Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 506 313. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

"ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ" (утв. Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.84 N 44 п. IV)

Дата документа15.10.1984
Статус документаДействует
МеткиПравила

    

УТВЕРЖДЕНЫ
Коллегией Министерства
нефтяной промышленности СССР
(протокол от 15 октября 1984 г.
.N 44 п. IV)

 

СОГЛАСОВАНЫ
Госгортехнадзором СССР
(Постановление от 18.10.84 N 52)
Министерством геологии СССР
(письмо от 23.10.84 РС-04/65-6502)
Министерством газовой
промышленности СССР
(письмо от 12.09.84 ВТ-708)

 

ПРАВИЛА
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 
    Настоящие Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений являются практическим руководством для работников геологоразведочных, буровых и нефтегазодобывающих предприятий, 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 месторождений и эксплуатации скважин", утвержденные 25 октября 1983 г. Государственным комитетом химической и нефтяной промышленности при Госплане СССР, утрачивают силу.
 

1. ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ

 

1.1. 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 оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи

(н = )
Vн + Vr

    
    двухфазные залежи подразделяются на:
    а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (Vн > 0,75);
    б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < Vн <= 0,75);
    в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < Vн <= 0,50);
    г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Vн <= 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 тектонических 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 и 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).
    


    <*> Далее по тексту кроме случаев, где это специально оговорено, вместо "нефтяное, газонефтяное, газонефтеконденсатное, нефтегазовое или нефтегазо-конденсатное" месторождение (залежь), для сокращения используется только "нефтяное" месторождение (залежь).
 
    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;
    - оценочные скважины;
    - специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
    - скважины-дублеры.
    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 A + B + C1.
    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 нефтегазодобывающих 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.
    
    <*> Примечание: Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доработки) верхних объектов в зонах их совмещения.
 
    1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих 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 относятся 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 нефтегазодобывающего 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 C1 + C2 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, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);
    - физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазировання до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);
    - физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);
    - физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);
    - физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);
    - физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);
    - дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;