Разработка нефтяных месторождений, часть 2
1.6.2. Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведуемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются для участков залежей (месторождений) или объектов в целом, намеченных к опробованию попой для данных геолого-физических условий технологий разработки.
1.6.3. Участок или залежь для проведения опытно-промышленных работ выбирается так, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов, не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения).
1.6.4. В технологической схеме опытно-промышленной разработки обосновываются:
— комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;
— необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;
— потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт;
— уровни добычи нефти и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;
— комплекс исследований по контролю за процессом разработки с целью получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта;
— основные требования к схеме промыслового обустройства;
— мероприятия по охране недр и окружающей среды;
— предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.
Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможностей реализации технологической схемы, но не более 5—7 лет.
1.6.5. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются специализированными отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами, рассматриваются на технических советах нефтегазодобывающих управлений, объединений Главтюменнефтегаза. Технологические схемы опытно-промышленной разработки с запасами нефти 100 млн. т и более, газа более 500 млрд. м3 по согласованию с Госгортехнадзором СССР утверждаются в установленном порядке.
1.7. Подсчет и учет запасов нефти, газа и конденсата. Порядок передачи разведанных месторождений для опытных работ и промышленного освоения
1.7.1. Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГК.3 СССР), учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых в СССР по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений служат основой для составления технологических схем и проектов их разработки, используются при разработке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства.
1.7.2. При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
1.7.3. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов по народнохозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету;
— балансовые —запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно ;
— забалансовы е—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно , но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
1.7.4. Запасы нефти и газа месторождений (залежей), расположенных в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.
1.7.5. В балансовых запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под извлекаемыми запасами понимается часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.
Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) с балансовым запасом определяет коэффициенты извлечения нефти (конденсата) из недр.
1.7.6. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степени изученности подразделяются на разведанные — категории А, В и С1 и предварительно оцененные — категория С2.
Квалификация запасов по категориям производится в соответствии с требованиями действующей классификации запасов и инструкции по ее применению.
1.7.7. Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:
а) оперативный подсчет на основании фактических материалов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;
б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с утверждением их ГКЗ СССР).
в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в другие категории, с переутверждением их в ГКЗ СССР при изменении балансовых и извлекаемых запасов (категорий А+В+С1 более чем на 20%.
1.7.8. На разрабатываемых месторождениях по данным разработки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях— по данным доразведки должны производиться перевод запасов категорий С1 и С2 в категории В и А , их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.
Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазодобывающих предприятий производится по изменению их содержания в недрах согласно действующему положению о списании запасов полезных ископаемых с баланса предприятии.
1.7.9. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекаемые запасы категорий а+в+с1 увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ СССР более чем на 20%, а также когда общее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) балансовых и извлекаемых запасов категорий А+В+С1 превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа, должны быть произведены пересчет запасов и переутверждение их в ГКЗ СССР.
1.7.10. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем залежам и по месторождению в целом производится с выделением запасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.
1.7.11. Запасы нефти, конденсата и имеющих промышленное значение ценных компонентов подсчитываются и учитываются в единицах массы, запасы природного и нефтяного газа —в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293°К).
1.7.12. Подсчеты балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов должны производиться по принятым ГКЗ СССР методикам. Эти подсчеты должны удовлетворять требованиям действующей классификации запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содержанию, оформлению и представлению в ГКЗ СССР материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр.
1.7.13. Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ СССР одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.
1.7.14. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР.
1.7.15. Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти и газа регламентируется действующими положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.
1.7.16. Приемка и передача разведанных месторождений (залежей) для опытных работ или промышленного освоения производится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископаемых для промышленного освоения.
2. ПРОМЫШЛЕННАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку
2.1.1. Под промышленной разработкой нефтяного и нефтегазового месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов для использования их в народном хозяйстве.
2.1.2. Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:
а) осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;
б) ГК.3 СССР утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;
в) оформлен и утвержден акт о передаче месторождения (залежи) для промышленного освоения;
г) утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводорода;
д) в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;
е) издан приказ Миннефтепрома СССР (Мингазпрома СССР) о вводе месторождения (залежи) в промышленную разработку с запасами нефти свыше 5 млн. т или газа свыше 5 млрд. м3 или издан приказ производственного, научно-производственного объединения о вводе в промышленную разработку месторождения (залежи) с запасами нефти до 5 млн. т или газа до 5 млрд. м3 .
2.1.3. Проектирование и ввод в промышленную разработку нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами нефти более 30 млн. т и газа более 30 млрд. м3 осуществляется только на базе запасов, утвержденных в ГКЗ СССР.
2.1.4. В целях ускорения промышленного освоения нефтяных месторождений разрешается:
а) осуществлять проектные и изыскательские работы по строительству промысловых объектов и промышленных сооружений, составлять проекты пробной эксплуатации или технологические схемы разработки месторождений (залежей) на базе запасов нефти и газа, принятых центральными комиссиями по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ) соответствующих министерств;
б) утверждать проектно-сметную документацию и вводить в разработку:
— на срок до 5 лет, по согласованию с ГКЗ СССР, месторождения (залежи) нефти с извлекаемыми запасами до 30 млн. тонн на базе запасов, принятых ЦКЗ министерств (с последующим их утверждением в ГКЗ СССР). Если после 5 лет разработки остаточные извлекаемые запасы нефти не превышают 1 млн. тонн, дальнейшая разработка месторождения (залежи) по согласованию с ГКЗ СССР производится на базе запасов, принятых ЦКЗ соответствующего министерства;
— на срок до 5 лет, по согласованию с ГКЗ СССР и Госгор-технадзором СССР, месторождения нефти и газа, расположенные в акваториях морей и океанов, на базе запасов, принятых ЦКЗ Министерства газовой промышленности СССР (с последующим их утверждением в ГКЗ СССР);
— месторождения нефти с извлекаемыми запасами до 1 млн. тонн и газа с запасами до 3 млрд. куб. метров на базе запасов категории С1 и С2 , принятых ЦКЗ соответствующих министерств (без последующего их утверждения в ГКЗ СССР).
2.1.5. Организация промышленной добычи нефти и газа на новом месторождении должна осуществляться в соответствии с постадийной проектно-сметной документацией на обустройство, составляемой в установленном порядке на основе утвержденных технологических проектов разработки.
2.1.6. Строительство объектов по использованию добываемых из нефтяного месторождения (группы месторождений) нефтяного газа, конденсата и содержащихся в газе ценных компонентов (серы, гелия и др.) должно осуществляться одновременно со строительством объектов по сбору и транспорту нефти, предусматриваемых проектно-сметной документацией на обустройство месторождений под промышленную разработку.
2.1.7. Ввод в промышленную разработку нефтяных месторождений (залежей) без сбора и использования нефтяного газа в народном хозяйстве не допускается.
2.2. Проектирование систем разработки нефтяных месторождений
2.2.1. Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению нефти и газа из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.
Системы разработки обосновываются в технологических проектных документах. Уровень и обоснованность проектных решений по системам разработки, степень их практической реализации при разработке месторождений являются факторами, определяющими конечную нефтеотдачу пластов и технико-экономическую эффективность процесса их разработки (наряду с геолого-физическими характеристиками продуктивных пластов).
2.2.2. Под эксплуатационным объектом следует понимать продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений.
2.2.3. Технологическими проектными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и объединения осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:
— проекты пробной эксплуатации;
— технологические схемы опытно-промышленной разработки;
— технологические схемы разработки;
— проекты разработки;
— уточненные проекты разработки;
— анализы разработки.
Во всех технологических проектных документах на разработку должно быть предусмотрено:
— равномерное разбуривание месторождения (залежи);
— рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов;
— недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков месторождения (залежи), приводящей к потерям балансовых запасов;
— осуществление доразведки месторождения;
— обоснованное выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки.
2.2.4. Технологические документы служат основой для составления проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, схем развития и размещения нефтедобывающей промышленности района, разработки годовых, пятилетних и перспективных планов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений.
2.2.5. Уточнение или пересмотр отдельных проектных решений и показателей разработки, не меняющие утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в:
— дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки;
— авторских надзорах за выполнением технологических схем и проектов разработки.
2.2.6. Технологическая схема разработки—проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разработки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) нефтяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации.
Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.
2.2.7. Исходной первичной информацией для составления проектных документов на промышленную разработку месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки залежей или представительных участков.
Ответственность за качество и объем информации, получаемой в процессе разведки, несет организация, осуществляющая разведку объектов.
Ответственность за качество и полноту информации, получение которой предусматривается проектом пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки, несет организация, осуществляющая эти работы.
2.2.8. Проектирование разработки нефтяных месторождений должно быть направлено на достижение максимального народнохозяйственного эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.
Принимаемые в проектных документах решения по системам разработки и темпам освоения месторождений должны предусматривать ускоренное внедрение достижений НТП в нефтяную промышленность, базироваться на применении наиболее эффектной технологии и техники, обеспечивающей возможно высокий стабильный уровень добычи нефти при технологически и экономически обоснованном конечном нефтеизвлечении из пластов, наилучшем использовании основных производственных фондов, материальных и трудовых ресурсов.
В целях создания необходимых условий для наиболее полного использования ресурсов недр, контроля, регулирования и совершенствования системы разработки, а также обеспечения более эффективного использования нефтедобывающих мощностей, в проектных документах на разработку должны предусматриваться периоды стабильной добычи нефти из условия, чтобы величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличались более чем на 2—5% от проектного уровня.
2.2.9. В проектных документах на разработку обосновываются:
— выделение эксплуатационных объектов;
— порядок ввода объектов в разработку;
— выбор способов и агентов воздействия на пласты;
— системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;
— способы и режимы эксплуатации скважин;
— уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;
— вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
— вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
— выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
— мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
— требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
— требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;
— требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
— мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
— комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
— специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
— объемы и виды работ по доразведке месторождения;
— вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
2.2.10. Для нефтяных месторождений, проектируемых к разработке с применением газовой или газоводяной репрессии на пласт в технологических проектах технико-экономическими расчетами обосновываются максимально допустимые величины газового фактора, мероприятия по контролю и регулированию процесса. Эксплуатация скважин, в которых газовые факторы превышают установленные расчетные величины, запрещается. При проектировании разработки газонефтяных месторождений необходимо предусматривать технологии, обеспечивающие рациональную разработку газовой и нефтяной частей залежей.
С этой целью в технологических проектных документах на разработку этих залежей, наряду с другими технологическими показателями, устанавливаются уровни отбора газа из газовой шапки через газовые скважины, обосновываются требования к конструкциям газовых скважин, условиям вскрытия нефтяной части пласта (расстояние между интервалом перфорации и ГНК), специальные методы и способы контроля и регулирования, при необходимости намечается фонд контрольных скважин с перфорированными эксплуатационными колоннами. Для этих месторождений при наличии условий и необходимости применения барьерного заводнения составляется проект (раздел проекта), в котором обосновывается местоположение барьерного ряда и количество нагнетательных скважин в нем, порядок и очередность их освоения, сроки создания барьера, методы контроля и регулирования, величины отбора газа из добывающих скважин, расположенных в зоне барьерного заводнения. Эксплуатация нефтяных скважин, в которые произошел аварийный прорыв газа по пласту или по заколонному пространству, запрещается.
2.2.11. При составлении технологических проектных документов на промышленную разработку выбор расчетных вариантов разработки для сопоставления производится с учетом особенностей геологического строения, коллекторских и фильтрационных характеристик продуктивных пластов, необходимости создания условий максимально возможного охвата их воздействием и эффективного дренирования, физико-химических свойств насыщающих флюидов, опыта разработки залежей со сходными условиями, экономико-геофизических особенностей района, требований охраны недр и окружающей среды.
Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.
Для крупных месторождений с широкими водонефтяными и подгазовыми зонами, содержащими значительные запасы нефти, рассматриваются расчетные варианты разработки с выделением этих зон в самостоятельные объекты разработки. При этом проектные решения по системам разработки, технологии и техники эксплуатации скважин в нефтяных, водонефтяных и подгазовых частях месторождений должны быть взаимоувязаны.
Для многопластовых месторождений с близкими геологофизическими характеристиками пластов, допускающими возможность их объединения в один или выделение нескольких эксплуатационных объектов, рассматриваются варианты совмещенной и самостоятельной разработки пластов. При выделении нескольких объектов, системы их разработки должны быть взаимоувязаны.
2.2.12. В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения, или необходимость их опытно-промышленных испытаний.
2.2.13. Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в проектных документах проводится за весь срок разработки.
За весь срок разработки принимается срок, когда высвобождаемые затраты на добычу одной тонны нейти достигают величины принятых предельных затрат.
2.2.14. Рекомендуемый для практического осуществления вариант выбирается в соответствии с действующей в отрасли методикой экономической оценки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки.
2.2.15. Для обеспечения полноты выработки запасов нефти,
- эффективного использования пробуренного и проектного фонда скважин, главные геологи производственных объединений по согласованию с авторами проектного документа обязаны уточнять местоположение очередных проектных скважин по результатам ранее пробуренных и текущего состояния разработки залежи.
2.2.16. Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты с периодичностью, устанавливаемой министерствами, проводят авторский надзор и анализы разработки.
2.2.17. В авторских надзорах контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей, принятыми в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождения. В них даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения по предложениям производственных объединений об изменениях проектных решений и показателей.
2.2.18. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеизвлечения, а также для обобщения опыта разработки.
2.2.19. Деятельность организаций и предприятий в области проектирования разработки нефтяных месторождений (включая вопросы подготовки исходной информации), наряду с настоящими Правилами регламентируется также действующими Законами СССР, Указами Президиума Верховного Совета СССР, решениями правительства СССР, руководства министерств.
2.3. Порядок составления и утверждения проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений
2.3.1. Технологические схемы и проекты разработки составляются на базе балансовых запасов нефти и газа, утвержденных или принятых в соответствии с п. 2.1.2—2.1.4 настоящих Правил и технического задания на проектирование.
2.3.2. В техническом задании указываются обоснованные предпроектными проработками и согласованные между заказчиком и проектировщиком:
— год начала ввода месторождения в разработку; в случаях, когда не определен год начала ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации,
— возможные объемы бурения по годам на текущую и последующую пятилетки;
— возможные источники рабочих агентов и мощности водо-, газо- и электроснабжения;
— по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями — дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи;
— ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений;
— условия сепарации и подготовки нефти;
— коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);
— сроки составления проектных документов;
при необходимости —
— проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по варианту, утвержденному ЦКР МНП;
— другие возможные ограничения.
2.3.3. Техническое задание на проектирование разработки составляется с учетом основных положений утвержденных схем развития нефтегазодобывающей промышленности, пятилетних и перспективных планов добычи нефти и газа по району размещения месторождения и утверждается в установленном порядке.
2.3.4. Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляется в соответствии с действующим положением__о_ порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений.
2.3.5. Технологические проектные документы на разработку нефтяных месторождений (залежей) составляются, как правило, специализированными научно-исследовательскими и территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами Миннефтепрома или Мингазпрома. Проектные документы на разработку месторождений (залежей) с извлекаемыми запасами менее 5 млн. тонн нефти и 5 млрд. м3 газа могут составляться ЦНИЛа-ми, ЦНИПРами, технологическими отделами и другими компетентными отделами объединений при методической помощи институтов.
2.3.6. Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации месторождения, как правило, на базе утвержденных ГК.3 СССР запасов нефти и газа. При этом запасы нефти для проектирования должны составлять не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2 .
2.3.7. Проекты разработки составляются по данным уточненных параметров пластов по результатам реализации технологической схемы разработки на базе запасов нефти и газа, утвержденных или переутвержденных ГК.3 СССР.
2.3.8. Уточненные проекты составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%}„запасов нефти месторождения.
2.3.9; Технологические проектные документы на разработку нефтяных месторождений утверждаются в соответствии с порядком, принятым министерствами.
2.4. Воздействие на нефтяную залежь
2.4.1. Под воздействием на нефтяную залежь следует понимать комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на поддержание естественной пластовой энергии и создание благоприятных условий для вытеснения нефти из пород-коллекторов к забоям эксплуатационных скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения из пластов.
2.4.2. Методы воздействия на нефтяные залежи (эксплуатационные объекты) условно подразделяются на:
а) гидродинамические,
б) физико-химические,
в) тепловые.
2.4.3. К гидродинамическим методам относятся методы, связанные с закачкой в пласты воды без специальных добавок. В зависимости от геолого-физических характеристик, форм и размеров залежей могут применяться различные системы заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, площадное, очаговое, избирательное и различные их сочетания.
2.4.4. К физико-химическим методам воздействия относятся методы, связанные с закачкой в пласты газа или воды с различными химреагентами с целью повышения нефтеизвлечения из пластов.
2.4.5. К методам теплового воздействия на пласты относятся: