Проектные документы на разработку нефтяного месторождения

Технологические схемы и проекты разработки являются основными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и компании осуществляют промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий, служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство, обоснования проектов прогноза добычи нефти, газа и конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт и капиталовложений по месторождениям.
При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений необходимо руководствоваться следующими общим требованиями и рекомендациями.
7.2.1. Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений должно быть направлено на возможно полное извлечение из пластов запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.
7.2.2. Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.
7.2.3. Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. Технологическая схема должна составляться с учетом результатов детальных исследований, обеспечивающих уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллекторов, положения контуров газо- и нефтеносности сложно построенных продуктивных горизонтов в целях обоснования размещения скважин. При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.
7.2.4. Технологические схемы разработки составляются на начальные запасы нефти и газа категорий А+В+С1 и С2, как правило, утвержденные ГКЗ РФ или апробированные ЦКЗ Минтопэнерго РФ. Проекты и уточненные проекты разработки составляются на остаточные на дату составления проектного документа балансовые запасы нефти и газа.
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо­нентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и пред­варительно оцененные — категория С2.
Категория А—запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие).
3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа.
Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория C1 — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологи­ческих и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторожде­ния нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.
Категория С2 — запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследова­ний.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты  и  частично для проектирования разработки залежей.
Категория С3 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
7.2.5. В технологических схемах разработки по залежам, часть запасов которых сосредоточена на недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения. Технологические показатели разработки (объемы добычи нефти и газа, закачки воды, фонд добывающих и нагнетательных скважин) запасов категории С2 прогнозируются отдельно и используются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры и перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых работ.

В проектных документах на разработку обосновываются:

·                                                 выделение эксплуатационных объектов;
·                                                 системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;
·                                                 выбор способов и агентов воздействия на пласты;
·                                                 порядок ввода объекта в разработку;
·                                                 способы и режимы эксплуатации скважин;
·                                                 уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;
·                                                 вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
·                                                 вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефгеизвлечения из пластов;
·                                                 выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внугрискважинного оборудования;
·                                                 мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
·                                                 требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
·                                                 требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;
·                                                 требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
·                                                 мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
·                                                 комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
·                                                 специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;
·                                                 объемы и виды работ по доразведке месторождения;
·                                                 вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:
·                     структуру остаточных запасов нейти;
·                     показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;
·                     данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.
7.2.7. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.
В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки — не менее двух вариантов.
7.2.8. В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и минимальной добычи за этот период не отличались более чем на 2 – 5 % от проектного уровня.
7.2.9. Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины  запасов нефти.
7.2.10. Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных  зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10 – 25 % основного фонда скважин, в проектах — до l0 %.
7.2.11. В проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях — с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
7.2.12. В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно- промышленных испытаний.
7.2.13. Для повышения качества проектирования, надежности и точности процесса нефтеизвлечения на всех стадиях проектирования предусматривается широкое использование современных электронно- вычислительных машин, систем автоматизированного проектирования разработки, различных баз данных и графопостроителей.
Технологические показатели расчетных вариантов разработки прогнозируются с использованием современных физически содержательных математических моделей пластов и рассматриваемых процессов их разработки, позволяющих учитывать основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства насыщающих их и закачиваемых в них флюидов, механизм проектируемых процессов разработки, геометрию размещения скважин, возможность изменения режимов их работы.
Объемы добычи нефти, газа, жидкости, закачки воды в технологических схемах и проектах разработки рассчитываются без учета резервных скважин.
7.2.14. Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
7.2.15. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в проектных документах проводится за весь срок разработки.
7.2.16. Рекомендуемый для практического осуществления вариант выбирается в соответствии с действующей в отрасли методикой экономической оценки путем сопоставления технико-экономических расчетных вариантов разработки.
7.2.17. В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.
7.2.18. Принципиальные решения по темпам и порядку ввода месторождения в разработку, уровням добычи нефти и газа, требованиям к бурению, освоению и способам эксплуатации скважин в процессе проектирования согласовываются с заказчиком проектных работ.
7.2.19. В месячный срок после утверждения проектного документа на ЦКР (Центральная комиссия по разработке) Минтопэнерго РФ проектирующей обустройство месторождения организации выдаются необходимые исходные данные о максимальных уровнях отбора нефти, газа и жидкости и закачке рабочих агентов по месторождению в целом.
При необходимости, после проведения кустования устьев скважин, проектирующая обустройство организация определяет количество и местоположение площадок промыслового обустройства, по которым проектирующая разработку организация проводит дополнительные  расчеты технологических показателей.
7.2.20. Обоснование проектов прогноза добычи нефти и газа, объемов буровых работ производится в соответствии с действующими методическими указаниями по рекомендуемому к утверждению на ЦКР варианту разработки раздельно по запасам категории А+В+С1 и С2 для каждого эксплуатационного объекта и месторождения в целом.
7.2.21. Технологические схемы и проекты разработки составляются в соответствии с "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений” с учетом требований к содержанию и оформлению включаемых в них материалов, всех составляющих их частей, разделов и параграфов.
7.2.22. Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки.
Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.
7.2.23. В случае расширения границ залежей на приращенную площадь нефтеносности распространяется ранее утвержденная проектная система разработки и сетка скважин. Скважины, размещаемые на этой площади, являются дополнительными скважинами основного фонда.
7.2.24. При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:
·                         законами Российской Федерации;
·                         Указами Президента России;
·                         Постановлениями Правительства Российской Федерации по вопросам перспективного развития отраслей народного хозяйства, лицензирования, продажи нефти и др.;
·                         Основами законодательства Российской Федерации о недрах, налогового законодательства России и др.;
·                         Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;
·                         приказами Минтопэнерго РФ и решениями Коллегии;
·                         действующими ГОСТами, ОСТами, инструкциями, руководствами, методиками, положениями, нормами и нормативами технологического проектирования и др. в области подсчета и утверждения запасов нефти и газа, охраны недр и окружающей среды.

ТРЕБОВАНИЯ К СОДЕРЖАНИЮ И ОФОРМЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ


7.3.1. Материалы проектных документов на разработку должны содержать все данные, позволяющие производить экспертизу проектных решений без личного участия авторов. Эти материалы включают реферат, основную часть, текстовые приложения (том I), табличные приложения (том II) и графические приложения. Последние оформляются отдельной папкой либо прилагаются к тому I.
7.3.2. В том I включается текстовая часть всех разделов, в которых раскрывается существо рассматриваемых вопросов и приводятся необходимые обоснования принимаемых решений.
Объемы и детальность проработки отдельных разделов определяются авторами проектных документов в зависимости от сложности строения залежей, количества эксплуатационных объектов и рассматриваемых вариантов их разработки, стадии проектирования и т.д. В конце каждого раздела необходимо сделать выводы и рекомендации.
7.3.3. Во введении обосновывается необходимость постановки приводятся краткие сведения по истории проектирования, указываются основные цели и задачи проектирования.
7.3.4. В реферате дается краткое описание основных особенностей геологического строения залежей, приводится геолого-физическая характеристика продуктивных пластов, акцентируется внимание на физико-химических свойствах насыщающих пласты флюидов в случаях, когда они обусловливают специфику разработки данного месторождения. Приводятся описание этапов проектирования, основные положения ранее принятых проектных решений, текущего состояния разработки объектов. Излагаются характеристики и особенности рассматриваемых в проектном документе вариантов разработки и рекомендуемых решений.
7.3.5. Включаемый в том I табличный и графический материал должен содержать все данные о рекомендуемом варианте и сопоставительные таблицы исходных данных и результатов расчетов технико-экономических показателей по всем сравниваемым  вариантам разработки.
Для пояснения принципиальных положений при необходимости материалы (таблицы, схемы, графики).
7.3.6. Текстовые приложения к тому I должны содержать техническое задание на проектирование, различные акты, заключения и протоколы рассмотрения материалов заинтересованными организациями, сведения об уровнях добычи нефти, принятых в лицензионных соглашениях.
7.3.7. Табличные приложения, приводимые в томе II, должны содержать исходные данные и распечатки результатов расчетов на ЭВМ. Материалы, выполненные с помощью ЭВМ, должны содержать все данные, позволяющие провести проверку их промежуточных и конечных результатов обычными методами.
7.3.8. Графические приложения должны отображать основные особенности геологического строения месторождения, текущее состояние разработки эксплуатационных объектов, содержать схемы разбуривания, карты размещения скважин и т.д. Они должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.
7.3.9. Если особенности месторождения и проектируемой системы его разработки не отражаются содержанием разделов проектного документа, составляемого в соответствии с настоящим Регламентом, то для их обоснования в проектном документе дополнительно приводятся специальные разделы с необходимым текстом, схемами и графиками.
7.3.10. В случае повторного представления материалов после предварительного рассмотрения на ЦКР, сведения, оставшиеся без изменений, приводятся в сокращенном виде, со ссылкой на соответствующие отчеты. При этом уместно подробное изложение методики и объемов дополнительно проведенных работ, их качества, эффективности и результатов, обоснование изменений, внесенных в представленный ранее отчет.
7.3.11. На титульном листе отчета должны быть указаны: организация, выполнившая работу; фамилии и инициалы авторов (ответственных исполнителей); полное название отчета с указанием наименования месторождения, типа месторождения (нефтяное, газонефтяное, нефтегазоконденсатное и т.п.) и района расположения месторождения; место и год составления отчета. Титульные листы должны быть подписаны ответственными должностными лицами организации, представившей отчет, а подписи их скреплены печатью. Подписи авторов и исполнителей работ под текстом, таблицами, текстовыми и табличными приложениями печатью не скрепляются.
После титульного листа тома I помещаются: список исполнителей, информационная карта, оглавление всех томов отчета и перечень всех приложений. После титульного листа каждого последующего тома помещается только оглавление этого тома.
7.3.12. В отчете необходимо представить список использованных материалов. В перечне опубликованной литературы, фондовых и других приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).
7.3.13. Проектные документы оформляются в соответствии с требованиями ГОСТ на отчеты о научно-исследовательских работах, требованиями по обеспечению безопасности труда и охраны окружающей среды.
Все исходные данные по запасам нефти и газа в пластах, их геолого-физическим характеристикам, результаты расчетов технологических и экономических показателей разработки (кроме запасов нефти, плотности сетки, дебитов скважин, уровней добычи нефти, закачки воды и др.) приводятся в Международной системе единиц измерений СИ.
7.3.14. Текстовая часть материалов (отчета) должна быть переплетена этикеткой, на которой указывается номер экземпляра, наименование организации, фамилия и инициалы руководителя работ, название отчета, номер и название тома, год его составления.
7.3.15. В конце отчета необходимо сделать заключение, в котором указываются общие выводы и рекомендации, отражающие основную цель работы. В выводах указывается степень изученности, количество и качество запасов нефти и газа, условия их залегания, принимаемый вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения КИН, рекомендации по наиболее рациональному способу разработки, оценка общих перспектив месторождения, проблемы и пути их решения, замечания по совершенствованию научно-исследовательских работ и т.д.
7.3.16. Текст отчета и таблицы подписываются авторами, а материалы первичной документации - исполнителями работ.

7.3.17. На каждом чертеже необходимо указать его название и номер; числовой и  линейный масштабы; ориентировку по сторонам света; наименование организаций, производивших разведку и разработку месторождения; должности и фамилии авторов, составивших чертеж, и лиц, утвердивших его. Чертежи должны быть подписаны указанными лицами. Все графические материалы выполняются в типовых общепринятых условных обозначениях. Условные обозначения помещаются либо на каждом чертеже, либо на отдельном листе.

ищи здесь, есть все, ну или почти все