Обов’язки організацій-розробників технологічних проектних документів і підприємств, які їх реалізують

2.4.1 За процесом розробки родовища ведеться авторський нагляд за виконанням проектів (ДПР, розробки, технологічних схем та ін.), як правило організацією, яка складала проектний документ або іншою спеціалізованою організацією.

Авторський нагляд проводиться не рідше одного разу на рік при реалізації технологічних схем, проектів ДПР і проектів розробки.

2.4.2 Надрокористувачі, незалежно від форми власності, які здійснюють розробку родовища (покладу), зобов’язані:

− виконувати технологічні рішення і витримувати умови розробки, передбачені затвердженим технологічним проектним документом (порядок, черговість, темпи розбурювання, терміни та об’єми введення потужностей для забезпечення впливу на поклад, збору та промислової підготовки продукції свердловин, переводу їх на механізований спосіб експлуатації, допустимі рівні вибійних та устєвих тисків і відповідні їм відбори рідини, газу);

− в разі значних (згідно з п.2.2.20) відхилень поточних фактичних показників розробки від проектних, підприємство, що розробляє родовище, зобов’язано організувати складання і затвердження доповнення (коректив) до чинного технологічного проектного документу розробки родовища та погодити їх з органами Держнаглядохоронпраці;

− забезпечувати надійний облік видобування нафти, газу, конденсату, обводненості продукції родовища, покладів і кожної свердловини, об’ємів закачуваних робочих агентів в кожну свердловину,

− проводити в повному обсязі передбачені технологічним проектним документом заходи по контролю за здійснюваним процесом розробки, ходом розбурювання родовища і якістю буріння свердловин;

− доводити до відома бурових організацій, які здійснюють буріння свердловин на даному родовищі, а також проектні організації, які розробляють проекти на будівництво свердловин, дані про поточні зміни пластових тисків для своєчасного врахування відповідних змін в режими буріння при проектуванні конструкцій свердловин та розкриття продуктивних горизонтів.

2.5 Контроль за розробкою родовищ (покладів)

2.5.1 Контроль за розробкою покладів нафти і газу здійснюється з метою:

− оцінки ефективності прийнятої системи розробки покладу в цілому і окремих технологічних заходів при її здійсненні;

− одержання інформації, необхідної для регулювання процесу розробки і проектування заходів для його вдосконалення;

− визначення необхідності корегування проектів, складання доповнень до них або уточнення проектів.

2.5.2 В процесі контролю за розробкою покладів (об’єктів) вивчаються:

− динаміка поточного і накопиченого видобутку нафти, газу, конденсату, води з родовища (покладу) в цілому, з окремих об’єктів розробки, (ділянок), кожної свердловини, а також закачування агента в межах родовища (покладу), окремих ділянок;

− охоплення запасів виробленням, характер розповсюдження витиснювального агента в межах покладу, окремих пластів (пачок пластів), ділянок покладу з оцінкою ступеня охоплення пластів впливом;

− зміна водонасиченості продуктивних горизонтів в часі і інтенсивності підйому нафтогазоводяних контактів по них;

− енергетичний стан покладу, динаміка пластового і вибійного тисків в зонах відбору, закачування і буріння;

− зміна коефіцієнтів продуктивності і приймальності свердловин;

− характер дренування продуктивного розрізу;

− зміна гідрогазопровідності пласта в районі діючих свердловин;

− стан герметичності експлуатаційних колон, зв’язок продуктивного горизонту з сусідніми в розрізі горизонтами, наявність перетоків між ними, стан привибійної зони;

− зміна фізико-хімічних властивостей нафти, газу, конденсату, води в пластових і поверхневих умовах в процесі розробки;

− фактична технологічна ефективність впроваджених заходів для збільшення продуктивності свердловин.

2.5.3 Види, об’єми, періодичність досліджень і замірів, з метою контролю розробки (обов’язкові комплекси досліджень і вимірювань) з урахуванням чинних інструкцій і керівних документів з дослідження свердловин, які дозволяють однозначно охарактеризувати процес розробки покладу, роботу окремих свердловин, визначаються в технологічних проектних документах.

2.5.4 Обов’язкові комплекси досліджень і вимірювань для контролю за розробкою мають охоплювати рівномірно всю площу об’єкту розробки, весь фонд контрольних свердловин. Вони повинні включати наступні види робіт:

− заміри пластового тиску в п’єзометричних, видобувних та нагнітальних свердловинах;

− заміри устєвих, динамічних і статичних, вибійних тисків, дебітів рідини, газу, і обводненості продукції видобувних свердловин;

− заміри устєвих, динамічних і статичних тисків нагнітальних свердловин, об’ємів закачування робочих агентів;

− гідрогазодинамічні дослідження видобувних і, по можливості, нагнітальних свердловин при стаціонарних і нестаціонарних режимах;

− газоконденсатні дослідження;

− дослідження з метою контролю за станом ВНК, ГВК, ГНК, нафтогазонасиченості, технічного стану стовбура свердловини промислово-геофізичними методами;

− відбирання і дослідження глибинних проб нафти, газу, поверхневих проб продукції свердловин (нафти, газу, конденсату, води);

− спеціальні дослідження, передбачені технологічним проектним документом розробки родовища.

Періодичність досліджень і вимірів з метою контролю за розробкою має відповідати вимогам чинних нормативно-правових актів та рекомендаціям технологічного проектного документу розробки родовища. Введення в експлуатацію свердловин, не облаштованих для індивідуального заміру дебіту рідини, газу, приймальності закачуваного агента, витрат реагентів, не дозволяється.

2.5.5 Комплекси спеціальних гідрогазодинамічних і промислово-геофізичних досліджень з метою контролю розробки родовищ нафти і газу розробляються науково-дослідними організаціями та узгоджуються з виробничими підприємствами.

2.5.6 Дослідження з метою контролю за розробкою покладів нафти і газу здійснюються виробничими підрозділами нафтогазовидобувних підприємств, геофізичними службами, науково-дослідними організаціями, відповідними сервісними організаціями, які мають ліцензію на виконання таких робіт.

2.5.7 Результати досліджень згідно з п. 2.5.6. узагальнюються геологічними і технологічними службами розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств і після опрацювання за прийнятими методиками включаються у вигляді розділу в річний звіт геологічної служби і служби розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств.

2.5.8 Матеріали досліджень, пов’язаних з контролем розробки родовищ (покладів), підлягають обов’язковому зберіганню на протязі всього терміну розробки родовища (покладу). По родовищах з початковими запасами понад 1 млн. т нафти і 1 млрд. м³ газу, як правило, створюються постійно діючі геолого-фільтраційні комп’ютерні моделі.

2.5.9 Відповідальність за виконання комплексу досліджень з метою контролю розробки родовищ несе керівник і заступник керівника нафтогазовидобувного підприємства з питань розробки родовищ.

2.5.10 Державний гірничий нагляд за своєчасністю та якістю контролю за розробкою родовищ здійснюють органи виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

2.6 Регулювання процесу розробки родовищ (покладів)

2.6.1 Під регулюванням процесу розробки родовищ (покладів) нафти і газу належить розуміти цілеспрямоване підтримання і зміну умов розробки їх в рамках прийнятих проектних рішень.

2.6.2 До умов, які визначають раціональну розробку покладів (об’єктів) і експлуатацію свердловин з дотриманням вимог охорони надр і навколишнього середовища відносяться:

− розбурювання покладів за сіткою свердловин, яка враховує фактичний розподіл ємнісно-фільтраційних характеристик колекторів в межах покладу;

− припустимий рівень вибійних тисків видобувних свердловин, який виключає зминання колон, порушення суцільності цементного каменю за експлуатаційною колоною;

− оптимальні тиски на лінії нагнітання робочих агентів або на усті нагнітальних свердловин;

− передбачені проектним документом способи експлуатації свердловин;

− запроектовані заходи з метою регулювання розробки (відключення високообводнених чи з високим газовим фактором свердловин (пластів), перенесення фронту нагнітання, нестаціонарний вплив і таке інше);

− припустима швидкість фільтрації в присвердловинній зоні (в умовах руйнування порід-колекторів, прориву витиснювальних агентів до вибоїв експлуатаційних свердловин через тріщину складову колекторів);

− припустимі (граничні) дебіти свердловин або депресії (в умовах утворення водяних або газових конусів, піщаних пробок, накопичення рідини на вибої, розробки порово-тріщинного колектора);

− припустимий (граничний) максимальний газовий фактор свердловин (в умовах газової або газоводяної репресії на пласт);

− припустиме зниження пластового тиску в покладах, де здійснюється частковий сайклінг-процес.

2.6.3 До основних методів і заходів регулювання розробки відносяться:

− зміна режимів роботи видобувних свердловин (збільшення чи обмеження відборів рідини, газу, відключення високообводнених свердловин, свердловин з проривами вільного газу, форсований відбір рідини, періодична зміна відбору флюїдів із свердловин);

− зміна режимів роботи нагнітальних свердловин (збільшення чи обмеження закачування робочого агента, витрат реагентів, підвищення тиску нагнітання та інше);

− збільшення гідрогазодинамічної досконалості свердловин (додаткова перфорація, різні методи впливу на присвердловинну зону пласта та інше);

− ізоляція чи обмеження припливу супутньої пластової води в свердловинах (різні способи цементних заливок, створення різних екранів, застосування хімреагентів та інше);

− вирівнювання профілю припливу рідини, газу, поглинання робочих агентів (селективна закупорка з допомогою хімреагентів і механічних добавок, закачування інертних газів, загущеної води та інше);

− одночасно-роздільна експлуатація свердловин і одночасно-роздільне закачування робочих агентів;

− зміна напрямів фільтраційних потоків;

− осередкове закачування робочих агентів;

− перенесення фронту нагнітання;

− буріння резервних видобувних і нагнітальних свердловин.

Комплекс рекомендованих заходів з метою регулювання процесу розробки має проводитися із застосуванням обладнання і методів контролю, які дозволяють проводити оцінку їх ефективності, і уточнюється в авторському нагляді.

2.6.4 Планування (складання планів геолого-технічних та організаційних заходів) і реалізація методів та заходів з метою регулювання процесу розробки здійснюються надрокористувачем з урахуванням рекомендацій науково-дослідних організацій (авторів технологічних проектних документів).

2.6.5 Комплекс заходів, пов’язаних з регулюванням процесу розробки і оцінка його ефективності, здійснюється нафтогазовидобувними підприємствами після їх затвердження у встановленому порядку.

2.6.6 Звіт про проведені заходи, пов’язані з регулюванням процесу розробки і їх ефективність, складається щорічно нафтогазовидобувними підприємствами і, у вигляді окремого розділу, включається у річний геолого-технологічний звіт нафтогазовидобувного підприємства.

2.6.7 Узагальнення і аналіз проведених заходів, оцінка технологічного і економічного ефекту здійснюється науково-дослідними та іншими організаціями при виконанні авторського нагляду за впровадженням технологічних проектних документів і приводиться в звітах про цю науково-дослідну роботу.

З метою підвищення ефективності розробки нафтових, газових та газоконденсатних покладів допускається короткострокове (до 3 місяців) проведення промислових експериментів за пропозицією науково-дослідних інститутів і погодженням з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці та нафто­газовидобувних підприємств.

2.7 Нормування відборів нафти, газу і конденсату з родовищ (покладів)

2.7.1 Під нормою відбору нафти і газу із родовищ (покладів) в цілому слід розуміти об’єм видобутих із них нафти, газу і конденсату, який повинен забезпечити надрокористувач у плановому періоді (році, півріччі), при обов’язковому виконанні проектних технологічних рішень щодо розробки родовища (покладу) і вимог охорони надр та навколишнього середовища з урахуванням їх реалізації на початок планового періоду і необхідності виконання державних програм (планів) з видобування нафти і газу.

2.7.2 Норми відбору нафти, газу і конденсату з родовища встановлюються на основі затверджених проектних документів.

При встановленні норм відбору приймаються до уваги рекомендації доповнень до технологічних проектних документів, аналізів, авторських наглядів за розробкою, враховуючих поточний стан розробки, реалізацію технологічних рішень, що стосуються введення свердловин в експлуатацію, способів експлуатації свердловин, об’ємів закачування робочих агентів, потужностей підготовки нафти, газу, конденсату, води.

2.7.3 Норми відбору нафти, газу і конденсату з родовища, при можливості і для кожного об’єкту розробки встановлюються на рік. Вони складаються службою розробки родовищ нафтогазовидобувних підприємств. Річні норми відбору нафти, газу і конденсату узгоджуються з організацією – автором проектного документу, затверджуються керівництвом нафтогазовидобувного підприємства – надрокористувача та погоджуються з органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

2.7.4 Затверджені річні норми відбору нафти, газу і конденсату є основою для складання технологічних режимів роботи свердловин на кожний квартал.

2.8 Основні положення (зміст) проектних технологічних документів

Дата добавления: 2015-05-10