Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ".
8. Авторский надзор за реализацией проектных
технологических документов
86. Авторский надзор рекомендуется выполнять в целях контроля
реализации проектных технологических документов, повышения
эффективности проектных решений и надежности прогноза технологических
показателей разработки.
В авторских надзорах допускаются следующие уточнения основных
проектных решений:
- отмена фонда скважин на участках сокращения площади
промышленной нефтеносности;
- увеличение фонда скважин на участках прироста площади
месторождения;
- организация очагового заводнения на отдельных участках залежей,
линзах;
- использование фонда скважин, выполнивших проектное назначение,
на других эксплуатационных объектах путем перевода или бурения боковых
стволов;
- 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.
На рассмотрение ЦКР Роснедра отчеты представляются под общим
названием "Авторский надзор за реализацией проектного документа (далее
в именительном падеже указывается вид действующего проектного
документа)".
87. Отчет направляется на рассмотрение ЦКР Роснедра в двух
экземплярах, к отчету прилагаются:
- протокол рассмотрения ЦКР Роснедра действующего проектного
технологического документа;
- техническое задание пользователя недр;
- протокол рассмотрения работы на НТС организации - пользователя
недр.
По результатам рассмотрения работы ЦКР Роснедра рекомендует
пользователю недр составление нового проектного технологического
документа.
88. Отчет по авторскому надзору за реализацией проектного
технологического документа рекомендуется структурировать следующим
образом:
i. Введение
Во введении обосновывается цель выполнения работы.
Указываются следующие обязательные общие сведения:
- административное расположение месторождения;
- недропользователь участка недр (серия, номер, вид, срок
действия лицензии);
- дата открытия месторождения и ввода его в разработку;
- данные о последнем проектном технологическом документе
(организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения);
- условия пользования недрами в части проектирования разработки
(на период действия последнего проектного технологического документа).
Приводятся сведения о результатах реализации действующего
проектного технологического документа в объеме, необходимом для
обоснования цели выполнения авторского надзора.
В заключение приводится ссылка на документы, в соответствии с
которыми выполнен авторский надзор (рекомендации ЦКР Роснедра,
техническое задание, другие документы).
ii. Геолого-физическая характеристика месторождения
Уточнение геологического строения залежей
В данном подразделе приводятся основные результаты уточнения
геологического строения по результатам доразведки и разработки
месторождения за период реализации последнего проектного
технологического документа.
Рассматриваются эксплуатационные объекты, для которых требуется
уточнение проектных решений и показателей разработки в связи с
уточнением геологической основы, принятой при проектировании.
Анализируются следующие характерные геологические факторы:
- перевод запасов категории C2 в категорию C1;
- расширение (сокращение) контуров нефтеносности;
- выявление новых продуктивных залежей;
- неподтверждение геологических параметров (нефтенасыщенных
толщин, проницаемости, нефтенасыщенности и т.д.), принятых при
проектировании;
- другие факторы.
Детальность изложения материала должна быть достаточной для
обоснования предлагаемых решений.
Необходимые карты (фрагменты карт) геологических параметров
представляются в графических приложениях к отчету.
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов
представляется в виде таблицы 10.
Запасы УВС
Сведения о запасах УВС представляются в таблицах 17 - 20.
Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало
года, на дату представления авторского надзора на ЦКР Роснедра были
переутверждены и отличаются от принятых при проектировании,
соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах.
iii. Состояние разработки месторождения
1. Утвержденные технологические решения и показатели разработки
Представляется постановляющая часть протокола ЦКР Роснедра о
рассмотрении последнего проектного технологического документа.
Приводятся результаты реализации проектных решений с даты
утверждения последнего проектного технологического документа.
2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в
целом
Раздел состоит из следующих подразделов:
1) Фактические показатели разработки, где представлены и
анализируются основные показатели разработки (табл. 24). В таблице
приводятся данные по всем утвержденным эксплуатационным объектам и
месторождению в целом.
2) Состояние реализации проектного фонда скважин. Состояние
реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на
дату выполнения работы приводятся в форме таблицы 26. Программа ввода
в эксплуатацию неработающих скважин приводится в таблице 45.
3) Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов
Кратко характеризуется состояние разработки эксплуатационных
объектов.
Характеризуются основные результаты реализации проектных решений
за отчетный период. С использованием данных проектного
технологического документа формулируются выводы по эффективности
проектных решений.
Состояние пластового давления характеризуется по залежам, блокам,
участкам эксплуатационного объекта, в зависимости от размеров залежей
и реализуемых систем разработки.
В графических приложениях к отчету представляются карты изобар,
карты текущего состояния разработки.
4) Сравнение проектных и фактических показателей разработки.
Сравнение проектных и фактических показателей проводится за срок
действия последнего проектного технологического документа. Результаты
сравнения представляются в форме таблицы 24.
На рисунках приводится сравнительная динамика основных
фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти,
жидкости, газа, закачка воды и другие).
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 и т.д.).
iv. 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).
v. Уточнение технологических показателей разработки
Динамика уточненных технологических показателей разработки
представляется по месторождению и эксплуатационным объектам (табл.
43а, 43б).
vi. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
пластов
1. Сравнение проектных и фактических показателей применения
методов
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. 34).
Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности
применяемых методов анализируются.
2. Программа применения методов
В подразделе корректируется утвержденная программа работ по
применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
на расчетный период.
vii. Программа доразведки и исследовательских работ
В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и
исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным
технологическим документом.
Раздел должен содержать:
- виды и объемы исследований по доразведке месторождения (бурение
разведочных скважин, углубление эксплуатационных скважин и т.д.);
- объемы бурения скважин с отбором керна;
- виды стандартных и специальных исследований образцов керна;
- виды промысловых и гидродинамических исследований скважин,
определение пластовых давлений и фильтрационных характеристик пластов;
- виды и объемы промыслово-геофизических исследований скважин
(определение профиля притока, профиля приемистости, определение
положения водонефтяного и газонефтяного контактов);
- определение физико-химических свойств нефти, газа и воды;
- гидропрослушивание и индикаторные исследования;
- обоснование сети наблюдательных, контрольных скважин;
- виды и объемы промысловых исследований.
Виды, объемы и периодичность исследований по контролю разработки
месторождения приводятся в таблице 44.
viii. 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.
|
Фрагмент документа "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ".