VII. Требования к разработке месторождений нефти и газа

99. Скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины).

Скважины, бурящиеся на месторождениях для уточнения запасов нефти и газа и сбора необходимых для проектирования разработки исходных данных, относятся к категории разведочных.

Выбор конструкции, оборудования, количество, размещение, очередность бурения, порядок ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации, пробной эксплуатации, назначение скважин всех категорий, перевод их из одной категории в другую, объем проводимых в скважинах исследований, а также иные параметры, способы и режимы определяются проектной документацией.

100. Для имеющего промышленное значение месторождения (залежи) нефти и газа по данным разведочного бурения, геологических, геофизических маркшейдерских работ, испытаний и исследований устанавливаются:

- литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные характеристики продуктивных пластов, закономерности их литологической изменчивости по площади и разрезу;

- гипсометрическое положение контактов газ - нефть - вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;

- начальные значения пластовых давлений и температур нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

- значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

- физико-химические свойства пород-покрышек, а также нефти, газа, конденсата и воды в пластовых и стандартных условиях;

- геомеханические, геодинамические, гидрогеологические и геокриологические (при наличии многолетнемерзлых пород) характеристики месторождения и прилегающих районов;

- дебиты нефти, газа, конденсата и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;

- запасы нефти, газа, конденсата и попутных полезных компонентов.

101. С целью получения данных для подсчета запасов и составления проектной документации при разработке месторождений нефти и газа в разведочной скважине проводится комплекс исследовательских работ по изучению разреза пород, слагающих месторождение, опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

При опробовании вскрытых пластов устанавливается их нефтегазонасыщенность путем отбора проб содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава жидкостей и газов. Пробная откачка нефти и газа из скважин не превышает три месяца.

При испытании вскрытых пластов устанавливаются начальные пластовые давления, температуры и положения контактов газ - нефть - вода; продуктивные и геолого-физические характеристики пластов; состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Передача разведочных скважин в эксплуатацию без проведения указанных работ не допускается.

При пробной эксплуатации разведочных скважин уточняются добывные возможности скважин, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов, эксплуатационные характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т.п.) и изменения этих параметров во времени.

Пробная эксплуатация разведочной скважины осуществляется в соответствии с годовыми планами (годовыми программами работ). Период пробной эксплуатации разведочной скважины не превышает одного года.

102. Эксплуатационный объект (выемочная единица) включает продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты объединяются в один эксплуатационный объект разработки на основании близких литологических характеристик и коллекторских свойств горных пород, физико-химических свойств и состава насыщающих их флюидов, пластовых давлений.

103. На крупных месторождениях (залежах) нефти и газа с целью уточнения геофизических, добывных и других характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов допускается выделение участков (эксплуатационных объектов) для проведения пробной эксплуатации, а для уточнения целесообразности применения технологий, ранее не применявшихся на месторождениях (залежах) - аналогах, допускается выделение участков (эксплуатационных объектов) для проведения опытно-промышленной разработки. Период пробной эксплуатации не превышает трех лет, а опытно-промышленной разработки не превышает пяти лет.

Характер и объемы исследований, объемы добычи, порядок и сроки производства работ при пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработке эксплуатационного объекта обосновываются проектной документацией и устанавливаются годовыми программами работ.

При пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработке обеспечивается сохранность и качество запасов всего месторождения.

104. Пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускается остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% от эксплуатационного фонда.

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины, включенные в него в текущем году.

105. Проектом на строительство скважины обосновывается качественное вскрытие продуктивных пластов, крепление и надежность скважины, выполнение проектных решений, а также способ проходки, параметры бурового раствора, технологические параметры и режимы бурения, геофизические исследования и другие параметры, позволяющие обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Строительство скважины осуществляется с проведением комплекса маркшейдерских и геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устья и забоя скважины их проектным положениям.

При вскрытии продуктивного пласта при бурении обеспечивается максимально возможное сохранение естественного состояния призабойной зоны, предотвращающее ее загрязнение, разрушение.

106. Конструкция эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения реализации проектных способов и режимов эксплуатации скважин, создания необходимых депрессий и регрессий на пласт.

Конструкция обсадных колонн эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения монтажа, демонтажа и длительной эксплуатации скважинного оборудования, установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств. Не допускается уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны снизу вверх.

При цементировании обсадных колонн обеспечивается:

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

- проектная высота подъема тампонажного раствора;

- надежность цементного камня за обсадными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

- создание проектных депрессий и регрессий на пласт без нарушения целостности цементного камня;

- предотвращение проникновения твердой и жидкой фаз цементного раствора в продуктивный пласт.

Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.

107. Освоение скважины включает вызов притока жидкости (газа) из пласта или опробование закачкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.

При освоении скважины обеспечивается сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной колонной, а также реализация мероприятий по предотвращению деформации эксплуатационной колонны, прорывов пластовых вод, газа из газовой шапки, открытых нефтегазоводопроявлений, снижения проницаемости призабойной зоны, загрязнения окружающей среды и других негативных явлений.

108. К текущему ремонту скважины относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой с обеспечением заданного технологического режима работы оборудования, изменением режимов работы и сменой оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина, солей и иных отложений и др.

К капитальному ремонту скважины относятся работы, связанные с изменением эксплуатационного объекта, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности цементного камня, обсадной колонны и устранением ее деформаций, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими сложными работами в стволе скважины.

При производстве ремонтных работ в скважине не допускается применения рабочих жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта. Оборудование устья и ствола скважины, плотность рабочих жидкостей выбираются исходя из предупреждения открытых нефтегазоводопроявлений.

109. Скважины, выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации в установленном порядке.

110. Регулирование процесса разработки залежей нефти и газа включает целенаправленное создание, поддержание и изменение условий, обеспечивающих рациональную разработку продуктивных пластов и оптимальных уровней извлечения нефти и газа в соответствии с принятыми проектными решениями.

Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования процесса разработки осуществляются при составлении годовой программы работ.

111. Уровень годовой добычи нефти и газа определяется проектным документом на разработку месторождения.

Уровни добычи для проектов пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки устанавливаются в соответствии с фактически достигаемыми.

Допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и газа от проектной в соответствии с приложением к настоящим Правилам.

112. Технологический режим работы добывающих скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется параметрами:

- пластовым, забойным и устьевым давлениями;

- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы и др.

Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважины принимается исходя из условий проведения комплекса исследований (индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.). Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных исследований, не допускается.

113. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной допускается при наличии сменного внутрискважинного оборудования, обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов.

114. Воздействие на залежь нефти и газа включает комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на реализацию проектных решений, создание благоприятных условий для вытеснения нефти и газа из пород-коллекторов к забоям добывающих скважин с целью интенсификации добычи и увеличения уровня извлечения нефти и газа из пластов, устанавливаемых в годовой программе работ. Выбор метода воздействия, технология его осуществления, а также мероприятия по контролю и регулированию этих процессов обосновываются в проектной документации. Учет закачки на эксплуатационном объекте вытесняющих агентов и добычи нефти и газа за счет применения методов воздействия ведется по каждому применяемому методу.

Воздействие на призабойную зону пласта (химическое, физическое, термическое) обеспечивает изменение 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 улучшения охвата пластов воздействием.

115. Система поддержания пластового давления реализуется в соответствии с проектной документацией и включает:

- закачку рабочего агента в продуктивные пласты и обеспечение давления его нагнетания по скважинам, участкам, эксплуатационным объектам;

- подготовку рабочего агента (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, сероводорода и микроорганизмов);

- замеры рабочего давления и приемистости каждой скважины и периодический контроль качества рабочего агента.

Физико-химические свойства рабочего агента, закачиваемого в пласт, выбираются исходя из обеспечения продолжительной устойчивой приемистости пласта и высокой отмывающей способности рабочего агента, сохранения или улучшения начальных свойств нефти и газа.

При закачке в пласты сточных вод или других коррозионно-агрессивных рабочих агентов обсадные колонны скважин и другое эксплуатационное оборудование защищается ингибиторами или коррозионно-стойким покрытием.

При закачке в продуктивные пласты растворов химических реагентов не допускается образование твердых осадков и других непроницаемых экранов, если такое создание не предусмотрено проектной документацией.

Конструкция нагнетательной скважины выбирается исходя из обеспечения надежного разобщения пластов и объектов разработки и возможности проведения ремонтных работ и исследований.

Технологический режим работы нагнетательной скважины характеризуется параметрами:

- пластовым, забойным и устьевым давлениями;

- приемистостью скважины и количеством механических примесей и нефти в закачиваемом агенте;

- типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы и др.

Объемы работ по поддержанию пластового давления устанавливаются в годовой программе работ.

116. С целью изучения текущего состояния разработки, изучения причин отклонения (при наличии отклонений) фактических технико-экономических показателей от проектных и совершенствования систем разработки, повышения их эффективности и увеличения уровня извлечения нефти и газа, а также в целях обобщения опыта разработки месторождений пользователем недр осуществляется систематический контроль за разработкой месторождения нефти и газа. Результаты контроля за разработкой месторождения ежегодно анализируются и соответствующий анализ утверждается руководителем организации.

При эксплуатации добывающей скважины осуществляются систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя, эксплуатационной колонны, заколонного пространства, работы оборудования, соответствия параметров работы скважины установленному режиму, получения иной исходной информации, необходимой для оптимизации технологического процесса работы скважин.

Первичные материалы исследований (на бумажных и магнитных носителях) сохраняются на протяжении периода эксплуатации скважины (исключая эхограммы и динамограммы, которые сохраняются три года), а сведения о работе скважины (ремонтах, межремонтных периодах, технико-экономической эффективности работы и др.) помещаются в дело скважины.

117. Деятельность по разработке месторождения нефти и газа документируется с составлением первичной, сводной и обобщающей документации, сохраняемой на период разработки месторождения.

Первичная документация содержит данные измерений и исследований скважин, технологических процессов добычи нефти и газа, их влияния на окружающую среду, включая описание кернового материала, результаты лабораторных исследований нефти и газа, воды, данные определения коллекторских свойств и других параметров горных пород, литолого-фациальных исследований пластов, замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов, деформаций земной поверхности, сведения о работе скважин, работ по воздействию на призабойную зону, гидродинамических и геофизических исследований скважин, контроля за разработкой месторождения, результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке, о перфорации скважин, иные данные.

Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации. К основным сводным документам относятся дело скважины, технологические режимы, сводные ведомости по отбору нефти и газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины, деформациям земной поверхности и др.

Обобщающая документация содержит обработанную информацию, содержащуюся в первичной и сводной документации по укрупненным объектам и показателям. К основным обобщающим документам относятся анализы состояния разработки месторождения, геологические отчеты, отчеты по состоянию и движению фонда скважин, наблюдения за состоянием горного отвода, геологические профили и карты.