Pravila_razr_neft_i_neft-gaz_mestorogdenii (524143), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

— скважины-дублеры.

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназ­начены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие сква­жины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздейст­вия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой систе­мой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтур­ными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработ­ки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий раз­резания, организации очагового заводнения могут переводиться до­бывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использовать­ся в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и за­стойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура 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.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные — для периодического наблюдения за из­менением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяно­го контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические—для систематического измерения плас­тового давления в законтурной области, в газовой шапке и в неф­тяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин опреде­ляется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (за­лежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С_1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысло­вых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пла­сты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фак­тически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазо-добывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как ис­ключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях— с учетом возможного использования вместо них скважин возврат­ного фонда с нижележащих объектов.

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобы-вающих предприятий могут числиться законсервированные сква­жины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирую­щие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их экс­плуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после буре­ния.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам от­носятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом ме­сяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановлен­ные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактиче­ском обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на ко­нец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважи­нам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобы-вающего управления после завершения их строительства и нахо­дящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обуст­ройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке нефтяных месторождений

1.3.1. Перед разведкой нефтяного месторождения или отдельной залежи следует понимать комплекс работ, включающих бурение по определенной системе оптимального числа разведочных сква­жин, их испытание и пробную эксплуатацию, проведение на них промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, ла­бораторные исследования отобранных из них керна и пластовых флюидов в целях подготовки запасов нефти категорий С₁+С₂ в со­отношениях, необходимых для составления технологической схемы разработки.

В процессе разведки должны быть установлены тип залежи, ус­ловия залегания нефти и газа, положения контуров нефтегазоносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики про­дуктивных пластов, состав и свойства флюидов, получены данные о гидродинамическом режиме месторождения (залежи).

1.3.2. Разведочные работы и подсчет запасов нефти, горючих газов и конденсата осуществляются производственными геолого­разведочными или нефтегазодобывающими и научно-исследова­тельскими организациями в соответствии с действующими поло­жениями и инструкциями.

1.3.3. Основными документами, на основании которых проводят­ся разведочные работы, являются проекты разведки отдельных площадей (районов) и месторождений, составляемые и утверждае­мые в установленном порядке.

1.3.4. В проекте разведки должны быть обоснованы:

а) конкретные задачи, плотность сетки и система размещения разведочных скважин, их проектные глубины и конструкции, способы и последовательность бурения;

б) интервалы отбора керна (с применением, в необходимых случаях, малофильтруемых буровых растворов), испытания на при­ток продуктивных пластов;

в) порядок опробования и испытания нефтегазоносных гори­зонтов в процессе бурения;

г) комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

д) мероприятия по охране недр и окружающей среды при бу­рении, испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин;

е) объемы и сроки обустройства площадей для разведочного бурения (подъездные дороги, водоснабжение, базы снабжения и др.);

ж) примерная стоимость и ожидаемая эффективность разве­дочных работ;

з) для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей система размещения разведочных скважин и расстояния между ними обосновываются с учетом необходимости обязатель­ного определения промышленной ценности нефтяной и газовой ча­сти этих залежей;

и) конструкции разведочных скважин на площадях с выявлен­ной нефтегазоносностью должны согласовываться с нефтегазодо­бывающими предприятиями.

1.3.5. Для каждого имеющего промышленное значение нефтя­ного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, ис­пытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:

— литолого-стратиграфический разрез, положение в этом раз­резе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницае­мых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;

— гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;

— общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина про­дуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтенос­ности;

— тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;

— характеристика пород-покрышек (вещественный состав, по­ристость, проницаемость и др.);

— начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллек­торов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

— значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

— гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриоло-гические условия месторождения и прилежащих районов (при раз­ведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

— физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плот­ность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пласто­вых условиях, коэффициент усадки);

— физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, моле­кулярная масса, температуры начала кипения и начала застыва­ния, температура насыщения нефти парафином, процентное содер­жание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фрак­ционный и компонентный составы);

— физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

— физико-химические свойства конденсата (усадка сырого кон­денсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная мас­са, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);

— физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вяз­кость, ионный состав и др.);

— дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных дав­лений, коэффициенты продуктивности скважин;

— смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-кол­лекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;

— зависимости относительных фазовых проницаемостей и ка­пиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

— средние значения коэффициентов теплопроводности, удель­ного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и на­сыщающих их жидкостей;

— запасы нефти, нефтяного и природного газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов по категориям С₁+С₂ в со­отношениях, удовлетворяющих требованиям действующей “Класси­фикации запасов” и инструкции по ее применению.

1.3.6. Требования к методике проведения, объемам геолого-раз­ведочных работ, изученности параметров и запасов месторождений (залежей), подготовленных к разработке, регламентируются дей­ствующими “Классификацией запасов...”, “Инструкцией по приме­нению классификации...”, “Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов”, “Инструкцией о порядке состав­ления, содержания и оформлении материалов по ТЭО коэффици­ентов извлечения нефти из недр...”, “Положением о порядке пе­редачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения”.

1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование, испытание и пробная эксплуатация разведочных скважин

1.4.1. С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, при раз­ведке месторождений по каждой разведочной скважине должен проводиться комплекс исследовательских работ по изучению раз­реза пород, слагающих месторождение, опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

1.4.2. Виды исследовательских работ по разведочным скважи­нам (отбор и лабораторные исследования шлама, керна, глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, промыслово-геофизи-ческие и газогидродинамические исследования скважин и т. п.), объемы и порядок проведения определяются проектом разведки месторождения, групповыми или индивидуальными техническими проектами на строительство скважин в соответствии с требованиями действующих инструкций согласно п. 1.3.6. настоящих “Пра­вил...”.

1.4.3. Интервалы отбора керна, опробовании и испытаний, гео­физических и гидродинамических исследований (с указанием их видов) в каждой разведочной скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом.

1.4.4. Под опробованием вскрытых пластов следует понимать установление их нефтегазонасыщенности путем непосредственного отбора проб, содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава последних.

Отбор проб осуществляется в процессе бурения скважин с по­мощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах.

1.4.5. Под испытанием разведочных скважин следует понимать комплекс работ, проводимых с целью установления:

Характеристики

Список файлов стандарта