Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи)

На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложнопостроенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ РФ), в случае необходимости получения дополнительной информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в том числе с использованием различных технологий интенсификации добычи УВС, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков.

Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

Пробная эксплуатация залежей осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями в соответствии со специально составленными проектами пробной эксплуатации (ППЭ) и дополнений к ним (ДППЭ).

В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов C1.

ППЭ утверждается на следующие сроки, начиная с года начала его реализации:

а) три года – для мелких и очень мелких месторождений;

б) пять лет – для средних месторождений;

в) семь лет – для крупных и уникальных месторождений/залежей/эксплуатационных объектов, морских (шельфовых) месторождений.

При наличии пяти и более эксплуатационных объектов, для мелких и очень мелких месторождений, срок ППЭ увеличивается до пяти лет, для средних месторождений – до 7 лет.

Исходной информацией для составления проекта пробной эксплуатации залежей служат данные разведки месторождения, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин.

В проектах пробной эксплуатации обосновываются:

· а) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

· б) количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С1, интервал отбора керна из них;

· в) комплекс детальных сейсмических исследований, направленных на уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллектора, положения контуров газо- и нефтеносности сложнопостроенных продуктивных горизонтов с целью обоснования размещения скважин;

· г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов.

Программа научно-исследовательских работ и доразведки месторождения, должна обеспечить получение всей необходимой информации для выполнения подсчета запасов и составления Технологической схемы разработки. По результатам реализации программы устанавливаются:

· а) литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и разрезу;

· б) наличие и характер тектонических нарушений;

· в) гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежи, форма и размеры залежи;

· в) общая эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтегазоносности;

· г) тип, минеральный и гранулометрический состав пород продуктивных пластов;

· д) фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов (в том числе: пористость, проницаемость, параметры трещин для трещиноватых коллекторов);

· е) геомеханические свойства пород;

· ж) начальные значения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

· з) значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

· и) гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилегающих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

· к) состав и физико-химические свойства пластовой нефти (в том числе, давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);

· л) состав и физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы);

· м) компонентный состав и физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (в том числе, плотность по воздуху, сжимаемость);

· н) компонентный состав и физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка нестабильного конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата C5+ в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, содержание парафинов, смол и серы);

· о) физико-химические свойства пластовых вод (в том числе: плотность, вязкость, наличие примесей, температура);

· п) смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов;

· р) зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

· с) относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды. Капиллярного давления и остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти рабочими вытесняющими агентами;

· т) средние значения коэффициентов теплопроводности, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей (для залежей с нефтью повышенной вязкости);

· у) другие параметры и величины, необходимые для корректного построения геологической и гидродинамической (газодинамической) моделей.

Проектный документ должен пройти обязательную государственную экспертизу. При наличии положительного заключения комиссии, создаваемой Федеральным агентством по недропользованию (Центральная комиссия по разработке месторождений УВС (ЦКР Роснедра)) недропользователем утверждаются согласованные основные технологические решения и показатели разработки месторождения.

На основе утвержденных проектов пробной эксплуатации составляется проектно-сметная документация на обустройство месторождения (на период пробной эксплуатации), в которой должны быть рассмотрены вопросы утилизации нефтяного газа и конденсата.

Дополнение к ППЭ составляется по данным разведочного и эксплуатационного бурения в рамках сроков действия утвержденного проектного документа в случае:

· а) изменения границ месторождения или участков пробной эксплуатации на залежах, выделенных в последнем утвержденном проектном документе в связи с уточнением представлений о геологическом строении месторождения или залежей;

· б) выявление новых продуктивных пластов;

· в) выделения дополнительных участков пробной эксплуатации на залежах, выявленных после утверждения проектного документа;

· г) необходимости изменения выделенных эксплуатационных объектов;

· д) уточнение или изменение технологических решений по системе разработки.

Виды, объемы и качество результатов опытных и исследовательских работ, проводимых при пробной эксплуатации, контролируются межведомственными комиссиями по разработке, по лицензированию недр (Роснедра), а также местными органами Ростехнадзора и Росприроднадзора.