Разработка месторождений

Документы, оформляемые при передаче скважин в фонд скважин НГДУ

1. После окончания строительства скважин оформляются следующие
документы.

1.1. Акты на передачу скважины из бурения в фонд скважин НГДУ:
– акт на передачу скважины из бурения в фонд скважин НГДУ по фор­
ме СНГ-КС30 (приложение 1 к Положению) – для эксплуатационных
скважин;

– акт на передачу скважины из бурения в фонд скважин НГДУ, углублен­ной с целью доразведки месторождения и (или) геологического изучения нижнего лицензионного участка по форме СНГ-КС30дн (приложение 2 к По­ложению) – для углубленных эксплуатационных скважин;

– акт на передачу скважины из испытания (бурения) в фонд скважин НГДУ по форме СНГ-КС30р (приложение 3 к Положению) – для поисковых и разведочных скважин;

– акт на передачу скважины из испытания (бурения) в фонд скважин НГДУ углубленной с целью геологического изучения нижнего лицензионного участка по форме СНГ-КС30рн (приложение 4 к Положению) – для поисковых и разведочных скважин, бурящихся для изучения нижних лицензионных участков.

1.2. Акт проверки законченной строительством скважины (приложение 5 к Положению – оформляется по скважинам, расположенным на террито­рии ХМАО-Югры).

1.3. Акт о вводе скважины в работу из фонда (освоения, консервации) по форме СНГ-КС30э (приложение 6 к Положению) для скважин, вводимых в работу из фонда освоения или консервации. Акт подписывают следующие специалисты: начальник ЦДНГ, ведущий геолог ЦДНГ, мастер ЦДНГ либо лица, их замещающие.

2. Ввод в работу новых скважин должен отражаться в следующих пер­
вичных и отчетных документах Общества.

2.1. Журнал замеров продукции (дебита жидкости и обводненности, газа, подземной воды) и приемистости скважин, формируемый на основании сведений о работе скважин, полученных по системе телемеханики.

2.2. Месячный эксплуатационный рапорт (МЭР), содержащий обрабо­танную первичную информацию в виде обобщающих документов.

A

2.1. Системы разработки нефтяных месторождений _________________ 31

2.2. Поддержание пластового давления ___________________________ 35

2.3. Стадии разработки месторождений ___________________________ 39

2.4. Распределение фонда скважин ______________________________ 40

РАЗДЕЛ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Под разработкой месторождения понимается осуществление про­цесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам.

Управление этим процессом достигается размещением на месторож­дении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии.

Ввод месторождения в разработку осуществляют на основании про­ектного технологического документа на его разработку, утвержденного ЦКР Роснедр.

Проектирование системы разработки проводят по результатам раз­ведочного бурения.

На основании пробной эксплуатации разведочных скважин опреде­ляют геологическое строение залежи, коллекторские свойства пород (по­ристость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, при не­обходимости составляют проект пробной эксплуатации месторождения, производят экономическую оценку и выбирают оптимальную систему разработки.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки состав­ляются в целях проведения промышленных испытаний новой для дан­ных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатацион­ным фондом скважин.

Проект разработки является основным документом, по которому осуще­ствляется комплекс технологических и технических мероприятий по извле­чению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

Проект разработки месторождения составляется после завершения бурения не менее 70% скважин основного фонда по технологической схеме разработки.

В проекте разработки анализируется осуществляемая система разработ­ки и предлагаются мероприятия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН (коэффициента извлечения нефти) и установленного норматива использования попутного газа.

В проектную документацию включается информация:

– о выделении эксплуатационных объектов;

– о выборе способов и агентов воздействия на пласт;

– о выборе системы размещения и плотности сеток добывающих и на­гнетательных скважин, способах и режимах их эксплуатации;

– об уровнях и темпах добычи углеводородов и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, контроля и регулирования процессов разработки месторождений;

– о применении методов повышения степени извлечения и интенсифи­кации добычи углеводородов, предупреждения осложнений и борьбы с ними при эксплуатации скважин;

– о коэффициентах извлечения углеводородов, эксплуатации и исполь­зования фонда скважин;

– о конструкции скважин и технологии производства буровых работ, методах вскрытия пластов и освоения скважин;

– о мероприятиях по обеспечению использования и утилизации попут­ного нефтяного газа;

– о мероприятиях по безопасному ведению работ, связанных с пользо­ванием недрами, рациональному использованию, охране их и окружающей среды;

– о сроках и условиях выполнения работ по консервации и ликвидации скважин, а также рекультивации земель.

При разработке месторождения ведется учет добычи углеводородов по отдельным скважинам, группе скважин лицензионного участка, лицен­зионному участку, месторождению на пунктах подготовки нефти и приемо­сдаточных пунктах. Для наблюдения за режимом работы скважин устанав­ливают контрольно-измерительную аппаратуру и устройства отбора проб добываемой продукции.

Соблюдение установленных технологических режимов работы скважин обеспечивает пользователь недр, контроль осуществляется уполномочен­ными контрольными и надзорными органами.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использо­вания механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газ-лифтный, или глубинонасосный.

Принятая для конкретной залежи система разработки месторождения определяет технико-экономические показатели.

Дата добавления: 2015-06-04