Правила разработки нефтяных и газовых месторождений

7.2. Работы по воздействию на  призабойную зону пласта проводятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

7.3. Методы воздействия на призабойную  зону подразделяются на химические, физические к термические. Возможны  также различные сочетания этих методов.

 

     7.4. Основные методы  воздействия на призабойную зону  должны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому надзору за разработкой месторождения (залежи).

     7.5. Методы технологии  и периодичность проведения работ  по воздействию на призабойную  зону обосновываются геологической  и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разработку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

     7.6. Работы по воздействию  на призабойную зону пласта  осуществляются в соответствии со специальными планами.

Эти планы составляются геологической  и технической службами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.

     7.7. При планировании  и осуществлении работ по воздействию  на призабойную зону следует  руководствоваться:

а) действующими инструкциями по отдельным  видам воздействия на призабойную зону;

б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей  промышленности;

в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.

     7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляются специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (промысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.

8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И  ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

8.1. Учет добычи нефти на промыслах

     8.1.1. Оперативный учет  добытой нефти по скважинам  осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью групповых замерных установок (ГЗУ),расходомеров и других замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды.

     8.1.2. Объем добытой  нефти по бригадам определяется  как сумма добытой нефти по  работающим скважинам, обслуживаемым  данной бригадой, или на основании  данных замера бригадных узлов учета.

     8.1.3. Учет добытой  нефти по бригадам и промыслам  осуществляется по показаниям приборов бригадных и промысловых узлов учета.

 

     8.1.4. Нормируемые технологические  потери нефти и конденсата определяются по фактическому учету в соответствии с отраслевой инструкцией (согласованной с Госгортехнадзором СССР), подтверждаются специальными актами списания потерь.

     8.2. Учет добычи и  использования нефтяного газа

     8.2.1. Нефтяной газ,  извлекаемый из недр и отделенный  от нефти, подлежит сбору, учету и рациональному использованию в народном хозяйстве.

     8.2.2. Оперативный учет  добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобываю-щего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований,

     8.2.3. При содержании  в нефтяном газе ценных сопутствующих компонентов (этана, пропана, бутана, сероводорода, гелия), запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, их добыча и использование учитываются по компонентам в соответствии с действующими инструкциями.

 

 

9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ  ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ  И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

 

     9.1. Документация по  разработке нефтяных месторождений  и эксплуатации скважин ведется  во всех звеньях управления нефтедобывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений и составления отчетных документов по выполнению планов;

    б) проектирования разработки  нефтяных месторождений;

    в) обоснования и планирования  мероприятий, направленных на  повышение эффективности систем  разработки залежей (объектов), а  также работы отдельных скважин,  установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти;

    г) контроля и анализа  разработки залежей (объектов), оценки  эффективности мероприятий по  совершенствованию и регулированию процесса разработки;

    д) планирования и  контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.

9.2. Документация, ведущаяся различными  звеньями управления, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.

9.3. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.

     9.4. Первичная документация  включает объективные данные  различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи нефти, акты о проведении различных работ на скважинах и других нефтепромысловых объектах заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соответствующие работы, исследования и наблюдения (цеха и бригады по добыче нефти, подземному и капитальному ремонту скважин, ЦНИПРы, ЦНИЛы и др.).

К основным первичным документам относятся:

а) описание кернового материала;

б) данные определения коллекторских  свойств и параметров пластов;

в) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

г) данные литолого-фациальных исследований пластов;

     д) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;

     е) суточный рапорт  о работе скважин или сведения  о работе скважин, полученные  по системе телемеханики;

     ж) данные гидродинамических  и геофизических исследований  скважин (пластовое и забойное давление, профили притока, поглощения, температуры и т. п.);

     з) результаты замеров  глубин забоев и работ по  их очистке;

     и) акты о перфорации  скважин;

     к) акты и материалы  о подземном и капитальном  ремонтах скважин;

     л) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта и т. д.);

     м) материалы, полученные  от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов и т. д.

     9.5. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации и заполняется в соответствующих цехах, ЦНИПРах, ЦНИЛах и других организациях. К основным сводным документам относятся:

     а) дело скважины (паспорт,  карточки добывающих и нагнетательных скважин, карточки по исследованию скважин);

     б) технологические  режимы;

     в) сводные ведомости  по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;

     г) каталоги, таблицы,  графики, диаграммы и др.

     9.6. Обобщающая документация содержит обработанную первичную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях (цех, ЦНИПР, НГДУ, объединение, отраслевые НИПИ) в соответствии с распределением функций в данном объединении. К основным обобщающим документам относятся:

а) паспорт производственного нефтегазодобывающего предприятия;                                                   

б) каталог структуры запасов;

в) геологические отчеты;

г) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

д) паспорт месторождения (залежи, объекта);

е) геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения  запасов и др.);

     ж) отчетные формы  для ЦСУ и Госплана СССР.

9.7. Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автоматизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий ЦНИПРов, ЦНИЛов, НИПИ.

9.8. Ответственность за ведение  сводных и обобщающих документов несет руководство цехов, НГДУ, объединении в соответствии с типовыми положениями и должностными инструкциями.

9.9. Все документы составляются  по утвержденным Миннефтепромом (Мингазпромом) формам. При введении новых форм указывается звено управления, ответственное за их заполнение.

 

 

10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1. Общие положения

10.1.1. В соответствии с основами  законодательства СССР и союзных  республик о недрах, основами  водного законодательства и водного кодекса РСФСР, действующим положением о Госгортехнадзоре СССР, постановлениями ЦК КПСС и Совета Министров СССР по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

10.1.2. Охрана недр предусматривает  осуществление комплекса мероприятий,  направленных на предотвращение  потерь нефти в недрах вследствие  низкого качества проводки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней и т. п.

10.1.3. Охрана окружающей среды  предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников, охранных зон и т. п.

10.1.4. Охрана окружающей среды  (воздушного бассейна и морской среды) в процессах разбуривания и разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе осуществляется в соответствии с утвержденными Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР правилами по безопасному ведению работ на морских стационарных платформах.

10.1.5. Ответственность за охрану  недр и окружающей среды возлагается  на руководителей предприятий, осуществляющих разведку, разбуривание и разработку нефтяных месторождений.

10.1.6. Контроль за выполнением  правил, положений, норм и инструкций  по охране недр возложен на  Госгортехнадзор СССР и его  органы на местах. Предписания  органов Госгортехнадзора СССР обязательны для всех предприятий и организаций, осуществляющих поисковое, разведочное, эксплуатационное бурение и разработку.

10.1.7. Контроль за выполнением  правил, положений, норм и инструкций по охране окружающей среды при разведке, разбуривании и разработке нефтяных месторождений осуществляется соответствующими организациями и службами на местах (местными органами Госгортехнадзора СССР, бассейновыми управлениями по использованию и охране поверхностных вод, санитарной службой, инспекцией рыбоохраны и др.).

10.2. Охрана недр и окружающей  среды в процессе разбуривания  нефтяного месторождения

10.2.1. При бурении скважин на  нефтяных месторождениях должны  быть приняты меры, обеспечивающие:

     а) предотвращение  открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

     б) надежную изоляцию  в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

     в) необходимую герметичность  всех технических и обсадных  колонн труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

     г) предотвращение  ухудшения коллекторских свойств  продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

10.2.2. Пласты с признаками нефтегазоносности,  обнаруженные в процессе бурения  скважины по данным керна, каротажа  и непосредственных нефтегазопроявлений, должны быть изучены с целью определения возможности получения из них промышленных притоков нефти и газа. Пласты с благоприятными показателями должны быть обязательно взяты на учет. При прохождении их скважинами должны быть приняты меры по охране недр.