Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

86 страниц

608.00 ₽

Купить ГОСТ Р 55414-2013 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения, кроме месторождений континентального шельфа, а также отдельные объекты разработки в пределах одного месторождения и устанавливает требования к их составу, построению, содержанию и представлению (оформлению) технического проекта разработки и проектной документации на выполнение пробных работ, связанных с разработкой. Целью стандарта является обеспечение: - применения достижений научно-технического прогресса при проектировании разработки газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений; - рационального использования природных ресурсов углеводородного сырья: газа, газового конденсата, нефти, сопутствующих компонентов.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Общие положения

6 Общие требования к техническому проекту разработки месторождения

7 Виды технического проекта разработки месторождения и проектной документации на выполнение пробных работ и сроки их действия

8 Техническое задание на составление технического проекта разработки

9 Исходная информация для составления технического проекта разработки

10 Основные положения проектной документации на выполнение пробных работ

11 Основные положения технического проекта разработки

12 Содержание разделов проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных скважин

13 Содержание разделов технического проекта разработки месторождения (объекта разработки месторождения)

14 Содержание реферата технического проекта разработки месторождения

Приложение А (рекомендуемое) Перечень основных рисунков (графических приложений) в техническом проекте разработки

Приложение Б (справочное) Формы представления информации проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных скважин

Приложение В (справочное) Формы представления информации технического проекта разработки месторождения (объекта разработки месторождения)

Библиография

 
Дата введения01.11.2013
Добавлен в базу01.10.2014
Актуализация01.01.2019

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

06.05.2013УтвержденФедеральное агентство по техническому регулированию и метрологии66-ст
ИзданСтандартинформ2014 г.
РазработанООО Газпром ВНИИГАЗ
РазработанОАО Газпром

Gas, gas condensate, oil-gas and oil-gas condensate fields. Requirements for technical project of field development

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ГОСТР

55414—

2013

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫМ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИ И

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ

Требования к техническому проекту разработки

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2014

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Газпром» (ОАО «Газпром»), Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 мая 2013 г. №66-ст

4    В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. №2395-1 «О недрах»

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)

© Стандартинформ, 2014

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

11 Основные положения технического проекта разработки

11.1 В техническом проекте разработки должны быть обоснованы и представлены следующие позиции:

-    выделение объекта разработки (для многопластовых месторождений и месторождений, входящих в несколько лицензионных участков), при необходимости уточнение границ горного отвода;

-    выделение эксплуатационных объектов, условия и последовательность их ввода в разработку;

-    геолого-гидродинамические модели объектов проектирования (принципы построения, исходные данные, запасы);

-    обоснование величины запасов, вовлекаемых в разработку;

-    темпы годовых отборов газа, конденсата, нефти;

-    целесообразность применения, способы воздействия на пласты и ППД и необходимые для их реализации технологии, оборудование и агенты (для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений);

-    годовые объемы добычи газа (при необходимости учета сезонной неравномерности допускается поквартальная или помесячная разбивка), конденсата, нефти по месторождению (объекту разработки), эксплуатационным объектам и зонам УКПГ, объемы закачки агентов для воздействия на пласты;

-    определение величин конечных коэффициентов извлечения газа, конденсата, нефти;

-    системы размещения, количество добывающих, нагнетательных и специальных скважин на каждый эксплуатационный объект, последовательность и сроки ввода скважин в эксплуатацию и вывода их из эксплуатации по годам разработки;

-    способы эксплуатации добывающих скважин, технологические режимы работы добывающих и нагнетательных скважин;

-    требования и рекомендации по конструкциям скважин (добывающих, нагнетательных, специальных), производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин, наземному и подземному скважинному оборудованию с учетом выделенных эксплуатационных объектов и очередности их ввода в разработку;

-    технологии вторичного вскрытия пластов и интенсификации притоков;

-    мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями (водопескопроявления, гидрато-образование, коррозия) при эксплуатации скважин и организации их капитального ремонта, включая рекомендуемые технологии и технические средства, и по контролю за техническим состоянием колонн и затрубного пространства, в том числе геофизическими методами;

-    мероприятия по контролю за процессом разработки и его регулированию, размещение наблюдательных и пьезометрических скважин, комплексы геофизических и газодинамических исследований скважин, их объем и периодичность в соответствии с [9];

-    основные положения по мониторингу процессов разработки, эксплуатации промысловых объектов, сброса промышленных стоков (с использованием комплекса геофизических и геохимических методов, включая использование геоинформационных систем), в том числе по систематическим наблюдениям за конкретными техногенными проявлениями для данного месторождения (за образованием вторичных залежей в надпродуктивной толще и проседанием земной поверхности);

-    способы разделения на поверхности жидких и газообразных продуктов для дальнейшего их использования, системы сбора, внутрипромыслового транспорта, подготовки (переработки) добываемой продукции с учетом входящих в ее состав сопутствующих ценных и агрессивных компонентов;

-    товарная продукция, система учета объемов добытого полезного ископаемого и расходов на технологические нужды;

-    мероприятия по охране недр и окружающей среды, рекомендации по промышленной безопасности, технике безопасности, промышленной санитарии, газовой и пожарной безопасности, организации и проведению мониторинга окружающей среды в соответствии с [8];

-    критерии оценки эффективности рассмотренных вариантов разработки;

-    сводные проектные технологические и технические решения и основные показатели разработки;

-    рекомендации по опытно-промышленным испытаниям (опытным работам) в целях апробации и внедрения новых технологий и технических разработок, в том числе по вопросам ППД;

-    программа по дополнительному изучению месторождения (объекта разработки), научно-исследовательским и опытным работам, в том числе по комплексу, задачам и использованию результатов геофизических и газогидродинамических исследований скважин при их строительстве и эксплуатации.

ГОСТ P 55414—2013

11.2    Объем и детальность проработки указанных в 11.1 позиций технического проекта разработки зависят от сложности строения месторождения (объекта разработки), количества эксплуатационных объектов и рассматриваемых вариантов разработки, стадии разработки.

11.3    Расчеты основных технико-экономических показателей разработки проводят на весь срок технологически возможной продолжительности разработки для прогнозной оценки максимальных значений суммарной добычи и коэффициентов извлечения газа, конденсата, нефти, сопутствующих компонентов. Результаты расчетов основных технико-экономических показателей приводят по годам на весь период рентабельной разработки. Для технологической схемы при неоднозначности срока ввода месторождения в разработку допускается приводить технико-экономические показатели разработки по порядковым номерам годов эксплуатации.

11.4    Для месторождений с высоким содержанием в пластовых флюидах агрессивных компонентов обосновывают специфические требования к материальному исполнению скважинного и промыслового оборудования, его защите от коррозии, и мероприятия, обеспечивающие экологическую и промышленную безопасность.

11.5    Для месторождений со сложным составом пластовой смеси, добываемую продукцию которых предусматривают направлять в полном объеме на переработку на газохимические комплексы, приводят расчеты потенциальной выработки конечных товарных продуктов и учитывают в экономических расчетах их количество.

11.6    Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (объектов разработки) с содержанием в пластовом газе углеводородов С5+ более 250 г/м3 должен быть рассмотрен вариант разработки с поддержанием пластового давления, приведены виды рабочих агентов и объемы их закачки.

11.7    Для нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (объектов разработки) должен быть рассмотрен вариант опережающей разработки нефтяной части и обоснована система раздельного учета добычи газового конденсата и нефти.

11.8    Для мелких и очень мелких по запасам месторождений в соответствии с [5] при незначительном объеме информации допускается использование упрощенных методов расчета технологических показателей разработки. Должна быть оценена возможность использования добываемых углеводородов на местные нужды.

11.9    Для месторождений, рассматриваемых в едином техническом проекте разработки, приводят общую схему сбора углеводородного сырья и обосновывают систему учета добычи по каждому месторождению. Результаты расчетов приводят по каждому месторождению и суммарно по группе.

12 Содержание разделов проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных скважин

12.1 Структурные элементы проекта:

-    титульный лист;

-    список исполнителей;

-    содержание;

-    список таблиц;

-    список рисунков;

-    список табличных приложений;

-    список графических приложений;

-    введение;

-    сведения о недропользователе;

-    геолого-физическая характеристика продуктивных пластов объекта пробной эксплуатации;

-    конструкция скважины, ее техническое состояние и методы вскрытия пласта;

-    техника и технология добычи углеводородного сырья;

-    программа исследовательских работ;

-    мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр;

-    мероприятия по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при пользовании недрами;

-    сроки и условия выполнения работ по консервации или ликвидации скважины и рекультивации земель;

-    заключение;

-    табличные приложения;

-    графические приложения.

12.2 Введение

Во введении содержатся общие сведения об участке недр, историю геологического изучения участка, краткие сведения о районе работ, его обустроенности, основные цели проекта.

12.2.1    Общие сведения об участке недр

В общих сведениях об участке недр указывают административное расположение участка недр, на котором расположена поисковая (разведочная) скважина. В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины приводят даты открытия месторождения, для разрабатываемых — дату ввода месторождения в разработку. Приводят условия лицензии, требующие учета при составлении проекта. Отмечают особенности орогидрографии, геоморфологии, климатических условий, геокриологические характеристики (для месторождений в зонах распространения многолетнемерзлых пород), которые имеют важное значение для принятия проектных решений. Приводят схему района участка (месторождения) с нанесением контура месторождения, границ лицензионного участка (участков), элементов гидросети, населенных пунктов, объектов инфраструктуры, газо-, нефте- и продуктопроводов, линий электропередач, газо- и нефтеперерабатывающих заводов, электростанций, близлежащих месторождений газа, нефти и других полезных ископаемых.

12.2.2    История геологического изучения участка

При описании истории геологического изучения участка в хронологическом порядке приводят сведения об изучении участка недр, поиске и разведке месторождения.

12.2.3    Краткие сведения о районе работ, его обустроенности

В кратких сведениях о районе работ, его обустроенности характеризуют размещение и мощности действующих в районе участка (месторождения) газодобывающих и газоперерабатывающих организаций, газопроводов, приводят сведения об автодорогах, подъездных путях, существующих источниках водо- и электроснабжения, наличии жилья, охраняемых природных зон.

12.2.4    Основные цели составления представляемого проектного документа

При указании основных целей составления представляемого проектного документа приводят принципиальные положения технического задания на проектирование, характеризуют роль проекта и объекта опробования в освоении месторождения в целом. Выделяют основной вид добываемого полезного ископаемого.

12.3    Раздел «Сведения о недропользователе»

В разделе «Сведения о недропользователе» приводят полное наименование недропользователя с указанием почтового адреса, данные о лицензии на право пользования недрами (серия, номер, вид, дата выдачи, срок действия).

12.4    Раздел «Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов объекта пробной эксплуатации»

В разделе «Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов объекта пробной эксплуатации» приводят сведения о геофизических исследованиях скважины в процессе бурения, промыслово-геофизических исследованиях скважины, результатах опробования, оценке запасов углеводородного сырья.

Описание разреза приводят в пределах изученных глубин. Для месторождений в зоне многолетнемерзлых пород приводят геокриологическую характеристику. Отмечают особенности залегания продуктивных горизонтов (глубины, распространение по площади, выклинивание и т.п.). Приводят литологостратиграфический разрез. В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины разрабатываемого месторождения при характеристике газонефтеносности приводят описание типов и структурных особенностей залежей, оценивают положения ГВК (ВНК и ГНК при наличии нефтяной оторочки), на сводном разрезе отмечают выделенные по месторождению продуктивные пласты и предполагаемые (по данным ГИС) горизонты, а на структурной карте наносят контуры газоносности (нефтеносности), тектонические нарушения, линии выклинивания продуктивных отложений или замещения коллекторов плотными породами, границы утвержденных категорий запасов. При построениях учитывают данные сейсмических исследований.

12.4.1 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

При описании геофизических исследований скважины в процессе бурения и промыслово-геофизических исследований приводят объемы проведенных геофизических исследований скважины. Анализируют комплекс примененных методов (включая динамические характеристики сейсморазведки 3D), оценивают выполненный комплекс ГИС, его эффективность и информативность для изучения геологического строения объекта, в том числе границ распространения коллекторов, и обоснования критериев выделения реперов, коллекторов, продуктивных пластов, определения эффективных толщин, коэффициентов пористости, газонасыщенности, проницаемости, положения газоводяного (газонефтяного) контакта. Дают оценку точности определения параметров для подсчета запасов.

ГОСТ Р 55414-2013

12.4.2    Промыслово-геофизические исследования скважин

В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины разрабатываемого месторождения описывают распределение фильтрационно-емкостных свойств по разрезу, при наличии приводят значения проницаемости, пористости и начальной газонасыщенности (нефтенасыщенности), полученные в результате лабораторных исследований керна. Приводят данные по горизонтам (пластам) об общей, эффективной и газонасыщенной (нефтенасыщенной) толщине и показателях неоднородности. При наличии приводят результаты экспериментальных исследований газогидродинамическиххарактеристик вытеснения углеводородного сырья из пластов-коллекторов. Приводят сведения о методике, экспериментальной установке, условиях экспериментальных исследований процессов вытеснения газа (газового конденсата, нефти) различными агентами на моделях пласта, составленных из представительных образцов керна продуктивных отложений месторождения. Приводят результаты: коэффициенты вытеснения газа (нефти) водой (газом), относительные фазовые проницаемости в системах «газ-вода», «нефть-вода» и «нефть-газ» и их зависимости от водонасыщенности и газонасыщенности модели пласта.

12.4.3    Результаты опробования

При характеристике результатов опробования описывают процесс опробования скважины. Приводят объемы и результаты исследований скважины. Для определения годовой производительности и объемов добычи приводят краткую характеристику продуктивности скважины, результаты опробования скважины, гидрогазодинамических, термометрических, термодинамических исследований пластов по форме таблицы Б.1. При необходимости приводят результаты исследований при неустановившихся режимах фильтрации (оценки гидропроводности, проницаемости, скин-эффекта) в виде отдельных табличных и графических материалов. Результаты промысловых газоконденсатных исследований скважины приводят по форме таблицы Б.2. При двухступенчатой сепарации таблицу Б.1 дополняют данными по второй ступени и суммарными данными по первой и второй ступеням.

Для поисковой (разведочной) скважины на многопластовом месторождении газоконденсатные характеристики приводят отдельно по каждому горизонту (пласту). Приводят оценку представительности полученных газоконденсатных характеристик на основе сведений о режимах работы скважин в процессе исследований (дебиты газа, конденсата, воды, депрессии на пласт, скорости на входе в НКТ, режим работы сепарационных установок), количестве проб газа и конденсата и условиях их отбора. При наличии приводят по форме таблицы Б.З составы (содержание компонентов и групп компонентов) газов сепарации, дегазации, дебутанизации, пластового газа и конденсата, рассчитанные по результатам газоконденсатных исследований скважины. Приводят также значения коэффициента усадки конденсата, молекулярной массы в пластовом газе групп углеводородов С5+ (углеводородного конденсата) и С10+, молярных долей газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, молярного соотношения газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, потенциального содержания углеводородов С5+ на единицу суммы газовых компонентов пластового газа. Потенциальное содержание углеводородов С5+ (углеводородного конденсата) определяют на основании состава пластового газа с учетом молекулярной массы этой фракции. Приводят значения коэффициентов сжимаемости газа для начальных пластовых условий и относительной плотности газа по воздуху, необходимых для расчета прочностных характеристик обсадных колонн и ожидаемых давлений по стволу скважин.

При наличии результатов исследований отобранных при опробовании скважины проб конденсата или нефти приводят характеристики фракционного и группового состава и физико-химических свойств стабильного конденсата или нефти по формам таблиц Б.4, Б.5.

При наличии экспериментальных исследований по дифференциальной конденсации пластового флюида, проведенных на установках фазового равновесия (PVT), приводят значения давления начала конденсации, давления максимальной конденсации, количество выпадающей в пласте жидкой углеводородной фазы и ее плотность при различных давлениях в процессе снижении пластового давления, расчетное изменение потенциального содержания в пластовом газе углеводородов С5+ (углеводородного конденсата), их суммарное извлечение из пласта и содержание их в газовой фазе пластового флюида по форме таблицы Б.6.

В проекте пробной эксплуатации поисковой (разведочной) скважины нефтегазоконденсатного месторождения при наличии результатов исследований проб нефти приводят состав и свойства пластовой и дегазированной нефти по формам таблиц Б.7, Б.8 соответственно.

При наличии материалов промысловых и лабораторных исследований проб воды основные характеристики пластовых вод приводят по форме таблицы Б.9. Приводят оценку влагосодержания пластового газа, газосодержания подстилающих вод, возможности выпадения солей из пластовой воды в процессе пробной эксплуатации скважины.

11

12.4.4 Оценка запасов углеводородов

Оценку запасов углеводородов в проекте пробной эксплуатации поисковой скважины проводят как предварительную, исходя из значений под счетных параметров по результатам опробования скважины и геологических представлений о размере структуры. Результаты приводят по форме таблицы Б.10. В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины на разрабатываемом месторождении приводят данные о начальных запасах, утвержденных ГКЗ и/или принятых на государственный баланс, а также остаточных запасах газа, углеводородов С5+ (углеводородного конденсата), нефти с указанием категории запасов.

12.5    Раздел «Конструкция скважины, ее техническое состояние и методы вскрытия пласта»

В разделе «Конструкция скважины, ее техническое состояние и методы вскрытия пласта» приводят сведения о сроках проводки скважины, качестве (надежности) цементирования ствола, об осложнениях при бурении (поглощения бурового раствора, газонефтеводопроявления, обвалы, прихват бурового инструмента), наличии негерметичностей (межколонные давления, межпластовые перетоки и пр.). Данные по скважине приводят по форме таблицы Б.11. Формулируют выводы о возможности проведения пробной эксплуатации скважины и ограничениях, обусловленных ее техническим состоянием.

Приводят конструкцию забоя (открытый ствол либо перфорация), оценивают диаметр лифтовых труб, обеспечивающий проведение капитального ремонта и геофизических работ при исследованиях, перфорации и контроле за отработкой разреза.

Рекомендуют технологию вызова притока газа при пуске скважины в пробную эксплуатацию, основные сведения приводят по форме таблицы Б.12. Обосновывают режим спуска лифтовых труб для ограничения гидродинамического давления на пласт, параметры вызова притока из пласта, способ перфорации и тип перфораторов. Приводят оценку предусматриваемых технологией освоения объемов газа, выпускаемых в атмосферу, при освоении скважины.

12.6    Раздел «Техника и технология добычи углеводородного сырья»

В разделе «Техника и технология добычи углеводородного сырья» приводят обоснование способов эксплуатации скважин и техники добычи углеводородов, решения по обустройству скважины и транспортировке углеводородов, годовую производительность, объемы добычи.

12.6.1    Обоснование способов эксплуатации скважин и техники добычи углеводородов

При обосновании способов эксплуатации скважин и техники добычи углеводородов приводят проектную конструкцию фонтанного подъемника: диаметр и глубину спуска колонны лифтовых труб, пакеров, различных клапанов внутрискважинного и устьевого оборудования скважины. При необходимости приводят результаты расчетов вариантов конструкций. Приводят требования к фонтанной арматуре и оборудованию устья скважин. При необходимости рассматривают возможности и оборудование для одновременно-раздельного дренирования двух и более пластов. Приводят схему компоновки оборудования скважины для проведения пробной эксплуатации. Обосновывают необходимые защитные мероприятия по предупреждению гидратообразования, коррозии, выпадения и отложения парафина и солей во внутрискважинном и устьевом оборудовании, растепления прискважинной зоны (для месторождений в районе вечной мерзлоты) и прорыва подошвенной воды. Обосновывают рекомендации по удалению жидкости (газового конденсата и воды), скапливающейся на забое скважины, а также по предупреждению и борьбе с выносом породы и изоляции вод, указывают необходимые для этих целей технические средства и материалы. Для мероприятий, связанных с выпуском газа в атмосферу, приводят оценку объемов газа в расчете на одно мероприятие. При необходимости предлагают мероприятия по воздействию на призабойную зону пластов и регулированию профиля притока газа (нефти) в скважину.

12.6.2    Обустройство скважины и транспортировка углеводородов

При обосновании решений по обустройству скважины и транспортировке углеводородов приводят требования к продукции и подлежащим утилизации отходам производства. В проекте пробной эксплуатации разведочной скважины на разрабатываемом месторождении приводят структурную схему действующего промысла, указывают наличие и кратко характеризуют УКПГ/УППГ, УПН, станцию охлаждения газа, установки регенерации реагентов, установки промысловой подготовки либо переработки газового конденсата (нефти), ДКС, ИКС, головную компрессорную станцию и другие установки. Для скважины на неразрабатываемом месторождении приводят краткую характеристику существующих технико-технологических решений по внутрипромысловому транспорту и промысловой подготовке продукции, определяют аналог, приемлемый для рассматриваемого месторождения и проведения объективного сравнения альтернативных вариантов пробной эксплуатации. Приводят принципиальную схему сбора газа и конденсата (нефти). Дают количественные характеристики потоков в наземных коммуникациях. Проводят выбор проектного

12

ГОСТ P 55414—2013

диаметра и способа прокладки шлейфа и коллектора, приводят результаты оценочных расчетов (диапазон давлений, температур и расходов добываемой продукции скважин), для разрабатываемых месторождений приводят фактическую информацию о режимных параметрах эксплуатации шлейфов и коллекторов. Приводят сведения об условиях образования гидратов в наземных коммуникациях. Обосновывают требования к антигидратным реагентам, излагают основные технические решения по схеме их подачи на скважину и в наземные коммуникации. Приводят сведения о коррозионной характеристике добываемой продукции в наземных коммуникациях. Обосновывают требования по защите промыслового оборудования и системы внутрипромыслового обустройства от коррозии с учетом содержания в продукции скважин агрессивных компонентов, скорости потока газа на различных участках системы и применяемых в технологиях реагентов. Обосновывают требования к специальным ингибиторам, материальному исполнению оборудования. Приводят рекомендации по установлению технологических режимов работы скважин, снижающих влияние рассматриваемых явлений.

12.6.3 Годовая производительность, объемы добычи

При определении годовой производительности и объемов добычи приводят краткую характеристику продуктивности скважины, результаты опробования скважины, гидрогазодинамических, термометрических, термодинамических исследований пластов. Оценивают значения допустимых дебитов газа и депрессий с указанием ограничивающих факторов (вынос песка, подтягивание пластовой воды, ги-дратообразование, скорость потока при наличии агрессивных компонентов и пр.). Обосновывают по результатам анализа исследований и теоретических расчетов ограничения параметров технологического режима работы скважины, учитывают особенности конструкции и технического состояния скважины, системы сбора и промысловой подготовки газа, конденсата, нефти. Приводят расчетное значение начального дебита скважины с учетом ограничений. Для многопластовых месторождений приводят предварительное обоснование объединения пластов в эксплуатационные объекты. При этом должен быть учтен опыт разработки месторождений с аналогичными характеристиками, а также приняты во внимание возможные технические, технологические и экономические последствия. По возможности формируют и характеризуют возможные варианты пробной эксплуатации скважины по условиям объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты, последовательности их пробной эксплуатации, методам интенсификации притока, способам подготовки и транспортирования продукции и ее реализации, режимам эксплуатации скважины. Обосновывают выбор методик, используемых для расчета показателей пробной эксплуатации скважины. При этом допускается использование балансовой модели. Обосновывают геологические характеристики и промысловые данные, необходимые для технологических расчетов по форме таблицы Б. 13.

Рассчитывают технологические показатели пробной (опытной) эксплуатации скважины, включая количество извлекаемых полезных ископаемых, добываемой продукции и выработки товарной продукции, результаты приводят по форме таблицы Б.14.

При проведении вариантных расчетов приводят обобщенную характеристику результатов расчетов вариантов пробной эксплуатации по форме таблицы Б.15. Обосновывают проектные показатели пробной эксплуатации (выбирают рекомендуемый вариант).

12.7 Раздел «Программа исследовательских работ»

В разделе «Программа исследовательских работ» обосновывают цели, задачи и мероприятия по контролю за процессом пробной эксплуатации. Приводят перечень мероприятий и исследований по видам контроля и их периодичности (по форме таблицы Б.16). Обосновывают объемы соответствующих исследований, дают требования к необходимому оборудованию и средствам контроля. Обосновывают цели, комплекс, объемы и периодичность ГИС по контролю за положением газожидкостных контактов. Рассматривают условия проведения ГИС, в т. ч. в газовой среде, техническое обеспечение и технологии скважинных измерений. Указывают требования к газогидродинамическим методам, регистрирующим динамические характеристики скважины и потока флюида (давление, температура, расход, влажность продукции и пр.), в т. ч. к дистанционным методам контроля режимов работы скважины. Обосновывают методы, оборудование и объем газоконденсатных исследований. Приводят оценку объемов газа при исследовании скважины с выпуском газа в атмосферу. Приводят рекомендации по ком-плексированию рассматриваемых исследований с другими геолого-промысловыми наблюдениями. Рассматривают цели проведения и приводят требования к технологиям ГИС для контроля технического состояния обсадных колонн и цементного камня. Предусматривают контроль за возможными перетоками газа в отложения, расположенные выше эксплуатационных объектов, и образованием техногенных залежей. Обосновывают необходимые виды и объемы гидрохимических исследований, измерений количества и качества вод, выносимых вместе с газом из скважины.

13

12.8    Раздел «Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр»

В разделе «Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр» приводят перечень обязательных для выполнения нормативных документов при проведении работ, формулируют мероприятия, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала, населения.

12.9    Раздел «Мероприятия по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при пользовании недрами»

В разделе «Мероприятия по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при пользовании недрами» выделяют мероприятия по охране недр и окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с пробной (опытной) эксплуатацией скважины рассматриваемого месторождения. Приводят обзор региональных особенностей природоохранной деятельности. Перечисляют наиболее существенные для района расположения месторождения ограничения на природопользование. Кратко характеризуют экологическую обстановку в районе месторождения с учетом климата, орогидрографии, почв, растительного и животного мира, геокриологических, инженерно-геологических и гидрогеологических условий. Гидрогеологические условия освещают для той части разреза отложений, которая находится в зоне воздействия в процессе эксплуатации скважины. Приводят источники (включая отходы) и виды воздействия на отдельные компоненты окружающей среды. Оценивают возможные изменения ее состояния. Приводят ориентировочные данные о количестве образующихся отходов. Приводят ограничения по условиям водопользования и землепользования. Оценивают возможное влияние процесса пробной (опытной) эксплуатации скважины на изменение инженерно-геологических условий (протаи-вание грунтов, термокарстовые процессы и др.). Приводят перечень мероприятий по предотвращению и снижению возможных негативных воздействий на компоненты окружающей среды при строительстве объектов и в процессе их эксплуатации как в штатном режиме, так и при аварийных ситуациях.

Приводят мероприятия по охране недр в процессе пробной (опытной) эксплуатации скважины с учетом обеспечения надежности сооружения и предотвращения заколонных и межколонных перетоков (приводящих к утечке газа в атмосферу), скопления газа в межколонных пространствах и в горизонтах выше эксплуатационных объектов, а также возможных осложнений при аварийном фонтанировании, образовании грифонов, возникновении зон растепления и просадки устья скважины, смятии колонн и др. Перечисляют основные мероприятия, обеспечивающие контроль за выработкой запасов газа, конденсата, нефти, учет добываемой продукции и ее технологического использования, контроль за состоянием надпродуктивной части разреза в процессе разработки. Обосновывают способы и мероприятия по утилизации промышленных стоков и пластовых вод. Приводят рекомендации по комплексу мероприятий, системе наблюдений и программе работ по экологическому мониторингу. В конце раздела приводят общую характеристику воздействия в процессе пробной (опытной) эксплуатации скважины на состояние окружающей природной среды — количество загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу (включая оксиды азота и углерода), необходимое количество воды питьевого и технического качества, количество сточных вод с направлениями их утилизации, размеры санитарно-защитной зоны и оценку площади отчуждаемых и рекультивируемых земель.

12.10    Раздел «Сроки и условия выполнения работ по консервации или ликвидации скважины и рекультивации земель»

В разделе, посвященном завершению пробной (опытной) эксплуатации и консервации (ликвидации) скважины, формулируют требования к выполнению и конкретизируют виды и сроки работ для обеспечения экологической безопасности консервации либо ликвидации скважины. Приводят общую оценку ликвидационных затрат по завершению пробной (опытной) эксплуатации и консервации (ликвидации) скважины, ликвидации промысловых объектов и рекультивации земель.

12.11    Заключение

В заключении в сжатой форме излагают основные положения проекта пробной (опытной) эксплуатации:

-    цель пробной эксплуатации и задачи программы исследований;

-    отборы газа, конденсата, нефти;

-    ограничения на технологический режим работы скважины;

-    принципиальные положения по технике и технологии добычи и работе наземных сооружений промысла;

-    контроль пробной (опытной) эксплуатации;

-    объем исследовательских работ (промыслово-геофизических, газоконденсатных и газогидротермодинамических исследований);

-    охрана недр и окружающей среды.

ГОСТ Р 55414-2013

12.12    В табличных приложениях могут быть приведены материалы, дополняющие содержание разделов проекта, в частности:

-    состояние запасов нефти месторождения на текущую дату;

-    состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок месторождения на текущую дату;

-    состояние запасов конденсата месторождения на текущую дату;

-    прогноз добычи нефти по месторождению;

-    прогноз добычи нефтяного и природного газа, газового конденсата по месторождению;

-    программа исследовательских работ.

В табличные приложения могут быть вынесены и некоторые таблицы приложения Б.

12.13    В графических приложениях (см. приложение А) могут быть приведены материалы, неотраженные в текстовой части проекта, в частности:

-    обзорная схема района работ;

-    сводный литолого-стратиграфический разрез;

-    структурно-тектоническая карта района;

-    схема системы сбора газа, газового конденсата, нефти;

-    схема обустройства площадки;

-    схема оборудования и обвязки устья скважин;

-    схема транспортировки газа, газового конденсата, нефти.

12.14    При необходимости в проекте могут быть приведены показатели экономической оценки.

13 Содержание разделов технического проекта разработки месторождения (объекта разработки месторождения)

13.1 Структурные элементы проекта:

-    титульный лист;

-    список исполнителей;

-    содержание;

-    список таблиц;

-    список рисунков;

-    список табличных приложений;

-    список графических приложений;

-    введение;

-    общие сведения о месторождении и участке (участках) недр, предоставленном (предоставленных) в пользование;

-    геолого-физическая характеристика месторождения;

-    цифровые модели месторождения;

-    состояние разработки месторождения;

-    проектирование разработки месторождения;

-    методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов;

-    экономический анализ вариантов разработки;

-    технико-экономический анализ вариантов разработки;

-    конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов;

-    техника и технология добычи углеводородов;

-    обеспечение водоснабжения (при необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для технологического обеспечения водой для собственных нужд газового промысла);

-    контроль и регулирование разработки месторождения;

-    программа доразведки и исследовательских работ;

-    маркшейдерско-геодезические работы;

-    мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр;

-    мероприятия по рациональному использованию и охране недр;

-    мероприятия по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности при пользовании недрами;

-    сроки и условия выполнения работ по консервации или ликвидации скважин, промысловых объектов, рекультивации земель;

-    заключение;

-    список использованных источников;

15

-    табличные приложения;

-    графические приложения;

-    реферат;

-    техническое задание.

13.2    Введение

Во введении приводят полное наименование недропользователя (для единого технического проекта разработки месторождения, входящего в несколько лицензионных участков — всех недропользователей) с указанием почтового адреса, данные о лицензии на право пользования недрами (серия, номер, вид, дата выдачи, срок действия). Характеризуют роль месторождения (объекта разработки месторождения) в обеспечении газоснабжения района и страны в целом, формулируют стратегию освоения выделяемого объекта разработки, роль объекта в освоении месторождения в целом. Выделяют основной вид добываемого полезного ископаемого, характеризуют товарную продукцию и направления ее реализации. Формулируют цель проектного документа.

13.3    Раздел «Общие сведения о месторождении и участке (участках) недр, предоставленном

(предоставленных) в пользование»

В разделе «Общие сведения о месторождении и участке (участках) недр, предоставленном (предоставленных) в пользование» указывают его (их) административное расположение (в едином техническом проекте разработки месторождения, входящего в несколько лицензионных участков, указывают по всем участкам). Приводят дату открытия месторождения, а для разрабатываемого месторождения — дату его ввода в разработку. Включают информацию об иных видах полезных ископаемых, залегающих в пределах месторождения. Приводят условия лицензии, требующие учета при составлении проекта.

Кратко характеризуют размещение и мощности действующих в районе месторождения газодобывающих и газоперерабатывающих организаций, газопроводов, приводят сведения об автодорогах, подъездных путях к площади месторождения, существующих источниках водо- и электроснабжения, месторождениях общераспространенных полезных ископаемых и подземных вод, наличии жилья, охраняемых природных зон.

Отмечают особенности орогидрографии, геоморфологии, климатических условий, геокриологические характеристики (для месторождений в зонах распространения многолетнемерзлых пород), которые имеют важное значение для принятия проектных решений. Приводят схему района месторождения с нанесением контура месторождения, границ лицензионного участка (участков), элементов гидросети, населенных пунктов, объектов инфраструктуры, газо-, нефте- и продуктопроводов, линий электропередач, газо- и нефтеперерабатывающих заводов, электростанций, близлежащих месторождений газа, нефти и других полезных ископаемых. Приводят оценку потребности в персонале и основных объектах инфраструктуры для разработки.

Для разрабатываемых месторождений указывают стадию разработки. Приводят степень выработанности запасов лицензионного участка, месторождения (объекта разработки месторождения) в пределах лицензионного участка. Характеризуют выполнение ранее принятых проектных решений по месторождению и объекту разработки.

13.4    Раздел «Геолого-физическая характеристика месторождения»

Раздел «Геолого-физическая характеристика месторождения» включает в себя геологическое строение месторождения и залежей, гидрогеологические и инженерно-геологические условия, характеристику режима водонапорного бассейна, физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов, свойства и состав пластовых флюидов, сводную геолого-физическую характеристику продуктивных пластов, запасы углеводородов, оценку исходной информации для проектирования.

13.4.1 Геологическое строение месторождения и залежей

В геологическом строении месторождения и залежей приводят описание разреза в пределах изученных глубин. Для месторождений в зоне многолетнемерзлых пород приводят геокриологическую характеристику. Отмечают особенности залегания продуктивных горизонтов (глубины, распространение по площади, выклинивание и т. п.). Приводят литолого-стратиграфический разрез. Характеризуя газонефтеносность, приводят описание структурных особенностей залежей, типы и размеры залежей приводят по форме таблицы В.1. Отмечают наличие тектонических нарушений и дают оценку их возможного влияния на разработку месторождения. Обосновывают положения ГВК (ВНК и ГНК при наличии нефтяной оторочки), соответствующие данные приводят по форме таблицы В.2. На сводном раз-

ГОСТ P 55414—2013

резе отмечают выделенные по месторождению продуктивные пласты и предполагаемые (по данным ГИС) горизонты. На структурной карте наносят контуры газоносности (нефтеносности), тектонические нарушения, линии выклинивания продуктивных отложений или замещения коллекторов плотными породами, границы утверхщенных категорий запасов. При наличии на месторождении нескольких продуктивных горизонтов приводят совмещенную карту с нанесением контуров и линий выклинивания выделенных горизонтов. Схемы корреляции разрезов скважин и геологические профили по характерным направлениям (участкам) приводят с учетом выделенных геологических закономерностей. При построениях учитывают данные сейсмических исследований.

13.4.2    Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

При описании гидрогеологических и инженерно-геологических условий, характеристики режима водонапорного бассейна приводят общую характеристику водонапорного бассейна (размеры, стратиграфическая приуроченность), сведения о степени его изученности (количество исследованных скважин, распределение их по площади, достоверность исследований). Характеристику водоносных комплексов в районе месторождения и/или в пределах лицензионного участка приводят по формам таблиц В.З и В.4. Для иллюстрации приводят схему водонапорного бассейна с нанесенными контурами месторождений (залежей) и скважинами, в которых опробованы водоносные комплексы. Характеризуют выделенные гидрогеологические этажи, комплексы и водоупоры, приводят ионно-солевой состав, минерализацию вод, характеристику растворенного газа, термобарические условия. Для иллюстрации приводят гидрогеологический разрез. С учетом типа залежи, строения продуктивной толщи, характеристики зоны контакта «газ-вода» («нефть-вода») дают оценку ожидаемого проявления упруговодонапорного режима в процессе разработки.

13.4.3    Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Для характеристики параметров продуктивных пластов (горизонтов) приводят объемы проведенных геофизических исследований скважин при разведке и разработке месторождения. Анализируют комплекс примененных методов (включая динамические характеристики трехмерной сейсморазведки), методик и результатов интерпретации в свете подготовки данных для составления моделей залежи. Оценивают выполненный комплекс ГИС, его эффективность и информативность для изучения геологического строения объекта, в том числе границ распространения коллекторов, обоснования критериев выделения реперов, коллекторов, продуктивных пластов, определения эффективных толщин, коэффициентов пористости, газонасыщенности, проницаемости, положения газоводяного (газонефтяного) контакта. Дают оценку точности определения параметров для подсчета запасов.

Описывают распределение фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. Значения проницаемости, пористости и начальной газонасыщенности (нефтенасыщенности), полученные в результате лабораторных исследований керна, геофизических и газогидродинамических исследований скважин приводят по форме таблицы В.5. Указывают (при наличии) сведения об анизотропии проницаемости в горизонтальном и вертикальном направлениях. Средние величины параметров по данным геофизических определений рассчитывают как средневзвешенные по толщине, а для других методов — средние по числу определений. Обосновывают значения параметров, принятые для создания расчетных моделей.

Приводят объемы проведенных газогидродинамических исследований скважин при разведке и разработке месторождения. Результаты исследований скважин для анализа приводят по форме таблицы В.6, при большом числе скважин приводят по характерным скважинам.

13.4.4    Свойства и состав пластовых флюидов

В описании физико-химической характеристики газа, конденсата, нефти, воды приводят объемы промысловых и лабораторных газоконденсатных исследований. Результаты промысловых газоконденсатных исследований скважин приводят по форме таблицы В.7. При двухступенчатой сепарации таблицу В.7 дополняют данными по второй ступени и суммарными данными по первой и второй ступеням. Приводят графики фактического и расчетного выхода дегазированного (стабильного) конденсата в зависимости от давления и температуры сепарации газа. Для многопластовых месторождений газоконденсатные характеристики приводят отдельно по каждому горизонту (пласту). Приводят оценку представительности полученных газоконденсатных характеристик на основе сведений о режимах работы скважин в процессе исследований (дебиты газа, конденсата, воды, депрессии на пласт, скорости на входе в НКТ, режим работы сепарационных установок), количестве проб газа и конденсата и условиях их отбора (учитывают при обосновании объема исследовательских работ при контроле за разработкой).

Приводят составы (содержание компонентов и групп компонентов) газов сепарации, дегазации, дебутанизации, пластового газа и конденсата, рассчитанные по результатам газоконденсатных ис-

17

ГОСТ P 55414—2013

Содержание

1    Область применения..................................................................1

2    Нормативные ссылки..................................................................1

3    Термины и определения...............................................................1

4    Сокращения.........................................................................2

5    Общие положения....................................................................3

6    Общие требования к техническому проекту разработки месторождения........................3

7    Виды технического проекта разработки месторождения и проектной документации

на выполнение пробных работ и сроки их действия........................................4

8    Техническое задание на составление технического проекта разработки........................5

9    Исходная информация для составления технического проекта разработки.....................6

10    Основные положения проектной документации на выполнение пробных работ.................7

11    Основные положения технического проекта разработки....................................8

12    Содержание разделов проекта пробной эксплуатации поисковой или единичных разведочных

скважин.............................................................................9

13    Содержание разделов технического проекта разработки месторождения (объекта разработки

месторождения).....................................................................15

14    Содержание реферата технического проекта разработки месторождения....................34

Приложение А (рекомендуемое) Перечень основных рисунков (графических приложений)

в техническом проекте разработки..........................................36

Приложение Б (справочное) Формы представления информации проекта пробной эксплуатации

поисковой или единичных разведочных скважин...............................37

Приложение В (справочное) Формы представления информации технического проекта разработки

месторождения (объекта разработки месторождения)..........................48

Библиография........................................................................82

следований скважин. Приводят также значения коэффициента усадки конденсата, молекулярной массы в пластовом газе групп углеводородов С5+ (углеводородного конденсата) и С10+, молярных долей газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, молярного соотношения газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, потенциального содержания углеводородов С5+ на единицу суммы газовых компонентов пластового газа. Потенциальное содержание углеводородов С5+ (углеводородного конденсата) определяют на основании состава пластового газа с учетом молекулярной массы этой фракции. Приводят значения коэффициентов сжимаемости газа для начальных пластовых условий и относительной плотности газа по воздуху, необходимых для расчета прочностных характеристик обсадных колонн и ожидаемых давлений по стволу скважин. Представляют осреднен-ные данные по каждому выделяемому эксплуатационному объекту по форме таблицы В.8. Для многопластовых месторождений формулируют выводы о возможности использования газа отдельных пластов в качестве рабочих агентов для воздействия на другие пласты. Для месторождений, добываемую продукцию которых планируется направлять на переработку, приводят характеристики фракционного и группового состава и физико-химических свойств стабильного конденсата и нефти, приведенные по формам таблиц В.9, В.10. Приводят оценку товарных качеств газа и конденсата, потенциальных товарных продуктов, которые могут быть выработаны из добываемого углеводородного сырья.

Для оценки количества выпадающей в пласте жидкой углеводородной фазы (конденсата) и степени ее извлечения по материалам экспериментальных исследований по дифференциальной конденсации пластового флюида, осуществляемых на установках фазового равновесия (PVT), определяют давление начала конденсации, давление максимальной конденсации, количество выпадающей в пласте жидкой углеводородной фазы и ее плотность при различных давлениях в процессе снижения пластового давления. Рассчитывают изменение потенциального содержания в пластовом газе углеводородов С5+ (углеводородного конденсата), их суммарное извлечение из пласта и содержание их в газовой фазе пластового флюида. Результаты приводят по форме таблицы В.11 или графически. При недостаточности, неоднозначности экспериментальных данных или их отсутствии, в проекте пробной разработки (эксплуатации) участка (залежи) месторождения, технологической схеме опытно-промышленной разработки участка (залежи) месторождения, технологической схеме разработки месторождения (объекта разработки месторождения) приводят результаты прогнозирования изменения газоконденсатных характеристик на основе аналитических методов.

Для нефтегазоконденсатных месторождений (объектов разработки месторождений) состав и свойства пластовой и дегазированной нефти приводят по формам таблиц В.12, В.13 соответственно. Для высокопарафинистых нефтей дополнительно приводят оценку возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий и при применении специальных технологий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин. При проектировании разработки на режиме истощения дополнительно приводят зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и выделяющегося из нее газа от давления при пластовой температуре. При применении тепловых методов дополнительно приводят зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры, растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара), теплофизические свойства пластовых флюидов (средняя плотность, коэффициенты температуропроводности, теплопроводности, удельная теплоемкость). При обнаружении в породе-коллекторе высокомолекулярного сырья (матричной нефти) и металлорганических соединений приводят результаты их геохимических исследований.

При описании физико-химической характеристики пластовых вод приводят основные характеристики по форме таблицы В.14. На основе анализа количества и состава пластовых, конденсационных, связанных и других вод продуктивных горизонтов, выше- и нижележащих отложений, обосновывают начальные гидрохимические коррелятивы вод различных типов (пластовая, конденсационная, связанная, техногенная). Приводят оценку влагосодержания пластового газа и газосодержания подстилающих и контурных вод. Дают оценку возможности выпадения солей из пластовой воды в процессе эксплуатации скважин и промысловых объектов. В технологической схеме и технологическом проекте разработки на основе сведений о содержании в воде брома, йода, бора, лития, стронция, рубидия, цезия приводят обобщенную оценку ценности и возможности использования пластовых вод в промышленных или лечебных целях.

13.4.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Данные по горизонтам (пластам) об общей, эффективной и газонасыщенной (нефтенасыщенной) толщине и показателях неоднородности приводят по форме таблицы В.15. Осреднение проводят по всем скважинам. По разрабатываемым месторождениям аналогично характеризуют выделенные эксплуатационные объекты. Распределение толщин по площади, в т. ч. по отдельным зонам, приводят графически на картах эффективных толщин и газонасыщенных (нефтенасыщенных) толщин.

ГОСТ Р 55414-2013

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ

Требования к техническому проекту разработки

Gas, gas condensate, oil-gas and oil-gas condensate fields.

Requirements for technical project of field development

Дата введения — 2013—11—01

1    Область применения

Настоящий стандарт распространяется на газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения, кроме месторождений континентального шельфа, а также отдельные объекты разработки в пределах одного месторождения и устанавливает требования к их составу, построению, содержанию и представлению (оформлению) технического проекта разработки и проектной документации на выполнение пробных работ, связанных с разработкой.

Целью стандарта является обеспечение:

-    применения достижений научно-технического прогресса при проектировании разработки газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений;

-    рационального использования природных ресурсов углеводородного сырья: газа, газового конденсата, нефти, сопутствующих компонентов.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки

ГОСТ 7.32-2001 Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3    Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 вариант разработки: Совокупность технологических, технических решений и основных показателей разработки месторождения или его части (объекта разработки месторождения, эксплуатационного объекта).

Издание официальное

Примечания — Для месторождения (объекта разработки) с несколькими эксплуатационными объектами вариант разработки формируют из вариантов разработки отдельных эксплуатационных объектов.

3.2    ввод месторождения (объекта разработки месторождения) в разработку: Момент начала добычи углеводородного сырья в соответствии с проектным документом по разработке, предусматривающим длительную (более года) подачу вырабатываемой товарной продукции потребителям.

3.3    газовое [газоконденсатное, нефтегазовое, нефтегазоконденсатное] месторождение: Месторождение с преобладающим количеством газообразных углеводородов.

3.4    завершение разработки месторождения: Прекращение добычи сырья с обеспечением изоляции продуктивных отложений путем консервации или ликвидации скважин, ликвидации промысловых объектов и рекультивации земель.

3.5    объект разработки (месторождения): Совокупность продуктивных отложений (залежей, пластов, участков) месторождения или его части, входящей в лицензионный участок недропользователя, выделенная для проектирования разработки, обустройства и учета добычи углеводородного сырья.

Примечания

1    Близость входящих в объект разработки фильтрационно-емкостных характеристик пластов, термобарических условий, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов предопределяют применение единой системы сбора, подготовки, учета продукции.

2    Объект разработки может включать в себя несколько эксплуатационных объектов, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин.

3    В техническом проекте разработки рассматривают один объект разработки.

3.6    система разработки газового (газоконденсатного, нефтегазоконденсатного) месторождения: Комплекс инженерных решений по технологии и техническим средствам извлечения углеводородного сырья из недр и эксплуатации скважин и промысловых объектов.

Примечания — Систему разработки характеризуют количество и состав эксплуатационных объектов, способ разработки, темпы отбора углеводородов из пластов, размещение добывающих и нагнетательных скважин, технологии и средства контроля и регулирования процессов, происходящих в продуктивном пласте, очередность ввода и технологические режимы эксплуатации скважин и промысловых объектов.

3.7    технический проект разработки: Проектный документ, определяющий основные технологические и технические решения по рациональному пользованию участком недр, на основании которого осуществляют разработку месторождения (группы месторождений, объекта разработки месторождения, отдельных залежей или их участков).

Примечани я— Технический проект разработки является обобщающим названием для группы проектных документов, перечисленных в 7.1.

3.8 _

эксплуатационный объект: Продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин.

[ГОСТ Р 53710-2009, статья 3.4]

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВНК — водонефтяной контакт;

ГВК — газоводяной контакт;

ГИС — геофизические исследования скважин;

ГКЗ — Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых;

ГНК — газонефтяной контакт;

ГПЗ — газоперерабатывающий завод;

ДКС —дожимная компрессорная станция;

м/(ст. мес.) — метров на станкомесяц при строительстве скважин (в таблицах); НК— начало кипения;

НКС — нагнетательная компрессорная станция;

НКТ — насосно-компрессорные трубы;

ГОСТ P 55414—2013

ППД — поддержание пластового давления;

скв. — скважина (в таблицах);

УКПГ — установка комплексной подготовки газа;

УППГ — установка предварительной подготовки газа;

УПН — установка подготовки нефти;

ШГН — штанговый глубинный насос;

ЭЦН — электроцентробежный насос;

% об. — объемный процент;

% масс. — массовый процент;

% мол. — мольный процент;

С5+ — группа компонентов пентан + вышекипящие.

5    Общие положения

5.1    Разработку месторождения осуществляют в соответствии с техническим проектом разработки. Технический проект разработки составляют для месторождения в целом или для отдельного объекта разработки этого месторождения при соответствующем обосновании его выделения. Допускается подготовка единого технического проекта разработки для нескольких мелких месторождений, расположенных в пределах выделенного одному недропользователю лицензионного участка недр. При этом в нем должны быть выделены проектные решения и основные показатели разработки для каждого месторождения.

5.2    Организацию подготовки технического проекта разработки месторождения (объекта разработки) осуществляет недропользователь в соответствии с условиями пользования участком недр, определенными лицензией на пользование недрами, требованиями [1] — [4], на основании имеющейся геологической и иной информации о недрах.

5.3    Технический проект разработки месторождения, как правило, составляет научно-исследовательская (проектная) организация на основании технического задания.

5.4    Технический проект разработки месторождения основывают на запасах углеводородного сырья, прошедших государственную экспертизу. Запасы промышленных категорий по [5] должны быть учтены в полном объеме, обоснованы величины запасов и ресурсов, вовлекаемых в разработку, и предусмотрены мероприятия по доразведке для перевода запасов и ресурсов в промышленные категории.

5.5    Решения технического проекта разработки должны быть направлены на достижение максимально возможного экономически целесообразного извлечения из пластов углеводородного сырья и содержащихся в нем сопутствующих компонентов, а также на получение новой информации для снижения риска неподтверждения обосновываемых в нем решений.

5.6    Технический проект разработки согласовывает уполномоченный государственный орган в соответствии с [6], и утверждает недропользователь.

6    Общие требования к техническому проекту разработки месторождения

6.1    Технический проект разработки является основополагающим технологическим документом, обобщающим результаты научно-исследовательских работ для обеспечения возможности и необходимых условий рациональной разработки и проведения опытно-промышленных работ недропользователями. На его основе составляют проектную документацию на строительство скважин и обустройство промысла, осуществляют текущее и перспективное планирование добычи углеводородного сырья, объемов буровых и исследовательских работ, инвестиций в освоение и разработку месторождения (месторождений, объекта разработки месторождения) и эксплуатационных затрат.

6.2    В технический проект разработки, а также в другие виды проектной документации по разработке месторождений (см. раздел 7), включают:

-    мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами;

-    мероприятия по рациональному использованию и охране недр;

-    мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами;

3

-    информацию о сроках и условиях выполнения работ по консервации и/или ликвидации скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель.

6.3    В техническом проекте разработки обосновывают:

-    основные положения разработки месторождения (стратегию освоения запасов участка недр, выделение объекта разработки);

-    выделение эксплуатационных объектов;

-    технологические и технические решения, основные показатели разработки.

6.4    Обоснование технологических и технических решений проводят путем сопоставления результатов расчетов нескольких различных в принципиальном отношении вариантов. Варианты могут различаться максимальными уровнями годовой добычи (темпами отбора запасов), способом (технологией) разработки, техникой и технологией строительства скважин, их размещением, количеством и последовательностью ввода эксплуатационных объектов, количеством и мощностью элементов систем сбора и промысловой подготовки и/или переработки сырья, направлениями транспорта углеводородов. Основанием для выбора проектных технологических и технических решений являются полнота извлечения углеводородного сырья из недр и экономические результаты за проектный (прогнозный) период.

6.5    Материалы технического проекта разработки должны включать необходимые исходные и расчетные данные, в том числе по геологическим и гидродинамическим моделям объектов разработки, позволяющие проводить независимую экспертизу предлагаемых решений по рассматриваемому месторождению (объекту разработки).

6.6    В состав технического проекта разработки входят основная часть, текстовые приложения, графические приложения (см. приложение А), а также реферат в виде отдельной книги.

6.7    Технический проект разработки соответствующего вида оформляют с учетом [7] и ГОСТ 7.32 в части размеров шрифта, объема страниц в одном томе (книге), формата рисунков и таблиц, нумерации разделов, рисунков и таблиц и библиографических ссылок. Проектный документ оформляют на бумажных (не менее двух экземпляров) и электронных носителях. Все экземпляры должны быть идентичны по содержанию. На титульном листе проектного документа указывают:

-    недропользователя (заказчика проектного документа и недропользователя);

-    организацию, составившую проектный документ;

-    полное название документа с указанием наименования месторождения (объекта разработки) и его типа (газовое, газоконденсатное, нефтегазовое, нефтегазоконденсатное);

-    административный район расположения месторождения;

-    год составления.

Титульный лист подписывают должностные лица этих организаций, подписи заверяют печатью.

7 Виды технического проекта разработки месторождения и проектной документации на выполнение пробных работ и сроки их действия

7.1    Виды технического проекта разработки месторождения (объекта разработки):

-    проект пробной разработки месторождения (залежи);

-    технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей);

-    технологическая схема разработки месторождения;

-    технологический проект разработки месторождения, а также дополнения (изменения) к ним.

Кроме того, к проектной документации на выполнение пробных работ, связанных с пользованием

участками недр применительно к разработке месторождений углеводородного сырья, относят:

-    проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины;

-    проект пробной эксплуатации единичных разведочных скважин.

7.2    Срок действия технического проекта разработки определяют достижением поставленных в нем целей и задач.

7.3    Проект пробной разработки месторождения (залежи) составляют для уточнения геофизических, добывных и других характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов на период до 3 лет. Он является основой для перспективного планирования обустройства месторождения.

7.4    Технологическую схему опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей) составляют на период до 5 лет для промышленных испытаний новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения. Технологическая схема опытно-

4

ГОСТ P 55414—2013

промышленной разработки отдельных залежей или участков может быть составлена на любой стадии разработки месторождения.

7.5    Технологическую схему разработки составляют для начальной стадии промышленной разработки месторождения. Она определяет систему разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Для крупных газовых и газоконденсатных месторождений (объектов разработки), недостаточно разведанных и/или со сложным строением, в целях обоснования технологических и технических решений на срок промышленной разработки в составе технологической схемы рекомендуется предусматривать период опытно-промышленной разработки. Технологические и технические решения на период опытно-промышленной разработки и его продолжительность (до 5 лет в соответствии с [2]) обосновывают в технологической схеме разработки либо в отдельном проекте опытно-промышленной разработки на основе принимаемых основных положений разработки месторождения с учетом решения задач доразведки. На период опытно-промышленной разработки в технологической схеме должна быть представлена детальная программа дополнительного изучения, исследований и опытных работ.

7.6    Технологический проект разработки составляют для основной стадии промышленной разработки месторождения после ввода в эксплуатацию не менее 70 % скважин основного фонда по технологической схеме разработки месторождения (объекта разработки) и ввода в эксплуатацию промысловых объектов, предусмотренных в технологической схеме.

Технологический проект разработки основывают на результатах реализации технологической схемы (анализа разработки, оценки запасов по данным эксплуатации, специальных исследований). Используемые в проекте расчетные модели должны быть адаптированы по истории разработки.

В технологическом проекте разработки должны быть:

-    обоснованы период рентабельной разработки месторождения и срок ее завершения (с учетом потребителей и экономической ситуации);

-    определены коэффициенты извлечения газа и конденсата (нефти) и остаточные запасы углеводородного сырья на момент завершения разработки;

-    представлены общие требования для обеспечения экологической безопасности консервации завершенного разработкой месторождения и ликвидации промысловых объектов.

7.7    Проект опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины составляют в целях уточнения промышленной значимости вскрытого этой скважиной продуктивного пласта. Период опытной (пробной) эксплуатации — 1 год.

7.8    Проект пробной эксплуатации единичных разведочных скважин составляют в целях разведки и доразведки месторождения — изучения характеристик залежей, обеспечивающих составление технологической схемы разработки (технологической схемы опытно-промышленной разработки) месторождения (залежи), а также в процессе разработки в целях уточнения промысловых характеристик эксплуатационных объектов на неразрабатываемых участках. Период пробной эксплуатации единичных разведочных скважин — 1 год.

8 Техническое задание на составление технического проекта разработки

8.1    Техническое задание на составление технического проекта утверждает заказчик-недропользователь. Для месторождений на участках недр федерального значения, имеющих стратегическое значение для газовой промышленности страны, в соответствии с [1], техническое задание может быть согласовано уполномоченным органом Российской Федерации по недропользованию (если это оговорено в лицензии). Если заказчиком является сторонняя организация, техническое задание согласовывают с недропользователем.

8.2    В техническом задании должны быть отражены:

-    условия лицензии (лицензий) по участку (участкам) недр;

-    основные положения разработки месторождения и освоения участка (участков) недр:

а)    планируемые сроки начала разработки;

б)    предельные (максимальные) годовые уровни отбора углеводородного сырья (газа, конденсата, нефти);

в)    способ учета добываемого сырья;

г)    перечень (ассортимент) получаемых товарных продуктов и направления их реализации.

Дополнительно могут быть установлены требования, исходя из схем развития промышленной

инфраструктуры и систем магистрального транспорта газа и жидких углеводородов в районе располо-

5

жения месторождения, законодательства субъекта Российской Федерации по промышленной безопасности, экологии и недропользованию.

Недропользователь вправе устанавливать дополнительные требования по:

-    соответствию содержания разделов проектного документа по разработке внутренним нормативно-распорядительным документам недропользователя;

-    условиям экономических расчетов, исходя из собственных норм рентабельности производства;

-    предельным стоимостным и ценовым показателям продукции и услуг;

-    учету отдельных технологий добычи и подготовки газа и конденсата (нефти) к транспорту;

-    использованию имеющихся промысловых объектов (УКПГ, ДКС, головных сооружений), газоперерабатывающих заводов и газопроводов в районе месторождения;

-    приведению в проектном документе минимальных и максимальных уровней суточной добычи, представлению прогнозных показателей разработки помесячно или поквартально.

8.3    В техническом задании указывают условия использования информации (в том числе фактических данных по разрабатываемому месторождению и конфиденциальной), предоставляемой недропользователем проектировщику, и фиксируют дату, по состоянию на которую составлен проектный документ по разработке.

8.4    Ответственность за соответствие требований технического задания на подготовку единого технического проекта разработки для месторождения (объекта разработки), расположенного в пределах нескольких лицензионных участков, законодательным и нормативным документам Российской Федерации несет один из недропользователей, которому другие доверяют исполнение функций координатора.

9 Исходная информация для составления технического проекта разработки

9.1 Для составления технического проекта разработки должна быть использована следующая информация:

-    лицензия на пользование недрами;

-    техническое задание на проектирование;

-    материалы предшествующих утвержденных проектных документов по разработке;

-    материалы авторского сопровождения разработки и геолого-технологического аудита состояния разработки месторождения;

-    геологическая информация:

а)    материалы по подсчету запасов газа и жидких углеводородов;

б)    результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

в)    геохимические и гидрогеологические данные;

-    геофизическая информация:

а)    материалы полевых геофизических исследований;

б)    ГИС;

в)    петрофизические зависимости, увязанные сданными ГИС;

-    маркшейдерско-геодезическая информация, в том числе координаты существующих объектов;

-    промысловая информация:

а)    результаты обработки данных газогидродинамических исследований скважин;

б)    материалы исследований на газоконденсатность;

в)    данные пробной эксплуатации разведочных и текущей работы эксплуатационных скважин;

г)    результаты геолого-технических мероприятий на скважинах, работ по методам ППД и по воздействию на пласт;

д)    результаты оценки технического состояния скважин и объектов обустройства, коррозионных исследований;

-    нормативно-отраслевая информация:

а)    законодательные и юридические акты и положения в области недропользования;

б)    законодательные акты и положения в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды и недр;

-    результаты научных исследований в области разработки месторождений, опубликованные в открытой печати, патентная информация;

-    экономическая информация:

а) методики экономической оценки проектов;

ГОСТ P 55414—2013

б)    отраслевые стоимостные и ценовые показатели, мировые цены на газ и нефть;

в)    размеры и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации;

-    экологическая информация:

а)    данные о состоянии окружающей среды;

б)    характеристика техники и технологий добычи, подготовки, промыслового транспорта, переработки и хранения (допускается по объектам-аналогам) с позиции воздействия на окружающую среду.

9.2    Геологическая и промысловая информация по лицензионному участку должна быть использована в полном объеме. Для объекта разработки, выделенная совокупность продуктивных отложений которого распространяется за пределы лицензионного участка, при наличии данных используют геологическую модель выделенной совокупности продуктивных отложений всего месторождения.

9.3    При недостатке исходной информации для обоснования проектных решений используют материалы по аналогичным месторождениям (объектам разработки) с соответствующим обоснованием. Аналогию устанавливают по следующим параметрам:

-    геологическое строение;

-    коллекторские и фильтрационные свойства;

-    состав пластового флюида;

-    природно-климатические условия;

-    географическое положение;

-    наличие инфраструктуры;

-    технические и технологические решения.

9.4    В проектном документе технические и технологические решения приводят с указанием количественных характеристик и сведений о промышленной апробации на рассматриваемом или аналогичном месторождении.

10 Основные положения проектной документации на выполнение пробных работ

10.1 В проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, — проекте опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины и проекте пробной эксплуатации единичных разведочных скважин —должны быть обоснованы и представлены следующие позиции:

-    основные цели опытной (пробной) эксплуатации;

-    объект (объекты) пробной эксплуатации, условия и последовательность его (их) ввода;

-    обоснование величины запасов, вовлекаемых в разработку;

-    темпы отборов газа, конденсата, нефти;

-    возможные годовые объемы добычи газа, конденсата, нефти;

-    способы эксплуатации скважины, технологические режимы ее работы;

-    требования и рекомендации по методам вторичного вскрытия пластов и освоения скважины, наземному и подземному скважинному оборудованию с учетом выделенных объектов пробной эксплуатации и очередности их ввода;

-    технологии интенсификации притоков;

-    мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями (водопескопроявления, гидрато-образование, коррозия) при эксплуатации скважины, включая рекомендуемые технологии и технические средства, и по контролю за техническим состоянием колонн и затрубного пространства, в том числе геофизическими методами;

-    мероприятия по контролю за процессом пробной (опытной) эксплуатации и его регулированию;

-    способы разделения на поверхности жидких и газообразных продуктов для дальнейшего их использования, системы сбора, внутрипромыслового транспорта, подготовки (переработки) добываемой продукции с учетом входящих в ее состав сопутствующих ценных и агрессивных компонентов;

-    мероприятия по охране недр и окружающей среды, рекомендации по промышленной безопасности, технике безопасности, промышленной санитарии, газовой и пожарной безопасности, организации и проведению мониторинга окружающей среды в соответствии с [8];

-    программа исследовательских работ по дополнительному изучению объекта пробной эксплуатации, научно-исследовательским и опытным работам, в том числе комплексы геофизических, газодинамических и газоконденсатных исследований скважины, их объем и периодичность.

7