Pravila_razr_neft_i_neft-gaz_mestorogdenii (524143), страница 3

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

Текст из файла (страница 3)

— начальных пластовых давлений и температур;

— начальных положений водонефтяных и газонефтяных кон­тактов;

— продуктивной характеристики пластов;

— геолого-физических характеристик продуктивных пластов;

— состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

1.4.6. Под пробной эксплуатацией разведочных скважин пони­мается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пла­стовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэф­фициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т. п.).

Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осу­ществляется по индивидуальным планам и программам, состав­ляемым разведочными и добывающими организациями. Планы пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными орга­нами Госгортехнадзора СССР.

1.4.7. Передача скважин в эксплуатацию без проведения работ, указанных в п.п. 1.4.4.—1.4.5, запрещается.

При испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин должен быть обеспечен отбор и использование нефти. Загрязнение территории, леса, рек, водоемов нефтью запрещается.

1.4.8. Вопросы использования разведочных скважин, оказав­шихся за пределами контуров нефтегазоносности, решаются разве­дочным предприятием по согласованию с нефтедобывающим пред­приятием, проектной организацией и органами Госгортехнадзора СССР.

1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей

1.5.1. На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно-построенных залежах (независимо от утвержде­ния запасов в ГКЗ СССР), в случае необходимости получения до­полнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности под­держания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков.

1.5.2. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных сква­жин.

1.5.3. Пробная эксплуатация залежей осуществляется нефтега-зодобывающими предприятиями в соответствии со специально со­ставленными проектами пробной эксплуатации.

1.5.4. Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежей служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.

1.5.5. В проектах пробной эксплуатации обосновываются:

а) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

б) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С), интервал отбора керна из них;

в) комплекс детальных сейсмических исследований, направлен­ных на уточнение геологического строения и детализацию структур­ного плана, границ распространения коллектора, положения кон­туров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных го­ризонтов с целью обоснования размещения скважин;

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+С_1 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.

Характеристики

Список файлов стандарта