8. Авторский надзор за реализацией проектных технологических документов

8. Авторский надзор за реализацией проектных

технологических документов

86. Авторский надзор рекомендуется выполнять в целях контроля реализации проектных технологических документов, повышения эффективности проектных решений и надежности прогноза технологических показателей разработки.

В авторских надзорах допускаются следующие уточнения основных проектных решений:

- отмена фонда скважин на участках сокращения площади промышленной нефтеносности;

- увеличение фонда скважин на участках прироста площади месторождения;

- организация очагового заводнения на отдельных участках залежей, линзах;

- использование фонда скважин, выполнивших проектное назначение, на других эксплуатационных объектах путем перевода или бурения боковых стволов;

- выделение участков для испытания новых технологий, не предусмотренных проектным документом;

- уточнение видов и объемов применения методов повышения нефтеотдачи;

- корректировка программы доразведки и исследовательских работ;

- другие решения, не меняющие принципиальных положений проектного документа.

Авторский надзор выполняется в соответствии с техническим заданием пользователя недр.

Технологические показатели разработки в авторском надзоре прогнозируются сроком до трех лет.

На рассмотрение ЦКР Роснедра отчеты представляются под общим названием "Авторский надзор за реализацией проектного документа (далее в именительном падеже указывается вид действующего проектного документа)".

87. Отчет направляется на рассмотрение ЦКР Роснедра в двух экземплярах, к отчету прилагаются:

- протокол рассмотрения ЦКР Роснедра действующего проектного технологического документа;

- техническое задание пользователя недр;

- протокол рассмотрения работы на НТС организации - пользователя недр.

По результатам рассмотрения работы ЦКР Роснедра рекомендует пользователю недр составление нового проектного технологического документа.

88. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектного технологического документа рекомендуется структурировать следующим образом:

i. Введение

Во введении обосновывается цель выполнения работы.

Указываются следующие обязательные общие сведения:

- административное расположение месторождения;

- недропользователь участка недр (серия, номер, вид, срок действия лицензии);

- дата открытия месторождения и ввода его в разработку;

- данные о последнем проектном технологическом документе (организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения);

- условия пользования недрами в части проектирования разработки (на период действия последнего проектного технологического документа).

Приводятся сведения о результатах реализации действующего проектного технологического документа в объеме, необходимом для обоснования цели выполнения авторского надзора.

В заключение приводится ссылка на документы, в соответствии с которыми выполнен авторский надзор (рекомендации ЦКР Роснедра, техническое задание, другие документы).

ii. Геолого-физическая характеристика месторождения

Уточнение геологического строения залежей

В данном подразделе приводятся основные результаты уточнения геологического строения по результатам доразведки и разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа.

Рассматриваются эксплуатационные объекты, для которых требуется уточнение проектных решений и показателей разработки в связи с уточнением геологической основы, принятой при проектировании.

Анализируются следующие характерные геологические факторы:

- перевод запасов категории C2 в категорию C1;

- расширение (сокращение) контуров нефтеносности;

- выявление новых продуктивных залежей;

- неподтверждение геологических параметров (нефтенасыщенных толщин, проницаемости, нефтенасыщенности и т.д.), принятых при проектировании;

- другие факторы.

Детальность изложения материала должна быть достаточной для обоснования предлагаемых решений.

Необходимые карты (фрагменты карт) геологических параметров представляются в графических приложениях к отчету.

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов представляется в виде таблицы 10.

Запасы УВС

Сведения о запасах УВС представляются в таблицах 17 - 20.

Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало года, на дату представления авторского надзора на ЦКР Роснедра были переутверждены и отличаются от принятых при проектировании, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.

iii. Состояние разработки месторождения

1. Утвержденные технологические решения и показатели разработки

Представляется постановляющая часть протокола ЦКР Роснедра о рассмотрении последнего проектного технологического документа.

Приводятся результаты реализации проектных решений с даты утверждения последнего проектного технологического документа.

2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

Раздел состоит из следующих подразделов:

1) Фактические показатели разработки, где представлены и анализируются основные показатели разработки (табл. 24). В таблице приводятся данные по всем утвержденным эксплуатационным объектам и месторождению в целом.

2) Состояние реализации проектного фонда скважин. Состояние реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату выполнения работы приводятся в форме таблицы 26. Программа ввода в эксплуатацию неработающих скважин приводится в таблице 45.

3) Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов

Кратко характеризуется состояние разработки эксплуатационных объектов.

Характеризуются основные результаты реализации проектных решений за отчетный период. С использованием данных проектного технологического документа формулируются выводы по эффективности проектных решений.

Состояние пластового давления характеризуется по залежам, блокам, участкам эксплуатационного объекта, в зависимости от размеров залежей и реализуемых систем разработки.

В графических приложениях к отчету представляются карты изобар, карты текущего состояния разработки.

4) Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Сравнение проектных и фактических показателей проводится за срок действия последнего проектного технологического документа. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24.

На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды и другие).

Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и фактических показателей разработки.

Особое внимание необходимо обратить на оценку показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных (резкий рост обводненности, неподтверждение проектных дебитов скважин, внедрение новых методов и технологий и т.д.).

iv. Уточнение основных проектных решений

По эксплуатационным объектам и месторождению в целом формулируются предложения по уточнению проектных решений.

Уточненные схемы размещения скважин по соответствующим объектам (участкам) приводятся в графических приложениях (на картах эффективных нефтенасыщенных толщин).

v. Уточнение технологических показателей разработки

Динамика уточненных технологических показателей разработки представляется по месторождению и эксплуатационным объектам (табл. 43а, 43б).

vi. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

1. Сравнение проектных и фактических показателей применения методов

Сравнение проектных и фактических показателей применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи (виды, объемы, эффективность) проводится за срок действия последнего проектного технологического документа (табл. 34).

Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности применяемых методов анализируются.

2. Программа применения методов

В подразделе корректируется утвержденная программа работ по применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на расчетный период.

vii. Программа доразведки и исследовательских работ

В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным технологическим документом.

Раздел должен содержать:

- виды и объемы исследований по доразведке месторождения (бурение разведочных скважин, углубление эксплуатационных скважин и т.д.);

- объемы бурения скважин с отбором керна;

- виды стандартных и специальных исследований образцов керна;

- виды промысловых и гидродинамических исследований скважин, определение пластовых давлений и фильтрационных характеристик пластов;

- виды и объемы промыслово-геофизических исследований скважин (определение профиля притока, профиля приемистости, определение положения водонефтяного и газонефтяного контактов);

- определение физико-химических свойств нефти, газа и воды;

- гидропрослушивание и индикаторные исследования;

- обоснование сети наблюдательных, контрольных скважин;

- виды и объемы промысловых исследований.

Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки месторождения приводятся в таблице 44.

viii. Заключение

В заключении результаты выполненного авторского надзора излагаются по форме протокола рассмотрения работы ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

По каждому пункту отмечаются отличия от протокола принятия последнего проектного технологического документа.