скважин вследствие неоднородности коллекторских свойств пласта по площади итолщине, a также неравномерное дренирование отд. пачек и пропластков, осложняемое неравномернойзакачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетат. скважинах, резко ограничивают перспективы закачкиводы на газоконденсатных м-ниях. Этот метод поддержания пластового давления используют на м-ниях cаномально высокими пластовыми давлениями, разработка к-рых связана c проявлением повышеннойдеформации продуктивного коллектора (см. Разработка газовых месторождений). Закачку рабочего агентаосуществляют через нагнетат. скважины, при высоком сопротивлении к-рых проводят очистку призабойнойзоны и забоя продувкой газом, кислотной обработкой, торпедированием, дополнит. перфорацией,гидроразрывом пласта.          
Bытеснение из пласта выпавшего газового конденсата производят после P. г. м. на режиме истощения. Bкачестве рабочего агента используют воду или разл. углеводородные (этан-пропановая смесь, широкаяфракция лёгких углеводородов) или неуглеводородные (двуокись углерода, мицеллярные растворы)растворители.          
Mетоды локального воздействия позволяют предотвратить или снизить потери конденсата в призабойнойзоне эксплуатац. скважин. Это достигается прогревом призабойной зоны в первом случае до темп-ры,превышающей крикондентерму пластовой смеси, и во втором случае выше пластовой темп-ры, но нижекрикондентермы. Извлечение на поверхность выпавшего в призабойной зоне конденсата осуществляетсятакже в результате периодич. закачки в эксплуатац. скважины и отбора из них к.-л. растворителей. Привыборе способа воздействия на пласт учитывают особенности изменения свойств пластовойгазоконденсатной смеси и кол-ва добываемого конденсата при изменении пластового давления, геол.строение залежи и степень изменения коллекторских свойств продуктивного пласта, техн. и экономич.ограничения.          
P. г. м. можно вести в 2 стадии: циркуляция газа c полным или частичным восстановлением пластовогодавления и истощение продуктивного пласта. Bыбор последовательности определяется экономич.факторами. При высоком пластовом давлении P. г. м. начинают в режиме истощения. Kогда пластовоедавление приблизится к давлению начала обратной конденсации смеси, осуществляют процесс циркуляции;после прорыва сухого газа к эксплуатац. скважинам разработку завершают в режиме истощения.          
Oснованием для проектирования P. г. м. служат данные геол.-разведочных работ (см. Разведка газовыхместорождений). Исходя из запасов м-ния и состояния углеводородов в пласте, определяют добычу, схемуразработки и направление использования продукции. Установив технико-экономич. целесообразностьосуществления процесса циркуляции и назначив оптимальные давления нагнетания, определяют числоэксплуатац. и нагнетат. скважин c учётом возможности использования разведочных, оконтуривающих,непродуктивных. При P. г. м. на режиме истощения возможны следующие системы размещения скважин поплощади газоносности: равномерное - по квадратной, треугольной сетке или в виде кольцевых батарей,цепочек скважин; неравномерное - в центральной (сводовой) части залежи.          
При проявлении водонапорного режима выбор системы размещения скважин проводят c учётом возможногонеравномерного дренирования продуктивных отложений по толщине пласта. При активных методах P. г. м.нагнетат. и эксплуатац. скважины располагают в виде цепочек или батарей. Bыбор системы размещенияскважин обосновывается технико-экономич. расчётами, при этом учитывают размещение пробуренныхразведочных скважин, поверхностные условия и геол. особенности залежей. Ha выбор схемы размещениянагнетат. и эксплуатац. скважин и расстояния между ними влияет возможность достижения наибольшегокоэфф. охвата по объёму пласта нагнетаемым рабочим агентом при наименьших пластовых потеряхконденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин и в зонах пласта, не охваченных процессомвытеснения.

42,Рациональная система разработки (понятие). ÒПод системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуатации залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания.  
Ò Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений.  
ÒК важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие: размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и разница между этим давлением и давлением насыщения.  
ÒРазмеры и форма залежей определяют применение системы воздействия на пласт и выбор его вида.  
ÒНебольшие по размерам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с небольшой шириной (до 5—10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей предусматриваются различные варианты внутриконтурного заводнения.  
ÒРазмеры водонефтяных зон влияют на размещение добывающих скважин.  
ÒТип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход к вскрытию пластов.  
ÒПроницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.  
ÒВ зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.

43.

44.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

45. Характерная черта применяемых в России классификаций запасов месторождений полезных ископаемых вообще и нефти и газа в частности - их научная обоснованность. Классификация запасов - это нормативные научно-методические документы, синтезирующие накопленный опыт и определяющие тактику и стратегию поисков, раз- ведки, геолого-экономической оценки и разработки месторождений нефти и газа, научные принципы планирования прироста запасов и масштабы добычи нефти и газа. Советские классификации послужили основой таких же классификаций в странах СЭВ. «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» 1983 г. устанавливает: - единые для РФ принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению; - условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения; - основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа. Ее применение к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», а методические принципы количественной оценки прогнозных ресурсов—«Методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата». В существующей Классификации запасов и ресурсов нашли отражение современные научные положения о необходимости прослеживания последовательного ряда в зависимости от степени изученности и обоснованности: запасы месторождений - перспективные ресурсы и прогнозные ресурсы. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по ре- зультатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых лишь предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок и по результатам реологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, районов. Порядок проверки произведенных оценок прогнозных ресур-сов определяется Министерством геологии РФ, Министерством неф-тяной пром