Pravila_razr_neft_i_neft-gaz_mestorogdenii (524143), страница 5

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

Текст из файла (страница 5)

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.

2.5.7. Материалы по контролю процесса разработки залежей (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геоло­гической службой нефтегазодобывающих предприятий и включают­ся в виде специального раздела в годовой геологический отчет.

2.5.8. Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями.

2.5.9. Ответственность за выполнение объема исследований по контролю за разработкой несет руководство НГДУ.

2.6. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей

2.6.1. Под регулированием процесса разработки нефтяных за­лежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках приня­тых технологических решений.

2.6.2. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличе­ние или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увели­чение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределе­ние закачки по скважинам, циклическая закачка, применение по­вышенного давления нагнетания и др.);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (до­полнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

г) изоляция или ограничение притока попутной воды в сква­жинах (различные способы цементных заливок, создание различ­ных экранов, применение химреагентов и т. д.);

д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);

Характеристики

Список файлов стандарта