Общая характеристика проектных документов

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 24Следующая ⇒

Инициатором подготовки проектно-технологической документации (ПТД) является недропользователь, он готовит техническое задание на выполнение работы научной организацией. В техническом задании недропользователь ставит задачи, которые необходимо решить при выполнении ПТД. На основе этого технического задания проектная организация составляет календарный план выполнения работы. При необходимости ключевые моменты работы согласуются с заказчиком. Обычно это касается качества создаваемых геологических и геолого-технологических моделей, уровня отборов, величины конечных коэффициентов извлечения нефти.

Выполненная работа проходит приемку у заказчика, которая включает прохождение экспертизы и защиты на научно-техническом совете (НТС) заказчика. Затем недропользователь представляет работу в ФГУ «Экспертнефтегаз», в которой проводится государственная экспертиза. При положительном заключении экспертизы работа выносится на заседание Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР). На ЦКР недропользователь и автор работы проходят ее защиту. При положительном решении комиссии составляется протокол заседания, который и является тем заключительным документом, которым утверждаются решения, предложенные в ПТД. После утверждения протокола заместителем министра он обретает юридическую силу. Все государственные органы, контролирующие выполнение лицензионных соглашений и правильность разработки месторождения, руководствуются решениями, утвержденными этим протоколом.

Проекты пробной эксплуатации разведочных скважин и проекты пробной эксплуатации залежей (участков залежей) предназначены для уточнения геолого-физических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Они включают комплекс исследований скважин, результаты которых являются основанием для подсчета запасов нефти.Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Ростехнадзора РФ.Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи или участка залежи, технологическая схема разработки залежи (месторождения), проект разработки месторождения, проект доразработки месторождения по статусу выше и утверждаются ЦКР. При более позднем времени разработки или существенном изменении основных геолого-физических свойств пород и флюидов устанавливается авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки, производится анализ разработки залежей (месторождений).

4.3. Опытно-промышленная эксплуатация
нефтяных месторождений

Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных месторождений (ОПЭ) проводится для получения исходных данных, необходимых для составления проектных документов на разработку и промысловое обустройство. Она может быть составлена по 1–2 и более разведочным скважинам. Опытно-промышленная эксплуатация проектируется и осуществляется после проведения на разведочных скважинах полного комплекса геолого-промысловых и геофизических исследований и установления основных физических и литологических характеристик продуктивных пластов, изучения компонентного состава нефти и газа, определения добывных возможностей продуктивных горизонтов, проведения оперативной оценки запасов нефти и газа, установления наличия оторочки газа промышленного значения. До начала реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации необходимо оформить земельный отвод, составить и утвердить проект обустройства промысла на период ОПЭ, решить вопросы охраны недр и окружающей среды, получить разрешение территориальных органов Ростехнадзора на проведение ОПЭ.

Проект пробной эксплуатации

Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин и, при необходимости, специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Ростехнадзора РФ.

Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта.

Целью и задачей является уточнение имеющейся и получение дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газа, конденсата месторождения.

В проекте пробной эксплуатации обосновываются:

а) предварительная геолого-промысловая модель;

б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

в) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С₁(в отдельных случаях и С₂), интервалы отбора керна из них;

г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых:

– для уточнения положения ВНК, ГНК, эффективных толщин, коэффициентов продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных скважин по воде; рациональных депрессий и репрессий;

– изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;

д) основные ожидаемые показатели по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению.

Ключевое место в «Проекте пробной эксплуатации» отводится программе проведения исследовательских работ.

4.5. Технологическая схема разработки
нефтяного месторождения

Технологические схемы разработки нефтяных месторождений являются одним из основных проектных документов, по которым разрабатывается большинство месторождений России (70 %).

Технологические схемы разработки составляются для запасов категорий А, В, С₁ и С₂. В технологической схеме разработки обосновываются:

– адресная геолого-промысловая модель (статическая);

– выбор способов и агентов воздействия на пласты;

– порядок ввода объектов в разработку;

– способы и режимы эксплуатации скважин;

– уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

– вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

– вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов, показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи 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) и 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;

– объемы и виды работ по доразведке месторождения;

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

В технологических схемах рассматривается не менее 3–5 вариантов. Технико-экономические расчеты проводятся на период 20–30 лет ежегодно, затем по 5- и далее по 10 леткам до конца разработки. Технологическая схема – проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения.

Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.

В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С₂), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.

Кроме основного фонда эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку основным фондом и выявлены в ходе реализации проектных решений. Число резервных скважин может составлять 10–25 до 30 % в зависимости от прерывистости пластов, плотности сетки основного фонда и т.д.

4.6. Основное содержание проекта разработки
нефтяного месторождения

Проект разработки – основной проектный документ. Он составляется обычно после разбуривания 70 % основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. По сравнению с технологической схемой характеризуется большей глубиной проработки отдельных вопросов.

В проектах разработки дается обоснование системы разработки, норм отбора нефти и жидкости, системы регулирования разработки; программы и объем исследовательских работ, в том числе по контролю за разработкой. Выполняются анализ разработки месторождения и расчет показателей разработки на перспективный период.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие: структуру остаточных запасов нефти; показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров. Они предусматриваются для замены скважин, фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу. Предусматривается резервный фонд скважин до 10 %. Если в технологических схемах рассматривается 3–5 вариантов разработки, то в проектах разработки – два варианта. Первый – существующий, при сложившейся системе разработки, во втором рассматриваются мероприятия по её улучшению, с применением новых методов, новых технологий, предусматривающих дополнительное воздействие, внедрение геолого-технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта и в целом на залежь. Приводится экономическое обоснование вариантов разработки.

4.7. Уточненные проекты разработки
нефтяного месторождения

Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80 %) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.

В проектных документах на разработку обосновываются:

– выделение эксплуатационных объектов;

– системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

– выбор способов и агентов воздействия на пласты;

– порядок ввода объекта в разработку;

– способы и режимы эксплуатации скважин;

– вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

– вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами 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 подготовке продукции скважин;

– требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

– специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;

– объемы и виды работ по доразведке месторождения;

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

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются приводить дополнительные материалы, отражающие:

– структуру остаточных запасов нефти;

–показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

– обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

4.8. Основные задачи и содержание авторского
надзора за разработкой нефтяных месторождений

Авторский надзор ведут авторы проектных документов по разработке нефтяных месторождений. Как правило, это территориальные научно-исследовательские и проектные институты нефтяной промышленности (НИПИнефть).

В авторском надзоре контролируются:

– степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений (вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти);

– степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин, анализируются объемы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

Рекомендации по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского контроля могут содержать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их местоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.

4.9. Охрана недр при разработке нефтяных
и газовых месторождений

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр, т.е. наиболее эффективным способом, с минимальными потерями.

Охрана недр регламентируется «Правилами охраны недр». Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ «О недрах», Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Положения о лицензировании деятельности по производству маркшейдерских работ, Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре РФ.

Контроль за выполнением «Правил охраны недр» возложен на Госгортехнадзор РФ и его территориальные органы.

В соответствии с этими правилами пользователь недр обязан обеспечить:

– соблюдение требований законодательства, а также утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ;

– соблюдение требований технических проектов, недопущение разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;

– обеспечение полноты геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр;

– обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

– достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

– ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность;

– безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами;

– сохранность разведочных скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке скважин, не подлежащих использованию;

– охрана месторождений от обводнения и загазованности, других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

– предотвращение загрязнения недр при сбросе сточных вод.

Не допускается составление проектной документации по выборочной отработке наиболее богатых или находящихся в более благоприятных горно-геологических условиях участков месторождения, пластов и залежей, приводящей к снижению качества остающихся балансовых запасов, их разукрупнению и истощению месторождения, вследствие которых содержащиеся в них запасы полезных ископаемых могут утратить промышленное значение и оказаться потерянными.

В разделе приводятся возможные источники опасности для сохранности недр и даются рекомендации по предотвращению этих опасностей.

Так, в процессе проходки и строительства скважин предлагается осуществлять меры по предотвращению открытого фонтанирования, обвалов ствола скважины. Нефтяные и водоносные интервалы в скважинах необходимо надежно изолировать друг от друга, обеспечивать герметичность колонн и высокое качество их цементирования.

К процессу бурения скважин предъявляются следующие основные требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращение:

– заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами;

– аварийного фонтанирования;

– образование грифонов;

– возникновение зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др.

Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

С целью предотвращения обводнения продуктивных пластов, исключения возможности вертикальных межпластовых перетоков флюидов, охраны пресных подземных вод от загрязнения предусматривается цементирование до устья эксплуатационной колонны, кондуктора и направления добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин).

Разработка и эксплуатация любого месторождения углеводородов ведется на основании утверждённых технологических документов (технологическая схема, проект разработки, авторский надзор и др.). Для соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин составляют технологические режимы работы скважин, объекта или месторождения в целом. В технологических документах при разработке нефтяных и газовых месторождений предусмотрены мероприятия по охране недр, атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия на них производств буровых и добывающих предприятий.

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр. Охрана недр регламентируется «Правилами охраны недр». Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ «О недрах» и другими документами.

При пользовании недрами осуществляется систематический контроль за состоянием окружающей среды и выполнением природоохранных мероприятий. Контроль осуществляется в пределах горного отвода.

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1334; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!