Авторский надзор за реализацией технологических схем,
проектов разработки и дополнений к ним
При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов (а именно, технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним) в целях повышения эффективности проектных решений и корректировка технологических показателей разработки.
Сопоставляются фактические технико-экономические показатели и принятые в проектных технологических документах. При наличии расхождения вскрываются его причины и намечаются мероприятия, направленные на устранение причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки.
В авторских надзорах допускаются следующие уточнения основных проектных решений:
отмена фонда скважин на участках сокращения площади нефтегазоносности;
увеличение фонда скважин на участках прироста площади нефтегазоносности;
организация очагового заводнения на отдельных участках залежей;
перевод скважин, выполнивших свое проектное назначение, на другие эксплуатационные объекты;
выделение участков для испытания новых технологий, не предусмотренных проектным документом;
уточнение видов и объемов применения методов повышения нефтеотдачи;
корректировка программы доразведки и исследовательских работ;
другие решения, не меняющие принципиальных положений проектного документа.
Авторский надзор выполняется в соответствии с техническим заданием пользователя недр.
Технологические показатели разработки в авторском надзоре прогнозируются сроком до трех лет.
Отчет по авторскому надзору составляется в соответствии с основными положениями, изложенными в разделах 6 и 7 настоящих Рекомендаций.
В отчет рекомендуется включать разделы и подразделы, перечисленные ниже.
Введение.
Содержит:
обоснование выполнения, основные цели и задачи работы;
административное расположение месторождения;
наименование организации-недропользователя и оператора работ на месторождении;
серия, номер, дата выдачи и вид лицензии на право пользования недрами, срок действия лицензии;
основные условия пользования недрами, установленные в лицензии;
дата открытия месторождения и ввода его в разработку;
краткие сведения по истории проектирования разработки месторождения (организации-проектировщики и руководители работ, номера протоколов и даты утверждения предыдущих проектных технологических документов).
Приводятся сведения о действующем проектном технологическом документе (организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения) и результатах его реализации в объеме, необходимом для обоснования цели выполнения авторского надзора.
Приводится ссылка на документы, в соответствии с которыми выполнен авторский надзор (рекомендации ЦКР Роснедра, техническое задание, другие документы).
Общие сведения о месторождении и участке недр, предоставленном в пользование.
Приводятся краткие сведения: о географическом и административном положении месторождения; инфраструктуре в районе месторождения с данными по энергоснабжению, источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами; природно-климатических условиях (включая орогидрографию, геоморфологию, сейсмичность).
Приводятся краткие сведения о гидрогеологических и геокриологических условиях.
К разделу прикладывается обзорная схема района расположения месторождения.
Состояние геолого-геофизической изученности месторождения и участка недр, предоставленного в пользование.
Кратко излагается история изучения месторождения, приводятся основные результаты геологоразведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах.
Указывается количество пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин и их текущее состояние.
Содержит данные об объемах и выполненных комплексах промыслово-геофизических, геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Приводятся сведения о выполненных лабораторных исследованиях керна (табл. 1) и пластовых флюидов (табл. 3-8) с указанием количества изученных скважин. Перечисляются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения.
Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Даются рекомендации для продолжения работ по каждому виду исследований.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.
Приводятся основные результаты уточнения геологического строения по результатам доразведки и разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа.
В разделе анализируются следующие характерные геологические факторы:
расширение (сокращение) контуров нефтеносности;
выявление новых продуктивных залежей;
неподтверждение геологических параметров (нефтенасыщенных толщин, проницаемости, нефтенасыщенности), принятых при проектировании.
Детальность изложения материала должна быть достаточной для обоснования предлагаемых решений.
Характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез.
Представляется структурно-тектоническая карта региона с выделением основных тектонических элементов. Дается краткий комментарий о приуроченности рассматриваемого месторождения к структурно-тектоническим элементам.
Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 9-10. Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.
Дается литологическая характеристика и фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов.
Для характеристики коллекторских и фильтрационных свойств продуктивных пластов по данным геофизических исследований скважин в раздел рекомендуется включать:
сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов;
результаты гидродинамических исследований скважин (табл. 2);
сведения по определению коэффициента пористости;
сведения по определению проницаемости;
сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.
Подсчётные параметры и запасы нефти, газа и конденсата рекомендуется представить в форме таблиц 13, 14.
На основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб приводятся сведения о физико-химических свойствах и химическом составе пластовых флюидов (таблицы 3-5, 8, 15).
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов представляется в виде таблицы 9. Необходимые карты геологических параметров представляются в графических приложениях к отчету.
Сведения о запасах УВС представляются в виде таблиц 16-20.
Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало года, на дату представления авторского надзора на ЦКР Роснедра были переутверждены, то соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах и в тексте раздела.
Состояние разработки месторождения.
Утвержденные технологические решения и показатели разработки.
Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных технологических документов, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования.
Представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра последнего проектного технологического документа, и приводятся результаты реализации проектных решений.
Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом.
Проводится сравнение проектных и фактических показателей за последние 5 лет. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24, в которой приводятся данные по месторождению в целом. При наличии за указанный период нескольких проектных документов, проектные показатели по ним приводятся последовательно. Даются комментарии к таблице.
На рисунках приводится динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды).
Выявляются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти.
По фактическим показателям разработки:
анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам;
оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом.
Сведения о состоянии реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в форме таблиц 25, 26. Программа ввода в эксплуатацию неработающих скважин приводится в таблице 45.
С позиций соответствия фактического использования фонда скважин их проектному назначению анализируются следующие основные положения:
обоснованность переводов скважин на другие объекты;
возможность совместной эксплуатации различных по параметрам объектов в одной скважине;
коэффициенты использования скважин;
технологическая обоснованность временной консервации скважин, переводов скважин в другой фонд.
Анализируется выполнение проектных решений в соответствии с протоколом утверждения последнего проектного технологического документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.
Анализ текущего состояния разработки эксплуатационных объектов.
Кратко характеризуется состояние разработки эксплутационных объектов.
Характеризуются основные результаты реализации проектных решений за отчетный период. С использованием данных проектного технологического документа формулируются выводы по эффективности проектных решений.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки проводится за срок действия последнего проектного технологического документа. Результаты сравнения представляются в форме таблицы 24.
Анализируются основные технологические показатели разработки:
динамика добычи нефти, жидкости, газа, обводнённости, закачки воды, дебитов скважин и соответствие их проектным решениям;
состояние фонда скважин;
распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности, накопленной добыче нефти и жидкости.
Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и фактических показателей разработки. Особое внимание необходимо обратить на оценку показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных (резкий рост обводненности, неподтверждение проектных дебитов скважин, внедрение новых методов и технологий).
Состояние пластового давления анализируется по залежам, блокам, участкам объекта, в зависимости от размеров залежей и реализуемых систем разработки.
Приводятся показатели выработки запасов УВС по результатам контроля выработки запасов геолого-промысловыми и промыслово-геофизическими методами исследований.
Определяются следующие данные, используемые при оценке выработки запасов каждого объекта:
особенности притока и приемистости по разрезу;
источники обводнения скважин;
скорости и направления фильтрационных потоков;
изменение нефтенасыщенности и газонасыщенности во времени.
Интегральный показатель эффективности выработки запасов – коэффициент извлечения нефти – анализируется по пластам, объектам, участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки).
На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы по эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования.
Даются рекомендации по повышению эффективности системы ППД и обеспечению проектного режима работы каждого эксплуатационного объекта (залежи).
В графических приложениях рекомендуется представлять карты текущего состояния разработки, карты накопленных отборов нефти, газа и закачки воды, карты изобар. На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды и другие).
Уточнение основных проектных решений.
По эксплуатационным объектам и месторождению в целом формулируются предложения по уточнению проектных решений.
Уточненные схемы размещения скважин по соответствующим объектам (участкам) приводятся в графических приложениях (на картах эффективных нефтенасыщенных толщин).
Уточнение технологических показателей разработки.
Динамика уточненных технологических показателей разработки представляется по месторождению и эксплуатационным объектам (табл. 42, 43).
Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
Анализ эффективности применяемых методов.
Содержит:
краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия;
объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;
результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;
оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов;
выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения.
Сравнение проектных и фактических показателей применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи (виды, объемы, эффективность) проводится за срок действия последнего проектного технологического документа (табл. 33).
Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности применяемых методов анализируются. Даются рекомендации для дальнейшего применения на данном месторождении наиболее эффективных методов
Программа применения методов на проектный период.
В подразделе корректируется утвержденная программа работ по применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на расчетный период.
Содержит:
наименование рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;
геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность;
объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения.
Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах месторождения.
Программа доразведки и исследовательских работ.
В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным технологическим документом.
Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки месторождения приводятся в таблице 44.
Заключение.
В заключении результаты выполненного авторского надзора излагаются по форме протокола рассмотрения работы ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.
По каждому пункту отмечаются отличия от протокола принятия последнего проектного технологического документа.
К отчету по авторскому надзору прилагаются:
протокол рассмотрения ЦКР Роснедра действующего проектного технологического документа;
техническое задание пользователя недр;
протокол рассмотрения работы на НТС организации-пользователя недр.
|
