МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ:

Начальник Главного

Технического

Управления

Г. И. Григоращенко

"2" февраля 1987 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ПРОВЕДЕНИЮ АВТОРСКИХ НАДЗОРОВ ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РД 39-0147035-203-87

Настоящий документ разработан Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИ)

Директор ВНИИ                                                                                   М. Л. Сургучев

Ответственные исполнители:

Зав. лабораторией методов
анализа и регулирования
разработки нефтяных и
нефтегазовых месторождений                                                            В. И. Подлапкин

Старший научный сотрудник
лаборатории методов анализа
и регулирования разработки
нефтяных и нефтегазовых
месторождений                                                                                     Л. А. Глебова

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Главного управления
по геологии и разработке
нефтяных месторождений                                                                   Н. Н. Лисовский

МОСКВА - 1986 Г.

АННОТАЦИЯ

Методические указания устанавливают единый порядок проведения и оформления работ по авторскому надзору за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ПРОВЕДЕНИЮ АВТОРСКИХ НАДЗОРОВ ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РД 39-0147035-203-87

Взамен РД 39-9-490-80

Общие положения авторского надзора

Настоящие указания утверждают виды исследований, необходимых при авторском надзоре, а также структуру и содержание отчетной документации по авторскому надзору за внедрением проектных документов: технологических схем, проектов, уточненных техсхем и проектов разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Методические указания основаны на требованиях, предъявляемых к авторскому надзору, и учитывают требования документов на проектирование разработки РД 39-0147035-207-86 [1].

При осуществлении авторского надзора авторы обязаны:

- проконтролировать реализацию проектных решений и соответствующие технико-экономические показатели, принятые в технологических схемах и проектах разработки, вскрыть причины, обусловившие расхождения;

- дать рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения о качестве выполнения рекомендаций предыдущих авторских надзоров.

Авторский надзор и контроль за разработкой месторождения проводится систематически в течение всего срока реализации проектных документов.

Авторский надзор выполняется организацией - автором проектного документа. Ответственным за реализацию рекомендаций авторского надзора является руководство Главтюменнефтегаза, производственных объединений и геофизических трестов.

Авторский надзор осуществляется в формах:

- научно-прикладных исследований по наиболее актуальным проблемам разработки месторождения, анализа текущего состояния разработки или его отдельных наиболее важных вопросов;

- результатов работы постоянно действующих и временных комплексных (по уникальным месторождениям междуведомственных) групп ведущих специалистов, осуществляющих рассмотрение материалов с выездом на места, а также рассмотрение представляемых в установленном порядке результатов исследований и других документов, составлением соответствующих протоколов, докладов, планов мероприятий на последующие 2 года;

- рассмотрения состояния реализации технологических схем, проектов разработки, рекомендаций авторского надзора на заседаниях Ученых советов (секций) НИПИ (НИИ) и геолого-технических совещаниях ведущих специалистов производственных предприятий, научно-исследовательских и проектных организаций.

Основными документами по авторскому надзору за реализацией технологических схем и проектов разработки являются информационный доклад, подготовленный соответствующими подразделениями НИПИ и протокол геолого-технического совещания, утвержденный руководством Главтюменнефтегаза или производственного объединения. Рекомендации протокола обязательны для включения в план работ по месторождению на последующий год.

Информационный доклад составляется по состоянию на 1.06 каждого года по фактическим данным за прошлый год и за первое полугодие текущего года.

Информационный доклад должен содержать основные результаты авторского надзора за реализацией проектного документа по вопросам, перечисленным настоящими Указаниями, причем наибольшее внимание необходимо уделить объяснению причин отклонения фактических показателей от проектных и обоснованию рекомендуемых мероприятий. Информационный доклад излагается в краткой форме и не должен превышать по объему 10-15 стр. машинописного текста.

Основным содержанием Протокола являются планы мероприятий по обеспечению проектной добычи нефти, по контролю за разработкой и состоянием эксплуатации скважин. В протоколе также указываются сроки и ответственные за реализацию этих планов. Протокол утверждается начальником Главтюменнефтегаза или генеральным директором производственного объединения.

По месторождениям с остаточными извлекаемыми запасами нефти категории А + В + С₁ более 5 млн. т, газа более 5 млрд. м³. Протокол геолого-технического совещания представляется в ЦКР МНП СССР к 1 сентября текущего года.

 

ИНФОРМАЦИОННЫЙ ДОКЛАД

1. ВВЕДЕНИЕ

Приводятся обоснование постановки работы, полное название проектного документа, дата утверждения, номер протокола утвердившей организации, а также даты утверждения дополнительных рекомендаций, принятых в период авторского надзора за реализацию проектного документа.

Приводятся краткие сведения о внедряемом варианте разработки, являющемся предметом авторского надзора, и о дополнительных предложениях, рекомендованных к внедрению.

2. НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Приводятся новые геологические данные по результатам бурения новых скважин, геофизических, гидродинамических исследований и промысловых замеров, а также отборов поверхностных и глубинных проб пластовых жидкостей и газов, выполненных в период до составления настоящего авторского надзора. Оценивается их влияние на изменение представлений о геологическом строении, принятых в проектном документе исходных параметров пластов и физико-химических свойств жидкостей и газов и их физико-гидродинамических характеристик.

При изменении представления о строении залежи и ее параметрах можно привести таблицы (уточненные параметры приводятся в таблице в сравнении с ранее принятыми) или графические приложения, характеризующие эти изменения, однако форма представления материала остается той же, что и в Регламенте на проектирование РД 39-0147035-207-86 [1].

Изменение запасов нефти и газа отмечается только при наличии официального их пересчета, принятого ГКЗ, ЦКЗ МНП. Изменение запасов, полученное за счет приращения площади нефтеносности, приводится отдельно от изменения, полученного в пределах площади, рассмотренной при проектировании. При отсутствии специально оформленного пересчета запасов, в докладе указываются количество новых определений параметров, входящих в запасы, диапазон их изменений и степень их влияния на утвержденную цифру запасов.

3. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

Характеризуются структура фонда добывающих, нагнетательных, газовых и других категорий скважин на дату авторского надзора, объем, темп разбуривания и процент пробуренных скважин по основным категориям (используется отчетность НГДУ по форме ЦСУ).

При наличии в фонде скважин-дублеров делается ссылка на документы, на основании которых эти скважины пробурены. Указывается фонд резервных скважин, их ввод по годам. При необходимости приводится добыча нефти из них, их дебиты. Указывается фонд скважин, пробуренных вне площади, принятой при проектировании, их средние дебиты, добыча нефти по ним.

При необходимости может быть приведено распределение фонда скважин по дебитам и обводненности, а для нефтегазовых залежей, разрабатываемых при снижении давления ниже давления насыщения и при закачке газа - распределение фонда скважин по величине газового фактора.

Таблица 1

Сравнение проектных и фактических показателей разработки (пласт)

* Приводится в т.ч. показатель по каждому компоненту рабочего агента (вода, ПАВ, полимер, щелочь и т.д.).

** Сведения о добыче газа, конденсата, дебитах по газу приводятся только по нефтегазовым залежам.

Таблица 2

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом

^* Приводятся в т.ч. показатели по каждому компоненту рабочего агента (вода, ПАВ, полимер, щелочь и т.д.).

Основные показатели разработки - накопленные и текущие отборы нефти, жидкости, газа, обводненность продукции и скважин, закачка рабочего агента, пластовое давление, темпы отбора, текущий коэффициент нефтеизвлечения и т.д. - приводятся в таблицах 1 и 2. Для нефтегазовых залежей приводится добыча газа, газовый фактор. Фонд газовых скважин при необходимости дифференцируется, особо выделяются нагнетательные скважины барьерного заполнения.

В таблицах 1 и 2 представляются проектные (в числителе) и фактические (в знаменателе) данные за отчетный год, проектные показатели на текущий и два последующих года и фактические данные за 6 месяцев текущего года на дату авторского надзора.

В качестве графических приложений к этой части доклада представляются план-схема разбуривания залежи с кустованием на текущий и последующие годы с нанесением всех проектных скважин, карты разработки (текущих отборов по объектам и месторождению в целом) и график разработки. Содержание и форма карты и графика разработки регламентированы в РД 39-0147035-205-86 [2]. Графические приложения представляются на листах формата А₃ и А₄.

При авторском надзоре за технологическими схемами разработки по вновь вводимым объектам по результатам пробной эксплуатации разведочных скважин, разработке первоочередных участков и проведения опытно-промышленных работ анализируются дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин, отборы нефти, жидкости, газа (конденсата), закачка рабочих агентов и другие показатели.

4. СОСТОЯНИЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

При оценке выполнения проектных решений необходимо учитывать действующий проектный документ и рекомендации и решения, принятые в период авторского надзора.

Оценивается степень разбуренности объектов месторождения и ввода скважин в эксплуатацию.

На основе данных таблиц 1 и 2 проводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки за предыдущий год и на дату авторского надзора.

На основании данных таблицы 1 кратко оценивается соответствие действующей системы разработки запроектированной, отмечается группа фактических показателей разработки, не совпадающих с проектными как в динамике, так и на дату проведения авторского надзора, указываются основные причины этих отклонений (геологические, технологические, организационные, технические, смешанные), при необходимости приводится их анализ. Основным критерием сопоставимости является добыча нефти. Остальные показатели рассматриваются с точки зрения обеспечения уровней добычи нефти.

При оценке выполнения проектных решений по технике и технологии добычи нефти и газа отмечается соответствие фактически установленного на скважинах подземного и наземного оборудования принятому в проектном документе, отмечается возможность установленного оборудования обеспечить технологические режимы работе скважин для каждого способа эксплуатации.

Устанавливается степень выполнения мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

Отмечается выполнение проектных требований к системе поддержания пластового давления (ППД), выполнения порядка освоения и ввода нагнетательных скважин, выполнения требований по дифференцированному воздействию на различные объекты и участки месторождения, отмечается выполнение достигнутых мощностей систем ППД по сравнению с проектной и требований к качеству воды, используемой для заводнения, требований к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения.

Устанавливается степень освоения системы сбора и промысловой подготовки продукции скважин.

Проверяется выполнение рекомендаций по конструкции скважин и производству буровых работ, методу вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, обращается внимание на выполнение требований к конструкциям газовых скважин и их забоев, методам вскрытия пластов и освоения скважин, выбору их подземного и наземного оборудования; необходимости, видам и объемам мероприятий по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин.

При оценке выполнения мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатации скважин и скважинного оборудования устанавливается степень освоения системы контроля: ввод контрольных, наблюдательных и пьезометрических скважин, охват ими всех участков и пластов залежи. Проводится контроль за выполнением плана исследовательских работ и промысловых замеров.

На газонефтяных месторождениях анализируется объем и виды исследовательских работ, проведенных в соответствии с контролем барьерного заводнения.

Дается критическая оценка невыполненных мероприятий с точки зрения их влияния на процесс разработки.

Исходя из текущего состояния разработки, проводится корректировка плана исследовательских и контрольных работ.

Проверка выполнения мероприятий по охране недр и окружающей среды, планировавшихся в проектном документе, проводится в следующих направлениях: охрана воздушного бассейна, охрана и рациональное использование водных ресурсов, охрана и рациональное использование земель, охрана недр.

Выполнение мероприятий по доразведке месторождения контролируется путем критической оценки видов и объемов промысловых и лабораторных (ЦНИПРов и НИЛов) работ по доразведке месторождения, отдельных пластов и площадей, газонефтяных, водонефтяных и краевых зон.

5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

Характер принимаемых решений и намечаемых мероприятий определяется степенью соответствия фактического состояния разработки объекта проектному.

Возможны следующие положения:

1. Фактическая разработка соответствует проектной по уровню добычи нефти и по показателям.

2. Фактическая добыча нефти соответствует проектной, но исходные данные и технология процесса отличны от принятых в проектном документе.

3. Фактическая добыча нефти не соответствует проектной. Исходные данные и технология на уровне проектной.

4. Фактическая разработка полностью ведется с отклонением от проекта.

а) Фактическая разработка соответствует проектной (положение 1)

При соответствии фактической и проектной добычи нефти и соблюдении запроектированной технологии разработки дополнительных мероприятий по обеспечению добычи нефти не требуется. В докладе приводится констатация существующего положения, могут быть рекомендованы методы регулирования процесса разработки, не изменяющие систему разработки, такие как увеличение гидродинамического совершенства добывающих и нагнетательных скважин, изменение режимов их работы, перераспределение отборов нефти и закачки воды по участкам залежи.

б) Фактическая разработка не соответствует проектной (положения 2, 3, 4)

Рассматривается возможность обеспечения проектного уровня добычи нефти в сложившихся условиях разработки объекта путем внедрения мероприятий по регулированию процесса разработки (без изменения существующей системы разработки) или улучшения организации работ по реализации проектного документа.

При несоответствии геологической характеристики и исходных данных, заложенных в проект (ухудшение или улучшение геологической характеристики или прирост запасов нефти, при значительном нарушении плана буровых работ и промыслового обустройства эксплуатационного объекта, при несоблюдении проектной технологии (изменения в системе разработки, интенсификация процесса, ошибка в прогнозе процесса обводнения залежи) проектный уровень добычи нефти должен быть пересмотрен.

Следует иметь в виду, что положение 3 (фактическая добыча нефти не соответствует проектной, а исходные данные и технология на уровне проектной) может быть вызвано существующей практикой планирования добычи нефти по объединению в целом, что приводит к распределению объема бурения и материальных средств между объектами таким образом, чтобы получить заданный уровень добычи нефти по наиболее продуктивным месторождениям. При этом по менее продуктивным объектам уровни добычи нефти могут быть ниже проектных, так как их разбуривание сдвинуто на более поздние сроки.

В таких условиях отклонение фактической добычи нефти от проектной допустимо, однако целесообразнее уточнение уровня добычи нефти проводить в соответствии с проектным документом и рекомендациями авторского надзора.

Уточнение проектного уровня добычи нефти в функции авторского надзора, как правило, не входит. Авторский надзор только констатирует необходимость проведения анализа разработки и составления нового проектного документа и ставит об этом в известность производственные объединения.

Уточнение проектного уровня добычи в авторском надзоре допускается только по указанию вышестоящей организации.

В этом случае авторский надзор должен быть рассмотрен и утвержден (в части уровня добычи нефти) вышестоящей организацией (в зависимости от запасов нефти Техническим советом производственного объединения, Главным Управлением по геологии и разработке МНП, бюро или Центральной комиссией по разработке МНП СССР), после чего приобретает силу дополнительного проектного документа.

Таблица 3

План геолого-технических мероприятий по обеспечению проектной добычи нефти

Таблица 4

План мероприятий по контролю за процессом разработки

Таблица 5

План мероприятий по работе с фондом скважин

План мероприятий по обеспечению плановой добычи нефти представляется в таблице 3. В графе 2 "Вид мероприятия" приводится перечень намечаемых мероприятий: увеличение гидродинамического совершенства добывающих и нагнетательных скважин (дострелы, перестрелы, кислотные обработки и др.), изменение режимов их работы и (снижение забойных давлений в добывающих скважинах, форсированный отбор, повышение давления нагнетания) перераспределение отборов нефти и закачки рабочего агента по рядам скважины, участкам, блокам, площадям и пластам, выключение из эксплуатации высокообводненных скважин, изоляционные работы.

План мероприятий по контролю за процессом разработки представляются в таблице 4. Здесь указываются дополнительные и уточняются ранее намеченные геологические, геофизические и промысловые исследования и замеры, лабораторные работы, обеспечивающие контроль за разработкой месторождения. В таблице 5 представляется план организационных мероприятий, обеспечивающих выполнение проектных решений по технике и технологии добычи нефти и газа.

Рекомендуемые мероприятия по обеспечению проектной добычи нефти желательно приводить с оценкой их технико-экономической эффективности. По возможности следует показать планируемые мероприятия на плане-схеме разбуривания залежи.

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39-0147035-207-86, М., 1986, ДСП, 110 с.

2. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-205-86, М., 1986, ДСП, 114 с.