Правила разработки нефтяных и газовых месторождений

г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для:

— уточнения положения ВНК, ГНК, продуктивности добывающих скважин, приемистости, нагнетательных скважин по воде, оптимальных депрессий;

— изучения фильтрационно-емкостных  характеристик пластов, состава  и физико-химических свойств пластовых  жидкостей и газа, физико-гидродинамических характеристик коллекторов (величин начальных нефтегазонасыщенностей, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующих им значений проницаемостей для нефти, воды и газа, зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности);

д) ориентировочные уровни добычи нефти, газа, закачки воды на период пробной эксплуатации.

Местоположение и количество опережающих  скважин в проектах пробной эксплуатации должно быть согласовано с Мингео СССР (в случаях, если разведку месторождения осуществляют его предприятия).

1.5.6. Проекты пробной эксплуатации  мелких месторождений составляются  организациями и подразделениями,  подчиненными нефтегазодобывающим  объединениям при методической  помощи отраслевых, территориальных  и специализированных институтов. Проекты пробной эксплуатации уникальных, крупных, средних и всех сложнопостроенных месторождений составляются отраслевыми НИПИ.

Проекты пробной эксплуатации по месторождениям с запасами нефти 100 млн. т и более  и газа более 500 млрд. м³ по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.

1.5.7. На основе утвержденных проектов  пробной эксплуатации составляется  проектно-сметная документация на  обустройство месторождения (на  период пробной эксплуатации); в  которой должны быть рассмотрены вопросы утилизации нефтяного газа и конденсата.

1.5.8. Виды, объемы и качество результатов  опытных и исследовательских работ, проводимых при пробной эксплуатации, контролируются организациями, осуществляющими подсчет запасов и проектирование разработки, местными органами Госгортехнадзора СССР.

1.6. Опытно-промышленная  разработка нефтяных залежей

1.6.1. Под опытно-промышленной разработкой  нефтяных месторождений, залежей или участков залежей следует понимать промышленные испытания новой для данных условий технологии разработки (в том числе по повышению нефтеотдачи и различных систем заводнения).

1.6.2. Опытно-промышленная разработка  осуществляется по технологическим  схемам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведуемых  площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются для участков залежей (месторождений) или объектов в целом, намеченных к опробованию попой для данных геолого-физических условий технологий разработки.

1.6.3. Участок или залежь для  проведения опытно-промышленных работ выбирается так, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов, не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).

1.6.4. В технологической схеме  опытно-промышленной разработки  обосновываются:

— комплекс технологических мероприятий  по воздействию на пласт;

— необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;

— потребность в специальном  оборудовании, агентах воздействия на пласт;

— уровни добычи нефти и закачки  агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;

— комплекс исследований по контролю за процессом разработки с целью получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта;

— основные требования к схеме  промыслового обустройства;

— мероприятия по охране недр и окружающей среды;

— предполагаемая технологическая  и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Сроки проведения работ устанавливаются  исходя из возможностей реализации технологической схемы, но не более 5—7 лет.

1.6.5. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются специализированными отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами, рассматриваются на технических советах нефтегазодобывающих управлений, объединений Главтюменнефтегаза. Технологические схемы опытно-промышленной разработки с запасами нефти 100 млн. т и более, газа более 500 млрд. м³ по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.

 

1.7. Подсчет и учет  запасов нефти, газа и конденсата. Порядок передачи разведанных месторождений для опытных работ и промышленного освоения

1.7.1. Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГК.3 СССР), учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых в СССР по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений служат основой для составления технологических схем и проектов их разработки, используются при разработке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства.

1.7.2. При определении запасов  месторождений обязательному подсчету  и учету подлежат запасы нефти,  газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

1.7.3. Запасы нефти, газа, конденсата  и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов по народнохозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету;

— балансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

— забалансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

1.7.4. Запасы нефти и газа месторождений  (залежей), расположенных в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

1.7.5. В балансовых запасах нефти,  нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под извлекаемыми запасами понимается часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Отношение извлекаемых  запасов нефти (конденсата) с балансовым запасом определяет коэффициенты извлечения нефти (конденсата) из недр.

1.7.6. Запасы нефти, газа, конденсата  и содержащихся в них имеющих  промышленное значение ценных  компонентов по степени изученности подразделяются на разведанные — категории А, В и С₁ и предварительно оцененные — категория С_2.

Квалификация запасов по категориям производится в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.                                

1.7.7. Подсчет запасов по месторождению  (залежи) проводится, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании  фактических материалов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с утверждением их ГКЗ СССР).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с  учетом данных эксплуатационного бурения  и дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в другие категории, с переутверждением их в ГКЗ СССР при изменении балансовых и извлекаемых запасов (категорий  А+В+С₁₎ более чем на 20%.

1.7.8. На разрабатываемых месторождениях по данным разработки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях— по данным доразведки должны производиться перевод запасов категорий С₁ и С₂ в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазодобывающих предприятий производится по изменению их содержания в недрах согласно действующему положению о списании запасов полезных ископаемых с баланса предприятии.

1.7.9. В тех случаях, когда в  результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий а+в+с₁ увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ СССР более чем на 20%, а также когда общее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) балансовых и извлекаемых запасов категорий А+В+С₁ превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа, должны быть произведены пересчет запасов и переутверждение их в ГКЗ СССР.

1.7.10. Подсчет и учет запасов  нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем залежам и по месторождению в целом производится с выделением запасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

1.7.11. Запасы нефти, конденсата  и имеющих промышленное значение  ценных компонентов подсчитываются  и учитываются в единицах массы,  запасы природного и нефтяного газа —в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293°К).

1.7.12. Подсчеты балансовых и извлекаемых  запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов должны производиться по принятым ГКЗ СССР методикам. Эти подсчеты должны удовлетворять требованиям действующей классификации запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содержанию, оформлению и представлению в ГКЗ СССР материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр.

1.7.13. Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ СССР одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.

1.7.14. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР.

1.7.15. Порядок подсчета, рассмотрения  и утверждения запасов нефти  и газа регламентируется действующими  положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.

1.7.16. Приемка и передача разведанных  месторождений (залежей) для опытных работ или промышленного освоения производится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения.

 

 

 

2. ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

2.1. Ввод нефтяных месторождений  (залежей) в промышленную разработку

 

2.1.1. Под промышленной разработкой нефтяного и нефтегазового месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов для использования их в народном хозяйстве.

2.1.2. Ввод нефтяных месторождений  (залежей) в промышленную разработку допускается, если:                          

а) осуществлена пробная  эксплуатация разведочных скважин, при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

б) ГК.3 СССР утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;

в) оформлен и утвержден  акт о передаче месторождения (залежи) для промышленного освоения;