Что является основным документом на строительство нефтяных или газовых скважин
Обновлено: 07.07.2024
Что является основным документом на строительство нефтяных или газовых скважин
СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА
СМЕТНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА
Правила разработки и применения элементных сметных
норм на строительные конструкции и работы
Приложение. Сборники элементных сметных норм
на строительные конструкции и работы. Том 10
СБОРНИК 49. СКВАЖИНЫ НА НЕФТЬ И ГАЗ
Дата введения 1984-01-01
РАЗРАБОТАНЫ институтом ВНИИОЭНГ Миннефтепрома при участии институтов СибНИИНП, Ставропольского комплексного отдела СевКавНИПИнефть, треста "Башнефтегеофизика", ЦНИИПнефтегеофизика, объединений "Коминефть" и "Грознефть" Миннефтепрома; ЦМЭГЭИ, НПО "Архангельскгеология" Мингео СССР; ВНИИЭГАЗПРОМа Мингазпрома; МИНХ и ГП им.акад. И.М.Губкина Минвуза СССР; организации Минэлектротехпрома и рассмотрены Отделом сметных норм и ценообразования в строительстве Госстроя СССР.
ВНЕСЕНЫ Миннефтепромом, Мингазпромом, Мингео СССР
УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 3 ноября 1982 г. N 269.
ВЗАМЕН Справочника укрупненных сметных норм на строительство нефтяных и газовых скважин, изд. 1964 г.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1. Элементные сметные нормы (ЭСН) скважин на нефть и газ являются основным документом для составления проектно-сметной документации.
2. Элементные сметные нормы состоят из Общей части и трех разделов:
I. Подготовительные работы к строительству нефтяных и газовых скважин.
II. Строительные и монтажные работы.
III. Бурение и испытание скважин на продуктивность.
3. Элементными сметными нормами учтены современные методы ведения строительства нефтяных и газовых скважин, достигнутый уровень техники, технологии и организации работ, новые прогрессивные материапы.
4. Элементные сметные нормы включают:
затраты труда в натуральных и приведенных человеко-часах;
нормы расхода материалов в натуральном измерении (кг, т, м и т.д.) для "прочих" (кислород, пропан-бутан и др.) - в процентах от стоимости основных материалов;
затраты машин и механизмов в машино-часах приведены для основных машин и механизмов. Для вспомогательных машин ("прочих") нормы выражены в процентах от стоимости эксплуатации основных машин, а при отсутствии таковых в данной таблице - в процентах от заработной платы рабочих.
5. Элементные сметные нормы разработаны на основе:
IV части "Сметные нормы и правила" Строительных норм и правил (СНиП), глава 2 "Правила разработки и применения элементных сметных норм на строительные конструкции и работы", 1982 г.;
Единых норм времени на монтаж и демонтаж вышек и оборудования для бурения (ЕНВ), НИИтруда, М., 1978;
Единых норм времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые, М., 1977;
Единых норм времени на опробование (испытание) разведочных и эксплуатационных скважин, НИИтруда, М., 1979;
Укрупненных норм времени на промыслово-геофизические исследования скважин в нефтяной промышленности, ВНИИОЭНГ, М., 1977;
Типовых норм времени на монтаж контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в нефтяной промышленности, ВНИИОЭНГ, М., 1980;
исходной информации организаций Миннефтепрома, Мингазпрома и Мингео СССР по методам производства работ, расходу материалов и др.
6. Расход материалов, необходимых при строительстве нефтяных и газовых скважин, показан в числителе, а количество материалов, подлежащих возврату при разработке (демонтаже) - в знаменателе. Материалы, показанные без дроби, возврата не имеют.
7. В районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях размер возврата материалов следует принимать с коэффициентом 0,9.
8. Сметная норма эксплуатации машин и механизмов (машино-часа) определена в соответствии с нормами затрат труда состава звена основных рабочих, с учетом использования их во времени на объекте строительства.
9. Элементные сметные нормы на разборку (демонтаж) не приводятся. Указанные затраты определены в процентах от затрат на строительство (монтаж) и приводятся в технических частях соответствующих разделов районных единичных расценок издания 1983 г.
10. Масса материалов, необходимых при производстве подготовительных, строительных и монтажных работ, по группам груза, а также оборудования (металлоконструкций) приводится в соответствующих таблицах районных единичных расценок издания 1983 г.
11. Элементными сметными нормами учтен вертикальный и горизонтальный транспорт в рабочей зоне.
12. При изменении материалов, их сортности и количества, а также эксплуатации машин и механизмов нормы расхода уточнению не подлежат.
13. Затраты, связанные с выполнением работ в зимнее время, элементными сметными нормами не учтены.
Порядок определения указанных затрат дан в районных единичных расценках издания 1983 г.
14. Транспортировка грузов элементными сметными нормами не учтена и определяется дополнительно.
15. Затраты на переброску машин и механизмов от базы к месту работы и обратно учтены нормами машино-часа на расстояние до 10 км. Переброска машин и механизмов от базы к месту работы и обратно свыше 10 км определяется расценками на перевозку грузов по районным единичным расценкам издания 1983 г.
16. При выполнении строительных и монтажных работ другими организациями, не входящими в состав Управления буровых работ, Управления разведочного бурения, экспедиции и др., применяются нормы этих организаций.
РАЗДЕЛ I . ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
К СТРОИТЕЛЬСТВУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
1.1. Элементными сметными нормами настоящего раздела предусматриваются: земляные и планировочные работы; вырубка леса, корчевка пней, расчистка лесных участков; сооружение подъездных путей, переездов и мостов; прокладка трубопроводов; установка гидрантов, задвижек и колодцев; изоляция трубопроводов; сооружение низковольтных и высоковольтных линий электропередач (воздушных и кабельных); сооружение телефонных линий связи.
1.2. Нормами раздела предусмотрены сооружения временного типа. Определение затрат строительства магистральных дорог, трубопроводов, линий связи и линий электропередач по данным нормам не допускается.
1.3. Нормы на земляные и планировочные работы учитывают их производство механизированным способом. В отдельных случаях предусматриваются работы по доборке грунта вручную, а также в местах или объектах, недоступных для применения механизмов.
1.4. Производство земляных работ по рытью траншей предусматривают по степени влажности две группы грунтов:
сухие грунты средней природной влажности;
мокрые грунты, находящиеся во время разработки на уровне грунтовых вод или ниже их уровня.
1.5. В нормах на выполнение земляных работ в мокрых грунтах не учитываются водоотливные работы. Эти затраты следует определять по отдельным калькуляциям или по ЕРЕР, исходя из данных о силе притока воды и применяемых водоотливных средствах.
1.6. Объем грунта исчисляется по обмеру в плотном теле.
1.7. Нормы на лесорубные работы, производимые для очистки площадок и трасс при строительстве нефтяных и газовых скважин, не зависят от густоты леса, диаметра деревьев и крепости пород (мягкие, твердые).
1.8. Нормы установлены для дорог при ширине проезжей части 6 м и трассы для перетаскивания вышек и оборудования шириной 12 м. Использование дорог с проезжей частью более 6 м и трасс для перетаскивания вышек более 12 м допускается при условии обоснования в рабочем проекте на строительство скважин необходимости увеличения проезжей части подъездного пути и трассы.
1.9. Нормами предусматривается сооружение дорог без устройства насыпи земляного полотна. Устройство насыпи принимается по данным рабочего проекта.
При строительстве дорог на косогоре (круче 1:3) разработку грунта следует принимать по дополнительным нормам.
1.10. Нормы на прокладку трубопроводов даны единым нормативом "Прокладка труб на поверхности земли и в траншеях", т.е. норма не зависит от способа прокладки трубопровода.
1.11. Прокладка трубопроводов дифференцирована по назначению. По каждому из трубопроводов принят определенный диаметр. Классификация трубопроводов приводится в табл.1.
Классификация трубопроводов различного направления, применяемых на подготовительных работах при строительстве скважин
Назначение трубопровода и запорной аппаратуры
А. Трубопроводы из электросварных труб
1. Спускные линии, наконечники, переходы под гибкие шланги
2. Трубопроводы для обвязки технологического оборудования и подачи агента (жидкость, газ) на отдельные машины и механизмы
3. Сборные (разводящие) коллекторы, от которых (к которым) отводится (поступает) агент (жидкость, газ)
4. Линейные трубопроводы для подачи агента (жидкость, газ) на буровые от магистральных промысловых коллекторов и других источников
Б. Трубопроводы из асбоцементных труб
1. Трубопроводы для обвязки технологического оборудования и подачи агента (жидкость, газ) на отдельные машины и механизмы
2. Сборные (разводящие) коллекторы, от которых (к которым) отводится (поступает) агент (жидкость, газ)
3. Линейные трубопроводы для подачи агента (жидкость, газ) на буровые от магистральных промысловых коллекторов и других источников
В. Паропроводы из электросварных труб
1. Спускные линии, наконечники, переходы под гибкие шланги
2. Паропроводы для технологического оборудования и подачи пара на отдельные машины и механизмы
3. Сборные (разводящие) коллекторы, от которых (к которым) отводится (поступает) пар
4. Линейные паропроводы для подачи пара на буровые от промысловых котельных установок
Г. Установка чугунных и стальных задвижек на:
1. Спускных линиях, наконечниках, переходах под глубокие шланги
2. Трубопроводах для обвязки технологического оборудования и подачи агента (жидкость, газ) на отдельные машины и механизмы
3. Сборных (разводящих) коллекторах, от которых (к которым) отводится (поступает) агент (жидкость, газ)
4. Линейных трубопроводах для подачи агента (жидкость, газ) на буровые от магистральных промысловых коллекторов и других источников
1.12. При прокладке трубопроводов не учтены затраты на рытье траншей и сооружение эстакад. Эти затраты определяются дополнительно по нормам данного раздела.
1.13. Нормами предусмотрены установка пожарных гидрантов, задвижек (стальных и чугунных), компенсаторов (местного изготовления из труб) и сооружение колодцев. Затраты по расширению траншей для сооружения колодцев учтены в нормах на их строительство.
1.14. Нормами предусматривается сооружение и разборка временных низковольтных и высоковольтных линий электропередач на различных типах опор. Предусматривается установка опор в незаболоченной, заболоченной и гористой местности. Отдельными нормами предусмотрена подвеска проводов. Для определения общей нормы на строительство линий электропередач указанные нормы складываются.
1.15. Нормами на сооружение низковольных линий учтено 24 опоры на 1 км, в том числе 3 опоры анкерного типа. В нормах на сооружение высоковольтных линий учтено 14 опор на 1 км, в том числе 2 угловых. При обоснованной необходимости установки большего или меньшего количества опор на 1 км допускается увеличивать или уменьшать нормы затрат (нормы граф "установка опор") пропорционально увеличению или уменьшению количества опор на 1 км.
1.16. При необходимости подвески большего или меньшего количества ниток проводов нормы затрат корректируются пропорционально количеству ниток.
1.17. Прокладка подземных и наземных высоковольтных кабельных линий электропередач предусматривает рытье траншей, укладку кирпича и прокладку кабеля или прокладку кабеля в трубах по поверхности земли или на опорах (крестообразных высотой до 1,5 м).
Нефть, Газ и Энергетика
Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.
Технические проекты разрабатывают специальные проектные институты (НИПИ) на основании проектных заданий , выдаваемых заказчиком, например, НГДУ. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данному проекту; цель бурения, категорию скважин, проектный горизонт и проектную глубину; краткое обоснование заложения скважин; характеристику; геологического строения площади, перспективных на нефть и газ объектов, горно-геологических условий бурения; данные о пластовых давлениях, давлениях гидроразрыва пород, геостатических температурах, об объектах, подлежащих опробованию в процессе бурения и испытанию, об объеме геофизических , лабораторных и специальных исследований, диаметре эксплуатационной колонны, объеме подготовительных работ к строительству и заключительных после окончания испытания скважины; о строительстве объектов теплофикации, жилищных и культурно-бытовых помещений; название бурового предприятия, которое должно строить скважины; другую информацию, необходимую для разработки проекта.
Технический проект включает разделы:
В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот , инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.
Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.
Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:
Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.
Раздел 2. Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.
Раздел 3. Бурение и крепление скважины.
Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность.
В виде отдельных статей (кроме упомянутых разделов) в смету включают затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимнее время, затраты на топографо-геодезические работы, накладные расходы, плановые накопления (прибыль), дополнительные затраты (надбавка за работу на Севере и приравненных к нему районах и т.д.)
Буровая бригада перед началом строительства скважины получает три основных документа: геолого-технический наряд , наряд на производство буровых работ и инструктивно-технологическую карту.
Наряд на производство буровых работ состоит из двух частей.
- В первой части указывают номер и глубину скважины, проектный горизонт, назначение ее и способ бурения, характеристики конструкции скважины, бурового оборудования и бурильной колонны, сроки начала и окончания работ по нормам, затраты времени на бурение и крепление отдельных интервалов и скважины в целом по нормам, плановую и нормативную скорости бурения, а также сумму заработной платы бригады.
- Вторую, основную часть наряда составляет нормативная карта. Эта карта позволяет определить нормативную продолжительность работ от начала бурения до перфорации эксплуатационной колонны. Для составления карты используют материалы ГТН и отраслевые или утвержденные для данной площади нормы времени на выполнение всех видов работ. Для разработки нормативной карты скважину разбивают на несколько нормативных пачек. В карте перечисляют последовательно все виды работ, которые должны быть выполнены при бурении каждой пачки. Указывают затраты времени на каждый вид работ по нормам и рассчитывают затраты времени на бурение и крепление каждого участка и в целом скважины.
Инструктивно-технологическая карта предназначена для распространения передового опыта работы, накопленного в районе. Она состоит из трех частей: режимно-технологической, инструктивной и оперативного графика строительства. Карту составляют на основе анализа работы буровых бригад и вахт, которые добились наиболее высоких показателей при бурении скважин на данной площади или при выполнении отдельных видов работ (например, по спуску и подъему бурильных колонн и т.п.). В режимно-технологической части помещают рекомендации о типоразмерах долот, забойных двигателей, параметрах режима бурения и свойствах промывочных жидкостей, при использовании которых могут быть достигнуты наиболее высокие показатели бурения.
В инструктивной части освещают новые или более совершенные способы выполнения отдельных, прежде всего, наиболее трудоемких видов работ, приводят рекомендации о более рациональной организации производственного процесса с учетом особенностей конкретного участка площади.
Фактическая картина строительства скважин создается на основании оперативного и статистического учета результатов буровых работ.
Оперативный и статистический учет результатов буровых работ осуществляется путем заполнения и утверждения определенного числа документов, охватывающих все основные этапы строительства скважины.
Документы делятся на первичные (исходные) и итоговые (обобщающие).
Значительное усложнение условий бурения, связанное с ростом глубин скважин, возможность больших технико-экономических потерь вследствие принятия несвоевременных или неквалифицированных решений по управлению процессами строительства скважин привели к необходимости создания и использования в бурении систем телеконтроля. Эти системы служат для передачи на диспетчерский пункт информации о важнейших параметрах технологических процессов с целью последующего принятия высококвалифицированным специалистом эффективных управляющих решений
Нефть, Газ и Энергетика
Таблица 5. Структура производственного цикла строительства скважины
Механизация этих работ является наиболее эффективным средством ускорения и облегчения проведения.
К основным относятся: вышкомонтажные работы, бурение и крепление ствола скважины, ее испытание.
Важнейшие виды вспомогательных процессов следующие:
Таблица 6. Формы организации работ по строительству скважин
Рис. 6. Производственная структура управления буровых работ (управления разведочного бурения)
В ее состав входят:
Повышение темпов ведения этих операций обеспечивается использованием буровых лебедок новых конструкций, средств механизации.
Чем больше фактический дебит по сравнению с расчетным, тем выше цена скважины и прибыль бурового предприятия.
Основы разработки необходимой документации на строительство скважин
Скважины по добыче нефти и газа представляют собой довольно сложные конструкции. Их постройка происходит при сложных геологических и климатических условиях, да и стоимость работ довольно велика. Поэтому для четкой организации такого дела необходима документация на строительство скважин.
Основные моменты
Основанием для разрабатывания проектных и сметных бумаг служит руководящие бумаги и доскональный анализ геологических и географических условий местности, в которой будет проводиться сооружение. Для этого научно исследовательскими институтами осуществляется подготовка и коррекция всех инструктивных и методических материалов.
Специалисты институтов создают специальные схемы на каждый этап постройки. Проект является основным планом по выполнению всех видов работ.
Какие используются нормативные документы
Разработка проектной документации на строительство скважины разрабатывается на основе:
- основная инструкция по созданию документации;
- главная методика формирования проекта (на бурение, крепеж, испытания нефтяных и газовых выработок);
- макет техпроекта построения;
- правила проведения строительных работ;
- справочник сметной док-ции.
Только при наличии и строгом соблюдении всех нормативов и правил, приведенных в данных сведениях, можно добиться достоверного и грамотного техпроекта.
Этапы создания
Проектная документация на строительство скважин разрабатывается поэтапно:
- Составление заказчиком перечня всех надлежащих заданий на формировку и разрабатывание объекта.
- Подготовка всей проектной и сметной док-ции на осуществление процедуры возведения нефтяной или газовой выработки.
По желанию заказчика или при особых геологической или географической обстановке, в которой планируется проводиться сооружение, документы на строительство скважины могут составляться на каждую в отдельности или на группу в целом.
Время, которое занимает весь процесс, зависит от сложности конструирования. В среднем он занимает 1 – 3 месяца.
Структура
Проект имеет свою четкую структуру:
- объяснительная записка;
- анализ и описание того, как может повлиять построение на общее состояние окружающей среды;
- описание плана возможных мероприятий и операций, которые будут проводиться при возникновении аварийной или экстренной ситуации в процессе построения;
- сметная документация строительства скважин.
Процедура создания необходимых сведений и бумаг на возведение проводится с учетом современных отечественных и зарубежных методик, развитием новых моделей техники и оборудования, материалов, которые используются для проведения данного типа работ.
Что является основным документом на строительство нефтяных или газовых скважин
ГОСТ Р 53713-2009
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ
Oil and gas-oil fields. Rules of development
Дата введения 2011-01-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук, Всероссийским нефтегазовым научно-исследовательским институтом имени академика А.П.Крылова, Некоммерческим партнерством "Саморегулируемая организация "Национальная ассоциация по экспертизе недр" (НП "НАЭН"), ОАО "Татнефть" имени В.Д.Шашина
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает правила - требования, нормы и процедуры разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (далее - месторождения), расположенных на территории Российской Федерации, в акваториях ее континентального шельфа и внутренних морей, обеспечивающие рациональную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений при соблюдении основных требований по охране недр и окружающей среды.
Действие настоящего стандарта не распространяется на разработку газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений, основным компонентом углеводородного сырья которых является газ и газоконденсат. Регулирование разработки этих месторождений осуществляется соответствующими национальными стандартами (нормами, правилами).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.615 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.647 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Общие положения
ГОСТ Р 53240 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний
ГОСТ Р 53375 Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
ГОСТ Р 53709 Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования
ГОСТ Р 53710 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки
ГОСТ Р 53712 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 выборочная отработка запасов нефти: Интенсивный отбор нефти на начальных стадиях разработки из наиболее продуктивной (высокодебитной) или легкодоступной части эксплуатационного объекта (объектов), приводящий к разбалансированности реализуемой проектной системы разработки, направленной на максимальное извлечение нефти.
3.2 газовая шапка: Скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.
3.3 гидравлический разрыв пласта; ГРП: Способ интенсификации работы скважин и повышения извлечения нефти за счет развития естественных или создания искусственных трещин в продуктивной части пласта, вскрытого скважиной, путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.
3.4 гидродинамические исследования скважин и пластов: Комплекс методов определения фильтрационных характеристик пластов-коллекторов и параметров призабойной зоны вскрытого интервала, характеризующих производительность добывающих и нагнетательных скважин.
3.5 доразведка месторождения: Работы по уточнению геологического строения разрабатываемого месторождения.
Примечание - Доразведку можно проводить на любом этапе разработки месторождения. Обычно в состав работ входят детальные сейсмические исследования, бурение или углубление разведочных и эксплуатационных скважин в пределах лицензионного участка.
3.6 заводнение пластов: Закачка в нефтяную залежь воды через специальные нагнетательные скважины для поддержания пластового давления, повышения извлечения нефти и темпа отбора нефти в соответствии с проектными документами.
3.7 залежь углеводородов: Естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.
3.8 геологические запасы углеводородов: Количество углеводородов (нефти, газа, конденсата) и содержащихся в них сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение, которое находится в недрах в изученных бурением залежах.
Примечание - Подсчет запасов выполняют по результатам разведочных работ и разработки месторождения.
3.9 извлекаемые запасы углеводородов: Часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и эффективных технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр.
3.10 категория запасов: Показатель, характеризующий запасы месторождения (залежи) по степени геологической изученности и промышленного освоения.
Примечание - Разделение запасов по категориям проводят в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.
3.11 конденсат: Природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.
3.12 консервация скважины: Временное прекращение строительства или эксплуатации скважины с ее глушением и герметизацией устья.
3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах.
3.14 коэффициент извлечения нефти; КИН: Отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим.
Примечание - Коэффициент извлечения нефти (и других сопутствующих компонентов) по разрабатываемым месторождениям принимают по последнему проектному технологическому документу, согласованному с уполномоченным федеральным органом управления государственным фондом недр в установленном порядке.
3.15 коэффициент охвата залежи вытеснением: Отношение объема части залежи, где происходит вытеснение нефти, к общему объему залежи.
3.16 ликвидация скважины: Вывод скважины из производственного процесса по техническим, геологическим и технологическим причинам и перевод ее в состояние, обеспечивающее охрану недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды, зданий и сооружений в зоне ее влияния.
3.17 лицензия на пользование недрами: Документ, удостоверяющий право его владельца на пользование участком недр в определенных границах в соответствии с указанной в нем целью в течение установленного срока при соблюдении владельцем заранее оговоренных условий.
3.18 ловушка нефти (газа): Геологическое тело, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами (покрышка, экран) обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и/или газа.
3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом.
3.20 газовое месторождение: Месторождение, содержащее только газ.
3.21 газоконденсатное месторождение: Месторождение, в газе которого содержится конденсат.
3.22 газонефтяное месторождение: Месторождение, в котором основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи.
3.23 нефтегазовое месторождение: Месторождение, содержащее газовые залежи с нефтяной оторочкой, в котором нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%.
3.24 нефтегазоконденсатное месторождение: Месторождение, содержащее нефть, газ и конденсат.
3.25 методы увеличения извлечения нефти; МУН: Способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности и повышения коэффициента охвата вытеснением.
3.26 мониторинг разработки месторождения: Комплексная система наблюдений за состоянием месторождения для оперативного управления процессом рациональной добычи сырья из эксплуатационных объектов.
3.27 оператор: Предприятие, ведущее разработку месторождения по договору с пользователем недр.
3.28 освоение скважины: Комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивного пласта в скважину и выводу скважины на запланированный режим эксплуатации.
3.29 пласт-коллектор: Горная порода, способная вмещать жидкие и/или газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.
3.30 пользователь недр: Юридическое или физическое лицо, получившее в установленном порядке лицензию на пользование участком недр с целью поисков, разведки и разработки на нем полезных ископаемых.
(попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.
3.32 природный газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе.
3.33 природный режим нефтяной залежи: Сочетание природных видов энергии, обеспечивающих перемещение нефти в пластах к забоям скважин.
Примечание - Залежь может обладать одним из известных природных режимов растворенного газа - водонапорным, упруговодонапорным, замкнутым упруговодонапорным, упругим, газонапорным (при наличии газовой шапки). При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой, менее эффективный режим (например, упруговодонапорного и газонапорного - в режим растворенного газа).
3.34 продуктивный горизонт: Выдержанный по площади пласт-коллектор (или группа пластов-коллекторов) с единой гидродинамической системой, содержащий подвижные углеводороды в свободной фазе и способный отдавать их в количествах, имеющих промышленное значение.
3.35 промышленное освоение месторождения: Создание необходимой инфраструктуры для добычи и транспортирования нефти и газа и получение нефти из первой скважины эксплуатационной сетки.
3.36 рабочий агент: Флюид (жидкость с различными добавками, пар, газ), закачиваемый в нефтяную залежь для вытеснения нефти и поддержания пластового давления.
3.37 рациональная разработка месторождения: Применение при разработке месторождения комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на обеспечение наиболее полного и экономически целесообразного извлечения из недр запасов нефти и попутных компонентов при соблюдении основных требований по рациональному использованию и охране недр.
3.38 система разработки месторождения: Теоретически обоснованные и практически апробированные способы извлечения углеводородного сырья из месторождения.
Примечание - В систему разработки входят система размещения добывающих и специальных скважин, очередность ввода скважин в эксплуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт (пласты) с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти.
3.39 ствол скважины: Пространство от начала (устье) до дна (забой) скважины, ограниченное ее боковой поверхностью (стенка).
3.40 боковой ствол скважины: Дополнительный ствол, пробуренный из основного ствола при капитальном ремонте скважины по геологическим или техническим причинам для обеспечения извлечения нефти из пород или нагнетания в породы рабочего агента.
3.41 многозабойная скважина: Скважина, имеющая ответвления от основного ствола в виде искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта.
3.42 исполнительная съемка: Геодезические измерения любых строительных конструкций (зданий, сооружений, коммуникаций, котлованов и др.), которые проводятся для проверки точности выполнения проекта строительства.
Что является основным документом на строительство нефтяных или газовых скважин
ГОСТ P 53375-2016
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
СКВАЖИНЫ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ
Геолого-технологические исследования. Общие требования
Oil and gas wells. Geological-technological logging. General requirements
Дата введения 2017-03-01
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом нефти и газа Российской академии естественных наук, некоммерческой организацией "Союз поддержки и развития отечественных сервисных компаний нефтегазового комплекса" и Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс"
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"
4 Настоящий стандарт разработан с целью реализации Закона Российской Федерации "О недрах" в части геологического изучения, рационального использования и охраны недр, безопасного ведения работ, связанных с использованием недр
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает требования к геолого-технологическим исследованиям (ГТИ) нефтяных и газовых скважин: службе ГТИ, подготовке скважин, аппаратуре и оборудованию с целью обеспечения безопасности при проведении ГТИ.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.674-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 технические системы и устройства с измерительными функциями; ТСУИФ: Технические системы и устройства, которые наряду с их основными функциями выполняют измерительные функции.
Примечание - Гармонизировано с Федеральным законом [1], статья 2, пункт 2.3.
3.2 постоянная времени: Показатель, характеризующий инерционность динамической системы при изменении регистрируемого сигнала по экспоненциальному закону.
3.3 время запаздывания: Время от момента изменения измеряемого параметра до момента получения результата измерения с заданной погрешностью.
Примечание - Приводится для параметров, изменение которых не может быть описано экспоненциально.
3.4 время отставания: Время прохождения исследуемого объекта (бурового раствора, шлама, газа) от забоя до устья скважины.
Примечание - Определяется для каждого объекта в отдельности.
3.5 шлам: Горная порода, измельченная в процессе бурения и вынесенная на поверхность промывочной жидкостью.
3.6 проба шлама: Часть шлама, отобранная в количестве, необходимом для исследования.
3.7 фракция шлама: Совокупность отдельных частиц шлама определенного гранулометрического состава.
3.8 литологический тип (литотип) породы: Тип породы, идентифицируемый по набору литологических признаков.
3.9 шламограмма: Дискретная диаграмма, показывающая изменение процентного содержания литотипов в пробе шлама в зависимости от глубины.
3.10 LAS-формат: Формат представления данных Log ASCII Standard.
3.11 информационный канал технической системы с измерительными функциями: Конструктивно или функционально выделяемая часть технической системы, выполняющая законченную функцию от восприятия физической величины до получения результата ее измерений, выражаемого числом или соответствующим кодом.
1 В информационный канал обычно включают первичный преобразователь физической величины, аналогоцифровой преобразователь (для датчика с аналоговым выходным сигналом), линию связи, программные средства обработки информации, устройство отображения и регистрации информации.
2 Один информационный канал может включать в себя несколько первичных преобразователей и алгоритм совместной обработки получаемой с них информации.
3.12 датчики (первичные преобразователи) технологических параметров: Технические устройства, осуществляющие преобразование физической величины в информационный сигнал.
3.13 технологические параметры, измеряемые прямыми методами: Технологические параметры ГТИ, которые могут быть непосредственно измерены соответствующим технологическим датчиком.
Примечание - Размерность величины технологических параметров, измеряемых прямыми методами, совпадает с размерностью величины, измеряемой датчиком.
3.14 технологические параметры, измеряемые косвенными методами: Технологические параметры, для которых регистрацию проводят путем измерения физических величин, связанных с ними некоторой функциональной зависимостью.
Примечание - Для технологических параметров, измеряемых косвенными методами, размерность физической величины может отличаться от размерности величины, регистрируемой соответствующим датчиком.
3.16 измерение параметров бурового раствора на входе в скважину: Измерение параметров бурового раствора, закачиваемого в скважину, осуществляемое:
- в емкости, из которой раствор забирается буровым насосом, путем установки измерителя в потоке непосредственно перед всасывающей трубой;
- путем отбора части раствора из всасывающей трубы специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в емкость перед всасывающей трубой;
- непосредственно во всасывающей трубе БУ или манифольде путем установки специального оборудования.
3.17 измерение параметров бурового раствора на выходе из скважины: Измерение параметров бурового раствора, выходящего из скважины, осуществляемое как можно ближе к устью, по возможности до контакта с атмосферой, например:
- в приемном бачке вибросита путем установки в него измерителей соответствующих размеров;
- путем отбора пробы бурового раствора до вибросита специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в бачок вибросита;
- путем отбора части раствора из разъемного устья специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора обратно в разъемное устье или бачок вибросита.
На строительство буровых скважин больше не нужно получать разрешение
При строительстве и реконструкции буровых скважин теперь не нужно проводить экспертизу проекта и получать разрешение. Президент РФ Владимир Путин подписал Федеральный закон от 31 декабря 2014 г. № 533-ФЗ "О внесении изменений в статьи 49 и 51 Градостроительного кодекса Российской Федерации".
Упрощенный порядок бурения скважин закрепляется в Градостроительном кодексе РФ. Теперь, чтобы начать такое строительство, необходимо лишь иметь утвержденный технический проект разработки месторождений полезных ископаемых или иную проектную документацию на выполнение работ, связанных с использованием недр. Комплексный проект разработки месторождения делает избыточным согласование проекта каждой отдельной скважины.
Предполагается, что данное нововведение позволит сократить срок ввода скважин в эксплуатацию и в конечном счете позитивно повлияет на объемы добычи углеводородного сырья. Стоит отметить, что получение разрешения и экспертиза проекта отнимали у бизнесменов не только время, но и деньги. Подготовка такого рода документов стоит достаточно дорого.
Сторонники нововведения особо отмечали, что по окончании работ скважины подлежат ликвидации. Таким образом, их нельзя назвать даже долгосрочными объектами, подробности структуры которых могут заинтересовать кого-то в будущем.
Читайте также: