Конструкция забоев скважин на нефтяных месторождениях
нефть месторождение скважина бурение
Конструкция забоев скважин на нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождениях претерпевала много изменений: открытый забой, манжетная заливка, сплошная колонна с последующим цементированием и др. В современных условиях, когда в качестве эксплуатационного объекта принимают большие толщины продуктивной части, содержащей несколько пластов и прослоев, неоднородных по проницаемости, наиболее сообразной конструкцией забоя скважины следует считать наличие ной колонны с последующим цементированием. Поскольку сквозное долговременное сооружение, а с появлением воды в залежи возникают серьезные осложнения в обеспечении равномерной выработки луатац Ьных пластов и прослоев, объединенных в единый объект эксп- и позво ‘ Конструкция забоя скважин должна быть абсолютно надежной Чессы и ТЬ Репятственн° выполнять многие технологические проемы, связанные с поэтапным освоением, селективным воздействием, производством ремонтно-изоляционных работ и др. . упрощения, диктуемые соображениями экономии обсадных труб, Wo ‘e существенно снизить степень надежности сооружения. Напротив как конструкция забоев скважин длительное время подвергается воздействию многочисленных факторов: кумулятивные струи и разлетавшиеся продукты детонации; эрозия и коррозия металла труб; тербарическое воздействие и многие другие факторы, которые отрицательно действуют на колонну и цементное кольцо, необходимо нижнюю часть колонны существенно усилить как за счет увеличения толщин, стенок труб, так и качества металла. Минимальный диаметр колонны при этом должен быть 146 мм.
Основы профилей нефтяных и газовых скважин / Основы ННБ
Основные документы буровой бригады
Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.
Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.
Технический проект включает разделы: сводные технико-экономические данные; основание для проектирования; общие сведения; геологическая часть; конструкция скважины; профиль ствола скважины; буровые растворы; углубление скважины; крепление скважины; испытание скважины; дефектоскопия, опрессовка оборудования и инструмента; сводные данные об использовании спецмашин и агрегатов при проводке скважины; сведения о транспортировке грузов и вахт; мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды; механизация , средства контроля и диспетчеризация на буровой; техника безопасности , промышленная санитария и противопожарная техника; строительно-монтажная часть; список нормативно- справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при принятии пректных решений; приложения.
Общие понятия о скважине и ее строительстве
В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.
Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.
Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:
Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.
Раздел 2. Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.
Раздел 3. Бурение и крепление скважины.
Раздел 4 . Испытание скважины на продуктьивность.
В виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления (прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу на Севере и приравненных к нему районах и т.д.)
Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд , наряд на производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.
Геолого-технический наряд (ГТН) — это оперативный план работы буровой бригады. Его составляют на основе технического проекта.
Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей. В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.
Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек; в карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки; указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам; рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скавжины.
Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей : режимно- технологической , инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которуые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.
В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.
Третья часть содержит баланс времени бурения и крепления с учетом рекомендаций, сделанных в первых двух частях, и оперативный график бурения скважины в координатах «Глубина (м) — Продолжительность (сут)». На график нанесены две кривые : одна характеризует процесс углубления скважины по нормам, указанным в нормативной карте; вторая — процесс углубления с учетом реализации рекомендаций инструктивно-технологической карты. Во время бурения буровой мастер на этот же график наносит третью кривую, показывающую фактические затраты времени на бурение и крепление. Сопостаие вляя фактическую кривую с двумя первыми, буровая бригада имеет возможность контролировать выполнение нормативных показателей углубления скважины и сопоставлять свою работу с лучшими достижениями на площади.
Фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.
Оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.
Документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие).
К первичным относятся суточный рапорт бурового мастера, акты результатов крепления и суточный рапорт по заканчиванию, освоению и испытанию скважины и др.. К итоговым — все формы отраслевой статистической отчетности..
Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений
В состав систем телеконтроля (например, КУБ-01) входят датчики и преобразователи, расположенные на буровой установке и в бурильной колонне, каналы связи, приемная аппаратура и вторичные приборы на диспетчерском пункте. Основная функция подобных систем — воспроизведение в режиме реального времени вторичными приборами на диспетчерском пункте информации, фиксируемой датчиками на буровой.
Источник: studbooks.net
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
ССР, Министерства газовой промышленности СССР, Министерства геологии СССР.
1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ
1.1. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение
1.2. Категории скважин
1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке нефтяных месторождений
1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование, испытание и
пробная эксплуатация разведочных скважин
1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей
1.6. Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей
1.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа и конденсата, порядок передачи разведанных месторождений для опытных работ и промышленного освоения
2. ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
2.1. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку
2.2. Проектирование систем разработки нефтяных месторождений
2.3. Порядок составления и утверждения проектных документов на разработку нефтяных месторождений
2.4. Воздействие на нефтяную залежь
2.5. Контроль за разработкой нефтяных залежей
2.6. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей
2.7. Нормирование отборов нефти из залежей (объектов разработки)
3. СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ
3.1. Требования к системам ППД заводнением
3.2. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде
3.3. Освоение, эксплуатация и исследования нагнетательных скважин
3.4. Нормирование объемов закачки и учет закачиваемой воды
4. ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ-СОСТАВИТЕЛЕЙ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ И ПРЕДПРИЯТИИ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИХ ИХ ПРАКТИЧЕСКУЮ РЕАЛИЗАЦИЮ
5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
5.1. Проектирование строительства скважин
5.2. Бурение скважин и их конструкция
5.3. Вскрытие продуктивных пластов бурением и крепление скважин
5.4. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией
5.5. Освоение скважин
5.6. Передача скважин в эксплуатацию
6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
6.1. Способы эксплуатации добывающих скважин
6.2. Контроль за работой оборудования добывающих скважин
6.3. Технологический режим работы добывающих скважин
6.4. Ремонт скважин
6.5. Содержание фонда скважин
7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУ ЗОНУ ПЛАСТА
8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
8.1. Учет добычи нефти на промыслах
8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа
9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
10.1. Общие положения
10.2. Охрана недр и окружающей среды и процессе
разбуривания нефтяного месторождения
10.3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений
Настоящие Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений являются практическим руководством для работников геологоразведочных, буровых и нефтегазодобывающих предприятии, научно-исследовательских и проектных институтов, органов Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием разработки и обустройства, разбуриванием и разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений, со строительством и эксплуатацией скважин и других промысловых сооружений.
В Правилах сформулированы современные нормы и требования к разведке, подсчету запасов и промышленной разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, к строительству, технологии и технике эксплуатации скважин и других промысловых сооружений, охране недр и окружающей среды, технике безопасности при проведении этих работ. Они составлены с учетом требований основ законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах, основ законодательства Союза ССР о земле, основ водного законодательства Союза ССР и союзных республик, постановлений ЦК КПСС и Совета Министров СССР по охране природы и улучшению использования природных ресурсов, действующих инструкций и положений по указанным вопросам.
Соблюдение настоящих Правил обязательно, независимо от ведомственной подчиненности, для всех организаций, осуществляющих разведку, подсчет запасов, проектирование разработки и обустройства, разбуривание и разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (в том числе и морских), строительство и эксплуатацию скважин и других промысловых сооружений.
С утверждением настоящих Правил ранее действовавшие “Правила разработки нефтяных месторождении и эксплуатации скважин”, утвержденные 25 октября 1963 г. Государственным комитетом химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР, утрачивают силу.
1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
К РАЗРАБОТКЕ
1 . Нефтяная залежь, нефтяное месторождение
1.1.1. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
1.1.2. По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной C оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н= V н/ V н+ Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< V н О,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
1.1.3. Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.
1.1.4. По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:
— простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
— сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектоничесских нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
— очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного н очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
1.1.5. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:
— уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;
крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;
— мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.
1.2. Категории скважин
1.2.1. По назначению — скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.
1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.
1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).
1.2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:
— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
— резервный фонд скважин;
— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.
В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.
Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.
1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.
1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:
а) наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
б) пьезометрические—для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.
Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.
1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.
1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.
Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.
1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазо-добывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях— с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобы-вающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.
К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.
К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).
К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации откосятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.
К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобы-вающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.
Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.
1.3. Основные требования, предъявляемые к разведке нефтяных месторождений
1.3.1. Перед разведкой нефтяного месторождения или отдельной залежи следует понимать комплекс работ, включающих бурение по определенной системе оптимального числа разведочных скважин, их испытание и пробную эксплуатацию, проведение на них промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, лабораторные исследования отобранных из них керна и пластовых флюидов в целях подготовки запасов нефти категорий С1 +С2 в соотношениях, необходимых для составления технологической схемы разработки.
В процессе разведки должны быть установлены тип залежи, условия залегания нефти и газа, положения контуров нефтегазоносности, геолого-физические и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, состав и свойства флюидов, получены данные о гидродинамическом режиме месторождения (залежи).
1.3.2. Разведочные работы и подсчет запасов нефти, горючих газов и конденсата осуществляются производственными геологоразведочными или нефтегазодобывающими и научно-исследовательскими организациями в соответствии с действующими положениями и инструкциями.
1.3.3. Основными документами, на основании которых проводятся разведочные работы, являются проекты разведки отдельных площадей (районов) и месторождений, составляемые и утверждаемые в установленном порядке.
1.3.4. В проекте разведки должны быть обоснованы:
а) конкретные задачи, плотность сетки и система размещения разведочных скважин, их проектные глубины и конструкции, способы и последовательность бурения;
б) интервалы отбора керна (с применением, в необходимых случаях, малофильтруемых буровых растворов), испытания на приток продуктивных пластов;
в) порядок опробования и испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения;
г) комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;
д) мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении, испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин;
е) объемы и сроки обустройства площадей для разведочного бурения (подъездные дороги, водоснабжение, базы снабжения и др.);
ж) примерная стоимость и ожидаемая эффективность разведочных работ;
з) для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей система размещения разведочных скважин и расстояния между ними обосновываются с учетом необходимости обязательного определения промышленной ценности нефтяной и газовой части этих залежей;
и) конструкции разведочных скважин на площадях с выявленной нефтегазоносностью должны согласовываться с нефтегазодобывающими предприятиями.
1.3.5. Для каждого имеющего промышленное значение нефтяного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:
— литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;
— гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;
— общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;
— тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;
— характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);
— начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;
— значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;
— гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриоло-гические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);
— физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);
— физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);
— дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;
— смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
— зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;
— средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей;
— запасы нефти, нефтяного и природного газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов по категориям С1 +С2 в соотношениях, удовлетворяющих требованиям действующей “Классификации запасов” и инструкции по ее применению.
1.3.6. Требования к методике проведения, объемам геолого-разведочных работ, изученности параметров и запасов месторождений (залежей), подготовленных к разработке, регламентируются действующими “Классификацией запасов. ”, “Инструкцией по применению классификации. ”, “Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов”, “Инструкцией о порядке составления, содержания и оформлении материалов по ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр. ”, “Положением о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения”.
1.4. Геолого-промысловые исследования, опробование, испытание и пробная эксплуатация разведочных скважин
1.4.1. С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, при разведке месторождений по каждой разведочной скважине должен проводиться комплекс исследовательских работ по изучению разреза пород, слагающих месторождение, опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.
1.4.2. Виды исследовательских работ по разведочным скважинам (отбор и лабораторные исследования шлама, керна, глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, промыслово-геофизи-ческие и газогидродинамические исследования скважин и т. п.), объемы и порядок проведения определяются проектом разведки месторождения, групповыми или индивидуальными техническими проектами на строительство скважин в соответствии с требованиями действующих инструкций согласно п. 1.3.6. настоящих “Правил. ”.
1.4.3. Интервалы отбора керна, опробовании и испытаний, геофизических и гидродинамических исследований (с указанием их видов) в каждой разведочной скважине устанавливаются геолого-техническим нарядом.
1.4.4. Под опробованием вскрытых пластов следует понимать установление их нефтегазонасыщенности путем непосредственного отбора проб, содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава последних.
Отбор проб осуществляется в процессе бурения скважин с помощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах.
1.4.5. Под испытанием разведочных скважин следует понимать комплекс работ, проводимых с целью установления:
— начальных пластовых давлений и температур;
— начальных положений водонефтяных и газонефтяных контактов;
— продуктивной характеристики пластов;
— геолого-физических характеристик продуктивных пластов;
— состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.
1.4.6. Под пробной эксплуатацией разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т. п.).
Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по индивидуальным планам и программам, составляемым разведочными и добывающими организациями . Планы пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора СССР.
1.4.7. Передача скважин в эксплуатацию без проведения работ, указанных в п.п. 1.4.4.—1.4.5, запрещается.
При испытании и пробной эксплуатации разведочных скважин должен быть обеспечен отбор и использование нефти. Загрязнение территории, леса, рек, водоемов нефтью запрещается.
1.4.8. Вопросы использования разведочных скважин, оказавшихся за пределами контуров нефтегазоносности, решаются разведочным предприятием по согласованию с нефтедобывающим предприятием, проектной организацией и органами Госгортехнадзора СССР.
1.5. Пробная эксплуатация нефтяных залежей
1.5.1. На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно-построенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ СССР), в случае необходимости получения дополнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности поддержания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков.
1.5.2. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.
1.5.3. Пробная эксплуатация залежей осуществляется нефтега-зодобывающими предприятиями в соответствии со специально составленными проектами пробной эксплуатации.
1.5.4. Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежей служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.
1.5.5. В проектах пробной эксплуатации обосновываются:
а) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;
б) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С), интервал отбора керна из них;
в) комплекс детальных сейсмических исследований, направленных на уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллектора, положения контуров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных горизонтов с целью обоснования размещения скважин;
г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для:
— уточнения положения ВНК, ГНК, продуктивности добывающих скважин, приемистости, нагнетательных скважин по воде, оптимальных депрессий;
— изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа, физико-гидродинамических характеристик коллекторов (величин начальных нефтегазонасыщенностей, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующих им значений проницаемостей для нефти, воды и газа, зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности);
д) ориентировочные уровни добычи нефти, газа, закачки воды на период пробной эксплуатации.
Местоположение и количество опережающих скважин в проектах пробной эксплуатации должно быть согласовано с Мингео СССР (в случаях, если разведку месторождения осуществляют его предприятия).
1.5.6. Проекты пробной эксплуатации мелких месторождений составляются организациями и подразделениями, подчиненными нефтегазодобывающим объединениям при методической помощи отраслевых, территориальных и специализированных институтов. Проекты пробной эксплуатации уникальных, крупных, средних и всех сложнопостроенных месторождений составляются отраслевыми НИПИ.
Проекты пробной эксплуатации по месторождениям с запасами нефти 100 млн. т и более и газа более 500 млрд. м 3 по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.
1.5.7. На основе утвержденных проектов пробной эксплуатации составляется проектно-сметная документация на обустройство месторождения (на период пробной эксплуатации); в которой должны быть рассмотрены вопросы утилизации нефтяного газа и конденсата.
1.5.8. Виды, объемы и качество результатов опытных и исследовательских работ, проводимых при пробной эксплуатации, контролируются организациями, осуществляющими подсчет запасов и проектирование разработки, местными органами Госгортехнадзора СССР.
1.6. Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей
1.6.1. Под опытно-промышленной разработкой нефтяных месторождений, залежей или участков залежей следует понимать промышленные испытания новой для данных условий технологии разработки (в том числе по повышению нефтеотдачи и различных систем заводнения).
Источник: www.rmnt.ru