оглядова карта району з нанесеними нафтовими, нафтогазовими, газовими та газоконденсатними родовищами і нафтопроводами, газопроводами, конденсатопроводами;
структурні карти по всіх продуктивних горизонтах із нанесенням пробурених опорних, параметричних, пошукових, розвідувальних свердловин;
поздовжні та поперечні профілі із нанесенням свердловин із зазначенням результатів геофізичних досліджень свердловин та результатів випробувань;
структурні карти з нанесенням проектних експлуатаційних свердловин та пробурених параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин, що використовуються як видобувні, за варіантами;
основні показники дослідно-промислової розробки за варіантами.
31. Проект промислової розробки повинен складатись із розділів:
Роздiл І "Вихідні геолого-промислові дані" має містити:
короткі відомості про геологічну вивченість і розвідку родовища із зазначенням кількості пробурених свердловин та їх технічних характеристик;
стратиграфію з вказівкою продуктивних горизонтів;
тектонічну будову родовища;
фізико-літологічну характеристику продуктивних горизонтів;
результати випробувань та пробної експлуатації свердловин;
результати дослідно-промислової розробки родовища;
дані щодо повного складу нафти, газу і конденсату із зазначенням їх фракційного складу, вмісту сірки, парафіну, смол (у нафті), гелію, сірководню, вугільної кислоти, конденсату, а також в’язкості нафти в пластових умовах;
обґрунтування контурів нафтоносності, газоносності, контактів нафта-вода, газ-вода, газ-нафта по покладах, дані щодо запасів нафти, газу і конденсату з виділенням запасів нафти і газу покладів (об’єктів), що рекомендуються до введення в розробку;
обґрунтування вихідних параметрів пласта і свердловин (пористість, проникність, запаси нафти, газу, конденсату, можливих робочих дебітів свердловин тощо);
гідрогеологічну характеристику і режим покладів;
рекомендації щодо подальшої розвідки родовищ (покладів).
Роздiл ІІ "Обґрунтування системи розробки, обсягів вилучення і раціонального використання нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, регулювання процесу розробки" має містити:
обґрунтування та вибір системи розробки родовища (покладу), виділення експлуатаційних об’єктів та порядок уведення їх в розробку;
визначення необхідної кількості експлуатаційних свердловин (у тому числі видобувних, нагнітальних, спостережних, п’єзометричних), їх місцеположення, черговість буріння, термін розбурювання родовища (покладу, об’єкта), а також кількість резервних свердловин;
основні вимоги до конструкцій і обладнання свердловин, до технології, техніки і повноти розкриття за товщиною продуктивних пластів, інтенсифікації видобутку вуглеводнів, а також до обробки привибійних зон;
обсяги видобутку і використання нафти, газу, конденсату та супутніх компонентів, а також води по роках і періодах за різних варіантів розробки і умов експлуатації свердловин; крім того, обсяги закачування агентів впливу (води, газу) для різних етапів розробки (у випадку застосування штучних методів впливу на поклад) для об’єкта загалом і в середньому на одну свердловину, а за суттєвої різниці характеристики різних частин об’єкта - для кожної частини окремо і в середньому на одну свердловину кожної частини об’єкта; для багатопластового об’єкта ці показники слід визначати для кожного пласта окремо;
проектний коефіцієнт вилучення нафти, газу і конденсату та видобувні запаси за різних умов розробки і експлуатації свердловин;
тривалість роботи свердловин і загальний термін розробки об’єкта;
вибір технологічного режиму роботи свердловин, спосіб експлуатації нафтових свердловин;
підвищення ефективності систем розробки, що реалізуються, заводненням, доцільність та особливості застосування фізико-хімічних, теплових та інших методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення:
критерії встановлення режиму роботи нагнітальних свердловин, вимоги до систем підтримання пластового тиску, якості агентів впливу, що використовуються;
розрахунок змін пластових, вибійних та устьових тисків, дебітів нафти, газу і конденсату, тиску на лінії нагнітання, а також терміни введення в дію і місцеположення необхідних промислових споруд, які забезпечують збирання, очищення і транспорт нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів до споживача;
температурний режим роботи свердловин, газозбірних мереж і наземних споруд;
техніко-економічні розрахунки і вибір рекомендованого варіанта розробки родовища (покладу, об’єкта);
принципові положення з облаштування промислу.
Роздiл ІІІ "Програма і обсяг дослідних робіт" має містити програму і обсяг дослідних робіт в процесі розбурювання і розробки родовища включно з контролем за розробкою і регулюванням її процесу, спрямованим на максимальне вилучення нафти, газу і конденсату з надр.
Роздiл IV "Оцінка впливу на навколишнє природне середовище" має включати загальні рекомендації з оцінки впливу на навколишнє природне середовище під час реалізації проекту розробки. Має бути охоплене питання щодо охорони надр і довкілля під час буріння і експлуатації свердловин, техніки безпеки, виробничо-санітарної та пожежної безпеки під час застосування методів підвищення вилучення нафти, газу, конденсату із пластів.
Роздiл V "Економічна оцінка ефективності проекту" має охоплювати економічну оцінку ефективності проекту. Для цього використовують метод проектного аналізу, за допомогою якого розраховують цінність проекту, яку визначають загалом як різницю позитивних результатів або вигод та негативних результатів чи витрат.
З метою оцінки економічної ефективності проекту визначають такі економічні показники:
дохід від реалізації продукції;
капітальні вкладення;
експлуатаційні витрати;
накопичений дисконтований потік готівки (чиста теперішня вартість проекту);
надходження коштів обов'язкових платежів (податків, зборів) до Державного бюджету України, що сплачуються відповідно до Податкового кодексу України;
норма рентабельності;
термін окупності проекту (термін повернення інвестицій, капіталу).
Розрахунок основних фінансових і економічних показників здійснюють з урахуванням вихідних технологічних показників проекту промислової розробки на весь проектний період: обсяги видобутку нафти, газу і конденсату, кількість експлуатаційних і нагнітальних свердловин, схеми облаштування родовища тощо.
Основними критеріями оцінки інвестицій (капітальних вкладень) у проекті є чиста теперішня вартість проекту і внутрішня норма рентабельності.
За необхідності виконують оцінку ризиків реалізації проекту з використанням методів чутливості проекту, побудови сценаріїв тощо.
32. До проекту промислової розробки додаються такі матеріали:
оглядова карта району з нанесеними нафтовими, нафтогазовими, газовими та газоконденсатними родовищами і нафтопроводами, газопроводами, конденсатопроводами;
структурні карти по всіх продуктивних горизонтах з нанесенням пробурених опорних, параметричних, пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин;
геолого-геофізичний розріз родовища;
поздовжні та поперечні профілі з нанесеними свердловинами, результатами геофізичних досліджень свердловин та результатами випробувань;
карти розробки за варіантами;
тривимірна активна комплексна геолого-геофізична модель родовища, об’єктів розробки з тривимірним, трифазним і композиційним, фільтраційним (гідродинамічним) математичним моделюванням процесів розробки (геолого-технічної моделі об’єктів розробки) на момент складання проекту промислової розробки (за наявності);
принципова схема газозбірних мереж з місцеположенням наземних споруд (групових установок, холодильних машин, компресорних станцій, установок з осушування та очищення газу);
принципова схема обробки нафти, газу та конденсату.
Х. Контроль за розробкою та регулювання розробки родовищ (покладів)
1.Система і порядок здійснення контролю за розробкою мають бути визначені в проекті розробки.
Контроль за розробкою родовища (покладу) здійснюється користувачем надрами або оператором (за наявності) за участю організації, що проектувала розробку, шляхом систематичного аналізу ходу розробки на основі регулярних вимірів і спостережень, а також комплексу досліджень, які проводяться на видобувних, спостережних, п’єзометричних, нагнітальних свердловинах.
Для контролю за реалізацією та ефективністю проектних рішень необхідно проводити авторський нагляд та аналіз поточного стану розробки родовища (покладу). Авторський нагляд здійснюється розробником проекту щороку.
Під час авторського нагляду використовують поточну геолого-промислову інформацію, отриману під час контролю за розробкою. Надаються рекомендації, спрямовані на можливість досягнення проектних показників, і наводяться аргументовані висновки щодо обсягів робіт і очікуваних показників розробки родовищ на наступні один-два роки. За необхідності обґрунтовуються пропозиції щодо проведення поглибленого аналізу розробки родовищ або внесення доповнень до проектів (технологічних схем) розробки.
2. Контроль за розробкою покладів нафти і газу здійснюється з метою:
оцінки ефективності прийнятої системи розробки покладу і ефективності впровадження технологічних заходів;
отримання інформації, необхідної для регулювання розробки і проектування заходів з її удосконалення;
оцінки виконання проектних рішень та необхідності корегування проектних технологічних документів.
3. У процесі контролю за розробкою традиційних вуглеводневих систем вивчають:
динаміку поточного і накопиченого видобутку (включаючи втрати і витрати) нафти, газу, конденсату, води з родовища (покладу) в цілому, з окремих об’єктів розробки (ділянок), кожної свердловини, а також нагнітання агента впливу в межах родовища (покладу), окремих ділянок;
охоплення запасів виробленням, характер поширення витиснювального агента в межах покладу, окремих пластів (пачок пластів), ділянок покладу з оцінкою ступеня охоплення пластів витісненням;
зміну насиченості продуктивних горизонтів пластовим флюїдом в часі та інтенсивність підтягування їх нафтогазоводяних контактів;
енергетичний стан покладів, динаміку і розподіл пластового й вибійного тисків у зонах відбору, нагнітання і буріння;
зміну коефіцієнтів продуктивності та приймальності свердловин;
характер дренування продуктивного розрізу;
зміну провідності пласта в районі діючих свердловин;
стан герметичності експлуатаційних колон, зв’язок продуктивного горизонту із сусідніми в розрізі горизонтами, наявність перетоків між ними, стан привибійної зони свердловин;
зміну фізико-хімічних властивостей нафти, газу, конденсату, води в пластових і поверхневих умовах під час розробки;
фактичну технологічну ефективність впроваджених заходів збільшення продуктивності свердловин.
4. У проектах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) з метою контролю за розробкою визначають види, обсяги, періодичність досліджень і вимірів, які дозволять однозначно охарактеризувати процес розробки покладу, роботу окремих свердловин.
5. Обов’язкові комплекси досліджень і вимірювань для контролю за розробкою мають охоплювати рівномірно всю площу об’єкта розробки, весь фонд свердловин відповідно до їх категорій та передбачати такі види робіт:
виміри пластового тиску в п’єзометричних, видобувних і нагнітальних свердловинах;
виміри устьових (динамічних, статичних) або вибійних тисків, дебітів рідини, газу та обводненості продукції видобувних свердловин;
виміри устьових (динамічних і статичних) тисків нагнітальних свердловин, об’ємів нагнітання агентів впливу;
гідрогазодинамічні дослідження видобувних і, за можливості, нагнітальних свердловин на стаціонарних і нестаціонарних режимах;
газоконденсатні дослідження;
дослідження з метою контролю за розміщенням ВНК, ГВК, ГНК, нафтогазонасиченості, технічного стану стовбура свердловини промислово-геофізичними методами;
відбирання і дослідження проб продукції свердловин: нафти, газу, конденсату, води;
спеціальні дослідження, передбачені технологічним проектним документом розробки родовища або після проведення робіт з інтенсифікації та капітального ремонту свердловин.
Періодичність досліджень і вимірів з метою контролю за розробкою повинна відповідати вимогам законодавства й рекомендаціям технологічного проектного документа на розробку родовища.
Не допускається введення в експлуатацію свердловин, якщо система збору та підготовки вуглеводнів на родовищі не забезпечує можливості індивідуального виміру дебіту рідини, газу, приймальності агента впливу, витрат реагентів.
6. Контроль за вторгненням пластових вод під час розробки родовищ традиційних вуглеводневих систем може здійснюватися за допомогою індикаторних, гідрохімічних, промислово-геофізичних і гідродинамічних методів.
Гідрохімічні методи оперативного контролю потребують систематичного спостереження за зміною вмісту характерних іонів у водах, що виносяться зі свердловин усього експлуатаційного фонду.
7. Комплекси спеціальних гідрогазодинамічних, індикаторних і промислово-геофізичних досліджень з метою контролю за розробкою родовищ нафти і газу розробляють спеціалізовані організації, установи та узгоджують з користувачем надрами.
Матеріали досліджень, пов’язані з контролем за розробкою родовищ (покладів), обов’язково зберігають протягом усього періоду їх розробки.
Контроль за розробкою родовищ рекомендовано здійснювати з використанням сучасних методів гідродинамічного моделювання.
8. Регулюванням процесу розробки родовищ (покладів) нафти і газу є цілеспрямоване підтримання та зміна умов їх розробки у межах прийнятих проектних рішень. Заходи щодо збільшення охоплення покладу методом впливу і збільшення повноти вилучення нафти і газу з пористого середовища називають роботами з регулювання процесу розробки.
9. До умов, що визначають раціональну розробку покладів (об’єктів) і експлуатацію свердловин з дотриманням вимог охорони навколишнього природного середовища, відносять:
розбурювання покладів сіткою свердловин, яка враховує фактичний розподіл фільтраційно-ємнісних характеристик колекторів у межах покладу;
допустимий рівень вибійних тисків видобувних свердловин, який виключає зминання колон, порушення суцільності цементного каменю за експлуатаційною колоною, порушення скелета колектора, конусне та язикове обводнення;
оптимальні тиски на лінії нагнітання агентів впливу або на усті нагнітальних свердловин;
передбачені проектним документом способи експлуатації свердловин;
запроектовані заходи з метою регулювання розробки (відключення високообводнених або з високим газовим фактором пластів, перенесення фронту нагнітання, нестаціонарний вплив тощо);
допустиму швидкість фільтрації в присвердловинній зоні в умовах руйнування порід-колекторів, прориву витиснювальних агентів до вибоїв експлуатаційних свердловин через тріщини колекторів;
допустимі (граничні) дебіти свердловин або депресії в умовах утворення водяних або газових конусів, піщаних пробок, накопичення рідини на вибої, розробки порово-тріщинуватого колектора;
допустимий (граничний) максимальний газовий фактор свердловин в умовах газової або газоводяної репресії на пласт;
допустиме зниження пластового тиску в покладах, де здійснюється частковий сайклінг-процес.
10. До основних методів і заходів регулювання розробки відносяться:
зміна режимів роботи видобувних свердловин: збільшення чи обмеження відборів рідини, газу, відключення високообводнених свердловин, свердловин з проривами вільного газу, форсований відбір рідини, періодична зміна відбору флюїдів із свердловин;
зміна режимів роботи нагнітальних свердловин: збільшення чи обмеження нагнітання робочого агента, витрат реагентів, підвищення тиску нагнітання тощо;
збільшення гідрогазодинамічної досконалості свердловин: додаткова перфорація, різні методи впливу на присвердловинну зону пласта тощо;
ізоляція чи обмеження припливу супутньо-пластової води у свердловинах, різні способи цементних заливок, створення різних екранів, застосування хімічних реагентів тощо;
вирівнювання профілю припливу рідини, газу, поглинання агентів впливу (селективна закупорка за допомогою хімічних реагентів і механічних добавок, нагнітання інертних газів, загущеної води тощо);
одночасно-роздільна експлуатація свердловин і одночасно-роздільне нагнітання агентів впливу;
зміна напрямків фільтраційних потоків;
осередкове нагнітання агентів впливу;
перенесення фронту нагнітання;
буріння резервних видобувних і нагнітальних свердловин.
11. Комплекс рекомендованих за результатами гідродинамічного моделювання заходів з регулювання процесу розробки проводять із застосуванням обладнання і методів контролю, що дає змогу оцінити їх ефективність і уточнити під час проведення авторського нагляду.
12. Планування (складання обґрунтування геолого-технічних та організаційних заходів) і реалізацію комплексу заходів з метою регулювання процесу розробки здійснює користувач надрами з урахуванням рекомендацій спеціалізованих організацій, установ, які є авторами проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів).
За пропозицією спеціалізованих організацій, установ з метою підвищення ефективності розробки нафтових, газових та газоконденсатних покладів допускається короткострокове (не більше одного року) проведення промислових експериментів з випробування методів регулювання процесу розробки.
XІ. Підтримання пластового тиску та вплив на поклади
1. На поклади вуглеводнів, привибійну зону свердловини впливають заходи, спрямовані на підвищення темпів розробки родовищ і збільшення вилучення нафти, газу і конденсату з пластів, зокрема підтримання пластового тиску нагнітанням через спеціальні свердловини агентів впливу і введення додаткових видів енергії.
2. Об’єктом впливу можуть бути нафтові, газонафтові, нафтогазові, газоконденсатні, газові родовища (поклади), привибійна зона свердловин.
3. Методи впливу на поклади вуглеводнів (експлуатаційні об’єкти) умовно поділяють на:
фізико-гідрогазодинамічні;
фізико-хімічні;
теплові.
Можливі також різні комбінації цих методів.
4. До фізико-гідрогазодинамічних методів відносять методи, пов’язані з постійним або періодичним нагнітанням у пласти прісної чи пластової і промислової стічних вод, газу або їх суміші.
Залежно від геолого-фізичних характеристик, форм і розмірів покладів, їх початкового чи поточного стану застосовують різні системи заводнення: законтурне, приконтурне, внутрішньоконтурне, площове, осередкове, вибіркове, та різні форми їх комбінацій.
5. До фізико-хімічних методів впливу відносять методи, пов’язані з нагнітанням у пласти водних розчинів поверхнево-активних речовин та вуглеводневих і невуглеводневих газів, газоводовуглеводневих сумішей.
6. До методів теплового впливу на нафтові поклади відносять: нагнітання гарячої води, пари, повітря і різні модифікації внутрішньопластового горіння.
7. У реальних умовах нафтового, нафтогазового (газонафтового) покладів можна застосувати комбінований вплив фізико-гідрогазодинамічних, фізико-хімічних або гідродинамічних і теплових методів.
Підтримання пластового тиску під час розробки газоконденсатних покладів може здійснюватись постійним або періодичним (циклічним) нагнітанням у пласти вуглеводневих і невуглеводневих газів, води.
8. Вибір методу впливу на поклад або комбінації методів, технології їх здійснення, методи контролю і регулювання обґрунтовуються у проектах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) залежно від геолого-фізичної характеристики колекторів і флюїдів, що їх насичують, глибини і характеру залягання пластів тощо.
9. Ефективність застосованих методів впливу на поклад визначає автор проектних документів на розробку родовищ на основі даних, наданих користувачем надрами або оператором (за його наявності).
Аналіз ефективності методів впливу на поклад наводять у щорічному звіті про авторський нагляд за впровадженням проектних рішень.
10. Основні методи впливу на привибійну зону свердловини визначають у проекті (технологічній схемі), звітах за результатами авторського нагляду і аналізу розробки родовища (покладу).
Технологію і періодичність проведення робіт із метою впливу на привибійну зону свердловини обґрунтовує користувач надрами або оператор (за його наявності) відповідно до рекомендацій проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу) та на основі техніко-економічної оцінки їх ефективності.
11. Роботи з метою впливу на привибійну зону пласта здійснюються відповідно до спеціальних планів, які затверджує користувач надр.
12. Під час планування і здійснення робіт з впливу на привибійну зону свердловини належить керуватись:
діючими нормативно-технічними документами для окремих видів впливу на привибійну зону свердловини;
Правилами безпеки в нафтогазодобувній промисловості України, затвердженими наказом Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 06 травня 2008 року № 95 (далі - правила безпеки в нафтогазовидобувній промисловості);
вимогами законодавства з охорони навколишнього природного середовища.
13. Проведені роботи на кожній свердловині, де здійснюється вплив на привибійну зону, оформлюють спеціальним актом і заносять у справу свердловини.
14. Для проведення робіт з інтенсифікації видобутку на морських родовищах можуть слугувати спеціалізовані судна, укомплектовані спеціальним обладнанням для проведення таких робіт.
15. Системи підтримання пластового тиску можуть застосовувати на нафтових, нафтогазових, газонафтових, газоконденсатних покладах з метою підвищення темпів розробки і підвищення вилучення нафти, газу і конденсату методами, які базуються на використанні фізико-гідрогазодинамічного, фізико-хімічного, теплового впливу на поклади вуглеводнів.
16. Вибір системи підтримання пластового тиску, закачуваного агента впливу здійснюється за результатами комплексу лабораторних, експериментальних досліджень, аналізу геологічних, технологічних, технічних факторів, ресурсних можливостей та обґрунтовується у проекті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладів) за результатами техніко-економічних розрахунків.
17. Система підтримання пластового тиску в покладі має забезпечувати:
заплановані темпи видобування вуглеводнів і оптимальне їх вилучення з надр;
можливість зміни напрямків потоків флюїдів у пласті;
обсяги нагнітання агента впливу в експлуатаційні об’єкти (окремі продуктивні пласти) при заданому тиску нагнітання відповідно до проектів (технологічних схем) розробки родовища (покладу);
підготовку закачуваного агента впливу до кондицій (за складом, фізико-хімічними властивостями, вмістом механічних домішок, кисню, мікроорганізмів), які задовольняють вимоги проектів (технологічних схем) розробки родовищ (покладів);
можливість систематичних вимірів приймальності свердловин, контроль за якістю агента впливу, облік закачаного агента та його складових у кожну свердловину, в окремі пласти родовищ (покладів);
герметичність і надійність експлуатації обладнання, застосування замкнутого циклу підготовки закачуваного агента впливу;
можливість зміни режимів нагнітання агента впливу у свердловини, проведення гідравлічних розривів пластів і обробок привибійних зон з метою підвищення приймальності пластів, охоплення їх впливом, регулювання процесу витіснення нафти, вилучення газу, конденсату з окремих пластів, частин експлуатаційного об’єкта;
досягнення максимального коефіцієнта охоплення витісненням пластового газу сухим під час сайклінг-процесу;
охорону навколишнього природного середовища.
18. Потужності споруд систем підтримання пластового тиску мають забезпечувати максимальний проектний обсяг нагнітання агента впливу в межах кожного об’єкта розробки.
Проектування споруд системи підтримання пластового тиску має передбачати раціональне розміщення й централізацію технологічних об’єктів і трубопроводів на площі родовища з урахуванням рельєфу місцевості, кліматичних умов, використання нової техніки, блочно-комплектних конструкцій заводського виготовлення, автоматизацію основних технологічних процесів, максимальне скорочення капітальних і експлуатаційних витрат, надійний облік закачуваних у продуктивні пласти агентів впливу через кожну свердловину, забезпечення необхідних властивостей цього агента і контроль за його якістю.
19. Вибір системи фізико-хімічного впливу на поклади визначається кількістю і станом (структурою) залишкової нафти, станом пластової газоконденсатної системи, властивостями нафти й пластової води, фізико-літологічною характеристикою колектора, наявністю чи потребою матеріально-технічних засобів, їх якістю, характеристикою, вартістю, ціною нафти, конденсату, газу, експериментальними (лабораторними) і дослідно-промисловими роботами, детальним вивченням геологічної будови експлуатаційного об’єкта (пластів, прошарків), встановленими якісними та кількісними критеріями (тріщинуватість, структура покладу, наявність газової шапки, нафтової облямівки), нафтонасиченістю, газонасиченістю, активністю законтурної зони, в’язкістю нафти, вмістом конденсату в пластовому газі, жорсткістю і солоністю води, глинистістю колектора тощо.
Вибір методу фізико-хімічного впливу на поклади обґрунтовується у проекті дослідно-промислової розробки, проекті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу).
20. Система фізико-хімічного впливу на поклади має забезпечувати:
заплановані темпи видобутку вуглеводнів і ефективне їх вилучення з надр;
нагнітання запланованих агентів впливу в експлуатаційні об’єкти, окремі продуктивні пласти, ділянки, свердловини при заданому тиску нагнітання відповідно до технологічного проектного документа та технологічних режимів;
підготовку закачуваних розчинів (реагентів), газу до кондицій за складом, фізико-хімічними властивостями, визначеними в технологічних документах;
можливість систематичного контролю за складом, фізико-хімічними властивостями закачуваних розчинів, газу, обсягом нагнітання реагентів, розчину, газу в кожну свердловину, в окремі пласти, ділянки, об’єкти розробки;
герметичність і надійність експлуатації системи подачі газу, реагентів згідно з рецептурою, яку розроблено або запропоновано в проекті (технологічній схемі), герметичність системи нагнітання фізико-хімічних розчинів, газу;
можливість зміни режимів нагнітання реагентів, фізико-хімічних робочих розчинів у свердловині, проведення підземних і капітальних ремонтів, гідравлічних розривів пластів і обробки присвердловинної зони з метою підвищення приймальності пластів, охоплення їх фізико-хімічним впливом, регулювання процесу витіснення нафти (пластового газу при сайклінг-процесі), вилучення конденсату з окремих пластів, які входять до експлуатаційного об’єкта.
21. Потужності споруд системи фізико-хімічного впливу мають забезпечувати подачу проектної кількості реагентів і робочого фізико-хімічного агента (газу, розчину) в кожну нагнітальну свердловину, до кожного експлуатаційного об’єкта, блока чи ділянки покладу (родовища).
22. Проектування споруд системи фізико-хімічного впливу має передбачати раціональне розміщення і централізацію технологічних об’єктів, трубопроводів на площі родовища з урахуванням рельєфу місцевості та кліматичних умов, використання нової техніки, комплексних блочних конструкцій заводського виготовлення, автоматизацію основних технологічних процесів, дотримання нормативних капітальних та експлуатаційних витрат, передбачених у технологічному документі, облік агента впливу і його складових, що подаються в продуктивні пласти кожної свердловини, забезпечення контролю нагнітання у пласт робочого розчину (агента) із заданими фізико-хімічними властивостями.
23. Системи теплового впливу на нафтові поклади базуються на використанні тепла, поданого в пласт теплоносіями або генерованого у пласті внаслідок спричинених термохімічних окислювальних процесів і реакцій.
24. Системи теплового впливу обумовлені:
нагнітанням гарячої води;
нагнітанням пари або пароводяної суміші;
внутрішньопластовим горінням.
25. Застосування теплового впливу на пласт має супроводжуватися позитивними фізико-хімічними змінами в пластовій системі під час фільтрації пластових і закачуваних флюїдів, збільшенням темпів видобування нафти і кінцевого нафтовилучення. Створений внаслідок теплового впливу термогідродинамічний режим у пласті через зміну в’язкості флюїдів, їх реологічних властивостей, капілярних сил, сил адгезії (прилипання і зчеплення) має забезпечити збільшення коефіцієнтів витіснення нафти та фазової проникності за нафтою.
26. Фізико-хімічні властивості агентів підтримання пластового тиску повинні забезпечувати тривалу, стійку приймальність пласта, високу здатність вимивання нафти, конденсату, не погіршуючи фізико-хімічних властивостей нафти, конденсату, газу і фільтраційно-ємнісних характеристик пласта.
27. Агенти впливу за своїми властивостями мають бути сумісними з пластовою водою, породою колектора, нафтою і конденсатом, не спричиняти утворення осадів у свердловині, пласті та експлуатаційному обладнанні.
Вимоги до якості води, газу, що закачуються, визначаються у технологічних проектних документах, в яких допустимий вміст у воді, газі механічних і хімічних домішок, заліза в окисненій формі, нафтопродуктів, важких вуглеводнів, кисню, мікроорганізмів встановлюється з урахуванням колекторських властивостей, літологічної характеристики продуктивних пластів, розбухання глин, за результатами фільтраційних досліджень кернового матеріалу.
Конкретні способи, технологія очищення і підготовки агентів обґрунтовуються в проектах облаштування родовища та суворо дотримуються під час впливу на поклад.
28. Підготовка газу рециркуляції під час сайклінг-процесу здійснюється згідно з вимогами проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовищ газу.
29. Під час нагнітання в пласти стічних (промислових) вод або інших корозійно-агресивних агентів для захисту водоводів (агентопроводів), свердловинного та іншого експлуатаційного обладнання від корозії застосовуються захисні покриття, інгібітори корозії, герметизація затрубного простору тощо. Захист від корозії передбачається в проекті облаштування.
30. Нестабільні агенти, схильні до виділення і відкладення солей в спорудах систем впливу, в пласті й устаткуванні видобувних свердловин, перед нагнітанням у пласти обробляються інгібіторами солевідкладення.
31. Для приготування закачуваних у пласт водяних розчинів ПАР, кислот, лугів, полімерів (міцелярних розчинів) та інших хімічних реагентів використовується вода, яка не спричиняє деструкції реагентів і не утворює з ними сполук, схильних до випадіння в осад після контакту з пластовою водою, породою колектора і нафтою.
32. Вимоги до конструкції нагнітальних свердловин і технологій розкриття й освоєння пластів в них обґрунтовуються у проектах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) і визначаються у робочих проектах на влаштування свердловин.
Ці вимоги мають забезпечувати:
можливість нагнітання передбачених у проекті обсягів агента впливу та вживання геолого-технічних заходів при заданих робочих тисках;
максимальну фільтрувальну поверхню пласта, запроектовану приймальність і охоплення впливом усього розкритого продуктивного пласта;
проведення усіх видів досліджень з використанням відповідного устаткування, апаратури, приладів, інструментів;
надійне роз’єднання пластів і об’єктів розробки із застосуванням спеціального обладнання;
герметичність устя нагнітальних свердловин за умови коливання температур і тисків.
33. Освоєння свердловин під нагнітання агента впливу здійснюється згідно із планом, який затверджує користувач надрами.
34. Нагнітальні свердловини, що знаходяться в межах контуру нафтогазоносності, перед використанням для нагнітання можуть застосовуватись як видобувні з метою дослідження, дренування та очищення присвердловинної зони, створення сприятливих умов для охоплення впливом розкритого продуктивного розрізу згідно з порядком і у строки, передбачені в проекті (технологічній схемі) промислової розробки.
35. Нагнітальні свердловини освоюють такими методами:
промивка свердловин, з’єднаних з діючою кущовою насосною станцією, водою з додаванням поверхнево-активних речовин з наступним підключенням до водоводів з агентом впливу;
продувка свердловин газом високого тиску з наступним підключенням до газопроводу високого тиску і компресорної станції;
створення високої депресії на пласт в результаті зниження рівня рідини у стволі свердловини з подальшим підключенням свердловини до системи "водовід - кущова насосна станція";
періодичне нагнітання води під високим тиском і скид її внаслідок самовиливу;
прокачування у пласт води (газу) під тиском, що значно перевищує робочий тиск нагнітання.
36. У процесі освоєння та експлуатації нагнітальних свердловин проводиться комплекс досліджень з метою контролю за розробкою родовища (покладу), встановлення та перевірки виконання технологічного режиму роботи і технічного стану свердловин.
37. Під час експлуатації нагнітальних свердловин постійно контролюються їх приймальність, тиск нагнітання та охоплення пластів заводненням або закачуванням агента впливу за допомогою вибійних і поверхневих приладів.
38. Пластовий тиск, фільтраційні властивості пласта та коефіцієнти приймальності свердловин визначаються за результатами дослідження свердловин методами відновлення або падіння вибійного (устьового) тиску і усталених пробних закачувань у періоди освоєння і експлуатації свердловин.
39. Взаємодія свердловин і шляхи переміщення по пласту води, газу, що нагнітається, у разі необхідності вивчаються за динамікою складу продукції видобувних свердловин, зміною тиску на різних ділянках пласта гідропрослуховуванням, геофізичними методами, добавлянням у воду, що нагнітається, індикаторів і подальшим спостереженням за їх появою в продукції видобувних свердловин.
40. Ефективність заходів для регулювання нагнітання води, газу у розрізі експлуатаційного об’єкта оцінюється із застосуванням глибинних витратомірів методом радіоактивних ізотопів або високочутливих термометрів та інших методів. За результатами досліджень витратомірами, термометрами будуються профілі приймальності нагнітальних свердловин, вони зіставляються з профілями віддачі сусідніх видобувних свердловин, визначається коефіцієнт охоплення пласта заводненням, газовою репресією у свердловинах.
41. Герметичність обсадної колони і відсутність затрубної циркуляції в нагнітальних свердловинах визначаються шляхом аналізу устьових тисків, кривих відновлення устьового тиску, дослідженнями із застосуванням глибинних витратомірів, резистивіметрів, електротермометрів, радіоактивних ізотопів, інтервального опресування за допомогою пакера на трубах.
42. Періодичність і обсяг дослідних робіт у нагнітальних свердловинах встановлюються згідно із комплексом промислово-геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень та з урахуванням вимог проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу).
43. Для кожної нагнітальної свердловини ведеться документація, в якій систематично фіксуються всі показники її експлуатації, проведені геолого-технічні заходи, дослідження, ремонти, перевірки герметичності устя та експлуатаційної колони.
44. Норми нагнітання агента впливу в окремі свердловини сумарно мають складати обсяг нагнітання для експлуатаційного об’єкта загалом, встановлений проектом (технологічною схемою) промислової розробки.
Для великих за розмірами площ нафто- і газоносності та за значної загальної неоднорідності пласта норми нагнітання агента впливу встановлюються спочатку для груп нагнітальних свердловин, розміщених на окремих ділянках, потім - для окремих свердловин. За такого методу нормування нафто- і газоносна площі умовно поділяються на ділянки.
Розчленування площі на умовні ділянки виконується в проектах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) на основі детального вивчення будови пластів та з урахуванням можливої взаємодії нагнітальних і видобувних свердловин.
Норми нагнітання агента впливу в кожну групу нагнітальних свердловин встановлюються пропорційно прогнозованому в технологічному проектному документі сумарному відбору рідини, газу з видобувних свердловин відповідної ділянки. Сума норм нагнітання в нагнітальні свердловини кожної ділянки має складати норму нагнітання для ділянки, а сума останніх - норму нагнітання для об’єкта загалом.
45. Під час роздільного нагнітання агента впливу в пласти багатопластового об’єкта через самостійні системи нагнітальних свердловин норма для кожної із свердловин визначається, виходячи з норм нагнітання у пласт, розкритий такою системою свердловин.
46. Норми нагнітання агента для об’єктів розробки загалом і їх ділянок, елементів при площовій системі щороку встановлюються користувачем надрами або оператором (за наявності) відповідно до проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів), результатів аналізу розробки.
47. Норми нагнітання агента впливу для свердловин встановлюють раз на квартал і оформлюють у вигляді технологічного режиму експлуатації нагнітальних свердловин.
У цьому документі, крім обсягів нагнітання агента впливу, вказують тиски нагнітання і необхідні заходи для забезпечення встановлених норм. Технологічний режим експлуатації нагнітальних свердловин складає і затверджує користувач надрами або оператор (за наявності).
48. Залежно від прийнятої системи впливу в проекті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу) наводяться обґрунтування величин втрат агента, що нагнітається, за контур нафтоносності, газоносності (технологічних втрат) на кожний рік протягом усього строку нагнітання агента. Обсяги втрат систематично уточнюються промисловими дослідженнями.
49. Контроль за якістю закачуваного агента впливу здійснюється на усті нагнітальних свердловин під час їх роботи шляхом відбору проб цього агента та їх лабораторного аналізу з періодичністю, яку визначено в проекті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу).
50. Обсяг закачуваного агента і робочий тиск контролюються на кожній свердловині.
51. Показники роботи нагнітальної свердловини (приймальність агента, тиск нагнітання, кількість годин роботи, простою, причини простою) щодня фіксуються і заносяться у спеціальну облікову форму, щомісяця - у відповідну експлуатаційну картку.
52. Достовірність обліку обсягу закачуваного агента впливу у свердловину забезпечує користувач надрами або оператор (за наявності).
XII. Внутрішньосвердловинне (підземне) обладнання видобувних свердловин і родовищ нафти і газу
1. Експлуатація видобувних (нафтових і газових) свердловин здійснюється з використанням наземного й внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання, яке забезпечує відбір продукції у заданому режимі, проведення необхідних технологічних операцій в процесі експлуатації і дослідження свердловин і запобігає відкритому фонтануванню.
2. До наземного обладнання свердловин залежно від способу їх експлуатації належать:
під час фонтанної та газліфтної (безперервний і періодичний газліфтний способи) експлуатації свердловин - обладнання обв’язки обсадних колон (колонна головка), фонтанна арматура, обладнання для запобігання відкритому фонтануванню, індивідуальні дебітоміри та витратоміри газліфтного газу, станції управління газліфтом;
під час експлуатації свердловин штанговими глибинними насосами - колонна головка, устьова арматура, устьовий сальник, пристрій для герметизації при обриві штанг (полірованого штока), верстат-качалка, в тому числі підвіска полірованого устьового штока, індивідуальні дебітоміри;
під час експлуатації свердловин безштанговими глибинними насосами - колонна головка, устьова арматура, станція живлення і управління насосними установками, індивідуальні дебітоміри.
3. До наземного обладнання свердловин також належать:
шлейфи різної довжини та діаметра залежно від розміщення групового пункту і дебітів свердловин;
штуцер регульований або звичайний;
сепаратор, розрахований на відповідний тиск і пропускну здатність для кожної свердловини окремо або загальний для декількох свердловин;
ежектори, що застосовуються для видобування газу з низьконапірних пластів за рахунок енергії високонапірного газу.
4. Обладнання обв’язки обсадних колон призначено для підвішування обсадних колон, герметизації і роз’єднання міжколонних просторів, установки противикидного обладнання під час буріння і обладнання устя в процесі експлуатації свердловин.
5. Обладнання обв’язки обсадних колон вибирається залежно від кількості обсадних колон, їх діаметра, робочого тиску і корозійної агресивності середовища.
6. Колонні головки установлюються на усті свердловини послідовно зі спуском та цементуванням обсадних колон. Вибирати їх необхідно з урахуванням розрахованого максимального пластового тиску, очікуваного під час буріння наступної за обсадженим інтервалом свердловини. Інші технологічні заходи безпеки також можуть застосовуватися при обладнанні устя з урахуванням правил безпеки.
7. Для проведення технологічних операцій і контролю тиску в затрубному (міжтрубному) просторі колонна головка укомплектовується відповідним обладнанням.
8. Фонтанна арматура (трубна головка і фонтанна ялинка) має забезпечити герметизацію устя свердловини, контроль і регулювання режиму її експлуатації, спрямування потоку продукції у викидну лінію (шлейф) на вимірювальну установку, підвіску насосно-компресорних труб, а також проведення різних технологічних операцій під час освоєння, дослідження, експлуатації та ремонту свердловин.
9. Фонтанна арматура установлюється на колонний фланець, а за необхідності - на перехідну котушку (адаптер), технічні характеристики якої за тиском і міцністю відповідають фонтанній арматурі, або на колонний фланець експлуатаційної колони (за відсутності колонної головки).
10. Фонтанна арматура вибирається за однією з типових схем з урахуванням очікуваного тиску на усті свердловини і за наявності або відсутності в її продукції агресивних компонентів (СО2, Н2S, високомінералізована пластова вода).
11. Фонтанна арматура випробовується на міцність і герметичність за тисків, передбачених технічними умовами на неї.
12. Для газових і газоконденсатних свердловин випробування здійснюються з урахуванням очікуваного статичного тиску.
13. Для регулювання режиму роботи фонтанних і газліфтних свердловин та контролю за їх роботою фонтанна арматура обладнується регулювальним або звичайним дроселем (штуцером), патрубками із запірними вентилями для встановлення манометрів, відбору проб, вимірювання температури.
14. Дросельні пристрої (штуцери) для фонтанних і газліфтних нафтових свердловин установлюються, як правило, на усті свердловини, а для газових і газоконденсатних - на усті або в кінці шлейфа на маніфольді групової вимірювальної установки.
15. Обладнання для запобігання відкритому фонтануванню під час освоєння та експлуатації нафтових і газових свердловин має забезпечувати герметичне перекриття стовбура свердловини в разі розгерметизації устя.
16. Обладнання для запобігання відкритому фонтануванню у процесі експлуатації свердловин включає комплекс наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання: станцію управління, клапани-відсікачі, пакер.
17. До внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання відносяться: колона насосно-компресорних труб, пакери, насосне обладнання (штангові глибинні насоси, електровідцентрові, гідропоршневі, гвинтові, струминні насоси тощо), насосні штанги, обладнання для одночасно-роздільної експлуатації, розвантажувальні пристрої для насосно-компресорних труб, циркуляційні й газліфтні клапани тощо.
18. Для боротьби зі шкідливим впливом на роботу насосів газу і піску на прийомі насосів встановлюються відповідні пристрої (газозахисні фільтри).
19. Обладнання для одночасно-роздільної експлуатації двох і більше пластів (об’єктів) в одній свердловині може забезпечувати надійне розділення пластів, можливість регулювання роботи кожного з пластів у заданому режимі, проведення роздільного виміру продукції, дослідних і ремонтних робіт.
20. Одночасно-роздільна експлуатація двох пластів, як правило, здійснюється спуском у свердловину двох колон насосно-компресорних труб.
21. Під облаштуванням родовищ нафти і газу слід розуміти комплекс проектних, вишукувальних, будівельних робіт, які необхідно виконати для введення родовища в промислову (дослідно-промислову) розробку.
Цей комплекс включає види робіт і гірничі об'єкти будівництва, які визначаються чинними нормативно-правовими актами та нормативними документами в галузі будівництва.
Вимоги до облаштування родовищ нафти і газу поширюються на нове будівництво, розширення, реконструкцію й технічне переоснащення об'єктів на діючих (облаштованих) родовищах.
22. До облаштування родовищ нафти і газу відносять гірничі об'єкти для:
внутрішньопромислового збору, транспортування та обліку продукції свердловин;
технологічної підготовки нафти, газу, конденсату та пластової води;
заводнення нафтових пластів;
впровадження методів збільшення вилучення нафти, газу і конденсату;
а також установки:
підготовки і нагнітання агентів впливу у пласти;
електропостачання і зв’язку;
комплексної автоматизації виробничих процесів;
промислового водопостачання.
До комплексу облаштування також відносять:
базу виробничого обслуговування;
автомобільні дороги (внутрішньопромислові та під’їзні до свердловин);
об'єкти для зовнішнього транспорту нафти, газу і конденсату;
очисні споруди.
23. Комплекс облаштування морських родовищ нафти і газу включає:
платформи (блок-кондуктори) для устьового обладнання свердловин при надводному ("сухому") облаштуванні;
підводне устьове обладнання свердловин, підводні шлейфи і маніфольди при підводному ("мокрому") облаштуванні;
технологічні платформи і судна;
житлові блоки;
інші види допоміжних платформ.
24. Технологічний комплекс облаштування родовища має забезпечити раціональне використання енергії пласта, герметизований збір, промислову підготовку, облік і транспортування продукції свердловин, періодичний вимір дебіту нафти і газу для кожної свердловини, комплексну автоматизацію технологічних процесів, охорону навколишнього природного середовища.
25. Облаштування свердловини, призначене для її експлуатації, проведення ремонтів і обслуговування, включає будівництво викидних ліній (шлейфів) від свердловини до вимірювальної установки, газопроводів для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводів для подачі на устя свердловини інгібіторів гідратоутворення або солевідкладення, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (газорозподільний пункт), обладнання для підготовки газліфтного газу і стискання газу при компресорному газліфті, будівництво групових (індивідуальних) вимірювальних установок для виміру продукції свердловини.
Облаштування устя свердловин передбачає монтаж і обв’язку наземного обладнання свердловин залежно від способу їх експлуатації, майданчик для обслуговування наземного обладнання і проведення підземних і капітальних ремонтів свердловин.
Обв'язка устя свердловини виконується на підставі схеми, затвердженої користувачем надрами.
26. Устьове обладнання свердловин, режим роботи яких регулюється устьовими штуцерами (фонтанних, газліфтних), за необхідності може обв’язуватись шлейфами з двома маніфольдами (робочим і запасним) для заміни штуцера без зупинки свердловини.
27. За умов одночасно-роздільної експлуатації однією свердловиною двох пластів (об’єктів) для роздільного вимірювання продукції свердловини для кожного пласта на усті свердловин встановлюють індивідуальні дебітоміри або прокладають окремі шлейфи від свердловини до групової вимірювальної установки.
28. Для попередження можливих ускладнень під час експлуатації видобувних свердловин і викидних ліній вони обладнуються відповідними пристроями для проведення очищення від парафіну, відкладення гідратів, підключення промивальних і нагрівальних агрегатів.
29. Комплекс внутрішньопромислового збору, транспортування та обліку продукції свердловин включає викидні лінії (шлейфи, встановлені від свердловини до вимірювальної установки), газопроводи для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводи для подачі на устя свердловини інгібіторів гідратоутворень або солевідкладень, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (газорозподільний пункт), групові вимірювальні установки для виміру продукції свердловини, нафтогазозбірні трубопроводи від групових вимірювальних установок, дотискувальні насосні станції, інше устаткування та комунікації, які необхідні для забезпечення технологічних процесів і які передбачено проектом на облаштування свердловин та/або родовища.
30. Шлейфи від свердловин розраховуються на проектний дебіт свердловини і максимальний статичний тиск на усті свердловини.
