II. Требования к разработке месторождений теплоэнергетических вод

II. Требования к разработке месторождений

теплоэнергетических вод

5. В проектную документацию на разработку месторождений теплоэнергетических вод включаются обоснования и технические решения, обеспечивающие максимальное извлечение и комплексное использование запасов теплоэнергетических вод и попутных полезных компонентов при оптимальных технико-экономических показателях с учетом требований по охране недр и окружающей среды. В необходимых случаях осуществляется экспертиза охраны недр.

6. По производительности водозаборов, исходя из дебита одной скважины, месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

- малодебитные - менее 1000 м3/сут.;

- среднедебитные - 1000 - 3000 м3/сут.;

- высокодебитные - более 3000 м3/сут.

7. По величине избыточных давлений (МПа) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

- низконапорные - менее 0,20;

- напорные - 0,20 - 1,00;

- высоконапорные - более 1,00.

8. По величине теплоэнергетической мощности (ГДж/с) водозаборов месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

- малой теплоэнергетической мощности - менее 0,01;

- средней теплоэнергетической мощности - 0,01 - 0,05;

- высокой теплоэнергетической мощности - 0,05 - 0,1;

- сверхвысокой теплоэнергетической мощности - более 0,1.

9. По температуре флюида на устье скважин (град. С) месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

- низкопотенциальные - до 70;

- среднепотенциальные - 70 - 100;

- высокопотенциальные (перегретые) - более 100.

10. По величине минерализации (г/л) воды месторождения теплоэнергетических вод подразделяются на:

- пресные - до 1;

- солоноватые - 1 - 10;

- соленые - 10 - 35;

- рассольные - более 35.

11. По величине концентрации водородных ионов (рН) воды месторождений теплоэнергетических вод подразделяются на:

- кислые - 0 - 6,8;

- нейтральные - 6,8 - 7,2;

- слабощелочные - 7,2 - 8,5;

- щелочные - > 8,5.

12. По составу растворенного газа воды месторождений теплоэнергетических вод подразделяются на:

- сероводородные;

- сероводородно-углекислые;

- углекислые;

- азотно-углекислые;

- азотные;

- азотно-метановые;

- метановые.

13. Проект разработки месторождения теплоэнергетических вод (далее - проект разработки) включает:

- исходные геолого-промысловые данные, полученные в процессе поисково-разведочных работ и опытной эксплуатации скважин, включая общие сведения о районе, физико-географических и климатических условиях, краткие сведения о геологической изученности месторождения, краткую стратиграфию, с указанием водоносных горизонтов, тектоническое строение района и месторождения, гидрогеологическую характеристику месторождения, краткую физико-литологическую и теплофизическую характеристику продуктивных горизонтов, результаты опробования и исследования скважин, данные о запасах теплоэнергетических вод, результаты опытно-промышленной разработки, данные о физико-химических свойствах теплоэнергетической воды, растворенных и свободно выделяющихся газах;

- обоснование уточненных границ горного отвода системы разработки, уровней годовой добычи, технологического режима работы скважин, нормативов потерь, рационального использования вод в процессе эксплуатации, целесообразности поддержания пластового давления, определение числа эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважин, рекомендации по доразведке месторождения, выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин, метода вскрытия пласта и интенсификации добычи воды, конструкции скважин, расчет изменения пластового, забойного и устьевого давления, температуры и состава воды по годам разработки, условий солеотложения и борьбы с ним, обоснование сроков ввода и местоположения промысловых сооружений, методы защиты оборудования от коррозии, основные положения и рекомендации по обустройству наземных сооружений, обоснование извлечения попутных полезных компонентов, имеющих промышленное значение (йод, бром, бор, литий, стронций и др.);

- обоснование системы и места сброса отработанных вод;

- программу и объем работ по исследованию скважин и контролю за разработкой;

- исходные данные для составления проекта обустройства промысла теплоэнергетических вод;

- обоснования и технические решения по учету добычи полезных ископаемых, составу геологической и маркшейдерской служб и обязательной геологической и маркшейдерской документации;

- рекультивации нарушенных при пользовании участками недр земель, охране окружающей среды от вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами.

14. В проект разработки включаются графические материалы:

- карта разработки по вариантам;

- принципиальная схема сброса воды и наземного обустройства месторождения;

- принципиальная схема обработки (подготовки) воды;

- маркшейдерские планы;

- геологические и структурные карты, профили, геолого-геофизические разрезы.

15. Уточнение технологических параметров разработки месторождений теплоэнергетических вод, нормативов потерь, мероприятий по охране недр и др. осуществляется при составлении годовых планов развития горных работ (годовых программ работ), согласованных с органами Госгортехнадзора России.

16. Разработка месторождения теплоэнергетических вод с отступлениями от утвержденных в установленном порядке проектной документации и годовой программы работ не допускается.

17. Наблюдения за разрабатываемыми пластами осуществляются в эксплуатационных и наблюдательных скважинах в различных частях месторождения и включают наблюдения за изменением дебитов, пластового и забойного давлений, температур и химического состава вод каждого пласта, режима работы по каждому пласту, выноса песка, выделения растворенных газов; раздельный учет добываемой воды.

18. После вызова притока и трехкратной смены пластовых вод по стволу скважины проводится комплекс гидрогеологических исследований объектов опробования.

19. В процессе исследований используется аппаратура и оборудование, применяемые при испытании нефтяных и газовых скважин, а также специальная гидрогеологическая аппаратура, предназначенная для исследования при высоких температурах.

20. В скважинах производятся систематические отборы (не реже двух раз в год) устьевых и глубинных проб воды и растворенного в ней газа.

21. Замер дебитов производится с помощью емкостей, водомерных счетчиков, глубинных расходомеров (дебитомеров). Эксплуатация скважин без замера давления, дебита, температуры воды не допускается.

22. Допускается использование, при условии их исправного технического состояния, разведочных и бывших эксплуатационных скважин на нефть и газ.

23. Комплекс наблюдений за разработкой месторождения теплоэнергетических вод включает систематические замеры давлений, температур и дебитов скважин, изучение химических свойств воды и газового состава, условий и характера солеотложений, изменения свойств добываемой воды, ее количества и качества, содержания в воде механических примесей, определение агрессивных свойств воды, наблюдение за герметичностью заколонного пространства.

24. Результаты наблюдений обобщаются, анализируются и используются при построении карт изобар, изотерм, карт дебитов, минерализации и др. По полученным результатам периодически уточняются:

- фактическое перераспределение давлений, дебитов;

- изменение температуры, химического состава и минерализации воды;

- расчетная схема пласта и гидродинамические параметры;

- эксплуатационные запасы воды;

- взаимодействие между участками и отдельными объектами эксплуатации месторождения;

- технологические режимы работы скважин;

- агрессивные и солеотлагающие свойства воды и меры борьбы с коррозией и солеотложением;

- изменение концентрации различных веществ;

- газосодержание (газовый фактор, м3/м3).

25. Контроль за разработкой месторождения осуществляется пользователем недр путем систематического анализа хода разработки на основе комплексных исследований по установлению оптимальных показателей добычи, улучшению качества воды, повышению эффективности использования ее теплоэнергетического потенциала, по борьбе с солеотложением и коррозией, с учетом требований охраны недр и окружающей среды. При необходимости осуществляется экспертиза охраны недр.

26. Периодичность измерения давлений предусматривается проектом разработки. Давление измеряется по периодам, зависящим от темпа отбора воды. Периодичность измерения давлений определяется точностью применяемых на предприятии приборов по замеру давлений. Падение давления между периодами измерения выбирается исходя из превышения точности прибора не менее чем в два раза. Замеры пластовых давлений, температур, определение герметичности колонны, отбор глубинных проб воды проводятся во время остановок скважин на ремонт, профилактический осмотр осуществляется не менее чем один раз в год.

27. Для обеспечения условий проведения контрольно-измерительных работ скважины оборудуются:

- коренной задвижкой и тройником с двумя задвижками с колпаками (буферами), которые снабжаются отверстиями для вентиля высокого давления;

- по конструктивным особенностям фланца верхней задвижки изготавливается лубрикатор для проведения глубинных исследований;

- устья эксплуатационных и наблюдательных скважин оборудуются специальными мостками таким образом, чтобы имелась возможность подключения манометров и термометров или спуска глубинных приборов.

28. По скважинам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, контрольные измерения температуры, дебита производятся раздельно по пластам.