Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

6. Проєктні технологічні документи з розробки родовищ складають проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи, на замовлення користувача надрами.

Основою для складання проєктних технологічних документів з промислової розробки родовища є геологічна модель родовища (покладу) і затверджені запаси нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, результати розвідки та дослідно-промислової розробки родовища (покладу).

7. Під час проєктування розробки нафтових, нафтогазових, газоконденсатних і газових родовищ з метою розрахунку технологічних показників прийнятих для порівняння варіантів систем розробки рекомендується створення геолого-технічної моделі об'єктів розробки.

8. Створення геолого-технічної моделі рекомендовано для всіх родовищ, які вводяться у розробку з початковими видобувними запасами понад 1 млн т, а також для родовищ складної і дуже складної будови незалежно від обсягів загальних запасів.

9. Проєкти промислової розробки родовищ, уточнення та доповнення до проєктних документів на промислову розробку родовищ (покладів) погоджуються з Держпраці та затверджуються користувачами надр. Протоколи затвердження проєктів, уточнень та доповнень до проєктних документів на промислову розробку родовищ (покладів) подаються до Держгеонадр.

10. Проєкти промислової розробки родовищ (покладів) нафти і газу після їх затвердження в установленому порядку є нормативно-технічними документами, на підставі і відповідно до яких здійснюється промислова розробка родовищ (покладів).

11. У проєкті промислової розробки враховуються всі необхідні заходи для забезпечення досягнення максимального коефіцієнта вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів, а також охорони надр.

12. Під час складання проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів) вибір розрахункових варіантів розробки здійснюють з урахуванням особливостей геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик продуктивних пластів, фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, необхідності створення умов для максимально можливого охоплення їх впливом і ефективного дренування, досвіду розробки покладів в аналогічних геологічних умовах, вимог охорони праці, промислової безпеки, охорони надр та навколишнього природного середовища.

13. У проєктах (технологічних схемах) один із варіантів, які розглядають, приймають за базовий. Як правило, це варіант розробки родовища на його природному режимі (без штучного впливу на поклади).

Для багатопластових родовищ з близькими геолого-фізичними характеристиками пластів окремо розглядають варіанти об'єднання їх в один об'єкт розробки або розукрупнення як окремих об'єктів розробки. При виділенні декількох об'єктів мають бути взаємоузгоджені системи їх розробки.

Для нафтових покладів з пасивними контурними водами обов'язково передбачають техніко-економічний аналіз варіанта розробки з підтриманням пластового тиску.

14. У проєкті промислової розробки газоконденсатних родовищ і окремих об'єктів розробки із вмістом стабільного конденсату в пластовому газі понад 150 см-3/м-3 обов'язковим є техніко-економічний аналіз варіанта розробки родовища з підтриманням пластового тиску.

15. Для двофазових покладів із запасами нафти і газу промислового значення випереджувальна розробка газової шапки не допускається.

Під час проєктування розробки таких покладів необхідно передбачити технології для забезпечення найефективнішої розробки нафтової та газової частин покладу. Поряд з іншими технологічними показниками потрібно встановити обсяг обмеженого відбору газу з газової шапки, обґрунтувати вимоги до конструкції експлуатаційних свердловин та умови розкриття нафтової частини пласта (відстані від верхніх отворів інтервалу перфорації до газонафтового контакту), спеціальні методи і способи контролю й регулювання (за необхідності передбачають фонд спостережних свердловин).

16. Для великих за площею, складних за геологічною будовою нафтових родовищ обов'язково передбачають техніко-економічний аналіз варіанта застосування бар'єрного заводнення, в якому обґрунтовують місцеположення бар'єрного ряду і кількість нагнітальних свердловин у ньому, порядок і черговість їх освоєння, терміни створення бар'єра, методи контролю і регулювання, величини відбору газу із видобувних свердловин, розміщених у зоні бар'єрного заводнення.

17. У проєктах промислової розробки, виходячи із укрупнених критеріїв, передбачають техніко-економічний аналіз можливості застосування вторинних і третинних методів підвищення вилучення нафти, газу і конденсату, необхідність їх дослідно-промислових випробувань, а за необхідності як один з варіантів розглядають розробку експлуатаційного об'єкта з використанням одного із таких методів.

18. Для експлуатації свердловин, у тому числі багатостовбурних, для одночасної розробки різних об'єктів обов'язково передбачають використання обладнання для роздільного регулювання і обліку флюїдів для кожного об'єкта розробки.

За істотної різниці властивостей пластів і флюїдів експлуатацію декількох пластів однією свердловиною здійснюють за допомогою обладнання для одночасно-роздільної експлуатації.

19. Авторський нагляд за виконанням проєктних технологічних документів з промислової розробки родовища (покладу) або аналіз розробки родовища (покладу) здійснює автор проєкту промислової розробки або користувач надрами з метою визначення необхідних заходів щодо забезпечення виконання проєктних показників, контролю за розробкою родовища (покладу) та регулювання її процесу.

20. Технологічна схема складається для великих за площею, складних за геологічною будовою нафтових родовищ (покладів, об'єктів, площ), а також для нафтових покладів з невивченим гідродинамічним режимом горизонтів. Проєкт промислової розробки таких родовищ (покладів, об'єктів, площ) складається через три - п'ять років після початку їх промислової розробки.

21. Технологічна схема розробки нафтового родовища (покладу, об'єкта розробки) має вирішити такі задачі:

висвітлити геологічну будову нафтового покладу та фізичні властивості продуктивного пласта, що визначають вибір системи розробки;

визначити схему розміщення видобувних і нагнітальних свердловин основного фонду, можливий метод впливу на поклад, можливі рівні видобутку нафти і газу, виділити фонд свердловин для першочергового буріння, намітити роботи з дослідного нагнітання агента впливу;

намітити кількість і місцеположення свердловин із числа свердловин основного фонду, які слід пробурити насамперед з метою отримання всіх необхідних для складання проєкту промислової розробки даних;

визначити послідовність буріння і уведення в експлуатацію пробурених першочергово експлуатаційних свердловин і план проведення в них комплексу досліджень;

обґрунтувати планове завдання на складання проєкту промислової розробки нафтового покладу із встановленням раціонального рівня видобутку нафти і техніко-економічних показників промислової розробки з визначенням меж похибки, можливої через недостатню точність вихідних даних, а також з видачею вихідних матеріалів для складання схеми будівництва нафтопроводів.

22. Технологічну схему промислової розробки складають проєктні організації або спеціалізовані підрозділи підприємств, установ та організацій, фізичні особи - підприємці, які спроможні виконувати такі проєктні роботи, на замовлення користувача надрами. Основою для складання технологічної схеми є геологічна модель родовища (покладу) і затверджені розвідані запаси нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

23. Пункт 23 розділу IX виключено

23. В окремих випадках складають уточнені технологічні проєктні документи, а саме у разі:

встановлення під час реалізації проєкту відхилення фактичних обсягів річного видобутку вуглеводнів від проєктних обсягів вище допустимого;

істотної зміни геологічної моделі родовища, що вимагає нової геолого-економічної оцінки запасів родовища із затвердженням її в установленому порядку;

встановлення промислової нафтогазоносності нових горизонтів (покладів) чи блоків на ділянці, на яку надано спеціальний дозвіл на користування надрами;

якщо проєкт промислової розробки реалізовано в повному обсязі, а вилучення залишкових запасів технологічно можливе та економічно обґрунтоване;

обґрунтованої доцільності закладання додаткових свердловин експлуатаційних категорій, які не передбачені проєктним документом.

24. Допустиме відхилення фактичного річного видобутку нафти і газу від проєктного не повинно перевищувати 20 % для родовищ 1 - 5 груп та 50 % для родовищ 6, 7 груп розподілу родовищ за величиною видобувних запасів вуглеводнів.

25. Технологічний проєктний документ є основою для підготовки вихідних даних при розробці проєкту облаштування, який передбачає влаштування об'єктів зі збору, очистки, транспортування і використання нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів.

26. Допускаються об'єднання проєктів промислової розробки родовищ (покладів) і комплексний проєкт промислової розробки декількох родовищ з метою оптимізації систем збирання, підготовки та транспортування продукції із цих родовищ.

Основні положення комплексного проєкту (схеми) промислової розробки закладають у комплексний проєкт облаштування групи родовищ.

27. На підставі технологічних документів складають технологічні режими роботи свердловин.

28. Проєкт дослідно-промислової розробки складається із трьох розділів:

Розділ I "Вихідні геолого-промислові дані" має містити:

короткі відомості про геологічну вивченість і розвідку родовища, кількість пробурених опорних, параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин та їх характеристики;

стратиграфію із зазначенням продуктивних горизонтів;

тектонічну будову родовища;

результати випробувань та пробної експлуатації свердловин;

фізико-літологічну характеристику продуктивних горизонтів;

дані щодо повного складу нафти, газу і конденсату із зазначенням їх фракційного складу, вмісту сірки, парафіну, смол (в нафті), гелію, сірководню, вугільної кислоти, конденсату, а також в'язкості нафти в пластових умовах;

обґрунтування контактів нафта-вода, газ-вода, газ-нафта по покладах;

оцінка попередньо розвіданих запасів нафти, газу, конденсату та супутніх компонентів;

гідрогеологічну характеристику і можливий режим покладів;

обґрунтування вихідних параметрів для проєктування дослідно-промислової розробки (пористість, проникність, запаси нафти, газу, конденсату, можливих робочих дебітів свердловин тощо);

рекомендації щодо подальшої розвідки родовищ (покладів).

Розділ II "Обґрунтування системи розробки, обсягів нафти і газу, що будуть видобуті в період дослідно-промислової розробки, раціональне використання нафти, газу і конденсату, регулювання процесу розробки" має містити:

вибір системи розробки родовища (покладу);

вибір технологічного режиму роботи свердловин, спосіб експлуатації нафтових свердловин;

розрахунок різних варіантів на період дослідно-промислової розробки (видобуток нафти, газу і конденсату по роках, кількість експлуатаційних свердловин, робочих устьових тисків, дебітів, депресій тощо);

прогнозні розрахунки основних показників розробки на більш тривалий період для їх урахування при проєктуванні облаштування промислу;

вибір місцеположення, порядку і послідовності буріння і введення в експлуатацію свердловин;

рекомендації щодо методу розкриття продуктивних горизонтів, інтенсифікації видобутку нафти і газу, методу впливу на поклад і першочергові роботи із закачування в пласт агента впливу, конструкцій і обладнання свердловин;

принципові положення щодо облаштування промислу, включно з спорудами зі збирання, очищення, транспорту нафти, газу і конденсату до споживача;

техніко-економічні розрахунки варіантів дослідно-промислової розробки і вибір раціонального варіанта.

Розділ III "Програма і обсяг дослідних робіт" має містити програму і обсяг дослідних робіт, рекомендації з контролю за процесом дослідно-промислової розробки відповідно до вимог цих Правил та чинних нормативно-правових актів.

Абзац двадцять четвертий пункту 28 розділу IX виключено

29. До проєкту дослідно-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 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 проєктних експлуатаційних свердловин та пробурених параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин, що використовуються як видобувні, за варіантами;

основні показники дослідно-промислової розробки за варіантами.

30. Проєкт промислової розробки повинен складатись із розділів:

Розділ I "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).

Розділ II "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 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;

проєктний 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.

Розділ III "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.

Розділ IV "Оцінка впливу на навколишнє природне середовище" має включати загальні рекомендації з оцінки впливу на навколишнє природне середовище під час реалізації проєкту 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.

Розділ V "Економічна оцінка ефективності проєкту" має охоплювати економічну оцінку ефективності проєкту. Для цього використовують метод проєктного аналізу, за допомогою якого розраховують цінність проєкту, яку визначають загалом як різницю позитивних результатів або вигод та негативних результатів чи витрат.

З метою оцінки економічної ефективності проєкту визначають такі економічні показники:

дохід від реалізації продукції;

капітальні вкладення;

експлуатаційні витрати;

накопичений дисконтований потік готівки (чиста теперішня вартість проєкту;

надходження коштів обов'язкових платежів (податків, зборів) до Державного бюджету України, що сплачуються відповідно до Податкового кодексу України;

норма рентабельності;

термін окупності проєкту (термін повернення інвестицій, капіталу).

Розрахунок основних фінансових і економічних показників здійснюють з урахуванням вихідних технологічних показників проєкту промислової розробки на весь проєктний період: обсяги видобутку нафти, газу і конденсату, кількість експлуатаційних і нагнітальних свердловин, схеми облаштування родовища тощо.

Основними критеріями оцінки інвестицій (капітальних вкладень) у проєктні є чиста теперішня вартість проєкту і внутрішня норма рентабельності.

За необхідності виконують оцінку ризиків реалізації проєкту з використанням методів чутливості проєкту, побудови сценаріїв тощо.

31. До проєкту 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 проєкту 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.

32. Доповнення до проєктних та чинних технологічних документів з розробки мають складатися із наступних розділів:

Розділ I. Коротка геолого-геофізична характеристика родовища;

Розділ II. Короткий аналіз поточного стану розробки;

Розділ III. Порівняння проєктних і фактичних показників розробки;

Розділ IV. Уточнення проєктних технологічних показників розробки.

Зміст доповнень має відповідати вимогам пунктів 28 - 31 цього розділу.

33. Обсяг матеріалів, які надаються в доповненнях до проєктних та чинних технологічних документів, визначається виконавцем відповідної науково-дослідної роботи.

1. Система і порядок здійснення контролю за розробкою мають бути визначені в проєкті розробки.

Контроль за розробкою родовища (покладу) здійснюється користувачем надрами або оператором (за наявності) за участю організації, що проєктувала розробку, шляхом систематичного аналізу ходу розробки на основі регулярних вимірювань і спостережень, а також комплексу досліджень, які проводяться на видобувних, спостережних, п'єзометричних, нагнітальних свердловинах.

Для контролю за реалізацією та ефективністю проєктних рішень необхідно проводити авторський нагляд та аналіз поточного стану розробки родовища (покладу). Авторський нагляд здійснюється розробником проєкту щороку.

Під час авторського нагляду використовують поточну геолого-промислову інформацію, отриману під час контролю за розробкою. Надаються рекомендації, спрямовані на можливість досягнення проєктних 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 проєктів (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 проєктування заходів з її удосконалення;

оцінки виконання проєктних рішень та необхідності корегування проєктних 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 проєктах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) з метою контролю за розробкою визначають види, обсяги, періодичність досліджень і вимірювань, 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:

вимірювання пластового тиску в п'єзометричних, видобувних і нагнітальних свердловинах;

вимірювання устьових (динамічних, статичних) або вибійних тисків, дебітів рідини, газу та обводненості продукції видобувних свердловин;

вимірювання 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 положенням ВНК, ГВК, ГНК, коефіцієнта нафтогазонасиченості, технічного стану стовбура свердловини промислово-геофізичними методами;

відбирання і дослідження проб продукції свердловин: нафти, газу, конденсату, води;

спеціальні дослідження, передбачені технологічним проєктним документом розробки родовища або після проведення робіт з інтенсифікації та капітального ремонту свердловин.

Періодичність досліджень і вимірювань з метою контролю за розробкою повинна відповідати вимогам законодавства й рекомендаціям технологічного проєктого документа на розробку родовища.

Не допускається введення в експлуатацію свердловин, якщо система збору та підготовки вуглеводнів на родовищі не забезпечує можливості індивідуального вимірювання 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 проєктних 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 проєктним документом способи експлуатації свердловин;

запроєктовані 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. 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.

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 проєктах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) залежно від геолого-фізичної характеристики колекторів і флюїдів, що їх насичують, глибини і характеру залягання пластів, поточного енергетичного стану покладів тощо.

9. Ефективність застосованих методів впливу на поклад визначає автор проєктих 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 проєктних рішень.

10. Основні методи впливу на привибійну зону свердловини визначають у проєкті (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 проєкту (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 законодавчих актів з охорони праці, промислової безпеки, охорони надр та 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 проєкті (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 проєктів (технологічних схем) розробки родовища (покладу);

підготовку закачуваного агента впливу до кондицій (за складом, фізико-хімічними властивостями, вмістом механічних домішок, кисню, мікроорганізмів), які задовольняють вимоги проєктів (технологічних схем) розробки родовищ (покладів);

можливість систематичних вимірювань 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 проєктний обсяг нагнітання агента впливу в межах кожного об'єкта розробки.

Проєктування 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, поточним 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 проєкті дослідно-промислової розробки, проєкті (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 проєктного 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 проєкті (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 проєктної кількості реагентів і робочого фізико-хімічного агента (газу, розчину) в кожну нагнітальну свердловину, до кожного експлуатаційного об'єкта, блока чи ділянки покладу (родовища).

22. Проєктування 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 проєктних 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 проєктах облаштування родовища та суворо дотримуються під час впливу на поклад.

28. Підготовка газу рециркуляції під час сайклінг-процесу здійснюється згідно з вимогами проєкту (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 проєкті 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 проєктах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) і визначаються у робочих проєктах на влаштування свердловин.

Ці вимоги мають забезпечувати:

можливість нагнітання передбачених у проєкті обсягів агента впливу та вживання геолого-технічних заходів при заданих робочих тисках;