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

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;

- 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"(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 выработанное 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 разрезе 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 по родами, границы утвержденных 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.3 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 (газо нефтяного) 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 исследований скважин. Приводят также значения коэффициента усадки конденсата, молекулярной массы в пластовом газе групп углеводородов (углеводородного конденсата) и , молярных долей газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, молярного соотношения газа сепарации и суммы газовых компонентов пластового газа, потенциального содержания углеводородов на единицу суммы газовых компонентов пластового газа. Потенциальное содержание углеводородов (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 осредненные данные по каждому выделяемому эксплуатационному объекту по форме таблицы В.8. Для много пластовых 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 (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.

Приводят результаты экспериментальных исследований газогидродинамических характеристик вытеснения углеводородного сырья из пластов-коллекторов. Приводят сведения о методиках, экспериментальных установках, условиях экспериментальных исследований процессов вытеснения газа (газового конденсата, нефти) различными агентами на моделях пласта, составленных из представительных образцов керна продуктивных отложений месторождения. Описывают полученные коэффициенты вы теснения 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. Результаты экспериментальных исследований приводят в виде таблиц и графиков. При недостаточности сведений о коэффициентах вытеснения газа (нефти) водой (газом) и относительных фазовых проницаемостях для систем "газ-вода", "нефть-вода" и "нефть-газ" обосновывают использование данных по аналогичным месторождениям или по аналитическим зависимостям.

Характеризуя добывные возможности скважин, приводят краткую характеристику продуктивности скважин, результаты геолого-промыслового изучения и гидрогазодинамических, термометрических, термодинамических исследований пластов в разведочных, добывающих и нагнетательных скважинах, результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, а также опытно-промышленных испытаний (опытных работ) по апробации и внедрению технологических и технических инноваций. Проводят анализ достаточности исследований и определяют необходимость проведения дополнительных работ. Обосновывают значения начальных пластовых давлений и температур в разрезе продуктивных отложений, геотермический градиент, коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, упругоемкости, гидропроводности, продуктивности, результаты приводят по форме таблицы В.16. Для неразрабатываемых месторождений при отсутствии фактических данных указывают методы расчета или приводят аналоги. Оценивают значения допустимых дебитов газа и депрессий с указанием ограничивающих факторов (вынос песка, подтягивание пластовой воды, гидратообразование, скорость потока при наличии агрессивных компонентов и пр.). При наличии приводят данные профилей притока. Обосновывают по результатам анализа исследований и теоретических расчетов ограничения параметров технологического режима работы добывающих скважин, включая минимальные и максимальные дебиты скважин.

При необходимости обосновывают конструкцию забоя (вертикальное, горизонтальное, многозабойное расположение стволов в продуктивных отложениях), степень и характер вскрытия продуктивных отложений в проектных скважинах. Приводят расчетное значение среднего дебита проектных скважин с учетом ограничений.

13.4.6 Запасы углеводородов

Характеризуя запасы углеводородного сырья приводят данные о начальных запасах, утвержденных ГКЗ и/или принятых на государственный баланс, а также остаточных запасах газа, углеводородов (углеводородного конденсата), нефти, сопутствующих компонентов по форме таблицы В.17. Сведения приводят по категориям, установленным [5], по залежам (пластам), эксплуатационным объектам (для разрабатываемых месторождений) и месторождению (объекту разработки месторождения) в целом.

При определении накопленного отбора углеводородного сырья учитывают фактическую добычу (по промысловым данным), расход добытого сырья при исследованиях, эксплуатации и ремонте скважин, в системе сбора, подготовки, транспорта и переработки, а также потери в результате аварий.

Для разрабатываемых месторождений анализируют данные разбуривания и исследований скважин с позиций уточнения запасов углеводородного сырья. При извлечении более 10% геологических запасов газа приводят результаты оценки начальных запасов газа по падению давления. Выполняют оценку текущего распределения запасов по условиям их дренирования и вовлечения в разработку. Дают со поставление значений утвержденных запасов, запасов на государственном балансе и соответствующих подсчетных параметров с оцененными по результатам разбуривания или по падению давления по форме таблицы В.18, соответствующие изменения указывают в относительных единицах либо процентах.

13.4.7 Оценка исходной информации для проектирования

В конце раздела дают обобщенную оценку достаточности имеющейся геологической и промысловой информации для проектирования разработки, необходимости пересчета запасов углеводородного сырья.

13.5 Раздел "Цифровые модели месторождения"

В разделе "Цифровые модели месторождения" обосновывают выбор методик, используемых для расчета основных показателей разработки, адаптации к истории и прогноза разработки на долгосрочную перспективу. Приводят математическое описание методик и/или сведения о программах (программных комплексах) геологического и гидродинамического моделирования, реализующих выбранные методики.

13.5.1 Цифровая геологическая модель месторождения

По неразрабатываемым месторождениям выбор расчетных моделей проводят на основании информации, имеющейся на дату составления проекта, и опыта проектирования разработки аналогичных залежей. В проекте по разрабатываемому месторождению (объекту разработки) при построении моделей учитывают фактическую геологическую и промысловую информацию, накопленную в процессе разбуривания и разработки, характеризуют распределения параметров в объеме залежи для обоснования возможности (целесообразности) использования двумерных или трехмерных моделей.

Излагают принципы построения структурного каркаса модели. Приводят данные о геометрических параметрах области моделирования, шагах сетки и количестве ячеек. Приводят результаты подсчета геологических запасов углеводородного сырья по геологической модели.

13.5.2 Цифровая фильтрационная модель месторождения

Для разрабатываемых месторождений приводят описание созданных для каждого эксплуатационного объекта расчетных геолого-гидродинамических моделей и их основные характеристики. Для мелких и очень мелких по запасам месторождений по [5] допускается использование балансовых моделей. Для двумерных и трехмерных цифровых моделей приводят принципы и результаты ремасштабирования геологической модели, сопоставление адаптируемых параметров модели (толщина, пористость, проницаемость, газонасыщенность, нефтенасыщенность, коэффициенты песчанистости и расчлененности) с параметрами исходной геологической модели, принятой при подсчете запасов. Приводят критерии адекватности при адаптации моделей по истории разработки. Приводят результаты воспроизведения на имеющихся моделях (программах) истории разработки. Адаптацию моделей проводят по скважинам и эксплуатационным объектам по основным технологическим показателям: дебиты, пластовые и за бойные давления, водонасыщенность продуктивного пласта и обводненность добываемой продукции нефтяных скважин. Формулируют заключение о возможности использования модели для расчета (прогноза) показателей разработки.

13.6 Раздел "Состояние разработки месторождения"

Раздел "Состояние разработки месторождения" включает в себя основные этапы проектирования разработки месторождения, характеристику текущего состояния разработки месторождения в целом, текущее состояние разработки эксплуатационного объекта, анализ выполнения решений предыдущего проектного документа, анализ выполнения программы исследовательских работ.

13.6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Приводят перечень проектной документации, на основании которых проводилась разработка.

13.6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

Раздел составляют для разрабатываемых месторождений. Приводят оценку текущего состояния разработки, включая достигнутый уровень годовой добычи газа (конденсата, нефти) и закачки рабочих агентов, количество введенных добывающих и нагнетательных скважин, коэффициенты извлечения газа (конденсата, нефти) на текущую дату. Дают сравнение проектных и фактических показателей разработки по эксплуатационным объектам и месторождению (объекту разработки) в целом по форме таблицы В.19. Для длительно разрабатываемых месторождений допускается приводить сопоставление за последние 5 лет.

Характеризуют фонд скважин месторождения (объекта разработки) и отдельных эксплуатационных объектов на дату составления проектного документа по форме таблицы В.20. Характеризуют техническое состояние фонда скважин по результатам анализа, приводимого в разделе, посвященном технике и технологии добычи углеводородного сырья.

Рассматривают в динамике за прошедший период с начала разработки состояние фонда скважин, изменение по скважинам дебитов газа, конденсата, нефти, жидкости, количества добываемой воды, коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Приводят текущее распределение скважин по значению рабочего дебита. Указывают условия освоения и дебиты новых скважин, наличие и характер межпластовых перетоков газа.

Анализируют изменение текущих и накопленных отборов газа, конденсата, нефти и воды, пластовых, забойных и устьевых давлений. При извлечении более 10% геологических запасов газа выполняют расчеты для определения запасов газа по падению пластового давления на основе уравнения материального баланса. Приводят в динамике оценку дренируемых запасов газа, для нефтяных объектов - изменение плотности запасов нефти.

Приводят рисунки (в тексте или отдельными графическими приложениями):

- динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин, их дебитов и приемистости;

- карта изобар;

- характерные профили давлений;

- карта разработки с нанесением начальных и текущих контуров, скважин (с указанием дебитов газа, конденсата, воды по ним на дату проведения анализа), УКПГ (УППГ), ДКС, НКС;

- динамика годовых отборов газа, конденсата (нефти), добычи воды, объемов закачки различных агентов в пласты, пластовых давлений, содержания пластовой воды в продукции скважин.

В технологическом проекте разработки месторождений с несколькими эксплуатационными объектами проводят по каждому из них анализ (при выделении нескольких площадей, отдельных залежей, зон УКПГ - по каждому выделенному элементу). Рассматривают условия работы пластов (горизонтов), объединенных в эксплуатационных объектах, для оценки необходимости объединения либо разукрупнения ранее выделенных эксплуатационных объектов.

Если по результатам анализа разработки и адаптации расчетной геолого-гидродинамический модели фактические и проектные технологические показатели разработки различны, выявляют и указывают причины.

Обосновывают для последующих расчетов максимально возможные дебиты газа (нефти) и допускаемые депрессии по добывающим скважинам, приемистость и допускаемые репрессии по нагнетательным скважинам. При этом приводят количественные оценки допускаемых величин:

- скорости потока газа по условиям коррозии;

- депрессии на пласт, исходя из устойчивости пласта-коллектора, возможности разрушения призабойной зоны пласта и образования песчаных пробок в скважинах;

- депрессии на пласт, исходя из предупреждения проникновения подошвенных и законтурных вод к забоям скважин;

- забойного давления и скорости потока на башмаке колонны лифтовых труб, исходя из выпадения конденсата в призабойной зоне и обеспечения выноса жидкости с забоев скважин;

- диапазона устьевых температуры и давления, исходя из условий гидратообразования;

- забойного давления в нефтяных скважинах, исходя из условий гидратообразоавания;

При этом учитывают особенности конструкции и технического состояния скважин, систем сбора и промысловой подготовки газа, конденсата, нефти, необходимость поддержания устьевых давлений на уровнях, обеспечивающих наиболее полное излечение конденсата в установках подготовки газа.

Строят зависимости средневзвешенного приведенного пластового давления от суммарного отбора пластового газа из пласта, по которым оценивают режим залежи (залежей) эксплуатационного объекта, и уточняют начальные геологические запасы газа. Обязателен учет всего объема извлеченного газа, включая отбор при испытаниях разведочных скважин.

По результатам ГИС приводят динамику ГВК, дают оценку текущей газонасыщенности обводненной зоны.

По данным наблюдений геофизическими методами и оценочных расчетов анализируют степень продвижения пластовых вод в эксплуатационный объект. С учетом данных гидрохимических и промысловых наблюдений по скважинам рассматривают состояние их обводнения с выяснением возможных причин (геологических, технических и пр.). При наличии данных приводят карту внедрения пластовых вод.

Дают общую оценку эффективности реализуемой системы разработки месторождения (объекта разработки) и направления ее совершенствования. Для крупных и многопластовых месторождений оценивают эффективность использования пластовой энергии по эксплуатационным объектам и зонам УКПГ (УППГ). Для систем разработки с закачкой рабочих агентов в пласт анализируют выработку пластов с оценкой продвижения фронта закачиваемого агента (при наличии проведенных трассерных исследований - по их результатам), обосновывают и приводят рекомендации по совершенствованию системы и технологии ППД.

13.6.3 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта

Для разрабатываемых месторождений с несколькими эксплуатационными объектами приводят результаты анализа для каждого объекта в соответствии с 13.12.2.

13.6.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа

Приводят результаты анализа выполнения решений ранее утвержденного технического проекта разработки.

13.6.5 Анализ выполнения программы исследовательских работ

Приводят результаты анализа выполнения программы исследовательских работ ранее утвержденного технического проекта разработки. Формулируют оценку информативности и обоснованности результатов реализованной программы.

13.7 Раздел "Проектирование разработки месторождения"

Раздел "Проектирование разработки месторождения" включает в себя обоснование выделения эксплуатационных объектов, обоснование вариантов разработки, обоснование выбора агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления, обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин, технологические показатели разработки по вариантам.

13.7.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов

Для многопластовых месторождений на основании комплексного геолого-промыслового изучения, возможностей техники и технологии эксплуатации скважин, показателей предшествующей разработки и моделирования (для разрабатываемых месторождений) приводят обоснование объединения пластов в эксплуатационные объекты либо разукрупнения ранее выделенных эксплуатационных объектов. При этом должен быть учтен опыт разработки месторождений с аналогичными характеристиками, а также приняты во внимание возможные технические, технологические и экономические последствия.

Обосновывают очередность ввода эксплуатационных объектов в разработку. Рекомендуется рассмотреть возможное использование энергии газа эксплуатационных объектов с высоким пластовым давлением для бескомпрессорного транспорта газа эксплуатационных объектов с низким пластовым давлением.

Указывают методы контроля за разработкой отдельных пластов, объединяемых в эксплуатационном объекте.

13.7.2 Обоснование вариантов разработки

В соответствии с основными положениями разработки месторождения, исходными данными и проведенными обоснованиями формируют и характеризуют возможные варианты разработки. Они отличаются между собой условиями объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты, выделением самостоятельных площадей (зон УКПГ) разработки, технологией разработки объектов (на истощение или с ППД), конструктивными особенностями скважин, количеством проектных добывающих и нагнетательных скважин, системами размещения скважин на эксплуатационных объектах и режимами эксплуатации скважин.

Для месторождений (объектов разработки) с несколькими эксплуатационными объектами возможные варианты рассматривают для каждого из них. Приводят оценку взаимовлияния решений по вариантам и их взаимосвязи по промысловым объектам и коммуникациям на поверхности. При необходимости приводят результаты оценочных технико-экономических расчетов.

Обосновывают положения и характеристики основного (на полное развитие) и/или базового (продолжение ранее принятых проектных решений) и альтернативного (альтернативных) вариантов разработки для последующих технологических и технико-экономических расчетов.

13.7.3 Обоснование выбора агентов воздействия на пласты и пласты и способов поддержания пластового давления

Обоснование способов воздействия на пласт и методов ППД для газоконденсатных залежей проводят на основе анализа результатов промысловых исследований скважин и пластов с учетом результатов исследований кернов, материалов петрофизических анализов пород-коллекторов, других промысловых и экспериментальных данных, а также гидродинамического моделирования и технико-экономических расчетов, подтверждающих целесообразность применения указанных методов.

Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (объектов разработки) с содержанием в пластовом газе углеводородов более 250 рассматривают обратную закачку добытого газа в пласт после отделения жидких углеводородов (сайклинг-процесс). Приводят оценку возможности поддержания пластового давления закачкой воды, инертного газа, кислого газа, комбинацией указанных способов.

Приводят результаты экспериментальных исследований и аналитических расчетов по оценке возможной углеводородоотдачи и влияния на нее различных технологических факторов, таких как давление закачки, размер оторочки растворителя. Учитывают данные о возможном взаимодействии закачиваемых агентов с породами-коллекторами и пластовыми флюидами при различных значениях давления и температуры.

Рассматривают технические и технологические возможности осуществления предлагаемого метода воздействия на пласт в условиях данного объекта (месторождения, залежи) с учетом обеспечения требований охраны недр и окружающей среды, прежде всего по предотвращению межпластовых перетоков закачиваемого агента через литологические окна или по заколонному пространству.

Указывают возможные источники получения агентов с оценкой их ресурсов и условий доставки на промысел. Приводят основные характеристики возможных агентов.

Приводят оценку приемистости скважин на основе результатов газогидродинамических исследований пластов месторождения или аналогичных объектов. Дают оценку возможных технологических осложнений при реализации методов воздействия на пласт: образование твердых отложений (парафин, гипс и пр.), кристаллогидратов, разбухание цемента в пласте и т.д.

Приводят программу необходимых дополнительных исследований и опытных работ для более надежного обоснования рекомендуемой технологии и оценку затрат на ее реализацию.

13.7.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин

Для каждого выделенного эксплуатационного объекта, а при необходимости для отдельных его зон (зоны УКПГ для крупных залежей), обосновывают геологические характеристики и промысловые данные, необходимые для технологических расчетов по формам таблиц В.21, В.22. Эти характеристики и параметры могут быть использованы для проведения прогнозных расчетов на долгосрочную перспективу на основе балансовой модели.

Для двумерных сеточных моделей используют информацию в виде карт параметров (толщина, пористость, проницаемость), средние значения которых приводят в таблице В.21. Информация может быть представлена также в виде таблиц, содержащих значения соответствующих параметров по скважинам.

Для трехмерных сеточных моделей дополнительно используют геолого-геофизические профили, иллюстрирующие закономерности изменения параметров по вертикали, или табличные данные их значений по отдельным пропласткам на основе схематизации разрезов скважин.

Приводят предельные значения технологических параметров для прекращения расчета (дебит скважины, устьевое давление, обводненность продукции).

Для нефтегазоконденсатных месторождений и отдельных нефтяных залежей или частей залежей приводят обоснование плотности сетки и систему размещения добывающих и нагнетательных скважин на основе использования трехмерных моделей.

13.7.5 Технологические показатели разработки по вариантам

По сформированным вариантам с использованием обоснованных расчетных моделей рассчитывают технологические показатели разработки по эксплуатационным объектам (для крупных месторождений - и по зонам УКПГ) и месторождению (объекту разработки) в целом, результаты приводят по формам таблиц В.23 и В.24 (для нефтяных залежей и оторочек допускается по формам ГОСТ Р 53710). Приводят суммарные показатели по добыче углеводородного сырья за период расчета и степень выработанное запасов.

Приводят обобщенную характеристику результатов расчетов вариантов: максимальные уровни годовой добычи газа, конденсата, нефти; число добывающих и нагнетательных скважин, установок комплексной (предварительной) подготовки газа, дожимных (нагнетательных) компрессорных и насосных станций; продолжительность периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи, суммарные показатели добычи за период расчета и коэффициенты извлечения газа, конденсата, нефти по форме таблицы В.25. Указывают число скважин специального назначения в соответствии с 13.14. Для нефтяных объектов результаты приводят по ГОСТ Р 53710.

Для многопластовых месторождений (объектов разработки) на основе расчетов вариантов по эксплуатационным объектам формируют и дают обобщенную характеристику вариантов по месторождению (объекту разработки) в целом.

Приводят карту размещения пробуренных и проектных скважин (кустов скважин) по месторождению (объекту разработки) с нанесенным текущим контуром газоносности (нефтеносности) и контуром горного отвода, а также расположением УКПГ (УППГ), ДКС, НКС, указывают также границы участков (зон УКПГ). Для многопластовых месторождений дополнительно приводят карты по эксплуатационным объектам. Рекомендуется эти карты приводить в виде графических приложений в качестве основного графического материала.

При необходимости приводят карты изобар и газонасыщенности (нефтенасыщенности) на характерные годы прогнозируемого периода.

Обосновывают выбор основного и уточняют число альтернативных вариантов разработки.

13.8 Раздел "Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов"

Раздел "Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов" включает в себя анализ эффективности применяемых методов, обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов, программу применения методов на проектный период, опытно-промышленные работы на месторождении.

13.8.1 Анализ эффективности применяемых методов

Для разрабатываемых месторождений приводят результаты анализа применяющихся методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов с выделением наиболее эффективных для геолого-физических условий эксплуатационных объектов.

13.8.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов

Приводят перечень и объем работ по следующим направлениям: совершенствование методов перфорации обсадных колонн; отработка технологий по воздействию на призабойные зоны пластов; разработка способов регулирования профиля притока газа (нефти) в скважину. По разрабатываемым месторождениям на основе анализа эффективности апробированных технологий уточняют необходимые объемы работ, характеристики требуемых материалов и оборудования.

13.8.3 Программа применения методов на проектный период

Приводят виды, объемы, ориентировочные сроки внедрения и обосновывающие их результаты расчетов технологической и экономической эффективности новых, ранее на месторождении не опробованных решений по совершенствованию систем разработки для обоснования возможности их ис пользования в последующем. К таким решениям относят:

- строительство скважин новой конструкции;

- использование нового оборудования для эксплуатации скважин;

- опробование закачки в пласт новых рабочих агентов;

- изменение технологий сбора и подготовки газа, конденсата, нефти к транспорту и использованию.

13.8.4 Опытно-промышленные работы на месторождении

При выделении периода опытно-промышленной разработки приводят в динамике основные технологические показатели разработки выделенного участка опытно-промышленной разработки.

Оценивают стоимость работ по опробованию новых технологических и технических решений.

13.9 Раздел "Экономический анализ вариантов разработки"

Раздел "Экономический анализ вариантов разработки" включает в себя экономические показатели, оценку капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат, налоговую систему.

13.9.1 Экономические показатели

Приводят сведения о методиках экономических расчетов. Для месторождений, разрабатываемых на условиях соглашения о разделе продукции, приводят исходные условия этого соглашения.

13.9.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат

Приводят необходимые обоснования капитальных вложений и эксплуатационных затрат по основному и альтернативным вариантам разработки по месторождению (объекту разработки), результаты представляют по форме таблицы В.26. Для оценки технико-экономических показателей неразрабатываемых месторождений приводят обоснование выбора месторождений-аналогов.

Капитальные вложения приводят в соответствии со структурой технологических объектов промысла (скважины, коммуникации, промысловые установки подготовки газа, конденсата, нефти, дожимные компрессорные станции, объекты системы поддержания пластового давления). При расчете допускается использование удельных показателей капитальных вложений (на скважину, на километр трубопровода, на установку).

Обоснование капитальных затрат в строительство скважин и обустройство промысла осуществляют: для неразрабатываемых месторождений на основе удельных показателей стоимости строительства объектов месторождений-аналогов (при необходимости с учетом определяемых экспертно поправочных коэффициентов), для разрабатываемых - на основе проектно-сметной документации и/или анализа фактических данных.

Эксплуатационные затраты рассчитывают по основным элементам затрат: материальные затраты (вспомогательные материалы, топливо, энергия); заработная плата с отчислениями; амортизация (по скважинам и объектам обустройства); затраты на капитальный ремонт, природоохранные объекты; прочие расходы, а также налоги, включаемые в себестоимость.

Для обоснования эксплуатационных затрат за основу принимают проектную или фактическую смету затрат на производство.

При разработке месторождений со сложным составом пластовой смеси, когда промысел и газоперерабатывающий завод объединяют в едином газохимическом комплексе, при оценке экономических показателей капитальные вложения и эксплуатационные затраты приводят с учетом производств по переработке углеводородного сырья, а выручку от реализации определяют по конечным продуктам переработки с учетом затрат на их получение.

При обосновании исходных данных для экономических показателей разрабатываемого месторождения проводят анализ фактических технико-экономических данных.

Приводят цены реализации продукции газодобывающих предприятий. Указывают основания принятых цен (сценарные условия, действующие в газодобывающей компании, другие источники - утвержденные текущие прейскуранты оптовых цен, договорные, мировые). Приводят цену покупки агентов для закачки в пласт при ППД.

13.9.3 Налоговая система

Налоговые платежи и отчисления представляют отдельным перечнем по форме таблицы В.27, соответствующим ассортименту товарной продукции газодобывающего предприятия и его налоговой политике в соответствии с [10]. Выделяют федеральные, субъектов Российской Федерации и местные налоги на дату составления проектного документа.

13.10 Раздел "Технико-экономический анализ вариантов разработки"

Раздел "Технико-экономический анализ вариантов разработки" включает в себя обоснование коэффициентов извлечения углеводородов, технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта, анализ чувствительности проекта.

На основании технологических показателей разработки и подготовленных исходных данных по направлениям затрат рассчитывают основные технико-экономические показатели по каждому из вариантов по месторождению (объекту разработки).

Результаты расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат по вариантам приводят по форме таблиц В.28 - В.30.

Рассчитывают основные показатели экономической оценки по каждому из вариантов по месторождению (объекту разработки) по форме таблицы В.31.

13.10.1 Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов

Формируют систему показателей, необходимых для сравнения и оценки этих вариантов, по форме таблицы В.32. Выделяют полученные в результате расчетов коэффициенты извлечения газа, конденсата, нефти.

13.10.2 Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта

На основе анализа и сопоставления совокупности критериев технологической и экономической эффективности обосновывают утверждаемое решение по проекту в целом (выбирают рекомендуемый к утверждению вариант разработки). Для иллюстрации приводят в графической форме структуру затрат на реализацию проекта и диаграмму чистого денежного потока.

По выбранному варианту приводят результаты расчетов дохода государства, распределения отчислений в федеральный бюджет и бюджеты субъектов Российской Федерации и местные бюджеты по формам таблиц В.33, В.34.

13.10.3 Анализ чувствительности проекта

Рассматривают ситуации, связанные с влиянием рисков при реализации, и проводят анализ чувствительности показателей эффективности к изменению основных параметров, находящихся в рамках наибольшей неопределенности цен на продукцию, объемов производства, капитальных вложений, эксплуатационных затрат. Результаты представляют графически в форме диаграммы чувствительности критериев эффективности либо по форме таблицы В.35.

Учитывают возможные факторы, влияющие на повышение доходности инвестиций - прогноз цен на товарную продукцию, изменение налоговых условий, улучшение ассортимента товарной продукции. Приводят выводы об устойчивости к изменению основных параметров.

13.11 Раздел "Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов"

Раздел "Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов" включает в себя пространственное профилирование стволов скважин, конструкции и крепления скважин, требования к технологии бурения скважин и буровым растворам, геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин, методы вскрытия продуктивных пластов, освоение добывающих и нагнетательных скважин.

Освещают опыт проводки, вскрытия и освоения поисковых, разведочных, оценочных и других скважин, пробуренных на месторождении. Указывают особенности применения рациональных технических решений при бурении скважин. Данные по пробуренным скважинам приводят по форме таблицы В.36. Приводят сведения о сроках проводки скважин, качестве цементирования ствола, об осложнениях при бурении - поглощениях бурового раствора, газонефтеводопроявлениях, обвалах, прихватах бурового инструмента, а также о наличии в пробуренных на месторождении скважинах межколонного давления и межпластовых перетоков.

13.11.1 Пространственное профилирование стволов скважин

При кустовом разбуривании приводят обоснование профилей ствола проектных эксплуатационных скважин, характеризуют каждый из основных видов профилей.

13.11.2 Конструкции и крепление скважин

Приводят типовые конструкции добывающих и нагнетательных скважин, а при необходимости - и наблюдательных и пьезометрических скважин, для их учета в проектной документации на строительство скважин. Для скважин в подгазовой зоне нефтяных оторочек формулируют требования к конструкции исходя из отработки нефтяных, а в последующем газовых пластов. Обосновывают конструкции забоя, предусматривая возможность заканчивания открытым стволом либо необходимость перекрытия колонной для последующей перфорации, диаметры и глубины спуска обсадных колонн, требования к типам и плотности тампонажных растворов исходя из требований по предотвращению осложнений при проводке скважины и надежного разобщения пластов. Учитывают диаметр НКТ, обеспечивающий проектный дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, проведение капитального ремонта скважин и геофизических работ при исследованиях, перфорации и контроле за разработкой.

Приводят рекомендации по спуску и цементированию обсадных колонн, требования к типам эксплуатационных труб и центрирующих элементов, рекомендации по методам контроля качества крепления скважины и периодичности контроля состояния крепи скважины при эксплуатации и консервации.

13.11.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам

Рекомендуют способ бурения, обеспечивающий при проводке скважин заданного профиля наилучшие технико-экономические показатели. Выделяют требования противофонтанной и газовой безопасности, учитывающие специфику месторождения.

Указывают рекомендуемый тип противовыбросового оборудования и приводят схему его обвязки на устье. Приводят схему размещения оборудования на точках бурения.

Приводят требования к параметрам и характеристикам буровых растворов по интервалам глубин бурения.

13.11.4 Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин

Обосновывают объемы и комплексы ГИС и геолого-технологических исследований в процессе бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

В технологической схеме разработки для крупных месторождений и при сложном разрезе на период опытно-промышленной разработки намечают опорно-технологические скважины для проведения специальных исследований по совершенствованию техники и технологии бурения скважин на месторождении. Исследования приводят по форме таблицы В.37. Рекомендуют технологию и условия проведения исследований пластоиспытателем в открытом стволе, методики их геофизического сопровождения. Указывают способ и оборудование для отбора кернов в целях обеспечения максимального их выноса.

13.11.5 Методы вскрытия продуктивных пластов

Анализируют влияние твердой и жидкой фаз бурового раствора, а также растворенных в нем химических реагентов на продуктивные пласты. Приводят рекомендуемые характеристики жидкостей для вскрытия продуктивных отложений исходя из их влияния на качество вскрытия продуктивного пласта и достоверность информации ГИС по форме таблицы В.38. Приводят допускаемые условия гидростатической и гидродинамической репрессии на продуктивный пласт. Определяют методы и технологии вскрытия продуктивных пластов с учетом их геолого-геофизической характеристики.

13.11.6 Освоение добывающих и нагнетательных скважин

Рекомендуют технологию вызова притока газа после вскрытия пласта (после проведения перфорации эксплуатационной колонны в зоне продуктивных отложений), основные сведения приводят по форме таблицы В.39. 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 средней скважины. Устанавливают виды и режимы наземных и глубинных измерений, указывают типы контрольно-измерительных приборов.

В конце раздела приводят оценку стоимости работ по строительству типовых скважин (добывающих, нагнетательных, других категорий).

13.12 Раздел "Техника и технология добычи углеводородов"

Раздел "Техника и технология добычи углеводородов" включает в себя анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования, мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними, анализ и обоснование технологии и технических решений организации системы внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции, анализ, требования и рекомендации к системе поддержания пластового давления, подготовке закачиваемых рабочих агентов, обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод, мероприятия по обеспечению использования и утилизации попутного нефтяного газа, годовую производительность, объемы добычи.

13.12.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискваженного оборудования

Приводят анализ технического состояния пробуренных на месторождении разведочных и добывающих скважин, условий работы внутрискважинного оборудования, а также эффективности мероприятий по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин. Для разрабатываемых месторождений рассматривают техническое состояние шлейфов, коллекторов, оборудования УКПГ, ДКС, НКС.

Обосновывают конструкции фонтанных подъемников: диаметры и глубины спуска лифтовых труб, пакеров, различных клапанов внутрискважинного и устьевого оборудования скважин. При необходимости приводят результаты расчетов вариантов конструкций. Приводят требования к фонтанной арматуре и оборудованию устья скважин. Для многопластовых месторождений рассматривают возможности и оборудование для одновременно-раздельного дренирования двух и более пластов. При обосновании учитывают геолого-технические условия, величины максимальных и минимальных дебитов скважин, устьевых давлений и температур, полученных при их испытаниях и исследованиях. Отмечают особенности оборудования нагнетательных скважин. Приводят схемы компоновки оборудования добывающих, нагнетательных, наблюдательных и специальных скважин. При кустовом расположении скважин приводят схему размещения оборудования на кустовых площадках.

13.12.2 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними

Обосновывают необходимые защитные мероприятия по предупреждению гидратообразования коррозии, выпадения и отложения парафина и солей во внутрискважинном и устьевом оборудовании, растепления прискважинных зон (для месторождений в районе вечной мерзлоты) и прорывов подошвенной воды, мероприятия приводят по форме таблицы В.40. Анализируют результаты промысловых и лабораторных исследований по условиям коррозионной агрессивности, гидратообразованию, выпадению парафина и солей в процессе эксплуатации скважин и закачки агентов при ППД, а также по изучению влияния зоны многолетнемерзлых пород на месторождении или месторождениях-аналогах. Рассматривают условия эксплуатации скважин с пластовой водой в добываемой продукции, обосновывают рекомендации по удалению жидкости (конденсат и вода), скапливающейся на забоях скважин, 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. В случае реализации ППД рассматривают проблемы, связанные с работой нагнетательных скважин.

По разрабатываемым месторождениям на основе анализа эффективности опробованных технологий уточняют необходимые объемы работ по ремонту скважин, характеристики требуемых материалов и оборудования. Приводят рекомендации по ремонту скважин и обеспечению закачки агентов в нагнетательные скважины.

13.12.3 Анализ и обоснование технологии и технических решений организации системы внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции

Приводят структурную схему основного производства промысла, включающую УППГ, УКПГ, УПН, станцию охлаждения газа, установки регенерации реагентов, установки промысловой подготовки (переработки) газового конденсата (нефти), ДКС, НКС, головную компрессорную станцию и другие установки, относящиеся к основному производству. Приводят требования к продукции промысла и подлежащим утилизации отходам производства. Для неразрабатываемых месторождений приводят краткую характеристику существующих технико-технологических решений по основному производству промысла, определяют аналог, приемлемый для рассматриваемого месторождения и проведения объективного сравнения альтернативных вариантов разработки месторождения.

Приводят принципиальные схемы сбора газа и конденсата (нефти). Дают количественные характеристики потоков в наземных коммуникациях. Проводят выбор проектных диаметров и способов прокладки шлейфов и коллекторов, приводят результаты оценочных расчетов шлейфов и коллекторов (диапазон давлений, температур и расходов добываемой продукции скважин). Приводят схему газосборной (нефтесборной) системы с местоположением скважин (кустовых площадок скважин), УКПГ (головных сооружений), УПН и ДКС. Приводят сведения об условиях образования гидратов в наземных коммуникациях. Обосновывают требования к ингибиторам гидратообразования, дают основные технические решения по схеме их подачи на скважины (кусты скважин) и в наземные коммуникации. Для разрабатываемых месторождений приводят фактическую информацию о параметрах эксплуатации шлейфов и коллекторов.

Приводят принципиальные технологические схемы установок подготовки газа и газового конденсата, а также системы предупреждения гидратообразования. Дают рекомендации по производительности и количеству технологических линий.

Представляют расчетный материальный баланс УКПГ (УПН) по годам разработки месторождения с указанием объемов добычи углеводородного сырья, валовых объемов подготовленного газа и жидкой продукции (без учета потребления газа и конденсата для технологических нужд промысла), содержание в них углеводородов (углеводородного конденсата) и других целевых компонентов и фракций для каждого рассматриваемого варианта разработки.

Представляют оценки потребления газа на технологические цели по годам эксплуатации, объемы потребления реагентов по годам эксплуатации, объемы реагентов, подлежащих регенерации, и их краткую характеристику.

Приводят объемы воды, подлежащей закачке в поглощающий пласт или иному способу утилизации по годам эксплуатации.

Определяют срок ввода ДКС, приводят давление нагнетания, степени сжатия, суммарную потребляемую мощность, потребление топливного газа для привода ДКС по годам эксплуатации, оснащение дожимного комплекса газоперекачивающими агрегатами с учетом резерва.

Обосновывают способ охлаждения газа, холодопроизводительность станции охлаждения газа, ее мощность и потери хладагента по годам эксплуатации.

Для месторождений, продукцию которых направляют на газоперерабатывающий завод или газохимический комплекс, расположенные на территории деятельности недропользователя, приводят по годам эксплуатации месторождения по каждому из рассматриваемых вариантов разработки:

- структурные схемы переработки углеводородного сырья;

- краткое описание технологических процессов;

- номенклатуру товарной продукции;

- ожидаемые количества товарной продукции.

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. Приводят потребление рекомендуемого антикоррозионного реагента по годам эксплуатации для каждого рассматриваемого варианта разработки.

13.12.4 Анализ, требования и рекомендации к системе поддержания пластового давления, подготовке заканчиваемых рабочих агентов

Приводят принципиальную схему закачки агентов в пласт. Обосновывают требования к закачиваемому агенту, основные параметры системы ППД. Приводят перечень и основные технологические характеристики элементов системы ППД (компрессорные и насосные станции, аппараты воздушного охлаждения, коллекторы для нагнетаемого рабочего агента и др.). Приводят количество закачиваемого агента по годам эксплуатации для каждого рассматриваемого варианта разработки. При использовании для ППД подземных вод приводят сведения о проектной документации на добычу подземных вод.

13.12.5 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод

Приводят описание геологических объектов, пригодных для утилизации попутно добываемых вод. Приводят типовую конструкцию поглощающей скважины.

13.12.6 Мероприятия по обеспечению использования и утилизации попутного нефтяного газа

Приводят для нефтегазоконденсатных месторождений. Перечисляют мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного нефтяного газа.

13.12.7 Годовая производительность, объемы добычи

Приводят информацию по следующим материальным потокам по годам разработки месторождения и для каждого рассматриваемого варианта разработки:

- отбор пластового газа (нефти);

- удельное содержание углеводородов (углеводородного конденсата) в добываемом сырье;

- количество углеводородов (углеводородного конденсата) в добываемом сырье;

- объемы технологического использования газа при освоении скважин, в т.ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- объемы технологического использования газа при исследовании скважин, в т.ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- количество газа, поступающего непосредственно на УКПГ, в т.ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- количество подготовленного газа, в т. ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- расход газа на технологические цели проведения процессов подготовки и компримирования газа, в т.ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- количество закачиваемого агента при проведении процесса ППД;

- объемы товарного газа, подлежащего поставкам в газотранспортную систему, в т. ч. углеводородов (углеводородного конденсата);

- количество товарного газового конденсата (нефти), в т. ч. углеводородов (углеводородного конденсата).

При составлении материальных балансов учитывают статьи расходования газа (нефти), характерные для рассматриваемого месторождения. Для действующих промыслов учитывают фактическое расходование газа (нефти), отраженное в отчетной документации по данному месторождению.

13.13 Раздел "Обеспечение водоснабжения (при необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для технологического обеспечения водой для собственных нужд газового промысла)"

Раздел "Обеспечение водоснабжения (при необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для технологического обеспечения водой для собственных нужд газового промысла)" включает в себя обоснование выбора источника водоснабжения, расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод, требования к качеству воды, проектируемую конструкцию водозаборных скважин, способы бурения и опробование скважин, рекомендации по эксплуатации водозабора, программу гидрогеологических режимных наблюдений в процессе эксплуатации водозабора.

Раздел включают при необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод (для технологического обеспечения водой) для собственных нужд газового промысла.

13.13.1 Обоснование выбора источника водоснабжения

Описывают горизонты (пласты) с подземной водой и обосновывают выбор источника водоснабжения.

13.13.2 Расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод

Приводят результаты расчета потребности в воде и сведения о запасах подземных вод для оценки обеспеченностью ею.

13.13.3 Требования к качеству воды

Приводят требования к качеству воды по направлениям ее использования в процессе разработки месторождения и эксплуатации промысловых объектов.

13.13.4 Проектируемая конструкция водозаборных скважин, способы бурения и опробование скважин

Приводят типовую конструкцию водозаборной скважины, рекомендуют способы бурения и опробования скважин.

13.13.5 Рекомендации по эксплуатации водозабора

Приводят рекомендации по эксплуатации водозабора.

13.13.6 Программа гидрогеологических режимных наблюдений в процессе эксплуатации водозабора

Приводят программу гидрогеологических режимных наблюдений.

13.14 Раздел "Контроль и регулирование разработки месторождения"

Раздел "Контроль и регулирование разработки месторождения" включает в себя обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин, состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой, рекомендации по регулированию разработки.

13.14.1 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин

Обосновывают цели, задачи и мероприятия по контролю за процессом разработки. Для разрабатываемых месторождений анализируют эффективность реализуемой системы наблюдений и применяемых методов контроля и, в случае необходимости, вносят уточнения и дополнения в ранее принятые решения. При кустовом расположении скважин указывают скважины, на которых проводятся систематические текущие исследования. Для крупных месторождений обосновывают требования к опорным сетям наблюдений по видам контроля.

Приводят перечень мероприятий и исследований по видам контроля и их периодичности по форме таблицы В.41. Обосновывают объемы соответствующих исследований, дают требования к необходимому оборудованию и средствам контроля. Обосновывают необходимое количество контрольных скважин различных типов (наблюдательных, пьезометрических, геофизических) и сроки их строительства, их размещение приводят на картах размещения эксплуатационных скважин. Предусматривают систему обеспечения фоновых измерений по новым скважинам.

13.14.2 Состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой

Обосновывают цели, комплекс, объемы и периодичность ГИС по контролю за процессом разработки залежей, положением газожидкостных контактов и работой отдельных скважин. Рассматривают условия проведения ГИС, в т.ч. в газовой среде, техническое обеспечение и технологии скважинных измерений.

Указывают требования к газогидродинамическим методам исследования скважин и периодичности регистрации динамических характеристик потока флюида (давление, температура, расход продукции), в т.ч. к дистанционным методам контроля режимов работы скважин. Обосновывают методы, оборудование и объем газоконденсатных исследований. Приводят оценку объемов газа при исследовании средней скважины с выпуском газа в атмосферу.

Приводят рекомендации по комплексированию рассматриваемых исследований с другими геолого-промысловыми наблюдениями.

Рассматривают цели проведения ГИС в процессе капитального ремонта скважин и приводят требования к технологиям ГИС для контроля технического состояния.

Предусматривают контроль за возможными перетоками газа в отложения, расположенные выше эксплуатационных объектов, и образованием техногенных залежей. Для разрабатываемых место рождений при выявлении перетоков и техногенных залежей обосновывают мероприятия по предотвращению перетоков газа и по контролю эффективности проведенных мероприятий. Для выявленных техногенных залежей газа приводят предложения по оценке их промышленной значимости и целесообразности разработки.

Обосновывают необходимые виды исследований по пьезометрическим скважинам (наблюдения за статическими уровнями, отборы проб), объемы гидрохимических исследований, измерений количества и качества вод, выносимых вместе с газом из скважин, а также систему наблюдений (мониторинг) за водонапорным бассейном и продвижением воды в залежи.

13.14.3 Рекомендации по регулированию разработки

Приводят рекомендации по регулированию разработки и установлению технологических режимов работы скважин.

13.15 Раздел "Программа доразведки и исследовательских работ"

Раздел "Программа доразведки и исследовательских работ" включает в себя доразведку месторождения, отбор и исследование керна, промыслово-геофизические исследования скважин, промыслово-гидродинамические исследования скважин, физико-химические исследования пластовых флюидов.

В разделе выделяют недостаточно разведанные участки и/или пласты и обосновывают необходимость их доразведки. Приводят программу работ по доразведке.

13.15.1 Доразведка месторождения

Обосновывают количество, расположение и очередность бурения скважин, необходимых для доразведки, и возлагаемые на них задачи. Их местоположение указывают на картах размещения пробуренных и проектных скважин.

13.15.2 Отбор и исследование керна

Приводят рекомендации по объемам отбора керна по скважинам, пластам, а также по определению характеристик фильтрационно-емкостных свойств.

13.15.3 Промыслово-геофизические исследования скважин

Приводят рекомендации по стандартным и специальным комплексам ГИС.

13.15.4 Промыслово-гидродинамические исследования скважин

Обосновывают специальные исследования скважин для уточнения геологического строения и фильтрационно-емкостных характеристик пластов.

13.15.5 Физико-химические исследования пластовых флюидов

Приводят рекомендации по объему и периодичности газоконденсатных исследований и физико-химическим исследованиям пластовых флюидов.

В конце раздела дают оценку стоимости работ по доразведке. Для крупных месторождений сложного геологического строения и сложного состава пластового флюида приводят программу необходимых научно-исследовательских работ.

13.16 Раздел "Маркшейдерско-геодезические работы"

Раздел "Маркшейдерско-геодезические работы" включает в себя маркшейдерские работы при буровых и добывных работах, маркшейдерско-геодезические работы на земной поверхности, исходную и исполнительную маркшейдерскую документацию, систему наблюдений за геодинамическими процессами, обоснование границ горного отвода.

13.16.1 Маркшейдерские работы при буровых и добывных работах

Обосновывают комплекс маркшейдерских работ в соответствии с [11], [12] и действующих стандартов.

13.16.2 Маркшейдерско-геодезические работы на земной поверхности

Приводят перечень маркшейдерско-геодезических работ в соответствии с [12], [13] и соответствующих стандартов.

13.16.3 Исходная и исполнительная маркшейдерская документация

Приводят перечень маркшейдерской горной графической документации с указанием ее масштабов, принятой системы координат и картографической проекции с учетом специфики месторождения.

13.16.4 Система наблюдений за геодинамическими процессами

Обосновывают общие принципы создания системы наблюдений за геомеханическими, геодинамическими и другими процессами на основе дистанционных (аэрокосмической съемки) и других методов.

13.16.5 Обоснование границ горного отвода

Приводят при включении проекта горного отвода в технический проект разработки. Приводят установленные границы горного отвода. Обосновывают уточненные границы в соответствии с [11].

13.17 Раздел "Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр"

В разделе "Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр приводят мероприятия, обеспечивающие безопасность обслуживающего персонала и населения от возможных вредных воздействий, связанных с разработкой рассматриваемого месторождения, с учетом [8].

13.18 Раздел "Мероприятия по рациональному использованию и охране недр"

В разделе "Мероприятия по рациональному использованию и охране недр" приводят типовые мероприятия по охране недр в процессе бурения скважин с учетом обеспечения надежности их 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 устьев скважин, смятии колонн и др. Приводят решения по утилизации буровых отходов при бурении скважин. 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. Для разрабатываемых месторождений приводят мероприятия по борьбе с осложнениями, возникающими при эксплуатации месторождения и отрицательно влияющими на состояние недр.

13.19 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" приводят обзор региональных особенностей природоохранной деятельности. Указывают принципы и направления природоохранной деятельности недропользователя (недропользователей), взаимодействия с региональными органами власти и взаимоотношений с местным населением. Перечисляют наиболее существенные для района расположения месторождения ограничения. Приводят карту экологических ограничений.

Кратко характеризуют экологическую обстановку в районе месторождения с учетом климата, орогидрографии, почв, растительного и животного мира, геокриологических, инженерно-геологических и гидрогеологических условий. Гидрогеологические условия описывают для той части разреза отложений, которая находится в зоне воздействия в процессе строительства и эксплуатации скважин и промысловых объектов рассматриваемого объекта разработки и/или подземного захоронения сточных вод.

При наличии приводят фоновые характеристики компонентов окружающей среды.

Приводят источники (включая отходы) и виды воздействия на отдельные компоненты окружающей среды (по неразрабатываемым месторождениям - по объектам-аналогам). Оценивают возможные изменения ее состояния. Приводят ориентировочные данные о количестве образующихся отходов.

При необходимости или по требованию заказчика приводят результаты расчетов по выбросам и рассеиванию загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы. На карте указывают возможные источники выброса вредных веществ и дают распределение их максимальных концентраций с учетом неблагоприятных метеоусловий.

Приводят ограничения по условиям водопользования и землепользования. Ориентировочно оценивают потребности в земельных ресурсах.

Оценивают возможное влияние процесса разработки на изменение инженерно-геологических условий (протаивание грунтов, термокарстовые процессы, просадка земной поверхности, сейсмические явления и др.).

Приводят перечни 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.

Обосновывают мероприятия:

- по охране атмосферного воздуха;

- по очистке сточных вод и утилизации обезвреженных элементов, по предотвращению аварийных сбросов сточных вод;

- по охране водных объектов, а также сохранению водных биологических ресурсов (в том числе предотвращение попадания рыб и других водных биологических ресурсов в водозаборные сооружения) и среды обитания;

- по охране и рациональному использованию земельных ресурсов и почвенного покрова, в том числе по рекультивации нарушенных или загрязненных земельных участков и почвенного покрова;

- по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке и размещению опасных отходов;

- по охране объектов растительного и животного мира и среды их обитания.

При наличии объектов растительного и животного мира, занесенных в Красную книгу Российской Федерации, отдельно указывают мероприятия по охране таких объектов.

Приводят принципиальные положения мониторинга окружающей среды в пределах лицензионного участка. Определяют цели и задачи его проведения с учетом специфики проектируемого объекта разработки. Приводят рекомендации по комплексу мероприятий, системе наблюдений и программе работ по экологическому мониторингу. Определяют перечень затрат на реализацию природоохранных мероприятий и компенсационных выплат.

В конце раздела приводят общую характеристику воздействия в процессе разработки на состояние окружающей природной среды:

- количество загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу (включая оксиды азота и углерода);

- количество сточных вод с направлениями их утилизации;

- размеры санитарно-защитной зоны;

- оценку площади отчуждаемых и рекультивируемых земель.

Для разрабатываемых месторождений приводят общую оценку эффективности реализованных природоохранных мероприятий. Дают оценку стоимости работ по экологическому мониторингу.

13.20 Раздел "Сроки и условия выполнения работ по консервации или ликвидации скважин, промысловых объектов, рекультивации земель"

В разделе "Сроки и условия выполнения работ по консервации или ликвидации скважин, промысловых объектов, рекультивации земель" формулируют требования к выполнению работ по консервации, последующей расконсервации и ликвидации скважин. Приводят рекомендации по проведению ликвидационных работ на скважинах, выполнивших свое назначение либо подлежащих ликвидации по другим причинам.

В технологическом проекте разработки приводят результаты анализа мероприятий по продлению рентабельной разработки: внедрение методов повышения углеводородоотдачи пласта; осуществление мероприятий по повышению эффективности эксплуатации скважин; проведение реконструкции и технического перевооружения наземных промысловых объектов.

Обосновывают продолжительность завершающей стадии разработки и периода ликвидационных работ. Приводят оценку остаточных запасов углеводородного сырья и коэффициентов их извлечения. Конкретизируют виды работ для обеспечения экологической безопасности консервации месторождения. Рассматривают варианты диверсификации производства - выработки новых товарных продуктов (в том числе на имеющихся газохимических комплексах), электроэнергии, либо использования недр для хранения газа, отходов производства. Дают предложения по консервации месторождения до момента внедрения новых технологий.

Приводят общую оценку ликвидационных затрат по завершению разработки, ликвидации промысловых объектов и рекультивации земель.

13.21 Заключение

В заключении приводят сводную характеристику проектных решений и мероприятий по их реализации.

13.21.1 Характеристика рекомендуемого варианта разработки и достигаемые в результате его внедрения коэффициенты извлечения углеводородного сырья по эксплуатационным объектам

Указывают характерные особенности, формулируют основные проблемы и намечают конкретные мероприятия по реализации проектных решений.

Характеризуют расположение скважин, порядок разбуривания, очередность ввода и выбытия объектов обустройства (в т.ч. наземных промысловых сооружений). При выделении зон УКПГ указывают очередность их ввода в разработку. Для многопластовых месторождений указывают порядок ввода в разработку эксплуатационных объектов.

В технологической схеме разработки выделяют коэффициенты извлечения углеводородов для использования в качестве технико-экономического обоснования при подсчете запасов.

Для неразрабатываемых месторождений приводят перечень научно-исследовательских работ по оптимизации рекомендуемых технико-технологических решений: по строительству скважин; системам сбора; внутрипромыслового транспорта газа (нефти); подготовки либо переработки газа и конденсата (нефти); предупреждения гидратообразования.

Для разрабатываемых месторождений (залежей) приводят рекомендации по реконструкции объектов добычи углеводородного сырья с указанием объемов и сроков работ.

В сжатой форме излагают основные положения технического проекта разработки:

- отборы газа, конденсата, нефти, объемы закачки рабочего агента;

- фонд добывающих, нагнетательных и специальных скважин, в т.ч. подлежащих бурению;

- конструкцию скважин;

- систему разработки - эксплуатационные объекты, порядок их ввода, размещение скважин;

- продолжительность периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи;

- сроки ввода УКПГ, ДКС, НКС;

- ограничения на технологический режим работы эксплуатационных и нагнетательных скважин;

- фонд наблюдательных, контрольно-геофизических, пьезометрических скважин;

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

- доразведку месторождения;

- контроль за разработкой;

- объем газогидротермодинамических, газоконденсатных исследований и ГИС;

- уточнение эксплуатационной характеристики скважин;

- основные требования к строительству скважин, вскрытию пластов и освоению скважин;

- технологию и технику добычи газа, конденсата, нефти;

- систему внутрипромыслового сбора и подготовки газа и конденсата к транспорту;

- систему поддержания пластового давления;

- охрану недр и окружающей среды;

- показатели экономической оценки;

- новые научно-технические решения с оценкой их эффективности;

- возможности повышения эффективности разработки.

13.21.2 Оценка общих перспектив месторождения

Приводят оценку общих перспектив месторождения.

13.22 В табличных приложениях приводят данные, дополняющие материалы текстовых разделов технического проекта разработки. Данные по запасам углеводородного сырья в пластах, их геолого-физические характеристики, результаты расчетов технологических показателей разработки приводят в соответствии с требованиями, установленными в [14]. В табличные приложения могут быть вынесены и некоторые из таблиц приложения В.

13.23 В графические приложения по приложению А помещают иллюстрации, рисунки, схемы, приведение которых в текстовых разделах нецелесообразно из-за несоответствия требованию их четкого воспроизведения на листах формата А4 и A3. Графические материалы выполняют в соответствии с требованиями, установленными для составления горной графической документации.

13.24 Реферат оформляют в виде отдельной книги объемом от 10 до 20 страниц. В нем приводят сведения об объеме технического проекта разработки, количестве иллюстраций, таблиц, приложений, книг (томов), использованных источников, перечень ключевых слов. Текстовую часть оформляют в соответствии с разделом 14.

13.25 Техническое задание приводят в форме копии, заверенной недропользователем.

13.26 При необходимости приводят сведения о лицензии (лицензиях) на пользование недрами в форме копии (копий), заверенных недропользователем (недропользователями), другие документы, использованные при проектировании по требованиям технического задания.