Правила разработки нефтяных и газовых месторождений

      Во всех проектных  документах один из рассматриваемых  вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Для крупных месторождений с  широкими водонефтяными и подгазовыми  зонами, содержащими значительные запасы нефти, рассматриваются расчетные варианты разработки с выделением этих зон в самостоятельные объекты разработки. При этом проектные решения по системам разработки, технологии и техники эксплуатации скважин в нефтяных, водонефтяных и подгазовых частях месторождений должны быть взаимоувязаны.

Для многопластовых месторождений  с близкими геологофизическими характеристиками пластов, допускающими возможность  их объединения в один или выделение  нескольких эксплуатационных объектов, рассматриваются варианты совмещенной и самостоятельной разработки пластов. При выделении нескольких объектов, системы их разработки должны быть взаимоувязаны.

2.2.12. В технологических схемах  и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения, или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

2.2.13. Прогнозирование и сопоставление  технико-экономических показателей в проектных документах проводится за весь срок разработки.

За весь срок разработки принимается  срок, когда высвобождаемые затраты на добычу одной тонны нейти достигают величины принятых предельных затрат.

2.2.14. Рекомендуемый для практического  осуществления вариант выбирается в соответствии с действующей в отрасли методикой экономической оценки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки.

2.2.15. Для обеспечения полноты  выработки запасов нефти,

- эффективного использования пробуренного  и проектного фонда скважин,  главные геологи производственных  объединений по согласованию с авторами проектного документа обязаны уточнять местоположение очередных проектных скважин по результатам ранее пробуренных и текущего состояния разработки залежи.

2.2.16. Для контроля за реализацией  и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты с периодичностью, устанавливаемой министерствами, проводят авторский надзор и анализы разработки.

2.2.17. В авторских надзорах контролируется  реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей, принятыми в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождения. В них даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения по предложениям производственных объединений об изменениях проектных решений и показателей.

2.2.18. Анализ разработки осуществляется  по разрабатываемым месторождениям  с целью углубленной проработки  отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование  систем разработки, повышение их  эффективности и увеличение нефтеизвлечения, а также для обобщения опыта разработки.

2.2.19. Деятельность организаций  и предприятий в области проектирования разработки нефтяных месторождений (включая вопросы подготовки исходной информации), наряду с настоящими Правилами регламентируется также действующими Законами СССР, Указами Президиума Верховного Совета СССР, решениями правительства СССР, руководства министерств.

2.3. Порядок составления  и утверждения проектных документов  на промышленную разработку нефтяных месторождений

2.3.1. Технологические схемы и  проекты разработки составляются на базе балансовых запасов нефти и газа, утвержденных или принятых в соответствии с п. 2.1.2—2.1.4 настоящих Правил и технического задания на проектирование.

2.3.2. В техническом задании указываются обоснованные предпроектными проработками и согласованные между заказчиком и проектировщиком:

— год начала ввода месторождения  в разработку; в случаях, когда  не определен год начала ввода  месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации,

— возможные объемы бурения по годам на текущую и последующую пятилетки;

— возможные источники рабочих  агентов и мощности водо-, газо- и  электроснабжения;

— по месторождениям с особыми  природно-климатическими условиями — дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи;

— ограничения, влияющие на обоснование  способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений;

— условия сепарации и подготовки нефти;

— коэффициенты использования и  эксплуатации скважин (по способам);

— сроки составления проектных  документов;

при необходимости —

— проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по варианту, утвержденному ЦКР МНП;

— другие возможные ограничения.

2.3.3. Техническое задание на проектирование  разработки составляется с учетом основных положений утвержденных схем развития нефтегазодобывающей промышленности, пятилетних и перспективных планов добычи нефти и газа по району размещения месторождения и утверждается в установленном порядке.    

2.3.4. Составление, рассмотрение  и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляется в соответствии с действующим положением__о_порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений.

2.3.5. Технологические проектные документы на разработку нефтяных месторождений (залежей) составляются, как правило, специализированными научно-исследовательскими и территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами Миннефтепрома или Мингазпрома. Проектные документы на разработку месторождений (залежей) с извлекаемыми запасами менее 5 млн. тонн нефти и 5 млрд. м³ газа могут составляться ЦНИЛа-ми, ЦНИПРами, технологическими отделами и другими компетентными отделами объединений при методической помощи институтов.

2.3.6. Технологические схемы разработки  составляются по данным разведки  и пробной эксплуатации месторождения,  как правило, на базе утвержденных ГК.3 СССР запасов нефти и газа. При этом запасы нефти для проектирования должны составлять не менее 80% категории С₁ и до 20% категории С₂.

2.3.7. Проекты разработки составляются  по данным уточненных параметров пластов по результатам реализации технологической схемы разработки на базе запасов нефти и газа, утвержденных или переутвержденных ГК.3 СССР.

2.3.8. Уточненные проекты составляются  на поздней стадии разработки  после извлечения основных извлекаемых  (порядка 80%}„запасов нефти месторождения.

2.3.9; Технологические проектные  документы на разработку нефтяных  месторождений утверждаются в  соответствии с порядком, принятым министерствами.

2.4. Воздействие на  нефтяную залежь

2.4.1. Под воздействием на нефтяную  залежь следует понимать комплекс  технологических и технических  мероприятий, направленных на поддержание естественной пластовой энергии и создание благоприятных условий для вытеснения нефти из пород-коллекторов к забоям эксплуатационных скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения из пластов.

2.4.2. Методы воздействия на нефтяные  залежи (эксплуатационные объекты) условно подразделяются на:

а) гидродинамические,

б) физико-химические,

в) тепловые.

2.4.3. К гидродинамическим методам  относятся методы, связанные с закачкой в пласты воды без специальных добавок. В зависимости от геолого-физических характеристик, форм и размеров залежей могут применяться различные системы заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избирательное и различные их сочетания.

2.4.4. К физико-химическим методам  воздействия относятся методы, связанные с закачкой в пласты газа или воды с различными химреагентами с целью повышения нефтеизвлечения из пластов.

2.4.5. К методам теплового воздействия  на пласты относятся:

закачка горячей воды, пара, осуществление  различных модификаций внутрипластового горения.

2.4.6. С целью повышения нефтеизвлечения могут применяться также различные сочетания перечисленных в 2.4.2 методов воздействия на нефтяную залежь.

2.4.7. Выбор метода воздействия  на пласт, технология его осуществления, методы контроля и регулирования обосновываются в проектных документах на разработку в зависимости от геолого-физической характеристики коллекторов и насыщающих их жидкостей, глубины и характера залегания пластов и др. факторов.

     2.4.8. Нефтегазодобывающие  предприятия совместно с научно-исследовательскими и проектными организациями на основе текущего анализа состояния разработки ежегодно определяют эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

 

2.5. Контроль за разработкой  нефтяных залежей

       2.5.1.  Контроль  за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом  и отдельных технологических  мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой  для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

2.5.2. В процессе контроля  за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и  накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки  рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов  продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;                                             

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая  эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

2.5.3. Виды, объемы и периодичность  исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин.

2.5.4. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:

— замеры пластового давления по контрольным  и пьезометрическим скважинам;

— замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

— замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;

— гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;

— исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

— отбор и исследования глубинных  проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды);

— специальные исследования, предусмотренные  проектным технологическим документом на разработку.

Периодичность исследований и измерений  по контролю за разработкой должна удовлетворять рекомендациям технологического проекта на разработку данного месторождения.

Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера, дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не_разрешается.

2.5.5. Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением.

2.5.6. Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами.