Подать заявку

Обратная связь

Ваше сообщение было успешно отправлено

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ОАО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ

им. академика А.П. КРЫЛОВА"

 

СОГЛАСОВАНО

Госгортехнадзор России

№ 02-35/387

от 03.09.96 г.

 

Роскомнедра

5 августа 1996 г.

 

УТВЕРЖДАЮ

Минтопэнерго России

Шаталов А.Т.

23.09.1996 г.

 

 

РЕГЛАМЕНТ

СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

РД 153-39-007-96

 

 

РАЗРАБОТАН ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова (ВНИИ)" с участием рабочей группы специалистов нефтяных предприятий, Минтопэнерго Российской Федерации

 

СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором Российской Федерации, Роскомнедра

 

ВНЕСЕН Управлением разработки и лицензирования месторождений

 

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Минтопэнерго Российской Федерации 31 января 1997 г. сроком на 5 лет

 

ВЗАМЕН РД 39-0147035-207-86

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМЫХ ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ

 

1. Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.

2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:25000.

3. Сводный геолого-геофизический разрез.

4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.

5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.

6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.

7. Карты распространения продуктивных пластов с размешенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.

8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.

9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа технико-экономических показателей вариантов разработки.

10. Карты текущего состояния разработки объектов.

11. Карты остаточных запасов нефти.

12. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.

13. Схемы размещения разведочных и оценочных скважин.

14. Схемы разбуривания объектов разработки, нанесенные на карты нефтенасыщенных толщин.

 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

 

Регламент - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных н нефтегазовых месторождений

ЦКР Минтопэнерго РФ - Центральная комиссия по разработке Минтопэнерго РФ

НИПИ - научно-исследовательский проектный институт

ГАНГ - Государственная академия нефти и газа

АНК - акционерная нефтяная компания

ГКЗ РФ - Государственная комиссия по запасам Российской Федерации

ЦКЗ - нефть Роскомнедра - Центральная комиссия по запасам нефти Роскомнедра

ЭВМ - электронно-вычислительная машина

ВНК - водонефтяной контакт

ГНК - газонефтяной контакт

ГВК - газоводяной контакт

ГИС - геофизические исследования скважин

ЧНЗ - чисто нефтяная зона

ГНЗ - газонефтяная зона

ВНЗ - водонефтяная зона

ГВНЗ - газоводонефтяная зона

КИН - коэффициент извлечения нефти

ОПЗП - обработка призабойной зоны пласта

РД - Руководящий документ

РИР - ремонтно-изоляционные работы

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГДИ - гидродинамические исследования

ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование

KBУ - кривая восстановления уровня

КВД - кривая восстановления давления

ППД - поддержание пластового давления

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ЦГЭ - Центральная геофизическая экспедиция

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ТЭО - технико-экономическое обоснование

МУН - методы увеличения нефтеотдачи

САПР - система автоматизации проектирования разработки

ПДС - полимердисперсная система

 

Настоящий Регламент определяет структуру и содержание проектных документов на промышленную разработку технологических схем, проектов и уточненных проектов разработки, а также проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных месторождений как при использовании освоенных практикой методов разработки, так и при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов.

Регламент включает общие требования и рекомендации к содержанию технического задания на проектирование, составлению проектных документов, содержанию и оформлению всех составляющих их частей и разделов.

Регламент составлен на базе предыдущего РД-39-0147035-207-86. Положения Регламента основаны на анализе и обобщении отечественного и зарубежного опыта, последних достижений теории и практики разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, на опыте составления проектных документов по действовавшим ранее регламентам, их рассмотрения на ЦКР Минтопэнерго РФ и использования при составлении проектов обустройства месторождений, организации буровых работ, добычи нефти и газа.

При составлении настоящего Регламента учтены закон РФ "О недрах", налоговое законодательство России, оправдавшие себя положения действующих "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", методических и нормативных документов в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды. Положения Регламента предусматривают использование при составлении проектных документов современных достижений трехмерной сейсмики, математического моделирования геологических объектов и процессов их разработки, компьютерных технологий.

Регламент устанавливает применение наиболее прогрессивных технологических процессов и передовой техники, обеспечивающих ускорение научно-технического прогресса на производственных нефтегазодобывающих предприятиях России.

Для соблюдения преемственности в настоящем Регламенте сохранены, по возможности, структура и последовательность текстовой части, формы табличных и графических приложений (с акцентом на специфику газонефтяных залежей), как и в действовавшем ранее РД 39-0147035-207-86.

В связи с переходом народного хозяйства на рыночную экономику по-новому составлены разделы Регламента по экономическому обоснованию проектных решений на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Для обеспечения единства методических подходов к решению этих вопросов при составлении проектных документов в настоящий Регламент отдельным документом включена "Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений". Эта методика составлена в соответствии с утвержденными рекомендациями государственных ведомств по оценке эффективности инвестиционных проектов и отбору их для финансирования.

Соблюдение требований и рекомендаций настоящего Регламента обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, занимающихся составлением технологических проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождении.

Настоящий документ подготовлен по заданию Минтопэнерго РФ и НК "Роснефть" Открытым акционерным обществом "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова (ВНИИнефть)" с участием ведущих специалистов нефтяных компаний и предприятий, отраслевых НИПИ.

Руководители работы - Гарипов В.З., Лисовский Н.Н., Шовкринскнй Г.Ю.

Составители:

от ВНИИнефти - Америка Л.Д., Баишев Б.Т., Васильев И.П., Горбунов А.Т., Горохов Н.С., Егурцов Н.Н., Жданов С.А., Исайчев В.В., Казаков В.А., Ковалев А.Г., Кузьмичев Ю.А., Курбанов А.К., Максимов М.М., Подлапкин В.И., Приходько В.Я., Сорокин С.В., Филиппов В.П., Фурсов А.Я.;

от СибНИИНП - Ревенко В.М., Янин А.Н., Гузеев В.В.;

от Гипровостокнефть - Катеев М.В., Сазонов Б.Ф.;

от ТатНИПИнефтъ - Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н., Фазлыев Р.Т.;

от БашНИПИнефтъ - Лозин Е.В., Тимашев Э.М.;

от ВНИИОЭНГ - Рохлин С.М.;

от ГАНГ - Гутман И.С., Иванова М.М., Мищенко И.Т., Стрижов И.Н., Чоловский И.П.;

от ПермНИПИнефть - Макаловский В.В.;

от ИНПЕТРО - Кац P.M.;

от Минтопэнерго РФ - Аракелов Р.С., Базив В.Ф., Князев С.В., Храмов П.Ф.;

от Госгортехнадзора РФ - Додонов Ю.А., Решетов А.С.;

от Роскомнедра - Мустафинов Р.А., Немченко Н.Н., Теплов Л.К.;

от НК "Роснефтъ" - Гавура В.Е., Гудырин М.П., Лапидус В.З., Павлов В.П., Сафронов В.И.;

от АНК "ЛУКойл" - Азаматов В.И., Вахитов ГГ., Лесничий В.М., Луценко В.В., Маслянцев Ю.В., Николаев В.А.;

от АООТ "Нижневартовскнефтегаз" - Репин В.И., Шарифулин Ф.А.;

от "Сиданко" - Лещенко В.Е., Мухаметзянов Р.Н., Розов В.Ю.;

от АНК "Сургутнефтегаз" - Балуев А.А., Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г.;

от АНК "Юкос" - Ефремов И.Ф.;

от АНК "Тюменская нефтяная компания" - Литваков В.У., Каркашов В.А., Кувшинов А.С.;

от АНК "Пурнефтегаз" - Ли А.А.;

от АНК "Ноябрьскнефтегаз" - Павлов М.В., Типикин С.И.;

от Восточной нефтяной компании - Гавура А.В., Мангазеев В.П.;

от ЦГЭ - Гогоненков Г.Н., Денисов С.Б., Юдин В.А.

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

1. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

1.1. Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" [1].

1.2. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геологопромысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условии:

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

- балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн.т и газа до 3 млрд.м3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть Роскомнедра;

- утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения:

- -в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа:

- имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

- составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

- утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

- получена лицензия на право пользования недрами.

1.3. Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляются в соответствии с действующим "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений" [3].

1.4. Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в условленном порядке Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

1.5. Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

1.6. Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

1.7. Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются:

1 - проекты пробной эксплуатации;

2 - технологические схемы опытно-промышленной разработки;

3 - технологические схемы разработки;

4 - проекты -разработки;

5 - уточненные проекты разработки (доразработки);

6 - анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

- дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

- дополнения к технологическим схемам разработки.

Уточнение или пересмотр отдельных проектных решений показателей разработки, не меняющие утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в:

- дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки;

- авторском надзоре за выполнением технологических схем проектов разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР Минтопэнерго РФ [3], а также территориальными Комиссиями создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

1.8. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

1.9. Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученными в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологии разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов.

1.10. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

1.11. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химических, тепловыми и другими методами.

Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

1.12. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов.

В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически целесообразного коэффициента нефтеизвлечения.

1.13. Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

1.14. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

1.15. При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений исоответствие фактических технико-экономических показателей принятым в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

 

2. ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА СОСТАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ (ПРОЕКТА) РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОБЪЕКТА, ПЛОЩАДИ)

 

2.1. На составление технологических схем, проектов разработки месторождения и других технологических документов выдается техническое задание.

2.2. В техническом задании на технологическую схему и проект разработки указываются согласованные между Заказчиком и Проектировщиком:

- год начала" ввода месторождения в разработку, пробную эксплуатацию, опытно-промышленную разработку; в случаях если не определен год начала ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;

- возможные объемы бурения по годам на ближайшую перспективу;

- 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 (наличие водоохранных зон, зон приоритетного природопользования местным населением, участков кедровников, высокобонитетных пахотных земель и т.д.);

- 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 но варианту, утвержденному ЦКР Минтопэнерго РФ, по месторождению в целом и отдельно по участкам каждого недропользователя;

- особые требования по охране недр и окружающей среды;

- другие возможные ограничения.

2.3. В техническом задании на проведение анализа разработки или авторского надзора за разработкой указываются вопросы, которые в первую очередь интересуют Заказчика, а Проектировщику предоставляется информация о реализации принятых проектных решений.

2.4. Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом предприятия-заказчика, согласовывается с территориальным округом Госгортехнадзора РФ и проектной организацией, утверждается руководством организации недропользователя.

2.5. Вместе с техническим заданием на технологическую схему или проект разработки Заказчик предоставляет проектирующей организации утвержденный ЦКЗ-нефть Роскомнедра подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов в случае их промышленного значения, протоколы его рассмотрения в ГКЗ РФ и другие материалы.

 

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Технологические схемы и проекты разработки являются основными документами, по которым нефтегазодобываюшие предприятия и компании осуществляют промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий; служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство, обоснования проектов прогноза добычи нефти, газа и конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт и капиталовложений по месторождениям.

При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений необходимо руководствоваться следующими общими требованиями и рекомендациями.

3.1. Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений должно быть направлено на возможно полное извлечение из пластов запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

3.2. Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

3.3. Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. Технологическая схема должна составляться с учетом результатов детальных исследований, обеспечивающих уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллекторов, положения контуров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных горизонтов в целях обоснования размещения скважин. При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.

3.4. Технологические схемы разработки составляются на начальные балансовые запасы нефти и газа категорий A+B+C1 и С2, как правило, утвержденные ГКЗ РФ или апробированные ЦКЗ Минтопэнерго РФ. Проекты и уточненные проекты разработки составляются на остаточные на дату составления проектного документа балансовые запасы нефти и газа.

3.5. В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена на недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения. Технологические показатели разработки (объемы добычи нефти и газа, закачки воды, фонд добывающих н нагнетательных скважин) запасов категории С2 прогнозируются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры н перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых работ.

3.6. В проектных документах на разработку обосновываются:

- выделение эксплуатационных объектов;

- системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

- выбор способов и агентов воздействия на пласты;

- порядок ввода объекта в разработку;

- способы и режимы эксплуатации скважин;

- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

- вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

- вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

- требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

- требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

- комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

- специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

- объемы и виды работ по доразведке месторождения;

- вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

- структуру остаточных запасов нефти;

- показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

- данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

3.7. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.

В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки - не менее двух вариантов.

3.8. В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи определяется из условия, чтобы величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

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

3.10. Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах до 10%.

3.11. В проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

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

3.13. Для повышения качества проектирования, надежности и точности процесса нефтеизвлечения на всех стадиях проектирования предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин, систем автоматизированного проектирования разработки, различных баз данных и графопостроителей.

Технологические показатели расчетных вариантов разработки прогнозируются с использованием современных физическисодержательных математических моделей пластов и рассматриваемых процессов их разработки, позволяющих учитывать основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства насыщающих их и закачиваемых в них флюидов, механизм проектируемых процессов разработки, геометрию размещения скважин, возможность изменения режимов их работы.

Объемы добычи нефти, газа, жидкости, закачки воды в технологических схемах и проектах разработки рассчитываются без учета резервных скважин.

3.14. Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

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

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

3.17. В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

3.18. Принципиальные решения по темпам и порядку ввода месторождения в разработку, уровням добычи нефти и газа, требованиям к бурению, освоению и способам эксплуатации скважин в процессе проектирования согласовываются с заказчиком проектных работ.

3.19. В месячный срок после утверждения проектного документа на ЦКР Минтопэнерго РФ проектирующей обустройство месторождения организации выдаются необходимые исходные данные о максимальных уровнях отбора нефти, газа и жидкости и закачке рабочих агентов по месторождению в целом.

При необходимости, после проведения кустования устьев скважин, проектирующая обустройство организация определяет количество и местоположение площадок промыслового обустройства, по которым проектирующая разработку организация проводит дополнительные расчеты технологических показателей.

3.20. Обоснование проектов прогноза добычи нефти и газа, объемов буровых работ производится в соответствии с действующими методическими указаниями по рекомендуемому к утверждению на ЦКР варианту разработки раздельно по запасам категории A+B+C1 и С2 для каждого эксплуатационного объекта и месторождения в целом.

3.21. Технологические схемы и проекты разработки составляются в соответствии с "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" [3] сучетом требований к содержанию и оформлению включаемых в них материалов, всех составляющих их частей, разделов и параграфов.

3.22. Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки.

Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

3.23. В случае расширения границ залежей на приращенную площадь нефтеносности распространяется ранее утвержденная проектная система разработки и сетка скважин. Скважины, размещаемые на этой площади, являются дополнительными скважинами основного фонда.

3.24. При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:

- законами Российской Федерации [78];

- Указами Президента России;

- постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам перспективного развития отраслей народного хозяйства [77], лицензирования, продажи нефти и др.;

- Основами законодательства Российской Федерации о недрах [80], налогового законодательства России [79] и др.;

- Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [1];.

- приказами Минтопэнерго РФ и решениями Коллеги

Авторизация

Фильтр

О комплексе

Контакты

Техническая поддержка сайта

  1. Книги
  2. Журнал
  3. НПА