Теги - конструкции материалы Межгосударственные стандарты строительство деревянных домов

---

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

ПРАВИЛА  РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва—1987

                                                                

                       .

ПРАВИЛА

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва— 1987

Правила составлены Всесоюзным нефтегазовым научно-иссле­довательским институтом с участием научно-исследовательских и проектных институтов Министерства нефтяной промышленности

СССР. В подготовке Правил участвовали ведущие специалисты

Министерства нефтяной промышленности СССР, Госгортехнадзора

ССР, Министерства газовой промышленности СССР, Министер­ства геологии СССР.

ОГЛАВЛЕНИЕ

                                                                                                                                                            

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящие Правила разработки нефтяных и газонефтяных ме­сторождений являются практическим руководством для работни­ков геологоразведочных, буровых и нефтегазодобывающих пред­приятии, научно-исследовательских и проектных институтов, орга­нов Госгортехнадзора и других организаций при проведении ра­бот, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, про­ектированием разработки и обустройства, разбуриванием и разра­боткой нефтяных и нефтегазовых месторождений, со строительст­вом и эксплуатацией скважин и других промысловых сооружений.

В Правилах сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтя­ных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других промысловых сооруже­ний, охране недр и окружающей среды, технике безопасности при проведении этих работ. Они составлены с учетом требований ос­нов законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах, основ законодательства Союза ССР о земле, основ водного зако­нодательства Союза ССР и союзных республик, постановлений ЦК КПСС и Совета Министров СССР по охране природы и улуч­шению использования природных ресурсов, действующих инструк­ций и положений по указанным вопросам.

Соблюдение настоящих Правил обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, осуществляю­щих разведку, подсчет запасов, проектирование разработки и об­устройства, разбуривание и разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе и морских), строительство и эксплуа­тацию скважин и других промысловых сооружений.

С утверждением настоящих Правил ранее действовавшие “Пра­вила разработки нефтяных месторождении и эксплуатации сква­жин”, утвержденные 25 октября 1963 г. Государственным комите­том химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР, утрачивают силу.

1.        ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

К РАЗРАБОТКЕ

1. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение

1.1.1. Под залежью нефти и горючих газов понимается естест­венное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуро­ченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

1.1.2. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

   К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной Cоторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи (-Vн=Vн/Vн+Vr) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (-Vн>0,75);                                    

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50<-Vн  ≤ О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 <-Vн  ≤ 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (-Vн≤ 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается га­зонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

1.1.3. Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связан­ных общим участком земной поверхности.

1.1.4. По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются  на:

— простого строения, приуроченные к тектонически ненарушен­ным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты ко­торых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

— сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа­ди и разрезу или наличием литологических замещений или тектоничесских нарушений, делящих единые залежи на отдельные бло­ки;

— очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, деля­щих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью тол­щин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного н очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной во­дой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.

1.1.5. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразде­ляются на:

— уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;

• крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
• средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

— мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

1.2. Категории скважин

1.2.1. По назначению - скважины подразделяются на следующие категории: поисковые,  разведочные, эксплуатационные.

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для по­исков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на пло­щадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составле­ния проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторож­дений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

— резервный фонд скважин;

— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) сква­жины;

— оценочные скважины;

— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

— 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+С1.

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:

— 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 С2.

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+С1) 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.

1.7.14. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов опреде­ляются на основании повариантных технологических и технико-эко­номических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заклю­чений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Ми­нистерства газовой промышленности СССР и Министерства геоло­гии СССР.

1.7.15. Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти и газа регламентируется действующими положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.

1.7.16. Приемка и передача разведанных месторождений (зале­жей) для опытных работ или промышленного освоения произво­дится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископае­мых для промышленного освоения.

2.        ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку

2.1.1. Под промышленной разработкой нефтяного и нефтегазо­вого месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов для использования их в народном хозяйстве.

2.1.2. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышлен­ную разработку допускается, если:                          

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

б) ГК.3 СССР утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;

в) оформлен и утвержден акт о передаче месторождения (за­лежи) для промышленного освоения;

г) утверждены технологические проектные документы на про­мышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматриваю­щие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводо­рода;

д) в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;

е) издан приказ Миннефтепрома СССР (Мингазпрома СССР) о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку с запасами нефти свыше 5 млн. т или газа свыше 5 млрд. м3 или издан приказ производственного, научно-производственного объ­единения о вводе в промышленную разработку месторождения (за­лежи) с запасами нефти до 5 млн. т или газа до 5 млрд. м3.

2.1.3. Проектирование и ввод в промышленную разработку нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами нефти более 30 млн. т и газа более 30 млрд. м3 осуществляется только на базе запасов, утвержденных в ГКЗ СССР.

2.1.4. В целях ускорения промышленного освоения нефтяных месторождений разрешается:

а) осуществлять проектные и изыскательские работы по строи­тельству промысловых объектов и промышленных сооружений, со­ставлять проекты пробной эксплуатации или технологические схе­мы разработки месторождений (залежей) на базе запасов нефти и газа, принятых центральными комиссиями по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ) соответствующих министерств;

б) утверждать проектно-сметную документацию и вводить в разработку:

— на срок до 5 лет, по согласованию с ГКЗ СССР, месторож­дения (залежи) нефти с извлекаемыми запасами до 30 млн. тонн на базе запасов, принятых ЦКЗ министерств (с последующим их утверждением в ГКЗ СССР). Если после 5 лет разработки оста­точные извлекаемые запасы нефти не превышают 1 млн. тонн, дальнейшая разработка месторождения (залежи) по согласованию с ГКЗ СССР производится на базе запасов, принятых ЦКЗ соот­ветствующего министерства;

— на срок до 5 лет, по согласованию с ГКЗ СССР и Госгор-технадзором СССР, месторождения нефти и газа, расположенные в акваториях морей и океанов, на базе запасов, принятых ЦКЗ Министерства газовой промышленности СССР (с последующим их утверждением в ГКЗ СССР);

— месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 1 млн. тонн и газа с запасами до 3 млрд. куб. метров на базе запасов категории С1 и С2, принятых ЦКЗ соответствующих министерств (без последующего их утверждения в ГКЗ СССР).

2.1.5. Организация промышленной добычи нефти и газа на новом месторождении должна осуществляться в соответствии с постадийной проектно-сметной документацией на обустройство, составляемой в установленном порядке на основе утвержденных технологических проектов разработки.

2.1.6. Строительство объектов по использованию добываемых из нефтяного месторождения (группы месторождений) нефтяного газа, конденсата и содержащихся в газе ценных компонентов (се­ры, гелия и др.) должно осуществляться одновременно со строи­тельством объектов по сбору и транспорту нефти, предусматривае­мых проектно-сметной документацией на обустройство месторож­дений под промышленную разработку.

2.1.7. Ввод в промышленную разработку нефтяных месторож­дений (залежей) без сбора и использования нефтяного газа в народном хозяйстве не допускается.

2.2. Проектирование систем разработки нефтяных месторождений

2.2.1. Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению нефти и газа из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их экс­плуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах. Уровень и обоснованность проектных решений по системам разработки, степень их практической реализации при разработке месторождений являются факторами, определяющими конечную нефтеотдачу пластов и технико-экономическую эффектив­ность процесса их разработки (наряду с геолого-физическими ха­рактеристиками продуктивных пластов).                     

2.2.2. Под эксплуатационным объектом следует понимать про­дуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объ­единяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

2.2.3. Технологическими проектными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и объединения осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:

— проекты пробной эксплуатации;

— технологические схемы опытно-промышленной разработки;

— технологические схемы разработки;

— проекты разработки;

— уточненные проекты разработки;

— анализы разработки.

Во всех технологических проектных документах на разработку должно быть предусмотрено:

— равномерное разбуривание месторождения (залежи);

— рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов;

— недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков месторождения (залежи), приводящей к потерям балан­совых запасов;

— осуществление доразведки месторождения;

     — обоснованное выделение эксплуатационных объектов для са­мостоятельной разработки.

2.2.4. Технологические документы служат основой для состав­ления проектов обустройства и реконструкции обустройства место­рождений, схем развития и размещения нефтедобывающей про­мышленности района, разработки годовых, пятилетних и перспективных планов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений.

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

— дополнениях к технологическим схемам и проектам разра­ботки;

— авторских надзорах за выполнением технологических схем и проектов разработки.

2.2.6. Технологическая схема разработки—проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разра­ботки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) неф­тяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации.

Проект разработки является основным документом, по которо­му осуществляется комплекс технологических и технических меро­приятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за про­цессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.

2.2.7. Исходной первичной информацией для составления про­ектных документов на промышленную разработку месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуата­ции или опытно-промышленной разработки залежей или предста­вительных участков.

Ответственность за качество и объем информации, получаемой в процессе разведки, несет организация, осуществляющая развед­ку объектов.                                                   

Ответственность за качество и полноту информации, получение которой предусматривается проектом пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки, несет организация, осущест­вляющая эти работы.

2.2.8. Проектирование разработки нефтяных месторождений должно быть направлено на достижение максимального народнохо­зяйственного эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований охраны недр и ок­ружающей среды, правил ведения горных работ.

Принимаемые в проектных документах решения по системам разработки и темпам освоения месторождений должны предусмат­ривать ускоренное внедрение достижений НТП в нефтяную про­мышленность, базироваться на применении наиболее эффектной технологии и техники, обеспечивающей возможно высокий стабиль­ный уровень добычи нефти при технологически и экономически обоснованном конечном нефтеизвлечении из пластов, наилучшем использовании основных производственных фондов, материальных и трудовых ресурсов.

    В целях создания необходимых условий для наиболее полного использования ресурсов недр, контроля, регулирования и совер­шенствования системы разработки, а также обеспечения более эффективного использования нефтедобывающих мощностей, в про­ектных документах на разработку должны предусматриваться пе­риоды стабильной добычи нефти из условия, чтобы величины мак­симальной и минимальной годовой добычи за этот период не от­личались более чем на 2—5% от проектного уровня.

2.2.9. В проектных документах на разработку обосновываются:

— выделение эксплуатационных объектов;

— порядок ввода объектов в разработку;

— выбор способов и агентов воздействия на пласты;

— системы размещения и плотности сеток добывающих и на­гнетательных скважин;

— способы и режимы эксплуатации скважин;

— уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

— 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), 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;

— объемы и виды работ по доразведке месторождения;

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

2.2.10. Для нефтяных месторождений, проектируемых к раз­работке с применением газовой или газоводяной репрессии на пласт в технологических проектах технико-экономическими рас­четами обосновываются максимально допустимые величины газо­вого фактора, мероприятия по контролю и регулированию про­цесса. Эксплуатация скважин, в которых газовые факторы пре­вышают установленные расчетные величины, запрещается. При проектировании разработки газонефтяных месторождений необхо­димо предусматривать технологии, обеспечивающие рациональную разработку газовой и нефтяной частей залежей.

С этой целью в технологических проектных документах на разработку этих залежей, наряду с другими технологическими показателями, устанавливаются уровни отбора газа из газовой шапки через газовые скважины, обосновываются требования к конструкциям газовых скважин, условиям вскрытия нефтяной ча­сти пласта (расстояние между интервалом перфорации и ГНК), специальные методы и способы контроля и регулирования, при не­обходимости намечается фонд контрольных скважин с перфори­рованными эксплуатационными колоннами. Для этих месторожде­ний при наличии условий и необходимости применения барьерного заводнения составляется проект (раздел проекта), в котором обос­новывается местоположение барьерного ряда и количество нагне­тательных скважин в нем, порядок и очередность их освоения, сроки создания барьера, методы контроля и регулирования, вели­чины отбора газа из добывающих скважин, расположенных в зоне барьерного заводнения. Эксплуатация нефтяных скважин, в ко­торые произошел аварийный прорыв газа по пласту или по заколонному пространству, запрещается.

2.2.11. При составлении технологических проектных докумен­тов на промышленную разработку выбор расчетных вариантов разработки для сопоставления производится с учетом особеннос­тей геологического строения, коллекторских и фильтрационных характеристик продуктивных пластов, необходимости создания условий максимально возможного охвата их воздействием и эффек­тивного дренирования, физико-химических свойств насыщающих флюидов, опыта разработки залежей со сходными условиями, эко­номико-геофизических особенностей района, требований охраны недр и окружающей среды.

      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.                   

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.);

е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновре­менно-раздельная закачка воды на многопластовых месторожде­ниях (при наличии надежного оборудования);

ж) изменение направлений фильтрационных потоков;

з) очаговое заводнение;

и) перенос фронта нагнетания;

к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудова­ния и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эф­фективности, и уточняется в авторском надзоре.

2.6.3. Планирование и реализация методов и мероприятий ре­гулирования процесса разработки (составление планов геолого-тех­нических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследова­тельских и проектных организаций, выдаваемых в авторских над­зорах за реализацией проектов.

2.6.4. Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и оценка его эффективности, после утверждения в уста­новленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими пред­приятиями.

2.6.5. Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса разработки составляется нефтегазодобывающими пред­приятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономи­ческой эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в от­четах по авторскому надзору и анализах разработки.

2.7. Нормирование отборов нефти из залежей (объектов разработки)

2.7.1. Под нормой отбора нефти и газа из объектов разработ­ки следует понимать предусмотренную утвержденным технологи­ческим проектным документом на разработку добычи нефти и га­за, достигаемую при выполнении технологических решений с соб­людением требований охраны недр и окружающей среды, с уче­том их реализации на данный период.

2.7.2. К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением тре­бований охраны недр и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выбороч­ную отработку запасов;

     б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;

в) заданные давления на линии нагнетания или на устье на­гнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуа­тации скважин;

д) запроектированные мероприятия по регулированию разра­ботки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);

е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в ус­ловиях разрушения пород-коллекторов);

     ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях об­разования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

     з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

2.7.3. Нормы отбора нефти и газа по объекту разработки (бло­ку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации в  данный период.

При составлении норм отбора принимаются во внимание реко­мендации дополнений к технологическим нормативным докумен­там, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих  состояние разработки в данный период, реализацию технологичес­ких решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды, утверждаемые руководством объединений, министерствами нефтяной и газовой промышленности СССР.

2.7.4. Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и кален­дарный месяц. Они составляются геологической службой нефтегазодобывающего управления, согласуются с организацией — авто­ром проектного документа на разработку объекта и утверждают­ся руководством производственного объединения.

2.7.5. Нормы отбора нефти и газа с объекта разработки (зо­ны, блока, участка) должны быть заложены в устанавливаемые нефтегазодобывающему предприятию плановые задания по добы­че нефти и газа. Плановые задания на добычу нефти и газа рас­пределяются по промыслам, бригадам через технологические ре­жимы работы скважин, размещенных на закрепленных за ними объектах (зонах, участках, блоках).

2.7.6. Одновременно с технологическими режимами составляет­ся и утверждается план геолого-технических мероприятий по обес­печению норм отбора нефти из эксплуатационного объекта. В це­лях гарантированного выполнения планов и компенсации возмож­ных не предусмотренных планом сбоев в геолого-технических ме­роприятиях, обеспечивающих выполнение установленных плановых  заданий, предусматриваются резервы в объеме 1—3% месячного задания.

3.        СИСТЕМЫ  ПОДДЕРЖАНИЯ  ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ                                    ЗАВОДНЕНИЕМ

3.1. Требования к системе ППД заводнением

3.1.1. Проектирование сооружении системы поддержания плас­тового давления должно предусматривать рациональное размеще­ние и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климати­ческих условий, использование новой техники и блочно-комплект-ных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основ­ных технологических процессов, максимальное сокращение капи­тальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачивае­мой в продуктивные пласты воды (других агентов) по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.

3.1.2. Система поддержания пластового давления должна обес­печивать:

а) объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и ме­сторождению в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

б) подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кисло­рода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям техноло­гических схем и проектов разработки;

в) возможность систематических замеров приемистости сква­жин, учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

г) герметичность и надежность эксплуатации, применение замк­нутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

д) возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведение ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения неф­ти к забоям эксплуатационных скважин.

3.1.3. Мощности сооружений систем заводнения должны обес­печивать осуществление максимальной закачки по каждому тех­нологическому блоку (площадке) разработки.

3.2. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде

3.2.1. Параметры бурового раствора при вскрытии продуктив­ных пластов в нагнетательных скважинах должны соответство­вать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин.

3.2.2. Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторожде­ний. Они должны обеспечивать:

а) возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при задан­ных рабочих давлениях;

б) производство всех видов ремонтов и исследований с исполь­зованием соответствующих оборудовании, аппаратуры, приборов и инструмента;

в) надежное разобщение пластов и объектов разработки.

3.2.3. Для обеспечения запроектированных показателей при­емистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного раз­реза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максималь­но открытой.

3.2.4. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и пласта.

3.2.5. Используемая для заводнения вода по своим свойствам должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью (не вызывать образования осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании). Требования к качеству зака­чиваемой воды определяются проектными технологическими доку­ментами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов уста­навливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости гли­нистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подго­товки воды обосновываются в проектах обустройства месторож­дения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процес­сов заводнения.

3.2.6. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод для защиты водоводов, обсадных колонн сква­жин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметиза­ция затрубного пространства и т. д. Защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства.

3.2.7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солеи в сооружениях системы ППД, в пласте и оборудовании до­бывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабаты­ваться ингибиторами солеотложения.

3.2.8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных раст­воров ПАВ, кислот, щелочей, полимеров и других химреагентов следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью.

3.3. Освоение, эксплуатация и исследование нагнетательных скважин

3.3.1. Освоение нагнетательных скважин под закачку воды про­изводится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством НГДУ.

3.3.2. Перед освоением нагнетательных скважин (расположен­ных внутри контура нефтеносности) под закачку, они, как прави­ло, должны отрабатываться “на нефть” с подключением их к неф­тяным коллекторам (с целью очистки призабойной зоны). Эти скважины осваиваются под закачку в порядке и сроках, преду­смотренных в технологических схемах и проектах разработки.

3.3.3. Освоение нагнетательных скважин в зависимости от гео­лого-физических характеристик продуктивных пластов и других промысловых условий может проводиться различными методами:

свабированием с последующей закачкой воды при максимальном давлении насосов, установленных на КНС; созданием высокой депрессии на пласт (понижением уровня в стволе скважины) с по­следующим нагнетанием воды; аэрацией жидкости в процессе об­ратной промывки скважины; периодическим нагнетанием воды в пласт под высоким давлением и сбросом ее самоизливом (метод гидросвабирования); продавливанием воды в пласт при давлениях, значительно превышающая рабочее давление нагнетания; гидрав­лическим разрывом пласта в комплексе с гидропескоструйной пер­форацией, обработкой призабойных зон кислотами, растворами ПАВ; применением тепловых методов обработки призабойной зоны (для внутриконтурных скважин).

3.3.4. По каждой нагнетательной скважине в НГДУ должна систематически вестись документация, отражающая все показатели ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприя­тия, проверку герметичности устья и эксплуатационной колонны.

3.3.5. В процессе освоения и эксплуатации нагнетательных сква­жин осуществляется комплекс исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния сква­жин. Эксплуатация скважин с негерметичными колоннами не до­пускается.

3.3.6. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с по­мощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.

3.3.7. Пластовое давление, фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследования­ми скважин методами восстановления или падения забойного дав­ления и установившихся пробных закачек в период освоения и экс­плуатации скважин.

3.3.8. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту нагнетаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизически­ми методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблю­дением за их появлением в продукции добывающих скважин.

3.3.9. Оценка эффективности мероприятий по регулированию за­качки воды по разрезу эксплуатационного объекта в основном про­изводится с применением глубинных расходомеров, метода радио­активных изотопов или высокочувствительных термометров. По ре­зультатам исследований расходомерами составляются профили приемистости, проводится их сопоставление с профилями отдачи по соседним добывающим скважинам, определяется коэффициент охвата пласта заводнением по толщине.

3.3.10. Герметичность обсадной колонны и отсутствие затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах определяется анали­зом кривых восстановления устьевого давления, исследованием с применением глубинных расходомеров, резистивиметров, электро­термометров, радиоактивных изотопов, поинтервальной опрессовкой с помощью пакера на трубах.

3.3.11. Периодичность и объем исследовательских работ в на­гнетательных скважинах устанавливается объединением в соответ­ствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом тре­бований технологического проектного документа на разработку.

3.4.        Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды

3.4.1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схе­мой) его разработки.

3.4.2. При больших размерах площади нефтеносности и значи­тельной зональной неоднородности пласта нормы закачки воды устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, рас­положенных на участках, затем — для отдельных скважин. При таком методе нормирования нефтеносная площадь должна быть условно разделена на участки. Расчленение площади на условные участки производится в технологических проектах на основе де­тального изучения строения пластов с учетом возможного взаимо­действия нагнетательных и добывающих скважин.

Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологиче­ском документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка. Сумма норм за­качки в нагнетательные скважины каждого участка должна сос­тавлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм — норму закачки по объекту в целом.

3.4.3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между от­дельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты объекта должна обеспечивать получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости.

При раздельной закачке воды в пласты многопластового объ­екта через самостоятельные, системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при одноплас­товом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый дан­ной системой скважин.

При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных по каждому из пластов, при этом конт­роль за распределением закачиваемой воды по пластам произво­дится с помощью глубинных расходомеров.

3.4.4. При значительной локальной неоднородности пластов мно­гопластового объекта с большой площадью нефтеносности необ­ходимо осуществлять нормирование закачки по каждому из плас­тов в отдельности — сначала для участков с различной характе­ристикой, а затем для отдельных нагнетательных скважин.

     3.4.5. Нормы закачки воды по объектам разработки в целом, по пластам и их участкам, элементам при площадном заводнении ежегодно устанавливаются геологической службой нефтегазодобывающих управлений в соответствии с технологическими схемами, проектами, анализами—авторскими надзорами.

     3.4.6. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавливаются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных сква­жин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются дав­ление нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению ус­тановленных норм. Технологический режим эксплуатации нагнета­тельных скважин составляется цехом поддержания пластового дав­ления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающпх управлений и утверждается главным инженером и главным геоло­гом этих управлении.

     3.4.7. В зависимости от принятой системы заводнения, в про­ектном документе дается обоснование величины оттока нагнета­емой воды за контур нефтеносности по годам освоения заводне­ния. Величина потерь должна систематически уточняться промыс­ловыми исследованиями и отражаться в авторском надзоре.

     3.4.8. Ответственность за достоверность учета объема нагнетае­мой воды по скважинам, объектам и в целом по месторождению возлагается на руководство НГДУ.

4.        ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИЙ-СОСТАВИТЕЛЕЙ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ И ПРЕДПРИЯТИЙ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИХ ИХ ПРАКТИЧЕСКУЮ РЕАЛИЗАЦИЮ

4.1. Организации-авторы утвержденных проектных документов на разработку нефтяных месторождений (залежей) обязаны:

а) осуществлять авторский надзор за реализацией принятых проектных решений;

б) вносить в организации, утвердившие проектный документ, предложения об устранении нарушений принятых технологичес­ких решений и проведении необходимых работ по их реализации;

в) вносить в установленном порядке предложения об измене­нии проектных рекомендаций на базе уточненной информации о геологическом строении и запасах нефти, более совершенных тех­нологических и технических решений.

4.2. Нефтедобывающие предприятия, осуществляющие разработ­ку месторождения (залежи), обязаны:

а) строго выполнять технологические решения и условия раз­работки, предписываемые утвержденным проектным документом (порядок, очередность и темпы разбуривания, сроки и объемы вво­да мощностей по обеспечению воздействия на залежь, сбору и промысловой подготовке продукции скважин, переводу их на ме­ханизированные способы эксплуатации, допустимые уровни забой­ных и устьевых давлений и соответствующие им отборы жидкос­ти и др.);

б) обеспечивать надежный учет добычи нефти, газа, конден­сата, обводненности продукции, объемов закачиваемой воды по каждой скважине. Проводить контроль и анализ осуществляемого процесса разработки совместно с организациями-авторами про­ектных документов;

в) своевременно извещать буровые организации, осуществляю­щие бурение скважин на данном месторождении; а также проект­ные институты, разрабатывающие проекты на строительство сква­жин, о происшедших или прогнозируемых на ближайшие 1—2 го­да изменениях пластовых давлений и давления гидравлического разрыва пласта (ГРП) по всем горизонтам и площадям (для свое­временного учета изменения условий бурения при проектировании конструкций скважин и параметров режимов бурения);

г) контролировать качество пробуренных скважин, соблюдение проектной сетки разбуривания.

5.        СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

5.1. Проектирование строительства скважин

5.1.1. Строительство скважин является основным этапом в соз­дании запроектированной системы разработки месторождения (залежи, эксплуатационного объекта).

5.1.2. Технические проекты на строительство скважин разраба­тываются научно-исследовательскими и проектными институтами (или их филиалами, обслуживающими данный нефтяной район), должны предусматривать качественное вскрытие_продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех тре­бований технологических проектных документов на разработку.

5.1.3. При проектировании строительства скважин следует ру­ководствоваться действующими нормативными документами по всем основным видам работ.

5.1.4. Порядок оформления документов на строительство сква­жин определяется технологическими регламентами на бурение и испытание скважин и действующим положением о подрядном спо­собе производства работ по строительству нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин в системе Миннефтепрома (Мингазпрома).

     5.1.5. Строительство скважин осуществляется на основе догово­ров между буровой организацией-подрядчиком и нефтегазодобывающим предприятием (объединением) — заказчиком.

     5.1.6. Институт-проектировщик (автор проекта на строительст­во скважин) обязан:

а) осуществлять авторский надзор за исполнением проектов;

б) вносить в установленном порядке предложения об измене­нии проектных рекомендаций на базе более совершенных техниче­ских и технологических решений с учетом изменившихся пластовых условий обусловленных разработкой месторождения.

в) останавливать работы по строительству скважин в случаях отклонений от проектных решений.

5.1.7. Ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на руководство буровой орга­низации.

5.2. Бурение скважин и их конструкция

5.2.1. Особенности строительства скважин предусматриваются в:

а) в проектах разведки нефтяного месторождения;

б) технологических схемах (проектах) разработки нефтяного месторождения (залежи);

в) индивидуальных или групповых технических проектах на строительство скважин.

5.2.2. Все операции по строительству скважин должны прово­диться в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной институтом-проектировщи­ком, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным поло­жением.

         5.2.3. В целях получения дополнительных данных для состав­ления проекта разработки в процессе бурения отдельных эксплуа­тационных скважин в интервалах залегания продуктивных плас­тов производится сплошной отбор керна. Количество таких сква­жин определяется технологической схемой и должно составлять не менее 10% проектного фонда. Работы по отбору керна в обязательном порядке должны быть предусмотрены в проектно-сметной документации на строительство скважин. Выбор эксплуатационных (добывающих) скважин, в которых в процессе бурения должен отбираться керн, производится организацией-автором технологи­ческой схемы (проекта) совместно с геологической службой нефтегазодобывающих предприятий.

         5.2.4. Конструкции эксплуатационных (добывающих) скважин должны обеспечивать:

а) возможность реализации запроектированных способов и режимов эксплуатации скважин, создание прогнозируемых для всех стадий разработки максимальных депрессии и репрессии на пласт;

б) возможность осуществления одновременно-раздельной до­бычи нефти из нескольких эксплуатационных объектов в одной скважине (в случае, когда это предусмотрено проектными доку­ментами);

в) нормативные условия для производства в скважинах ре­монтных и исследовательских работ;

г) применение технологической оснастки обсадных колонн, по­зволяющей производить качественное цементирование;

д) соблюдение требований охраны недр и окружающей среды.

         5.2.5. Конструкция обсадной колонны должна обеспечивать возможность установки клапанов отсекателей, пакерующих и дру­гих устройств.

         5.2.6. Применение конструкции скважин с открытым забоем должно специально обосновываться в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

         5.2.7. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворить требованиям, предъяв­ляемым к конструкциям газовых скважин.

         5.2.8. Конструкция нагнетательных скважин под закачку горя­чей воды, пара и газа должна быть обоснована в проектном до­кументе на разработку и в проектах на строительство скважин.

5.3. Вскрытие продуктивных пластов бурением и крепление скважин

         5.3.1. Основным требованием, предъявляемым к вскрытию про­дуктивного пласта при бурении, является обеспечение максимально возможного сохранения естественного состояния призабойной зо­ны, исключающее ее загрязнение, разрушение.

         5.3.2. Проектно-сметная документация на строительство нефтя­ных и газовых скважин должна содержать специальный раздел по вскрытию продуктивных пластов.

         5.3.3. Способ проходки, параметры бурового раствора, техно­логические параметры и режим бурения в интервале продуктив­ного пласта должны обеспечивать качественное вскрытие продук­тивного объекта.

         5.3.4. Тип и параметры бурового раствора для вскрытия про­дуктивного пласта должны обосновываться в проекте на строительство скважин в соответствии с особенностями геолого-физиче­ского строения, коллекторских и фильтрационных характеристик пластов с учетом целей и методов исследований, проводимых в процессе бурения. В качестве бурового раствора следует применять растворы, обеспечивающие максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора и возможность выполнения необходимого комплекса геофизических исследований.

5.3.5. Контроль за качеством вскрытия продуктивного пласта осуществляется технологическими и геологическими службами бу­ровых и нефтегазодобывающнх предприятий.

5.3.6. В процессе бурения и после вскрытия продуктивных пла­стов должны производиться геофизические исследования разрезов скважин. Обязательный комплекс таких геофизических исследова­ний устанавливается геологической службой нефтегазодобываю-щего предприятия совместно с геофизической организацией, про­водящей исследования. Этот комплекс по согласованию с научно-исследовательскими институтами (составителями проектного доку­мента на разработку) утверждается производственным объедине­нием и должен быть предусмотрен в техническом проекте на строительство скважин.

5.3.7. Работы по цементированию досадных колонн должны осуществляться в соответствии с действующей инструкцией по креплению скважин. Качественный цемент должен обеспечивать:

а) надежное разобщение нефтяных, газовых и водяных плас­тов, исключающее циркуляцию нефти, газа и воды в заколонном пространстве;

б) проектную высоту подъема тампонажного раствора;

в) высокую степень надежности цементного камня за обсад­ными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

г) возможность создания проектных депрессий и репрессий на пласт;

д) соблюдение требований охраны недр и окружающей среды, предотвращение проникновения цементного раствора в продуктив­ный пласт;

5.3.8. Качество цементирования колонны в обязательном, поряд­ке контролируется специальными геофизическими исследованиями.

5.3.9. Работы по цементированию завершаются испытанием экс­плуатационных колонн на герметичность. Применяемые методы испытания, допустимые и рекомендуемые при проведении этих работ допуски и пределы определяются действующими нормами и инструкциями.

     5.3.10. При качественном цементировании обсадных колонн воз­можность использования скважины определяется нефтегазодобывающим объединением (по согласованию с местными органами Госгортехнадзора СССР).

5.4. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией

     5.4.1. Интервалы перфорации намечает геологическая служба нефтегазодобывающего управления в течение суток после полу­чения материалов геофизических исследований фактического раз­реза данной скважины.

     5.4.2. Условия применения, способы перфорации, порядок про­ведения работ определяются инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах, временной инструкцией по гидро­пескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта, едиными правилами безопасности при взрывных работах.

     5.4.3. Способ, тип и плотность перфорации должны выбирать­ся с учетом геолого-промысловой характеристики объектов в со­ответствии с областями и условиями применения методов перфо­рации.

     5.4.4. Способ, тип и плотность перфорации и технология ее про­ведения должны обеспечивать возможно полное гидродинамичес­кое совершенство скважины и в то же время не вызывать побочных нарушений в обсадных трубах и в затвердевших тампонирующих материалах (смятие или разрушение обсадных труб и перемычек между интервалами перфорации и др.).

     5.4.5. Ствол скважины перед перфорацией необходимо запол­нять жидкостью (буровым раствором), исключающей возможность нефтегазопроявлений, обеспечивающей максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора и не вызывающей затруднений при вызове притока жидкости в сква­жину.

     5.4.6. При необходимости, контроль интервала перфорации дол­жен осуществляться геофизическими методами.

5.5. Освоение скважин

     5.5.1. Под освоением скважины понимается вызов притока жид­кости из пласта или опробование нагнетания в него рабочего аген­та в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.

5.5.2. Комплекс работ по освоению включая, работы по восста­новлению и повышению продуктивности пласта, необходимые для  их реализации технические средства и материалы должны быть предусмотрены в проектах на строительство скважин.

5.5.3. Освоение скважин осуществляется по типовым или ин­дивидуальным планам, составленным соответствующими подраз­делениями нефтегазодобывающих и буровых предприятий. Планы по освоению скважин утверждаются руководством указанных пред­приятий.

5.5.4. В планах по освоению скважин должны быть оговорены условия, обеспечивающие сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной ко­лонной, а также мероприятия по предотвращению:

а) деформации эксплуатационной колонны;

б) прорывов пластов вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки;

в) открытых фонтанных проявлений;

г) снижения проницаемости призабойной зоны;

д) замазучивания окружающей территории.

На освоение скважин, вскрывших пласты в осложненных гео­логических условиях (аномально высокое пластовое давление, со­держание в продукции значительных количеств Н2 и СО2 высокие температуры и большой газовый фактор и др.), составляется ин­дивидуальный план.

5.5.5. Освоение скважин производится с установкой соответст­вующего технологического оборудования, согласованного с нефтегазодобывающими предприятиями.

5.5.6. Освоение вышедших из бурения скважин производится методами, предусмотренными технологическими регламентами, ут­вержденными для конкретных геологофизических условий каждого месторождения (залежи).

5.5.7. В процессе освоения скважин осуществляется комплекс исследований, производится отбор проб пластовой жидкости. Ви­ды и объемы исследований, отборы проб должны устанавливаться геологическими службами нефтегазодобывающих предприятий в соответствии с утвержденными регламентами на освоение сква­жин.

5.5.8. Продуктивность скважин восстанавливается или повы­шается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон. Способы дополнительной перфорации и воздейст­вия на призабойную зону пласта, технологии и параметры обра­боток выбираются в зависимости от геолого-физических свойств залежи в соответствии с действующими руководящими докумен­тами.

5.5.9. Скважина считается освоенной, если в результате про­веденных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости, характерный для данного интервала опробования. При отрицательных результатах освоения устанавливаются их причины и утверждается дальнейший план работ.

5.5.10. Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повыше­нию продуктивности и достижению намеченной приемистости сква­жин осуществляются нефтегазодобывающими предприятиями в со­ответствии с проектными документами на разработку, особенностя­ми геологического строения залежи и текущего состояния разра­ботки месторождения.

5.5.11. Строительство скважины считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на строительство и планом освоения скважины.

5.6. Передача скважин в эксплуатацию

5.6.1. Законченные строительством скважины передаются неф-тегазодобывающему управлению.

5.6.2. Условия передачи скважин от бурового предприятия неф-тегазодобывающему управлению регламентируются действующи­ми основными условиями производства работ по строительству нефтяных и газовых скважин подрядным способом.

5.6.3. При передаче скважины в эксплуатацию буровое пред­приятие обязано передать нефтегазодобывающему предприятию следующие документы:

а) акт о заложении скважины;

б) проект бурения скважины (типовой геолого-технический на­ряд);

в) акты о начале и окончании бурения скважины;

г) акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны;

д) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

е) расчеты обсадных колонн, их меру, диаметр, толщину стен­ки, марку стали и другие необходимые характеристики для неме­таллических колонн;

ж) акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цемен­тирования, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементиро­вания, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема це­мента (диаграмму цементомера), меру труб, компановку колонн, данные об удельном весе глинистого раствора в скважине перед цементированием;

з) акты испытания всех обсадных колонн на герметичность;

     и) планы работ по опробованию или освоению каждого объ­екта;

     к) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием ин­тервала перфорации, способа перфорации и количество отверстии;

     л) акты опробования или освоения каждого объекта с прило­жением данных исследования скважин (дебиты, давления, анализы нефти, воды, газа);

     м) заключение (акты) на испытания пластов в процессе буре­ния (испытателями пластов);

     н) меру и тип насосно-компрессорных труб с указанием обо­рудования низа, глубины установки пусковых клапанов (отверс­тий);

     о) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;

     п) описание керна;

     р) паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и конструкции;

     с) акты о натяжении колонн;

     т) акты об оборудовании устья скважины;

     у) акты о сдаче геологических документов по скважине.

     5.6.4. Передача скважины и технической документации оформ­ляется актом по установленной форме.

     5.6.5. Передача законченных строительством скважин в экс­плуатацию осуществляется буровой организацией при положитель­ном заключении местных органов Госгортехнадзора.

6.        ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

6.1. Способы эксплуатации добывающих скважин

     6.1.1. Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа.

     6.1.2. Эксплуатация скважин осуществляется следующими ос­новными способами:

     а) фонтанным;

     б) газлифтным;

     в) насосным (штанговым, бесштанговым и др.).

     6.1.3. Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими предприятиями по планам геолого-технических мероприятии.

     6.1.4. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры труб устанавливаются планами освоения скважин, планами геолого-технических мероприятий.

6.1.5. Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных с конструкцией для газлифта, только при условии утилизации газа.

6.1.6. При необходимости в насосных установках ниже приема насоса следует применять специальные защитные приспособления для предохранения насоса от попадания в него посторонних пред­метов или для отделения нефти от песка и газа.

6.1.7. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких объ­ектов одной скважиной осуществляется только при обосновании проектными документами на разработку месторождения, при ус­ловии применения сменного оборудования, допускающего раздель­ный учет добываемой продукции, проведение промысловых иссле­дований.

6.1.8. Выбор оборудования для эксплуатации скважин должен обеспечивать:

а) заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с про­ектными показателями и результатами исследования скважин);

б) высокий КПД установок;

в) надежную и безаварийную работу скважины.

6.1.9. Ответственность за правильный подбор скважинного оборудования возлагается на службу разработки и производствен­но-техническую службу нефтегазодобывающего предприятия, а за надлежащее его использование — на технические службы пред­приятия.

6.2. Контроль за работой оборудования добывающих скважин

6.2.1. В процессе эксплуатации скважин осуществляется их ис­следование в целях контроля технического состояния эксплуата­ционной колонны, работы оборудования, проверки соответствия па­раметров работы скважин установленному технологическому ре­жиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

6.2.2. При исследовании скважин:

а) проверяется техническое состояние скважины и установлен­ного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта, загрязненность ствола скважины, подача насосов, ра­бота установленных на глубине клапанов и других устройств);

    б) проверяется соответствие параметров работы установленного оборудования добывным возможностям скважин и заданному тех­нологическому режиму;

    в) оценивается надежность и работоспособность узлов обору­дования, определяется межремонтный период работы оборудова­ния и скважины;

    г) получается информация, необходимая для планирования раз­личного рода ремонтно-восстановительных и других работ в сква­жинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

6.2.3. Для решения перечисленных в п.п. 6.2.1 и 6.2.2 задач используется комплекс различного рода исследований и измере­ний (замер дебитов нефти, обводненности продукции, газовых фак­торов, шаблонирование, глубинные измерения температур и давле­нии, промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабо­чего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.).

6.2.4. Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов экс­плуатации скважин устанавливаются нефтегазодобывающими уп­равлениями совместно с научно-исследовательскими организация­ми и геофизическими предприятиями в соответствии с рекоменда­циями проектных документов и утверждаются руководством объ­единения.

6.2.5. Исследования по контролю за работой добывающих сква­жин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблю­дением требований охраны недр и окружающей среды.

6.2.6. Документами, регламентирующими объемы, методы и технологию исследований, являются действующие обязательные комплексы, инструкции и другие руководящие документы, по тех­нологическим, гидродинамическим и лабораторным исследовани­ям, наблюдениям и операциям.

6.2.7. Материалы по контролю за работой оборудования сис­тематически анализируются и используются инженерной службой нефтегазодобывающих предприятий для обеспечения установлен­ных технологических режимов работы скважины.

6.2.8. Все первичные материалы исследований подлежат обяза­тельному хранению на протяжении всего периода эксплуатации скважин (кроме эхограмм и динамограмм, срок хранения которых устанавливается не менее трех лет).

6.3. Технологический режим работы добывающих скважин

6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим про­ектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условии надежности эксплуатации. Техноло­гический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными парамет­рами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностыо и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудо­вания и режимами его работы (конструкция лифта, глубина под­вески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

6.3.2. Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одно­временно с технологическими режимами составляется и утверж­дается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

6.3.3. Ответственность за соблюдением установленных режи­мов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

6.3.4. Контроль за выполнением установленных технологичес­ких режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической  службами  нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют выше­стоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.

6.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавли­ваются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: инди­видуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.

6.3.6. Материалы по режимам работы скважин подлежат ана­лизу и обобщению:

     а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оператив­ный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инжене­ром и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

     б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты ана­лиза режимов по объектам разработки, площадям, способам экс­плуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

6.4. Ремонт скважин

     6.4.1. Ремонт скважин подразделяется на капитальный и под­земный (текущий):

а) к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых кол­лекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и лик­видацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подзем­ным оборудованием;

б) к подземному (текущему) ремонту относятся работы, свя­занные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима рабо­ты подземного эксплуатационного оборудования, изменением режи­мов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола сква­жины и подъемных труб от песка, парафина и солей.

6.4.2. При производстве ремонтных работ в скважинах не до­пускается применение рабочих жидкостей, снижающих проницае­мость призабойной зоны пласта. Оборудование устья и ствола скважины, плотность “рабочих” жидкостей должны предупреждать открытые нефте- и газопроявления.

6.4.3. При подземных ремонтах, связанных с полным подъемом труб, при необходимости, проводятся работы по обследованию чистоты забоя и проверке состояния цементного камня за колон­ной (геофизическими методами).

6.4.4. Ремонт скважин должен производиться в строгом соот­ветствии с действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, требованиями охраны недр и окру­жающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуата­ции применяемого оборудования и проведению технологических процессов.

6.4.5. Информация о проведенных ремонтных работах, их со­держании, межремонтном периоде работы оборудования и сква­жины и технико-экономической эффективности подлежит хране­нию нефтедобывающим предприятием на протяжении всего перио­да разработки эксплуатационного объекта.

6.5. Содержание фонда скважин

6.5.1. Техническое состояние скважин и установленного на них оборудования должно обеспечивать:

— эксплуатацию скважин в соответствии с утвержденными технологическими режимами их работы;

— изменение и контроль этих режимов (замер устьевых и затрубных давлении, дебитов скважин по жидкости, газовых факто­ров, обводненности продукции, рабочего давления и расхода газа при газлифтной эксплуатации скважин, подача насосов при меха­низированной эксплуатации, отборов устьевых проб и т. д.);

— промыслово-гидродинамические исследования скважин с целью контроля процессов разработки, состояния подземного обо­рудования и призабойных зон пластов;

— проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с ос­ложнениями при эксплуатации скважин.

6.5.2. Обслуживание скважин различных категорий проводится в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации сква­жин и установленного на них оборудования.

6.5.3. Для выполнения работ по контролю процессов разработ­ки и технологических режимов работы скважин, последние долж­ны быть оборудованы:

а) при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации сква­жин — манометрами для контроля буферного и затрубного давле­ний, устройствами для отбора устьевых проб, арматурными пло­щадками и лубрикаторам”” позволяющими спускать в скважины глубинные приборы (манометры, термометры, дебитомеры, пробо­отборники и др.). При газлифтном способе эксплуатации выкид­ные линии устьевых арматур дополнительно оборудуются мано­метрами, расходомерами, различными устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

б) при эксплуатации скважин ШГН—устройствами для от­бора проб жидкости и затрубного газа, динамометрирования, из­мерения уровня эхолотом;

в) при эксплуатации скважин погружными ЭЦН — станциями управления, устройствами для контроля подачи насоса, маномет­рами для замера давления на буфере и в затрубном пространстве;

г) при эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами — устройствами для контроля числа ходов погружного агрегата, ма­нометрами для контроля давления рабочей жидкости.

6.5.4. Обусловленные образованием в скважинах песчаных пробах, эррозией штуцера и рабочей поверхности насосов жид­костью (особенно при значительном выносе песка), отложениями парафина, гидратов, солей, продуктов коррозии в трубах, штуцерах, насосах или наземном оборудовании, прорывами газа из га­зовой шапки, посторонних вод, нарушения технологических режи­мов работы скважин определяются по резкому изменению дебитов скважин, газового фактора и обводненности их продукции, давлении на буфере, в затрубном пространстве и на выкидных ли­ниях. При обнаружении таких нарушений принимаются немедлен­но меры по выявлению и устранению их причин, восстановлению утвержденного режима работы скважин.

6.5.5. В скважинах со значительным выносом песка проводят­ся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы за­крепления (установка фильтров, цементирование, обработка смо­лами, полимерами и т. д.) выбирается в зависимости от конкрет­ных условий.

6.5.6. Перевод скважин на других объектах разработки осуще­ствляется в соответствии с действующими положениями и инст­рукциями.

6.5.7. Приобщение новых объектов для совместной эксплуата­ции с ранее эксплуатируемыми в данной скважине объектами производится в соответствии с требованиями действующей инст­рукции по приобщению.

6.5.8. Работы по консервации скважин и оформление соответ­ствующей документации должны осуществляться в соответствии с действующими положениями о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин.

6.5.9. Все пробуренные на территории СССР скважины (разве­дочные, добывающие, специальные и др.) выполнившие свое на­значение и дальнейшее использование которых в народном хозяй­стве нецелесообразно или невозможно подлежат ликвидации в со­ответствии с действующим положением.

7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

7.1. Под воздействием на призабойную зону пластов следует понимать комплекс осуществляемых в скважинах работ по изме­нению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или фи­зико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосред­ственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшении охвата пластов воздействием.

7.2. Работы по воздействию на призабойную зону пласта про­водятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

7.3. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические к термические. Возможны также раз­личные сочетания этих методов.

     7.4. Основные методы воздействия на призабойную зону долж­ны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому над­зору за разработкой месторождения (залежи).

     7.5. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разра­ботку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

     7.6. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осу­ществляются в соответствии со специальными планами.

Эти планы составляются геологической и технической служ­бами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.

     7.7. При планировании и осуществлении работ по воздействию на призабойную зону следует руководствоваться:

а) действующими инструкциями по отдельным видам воздей­ствия на призабойную зону;

б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей промыш­ленности;

в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.

     7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляют­ся специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (про­мысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.

8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

8.1. Учет добычи нефти на промыслах

     8.1.1. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуще­ствляется на основании данных замера дебита скважин по жидко­сти с помощью групповых замерных установок (ГЗУ),расходоме­ров и других замерных устройств с учетом отработанного сква­жинами времени и процентного содержания воды.

     8.1.2. Объем добытой нефти по бригадам определяется как сумма добытой нефти по работающим скважинам, обслуживаемым данной бригадой, или на основании данных замера бригадных узлов учета.

     8.1.3. Учет добытой нефти по бригадам и промыслам осущест­вляется по показаниям приборов бригадных и промысловых уз­лов учета.

     8.1.4. Нормируемые технологические потери нефти и конденса­та определяются по фактическому учету в соответствии с отрас­левой инструкцией (согласованной с Госгортехнадзором СССР), подтверждаются специальными актами списания потерь.

     8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа

     8.2.1. Нефтяной газ, извлекаемый из недр и отделенный от неф­ти, подлежит сбору, учету и рациональному использованию в на­родном хозяйстве.

     8.2.2. Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляет­ся на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на про­мысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после послед­ней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и от­дельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержден­ному главным геологом и главным инженером нефтегазодобываю-щего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гид­родинамических исследований,

     8.2.3. При содержании в нефтяном газе ценных сопутствую­щих компонентов (этана, пропана, бутана, сероводорода, гелия), запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, их добыча и использо­вание учитываются по компонентам в соответствии с действующи­ми инструкциями.

9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

     9.1. Документация по разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех звеньях управления нефте­добывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технико-эко­номических показателей разработки месторождений и составле­ния отчетных документов по выполнению планов;

    б) проектирования разработки нефтяных месторождений;

    в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти;

    г) контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулиро­ванию процесса разработки;

    д) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.

9.2. Документация, ведущаяся различными звеньями управле­ния, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управле­ния.

9.3. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.

     9.4. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к тех­нологическим процессам добычи нефти, акты о проведении раз­личных работ на скважинах и других нефтепромысловых объектах заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соот­ветствующие работы, исследования и наблюдения (цеха и брига­ды по добыче нефти, подземному и капитальному ремонту скважин, ЦНИПРы, ЦНИЛы и др.).

К основным первичным документам относятся:

а) описание кернового материала;

б) данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;

в) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

г) данные литолого-фациальных исследований пластов;

     д) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняю­щих агентов;

     е) суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин, полученные по системе телемеханики;

     ж) данные гидродинамических и геофизических исследований скважин (пластовое и забойное давление, профили притока, по­глощения, температуры и т. п.);

     з) результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;

     и) акты о перфорации скважин;

     к) акты и материалы о подземном и капитальном ремонтах скважин;

     л) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пла­ста и т. д.);

     м) материалы, полученные от организаций, проводивших раз­ведку, бурение скважин, подсчет запасов и т. д.

     9.5. Сводная документация систематизирует и объединяет ин­формацию, содержащуюся в первичной документации и запол­няется в соответствующих цехах, ЦНИПРах, ЦНИЛах и других организациях. К основным сводным документам относятся:

     а) дело скважины (паспорт, карточки добывающих и нагнета­тельных скважин, карточки по исследованию скважин);

     б) технологические режимы;

     в) сводные ведомости по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;

     г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.

     9.6. Обобщающая документация содержит обработанную пер­вичную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях (цех, ЦНИПР, НГДУ, объединение, отраслевые НИПИ) в соответствии с распределением функций в данном объединении. К основным обобщающим документам отно­сятся:

а) паспорт производственного нефтегазодобывающего пред­приятия;                                                   

б) каталог структуры запасов;

в) геологические отчеты;

г) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

д) паспорт месторождения (залежи, объекта);

е) геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов и др.);

     ж) отчетные формы для ЦСУ и Госплана СССР.

9.7. Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автома­тизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий ЦНИПРов, ЦНИЛов, НИПИ.

9.8. Ответственность за ведение сводных и обобщающих доку­ментов несет руководство цехов, НГДУ, объединении в соответст­вии с типовыми положениями и должностными инструкциями.

9.9. Все документы составляются по утвержденным Миннефтепромом (Мингазпромом) формам. При введении новых форм ука­зывается звено управления, ответственное за их заполнение.

10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1. Общие положения

10.1.1. В соответствии с основами законодательства СССР и союзных республик о недрах, основами водного законодательства и водного кодекса РСФСР, действующим положением о Госгортехнадзоре СССР, постановлениями ЦК КПСС и Совета Минист­ров СССР по усилению охраны природы и улучшению использо­вания природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей сре­ды.

10.1.2. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, наруше­ний технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дега­зации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и со­седними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсад­ной колонны и цемента за ней и т. п.

10.1.3. Охрана окружающей среды предусматривает мероприя­тия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунк­тов, рациональное использование земель и вод, предотвращение за­грязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников, охранных зон и т. п.

10.1.4. Охрана окружающей среды (воздушного бассейна и мор­ской среды) в процессах разбуривания и разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе осуще­ствляется в соответствии с утвержденными Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР правилами по безопасному ведению работ на морских стационарных платформах.

10.1.5. Ответственность за охрану недр и окружающей среды возлагается на руководителей предприятий, осуществляющих раз­ведку, разбуривание и разработку нефтяных месторождений.

10.1.6. Контроль за выполнением правил, положений, норм и инструкций по охране недр возложен на Госгортехнадзор СССР и его органы на местах. Предписания органов Госгортехнадзора СССР обязательны для всех предприятий и организаций, осуще­ствляющих поисковое, разведочное, эксплуатационное бурение и разработку.

10.1.7. Контроль за выполнением правил, положений, норм и ин­струкций по охране окружающей среды при разведке, разбуривании и разработке нефтяных месторождений осуществляется со­ответствующими организациями и службами на местах (местными органами Госгортехнадзора СССР, бассейновыми управлениями по использованию и охране поверхностных вод, санитарной службой, инспекцией рыбоохраны и др.).

10.2. Охрана недр и окружающей среды в процессе разбуривания нефтяного месторождения

10.2.1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:

     а) предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок сква­жин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе про­водки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

     б) надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтенос­ных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разре­зу;

     в) необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн труб, спущенных в скважину, их качественное цементиро­вание;

     г) предотвращение ухудшения коллекторских свойств продук­тивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскры­тии, креплении и освоении.

10.2.2. Пласты с признаками нефтегазоносности, обнаруженные в процессе бурения скважины по данным керна, каротажа и не­посредственных нефтегазопроявлений, должны быть изучены с це­лью определения возможности получения из них промышленных притоков нефти и газа. Пласты с благоприятными показателями должны быть обязательно взяты на учет. При прохождении их скважинами должны быть приняты меры по охране недр.

10.2.3. В процессе разведки при подготовке месторождении к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отмечена по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробова­нии этих пластов воды на них должны быть проведены исследова­тельские работы, уточняющие источник поступления воды и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных ра­бот.

10.2.4. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с применением промывочной жидкости в соответствии с техниче­ским проектом на бурение скважин.

10.2.5. Противовыбросовое оборудование и его обвязка долж­ны монтироваться в соответствии с типовой схемой, утвержденной объединением и согласованной с органами Госгортехнадзора и вое­низированными частями по предупреждению возникновения и лик­видации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины с противодавлением на пласты. Перед установкой Противовыбросо­вое оборудование должно быть испытано на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины превентор спрессовывается вместе с колонной на давление, величина которого, определяется максимальным давлением, ожидаемым на устье скважины при возможном открытом фонтанировании.

10.2.6. Эксплуатационные объекты месторождения следует раз­буривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвраще­нию ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также гли­низацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницае­мости).

10.2.7. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по преду­преждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе промывочной жидкости в разрабатываемые верхние пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.

10.2.8. Перфорация и торпедирование скважин должны произ­водиться при строгом соблюдении действующих инструкций.

10.2.9. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедлен­ному освоению скважин. Временное бездействие скважин, свя­занное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его ниж­ней части) пластовой жидкостью.

10.2.10. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно “снизу вверх”. После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последую­щей проверкой его местоположения и герметичности снижением уровня и опрессовкой.

10.2.11. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционные рабо­ты в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.

10.2.12. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуа­тационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с проектом разведки, утвержденными проектными документами на разработку и проектами на строи­тельство скважин.

10.2.13. Мероприятия по охране окружающей среды в процес­се разбуривания нефтяных месторождений должны быть направле­ны на предотвращение загрязнении земли, поверхностных и под­земных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродукта­ми, минерализованными водами. Они включают в себя:

а) планировку и обвалку буровых площадок, емкостей с неф­тепродуктами и химреагентами, использование для хранения бу­ровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;

б) многократное использование бурового раствора, нейтрали­зацию, сброс в поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;

в) рациональное использование и обязательную рекультива­цию земель после бурения скважин.

10.3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений

10.3.1. Разработка нефтяного месторождения в целом и каж­дого его отдельного объекта должна осуществляться в соответ­ствии с утвержденными проектными документами.

10.3.2. Вносимые в процессе эксплуатации месторождения (за­лежи) не предусмотренные проектом (технологической схемой) предложения по совершенствованию системы разработки, ведущие к изменению принятых проектных положений по количеству добы­вающих и нагнетательных скважин, уровней добычи нефти и за­качки воды, могут быть начаты внедрением только после пере­утверждения проектного документа.

10.3.3. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добывае­мый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные под­земные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разра­ботке нефтяные пласты.

В процессе промышленной разработки нефтяных месторожде­ний должны быть обеспечены сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных ком­понентов и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном тех­нологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяно­го месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

10.3.4. На разрабатываемых месторождениях (залежах) должен проводиться обязательный комплекс исследований и системати­ческих измерений по контролю разработки, соответствующий ут­вержденному Министерством нефтяной или газовой промышлен­ности принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.

В этот комплекс должны быть включены исследования по свое­временному выявлению скважин — источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

10.3.5. Добывающие и нагнетательные скважины должны экс­плуатироваться в соответствии с технологическим режимом, ут­вержденным в установленном порядке.

10.3.6. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудова­нии устья скважины, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагне­таемой воды.

10.3.7. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланце­вых соединений и т. д.) не допускается.

В виде исключения эксплуатация дефектных скважин может быть разрешена объединением по согласованию с местными орга­нами Госгортехнадзора. Одновременно с выдачей такого разре­шения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, обеспечивающие охрану недр и окружающей среды, а также план ремонтно-восстановительных работ.

В районе дефектных скважин необходимо осуществлять посто­янный контроль с целью принятия, в случае необходимости, со­ответствующих мер по охране недр.

10.3.8. При проведении мероприятий по повышению производи­тельности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны обсад­ных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного гори­зонта.

В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи должны производиться при условии созда­ния допустимого перепада давления на перемычку.

10.3.9. Если до обработки призабоиной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осущест­вить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.

10.3.10. Практическому осуществлению любого метода интен­сификации добычи нефти на каждом новом нефтяном месторож­дении должны предшествовать экспериментальные исследования, проводимые с целью обоснования основных параметров процесса, соблюдение которых обеспечивает сохранность колонны и цемент­ного кольца скважины.

10.3.11. Освоение скважин после бурения, подземного и капи­тального ремонта следует производить при оборудовании устья скважины герметизирующим устройством, предотвращающим раз­лив жидкости, открытое фонтанирование.

10.3.12. При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, не­обходимо проводить специальные геофизические и гидрогеологи­ческие исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его за­легания,

Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающей скважины должно приниматься в соответствии с действующим положением по определению предела разработки нефтяного место­рождения и эксплуатации скважин.

10.3.13. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, то нефтегазодобывающие предприятия обя­заны установить и ликвидировать причину неуправляемого движе­ния пластовых флюидов.

10.3.14. На нефтяных месторождениях, содержащих сероводо­род, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и по­путного газа должны выполняться требования действующей инст­рукции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении, содержащих сероводород.

10.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды при раз­работке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газооб­разными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

а) полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее за­качки в продуктивные или поглощающие пласты;

     б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктив­ные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее за­ражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящи­ми к образованию сероводорода в нефти и в воде;

в) использование герметизированной системы сбора, промысло­вого транспорта и подготовки продукции скважин;

г) полную утилизацию попутного газа, использование замкну­тых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;

     д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строитель­ство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

     е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за со­ставами поверхностных и подземных вод;

     ж) исключение при нормальном ведении технологического про­цесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных раст­воров и др. химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей;

     з) применение антикоррозионных покрытии, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового обо­рудования;

и) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

Категория: стройка снип 85 Строительные нормы и правила строительные работы

Поделитесь этой записью или добавьте в закладки