Правила разработки нефтяных и газовых месторождений

2.5.7. Материалы по контролю процесса  разработки залежей (эксплуатационных  объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет.

2.5.8. Материалы исследований по  контролю за разработкой месторождений  (залежей) подлежат обязательному  хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями.

2.5.9. Ответственность за выполнение  объема исследований по контролю  за разработкой несет руководство  НГДУ.

2.6. Регулирование процесса  разработки нефтяных                            залежей

 

2.6.1. Под регулированием процесса  разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

2.6.2. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);

б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);

в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);

г) изоляция или ограничение притока  попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);

д) выравнивание профиля притока  жидкости или расхода воды (селективная  закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка  инертных газов, загущенной воды и др.);

е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);

ж) изменение направлений фильтрационных потоков;

з) очаговое заводнение;

и) перенос фронта нагнетания;

к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мероприятий  по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением  оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

2.6.3. Планирование и реализация  методов и мероприятий регулирования процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией проектов.

2.6.4. Весь комплекс мероприятий  по регулированию процесса разработки  и оценка его эффективности,  после утверждения в установленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.

2.6.5. Отчет о проведенных мероприятиях  по регулированию процесса разработки  составляется нефтегазодобывающими  предприятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономической эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и анализах разработки.

 

2.7. Нормирование отборов  нефти из залежей (объектов  разработки)

 

2.7.1. Под нормой отбора нефти и газа из объектов разработки следует понимать предусмотренную утвержденным технологическим проектным документом на разработку добычи нефти и газа, достигаемую при выполнении технологических решений с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, с учетом их реализации на данный период.

2.7.2. К условиям, определяющим рациональную  разработку залежей (объектов) и  эксплуатацию скважин с соблюдением  требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;

     б) минимальный уровень  забойных давлений добывающих  скважин, исключающий возможные  смятия колонн и нарушения  целостности цементного камня  за эксплуатационной колонной;

в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;

д) запроектированные мероприятия  по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);

е) допустимая скорость фильтрации в  призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

     ж) допустимые дебиты  скважин или депрессии (в условиях  образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

     з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

2.7.3. Нормы отбора нефти и газа  по объекту разработки (блоку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации в  данный период.

При составлении норм отбора принимаются  во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих  состояние разработки в данный период, реализацию технологических решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды, утверждаемые руководством объединений, министерствами нефтяной и газовой промышленности СССР.

2.7.4. Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и календарный месяц. Они составляются геологической службой нефтегазодобывающего управления, согласуются с организацией — автором проектного документа на разработку объекта и утверждаются руководством производственного объединения.

2.7.5. Нормы отбора нефти и газа  с объекта разработки (зоны, блока, участка) должны быть заложены в устанавливаемые нефтегазодобывающему предприятию плановые задания по добыче нефти и газа. Плановые задания на добычу нефти и газа распределяются по промыслам, бригадам через технологические режимы работы скважин, размещенных на закрепленных за ними объектах (зонах, участках, блоках).

2.7.6. Одновременно с технологическими  режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора нефти из эксплуатационного объекта. В целях гарантированного выполнения планов и компенсации возможных не предусмотренных планом сбоев в геолого-технических мероприятиях, обеспечивающих выполнение установленных плановых  заданий, предусматриваются резервы в объеме 1—3% месячного задания.

 

 

3. СИСТЕМЫ  ПОДДЕРЖАНИЯ  ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ                                    ЗАВОДНЕНИЕМ

3.1. Требования к системе  ППД заводнением

3.1.1. Проектирование сооружении  системы поддержания пластового давления должно предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и блочно-комплект-ных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды (других агентов) по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.

3.1.2. Система поддержания пластового  давления должна обеспечивать:

а) объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

б) подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;

в) возможность систематических  замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

г) герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

д) возможность изменения режимов  закачки воды в скважины, проведение ГРП и ОПЗ с целью повышения  приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

3.1.3. Мощности сооружений систем  заводнения должны обеспечивать осуществление максимальной закачки по каждому технологическому блоку (площадке) разработки.

 

 

 

 

 

3.2. Требования к нагнетательной  скважине и закачиваемой воде

 

3.2.1. Параметры бурового раствора  при вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин.

3.2.2. Конструкции нагнетательных  скважин (диаметры их обсадных  колонн, высота подъема цемента  и др.) обосновываются в технологических  проектных документах на разработку  месторождений. Они должны обеспечивать:

а) возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях;

б) производство всех видов ремонтов и исследований с использованием соответствующих оборудовании, аппаратуры, приборов и инструмента;

в) надежное разобщение пластов и  объектов разработки.

3.2.3. Для обеспечения запроектированных  показателей приемистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально открытой.

3.2.4. Физико-химические свойства  воды, закачиваемой в пласт должны  обеспечивать продолжительную устойчивую  приемистость пласта и высокую  нефтеотмывающую способность, не  ухудшая свойств нефти, газа  и пласта.

3.2.5. Используемая для заводнения  вода по своим свойствам должна  быть совместима с пластовой  водой, породой коллектора и  вытесняемой нефтью (не вызывать  образования осадка в пласте  и эксплуатационном оборудовании). Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процессов заводнения.

3.2.6. При закачке в пласты сточных  или других коррозионно-агрессивных  вод для защиты водоводов, обсадных  колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т. д. Защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства.

3.2.7. Нестабильные воды, склонные  к выделению и отложению солеи  в сооружениях системы ППД,  в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения.

3.2.8. Для приготовления закачиваемых  в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров и других химреагентов следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью.

 

3.3. Освоение, эксплуатация  и исследование нагнетательных  скважин

3.3.1. Освоение нагнетательных скважин  под закачку воды производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством НГДУ.

3.3.2. Перед освоением нагнетательных  скважин (расположенных внутри контура нефтеносности) под закачку, они, как правило, должны отрабатываться “на нефть” с подключением их к нефтяным коллекторам (с целью очистки призабойной зоны). Эти скважины осваиваются под закачку в порядке и сроках, предусмотренных в технологических схемах и проектах разработки.

3.3.3. Освоение нагнетательных скважин  в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и других промысловых условий может проводиться различными методами: