12.1. Складання та затвердження технологічних проектних документів для промислової розробки родовищ нафти та газу

12.1.1. Технологічними проектними документами, за якими користувачі надрами здійснюють ДПР та промислову розробку родовищ нафти і газу, є:

проекти дослідно-промислової розробки;

уточнені проекти дослідно-промислової розробки;

технологічні схеми дослідно-промислової розробки із застосуванням нових методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення;

технологічні схеми промислової розробки;

уточнені технологічні схеми промислової розробки;

проекти промислової розробки;

уточнені проекти промислової розробки.

12.1.2. Проект промислової розробки є основним проектним документом, за яким здійснюється комплекс технологічних і технічних заходів з метою вилучення нафти, газу і конденсату з надр, контроль за процесом розробки, забезпечення безпеки населення, охорони навколишнього природного середовища.

12.1.3. Нові проекті технологічні документи та доповнення до них складаються у разі:

закінчення терміну попереднього проектного технологічного документа на розробку родовища;

істотних змін уявлень про геологічну будову експлуатаційних об’єктів після їх розбурювання та введення в розробку;

необхідність зміни кількості експлуатаційних об’єктів;

необхідність удосконалення запроектованої системи розміщення та щільності сітки свердловин;

необхідність удосконалення технології впливу на продуктивні пласти, що реалізується;

завершення вироблення запасів за чинним проектних документом та необхідність впровадження на родовищі нових методів дорозробки родовища

відхилення фактичних відборів вуглеводнів від проектного рівня вище допустимого (див.п.12.1.4. цих Правил).

12.1.4. Допустиме відхилення фактичного річного видобутку нафти і газу от проектного:

12.1.5. Допускають об'єднання проектних документів в комплексний проект промислової розробки декількох родовищ з метою оптимізації систем збирання, підготовки та транспортування продукції з цих родовищ. Основні положення комплексного проекту промислової розробки закладають у комплексний проект облаштування групи родовищ.

12.1.6. Усі проектні технологічні документи на розробку родовищ, а також аналізи розробки, якщо в останніх обґрунтована необхідність суттєвих змін в системі розробки, підлягають експертизі, розгляду та затвердженню ЦКР Мінпаливенерго, погодженню з Держгірпромнаглядом та затвердженню Мінпаливенерго.

12.1.7. У проектних технологічних документах на розробки родовищ передбачають:

обґрунтування виділення експлуатаційних об’єктів для самостійної розробки;

розбурювання всього родовища (покладу);

раціональне та ефективне використання запасів, нафти, газу, конденсату і супутніх компонентів та основних фондів нафтогазовидобутку ;

недопущення вибіркового вироблення найбільш продуктивних пластів, відпрацювання найпродуктивніших ділянок родовища (покладу)

здійснення, дорозвідки родовища;

дотримання вимог промислової проти фонтанної безпеки.

12.1.8. Проектні технологічні документи на розробку родовищ є науково-дослідними роботами, що виконуються з урахуванням складних процесів підземної гідрогазомеханіки та фазових перетворень вуглеводнів відповідно до зміни термобаричних умов. Вони є основою для складання проектів облаштування та реконструкції облаштування родовищ, проектів на буріння свердловин, схем розвитку та розміщення нафтогазовидобувних підприємств району, розробки річних і перспективних обсягів видобування нафти і газу, об’ємів бурових робіт і капіталовкладень.

На підставі проектних технологічних документів оператори з розробки складають щорічні плани робіт (норми відбору). Норми відбору видобутих вуглеводнів погоджують з Держгірпромнаглядом.

12.1.9. Проектні технологічні документи складають згідно з технічним завданням на проектування розробки, узгоджують з оператором з розробки родовища та затверджують користувачем надрам.

12.1.10. У технічному завданні вказують узгоджені між Замовником та Виконавцем (проектною науково-дослідною організацією) такі вихідні дані:

рік початку введення родовища в розробку. У випадку, коли не визначений рік початку введення родовища в розробку, показники технічного завдання видаються за порядковими номерами проектних років;

пропозиції щодо обсягів видобування вуглеводнів;

обов’язкові варіанти системи розробки родовища для проектування;

варіанти темпів розбурювання родовища;

обмеження, які впливають на обґрунтування способів експлуатації свердловин, устьового і внутрішньосвердловинного обладнання, устьових і буферних тисків, умови сепарації, підготовки нафти і газу (якщо такі обмеження існують);

коефіцієнти використання та експлуатації свердловин;

термін складання проектного технологічного документу;

вимоги до безпеки технологічних процесів та технологічного обладнання;

інші можливі обмеження.

12.1.11. Технічне завдання на проектування розробки (переважно для крупних об’єктів) складають з урахуванням основних положень затверджених програм (схем) розвитку нафтогазовидобувної промисловості України, прогнозу видобування нафти, газу та конденсату в районі розташування родовища, затверджених у встановленому порядку.

12.1.12. Проектні технологічні документи для розробки родовищ нафти і газу складають спеціалізованими науково-дослідними проектними інститутами або іншими науковими організаціями, які мають фахівців відповідної кваліфікації.

12.1.13. Уточнені проекти складають після реалізації принципових проектних рішень, якщо відхилення фактичних показників розробки від проектних перевищує величини, встановлені у п.12.1.4. у разі зміни уявлення про геологічну модель родовища (покладу) за результатами буріння нових свердловин і додаткових польових геофізичних досліджень.

12.1.14. Якщо користувач надрами не дотримується проектних рішень затверджених технологічних проектних документів, ЦКР Мінпаливенерго має право подати клопотання до Мінприроди України щодо анулювання наданого йому спеціального дозволу на користування надрами.

12.1.15. Вихідною первинною інформацією для складання технологічних проектних документів промислової розробки родовищ є дані розвідки, підрахунку запасів та дослідно-промислової розробки.

Відповідальність за якість і об’єм інформації, отриманої під час розвідки та дослідно-промислової розробки, несе користувач надрами.

12.1.16. Під час складання технологічних схем документів слід передбачати досягнення максимального економічного ефекту, максимально можливого вилучення із пластів запасів нафти, газу, конденсату та наявних в них супутніх компонентів при дотриманні вимог діючих нормативних документів з охорони навколишнього природного середовища та цих Правил.

12.1.17. Прийняті в технологічних проектних документах рішення щодо системи розробки та темпів освоєння родовищ повинні передбачати прискорене впровадження науково-технічного досвіду у вітчизняну нафтогазову галузь, базуватися на застосуванні найефективнішої вітчизняної та зарубіжної технології та техніки, яка забезпечить високий стабільний рівень видобування нафти, газу і конденсату за умов технологічного та економічного обґрунтування кінцевого нафтогазоконденсатовилучення із пластів, оптимального використання основних виробничих фондів, матеріальних і трудових ресурсів.

12.1.18. У технологічних проектних документах деталізують геологічна модель будови об’єктів підрахунку запасів і принципові технологічні рішення:

обґрунтовують систему розробки покладів (родовищ);

системи розташування та щільності сітки видобувних та нагнітальних свердловин;

режими розробки покладів та порядок їх зміни;

порядок введення об’єктів в розробку;

місцеположення свердловин основного фонду, черговість їх споруджування, темпи розбурювання родовища свердловинами;

необхідність зміни експлуатаційних об’єктів, прийнятих ДКЗ під час апробації запасів;

вибір способів та агентів для впливу на пласти;

способи та режими експлуатації свердловин;

рівні, темпи та динаміку видобування нафти, газу, конденсату і води із пластів, нагнітання в них агентів для впливу;

питання підвищення ефективності систем розробки із застосуванням заводнення, нагнітання газу або інших агентів;

питання, пов’язані з особливостями застосування фізико-хімічних, теплових і інших методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення із пластів;

вибір способів та режимів експлуатації свердловин, устьового та внутрішньо-свердловинного обладнання;

заходи щодо запобігання і боротьби з ускладненнями під час експлуатації видобувних свердловин;

вимоги і рекомендації до систем збору та промислової підготовки продукції свердловин;

необхідність і терміни введення дотискувальної компресорної станції (ДКС) [ДСТУ 4632:2006 "Нафта. Збирання та підготовляння. Терміни та визначення понять"];

вимоги і рекомендації до систем підтримання пластового тиску, якості агентів для впливу та їх джерел;

вимоги і рекомендації до конструкції свердловин і проведення бурових робіт, методів розкриття пластів і освоєння свердловин;

заходи щодо контролю і регулювання процесу розробки;

комплекс геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень;

спеціальні заходи з метою охорони навколишнього природного середовища, дотримання вимог промислової безпеки, промислової санітарії та пожежної безпеки під час споруджування, експлуатації свердловин та впровадження методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення;

об’єми та види робіт з метою дорозвідки родовища;

питання, пов’язані з дослідно-промисловими випробуваннями нових технологій та технічних рішень;

економічні показники варіантів розробки родовища.

12.1.19. У технологічних проектних документах обґрунтовують виділення об’єктів розробки нафти і газу з важковидобувними та виснаженими запасами за геолого-технологічними характеристиками на підставі положень чинного законодавства та нормативних документів.

12.1.20. Під час складання технологічних проектних документів для промислової розробки вибір розрахункових варіантів розробки здійснюють з урахуванням особливостей геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик продуктивних пластів, фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів, необхідності створення умов максимально можливого охоплення їх впливом і ефективного дренування, досвіду розробки покладів з аналогічними геологічними умовами, вимог охорони праці та навколишнього природного середовища.

12.1.21. У всіх технологічних проектних документах один із варіантів, які розглядають, приймають за базовий варіант. Цим варіантом, як правило, є варіант розробки родовища на його природному режимі (без штучного впливу на поклади), або затверджений варіант розробки останнього проектного технологічного документу, уточнений у разі зміни запасів нафти, газу і конденсату.

Для багатопластових родовищ з близькими геолого-фізичними характеристиками пластів, окремо розглядають варіанти об’єднання їх в один об’єкт розробки та як окремих об’єктів розробки. При виділенні декількох об’єктів мають бути взаємоув’язані системи їх розробки.

Для нафтових покладів з пасивними контурними водами обов’язково розглядається варіант розробки із підтриманням пластового тиску.

12.1.22. У технологічних проектних документах на промислову розробку газоконденсатних родовищ та окремих об’єктів розробки з вмістом стабільного конденсату в пластовому газі понад 150 см³/м³обов'язковим є техніко-економічна оцінка розробки родовища з підтриманням пластового тиску. На стадії ДПР не допускають розробка таких об’єктів на режимі виснаження з пониженням пластового тиску до тиску нижче тиску початку конденсації.

12.1.23. Для двофазових покладів із запасами нафти і газу промислового значення випереджувальна розробка газової шапки не допускають. Під час проектування розробки таких покладів необхідно передбачити технології, які б забезпечували найефективнішу розробку нафтової та газової частини покладу. Поряд з іншими технологічними показниками повинно бути встановлено рівні відбору газу із газової шапки газовими свердловинами, обґрунтовані вимоги до конструкції цих свердловин та умов розкриття нафтової частини пласта (відстані від інтервалу перфорації до газонафтового контакту), спеціальні методи і способи контролю та регулювання (за необхідності, передбачається фонд спостережних свердловин).

Для таких родовищ розглядають варіант застосування бар’єрного заводнення, в якому обґрунтовують місце розташування бар’єрного ряду і кількість нагнітальних свердловин у ньому, порядок і черговість їх освоєння, терміни створення бар’єру, методи контролю і регулювання, величини відбору газу із видобувних свердловин, розташованих в зоні бар’єрного заводнення.

12.1.24. У проектах розробки виходячи із укрупнених критеріїв обґрунтовують можливість застосування вторинних і третинних методів підвищення нафтогазоконденсато­вилучення, необхідність їх дослідно-промислових випробувань, а при доцільності як один з варіантів розглядають розробку експлуатаційного об’єкту з використанням такого методу.

12.1.25. Для експлуатації свердловин, в тому числі багатостовбурних для одночасної розробки різних об’єктів, обов'язковим повинно передбачено використання обладнання для роздільного регулювання і обліку флюїдів для кожного об’єкту розробки.

За істотної різниці властивостей пластів та флюїдів експлуатація декількох пластів однією свердловиною здійснюють за допомогою обладнання для сумісно-роздільної експлуатації. За відсутності обладнання наводять методику роздільного обліку видобутку нафти та нагнітання води.

12.1.26. Розрахунок технологічних показників прийнятих для порівняння варіантів систем розробки здійснюють з використанням сучасних комплексів геологічного і гідродинамічного моделювання.

12.1.27. Під час проектування розробки нафтових, нафтогазових, газоконденсатних і газових родовищ створюють постійно діючі геолого-технологічні моделі експлуатаційних об’єктів, побудовані у рамках єдиної комп'ютерної технології, що являє собою сукупність:

цифрової інтегрованої бази геологічної, геофізичної, гідродинамічної і промислової інформації;

програмних засобів побудови, перегляду, редагування цифрової геологічної моделі, підрахунку загальних запасів нафти, газу і конденсату;

програмних засобів для перерахунку параметрів геологічної моделі у параметри фільтраційної моделі і їх коригування;

тривимірних, трифазних і композиційних, фізично змістовних фільтраційних (гідродинамічних) математичних моделей процесів розробки;

програмних засобів видачі звітних даних (графічних, табличних), зберігання і архівації отриманих результатів.

12.1.28. Створення ПДГТМ обов’язкове для всіх родовищ, що вводяться у розробку з початковими видобувними запасами понад 1 млн.т умовного палива, а також для родовищ складної будови, що розробляють, незалежно від об'єму загальних запасів.

Оцінка адекватності ПДГТМ у проектній документації на розробку родовищ проводиться у рамках експертизи ЦКР Мінпаливенерго.