А. В. Распопов, В. А. Мордвинов ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3)указание пространственных границ участка недр, предоставляемого в пользование;

4)указание границ земельного участка, выделенного для ведения работ, связанного с пользованием недрами;

5)срок действия лицензии и срок начала работ;

6)условия, связанные с платежами, взимаемыми при пользовании недрами, земельными участками, акваториями;

7)согласованный уровень добычи минерального сырья, а также соглашение о его долевом распределении;

8)соглашение о правах на геологическую информацию, получаемую в процессе пользования недрами;

9)условия выполнения установленных законодательством Российской Федерации, стандартами (нормами, правилами) требований по охране недр и окружающей природной среды, безопасному ведению работ, условия продления срока действия лицензии;

10)объемы и виды сбрасываемых в недра отходов производства и промышленных сточных вод;

11)срок составления проектного технологического документа. Предоставление лицензий на право пользования недрами осуществля-

ется путем проведения конкурсов и аукционов. Выбор конкурсного или аукционного способа предоставления лицензий, сроков, порядка и условий проведения конкурсов и аукционов по каждому объекту или группе объектов лицензирования осуществляется органом представительной власти республики в составе Российской Федерации, края, области, автономного образования совместно с Роснедра или его территориальным подразделением. При конкурсной системе победителем признаётся заявитель, отвечающий условиям конкурса и представивший экономически приемлемые и наиболее соответствующие требованиям охраны недр и окружающей природной среды технические решения.

Основными критериями при проведении конкурса или аукциона являются: научно-технический уровень программ по геологическому изучению и использованию недр, полнота извлечения полезных ископаемых, вклад в со- циально-экономическое развитие территории, сроки реализации соответствующих программ, эффективность природоохранных мероприятий.

Информация о предстоящих конкурсах, об аукционах, их итогах, а также о предоставлении лицензий на пользование недрами на иных основаниях должна быть опубликована в средствах массовой информации.

11.3. Прекращение права пользования недрами

Право пользования недрами прекращается:

1)по истечении установленного в лицензии срока ее действия;

2)при отказе владельца лицензии от права пользования недрами;

71

3)при возникновении определенного условия (если оно зафиксировано в лицензии), с наступлением которого прекращается право пользования недрами;

4)в случае оформления лицензии с нарушением условий Закона РФ «О недрах».

Право пользования недрами может быть досрочно прекращено, приостановлено или ограничено органами, предоставившими лицензию, в случаях:

1)возникновения непосредственной угрозы жизни или здоровью людей, работающих или проживающих в зоне влияния работ, связанных с пользованием недрами;

2)нарушения пользователем недр существенных условий лицензии;

3)систематического нарушения пользователем недр установленных правил пользования недрами;

4)возникновения чрезвычайных ситуаций (стихийные бедствия, военные действия и др.);

5)если пользователь недр в течение установленного в лицензии срока не приступил к пользованию недрами в предусмотренных объемах;

6)ликвидации предприятия или иного субъекта хозяйственной деятельности, которому недра были предоставлены в пользование;

7)по инициативе владельца лицензии.

При несогласии пользователя недр с решением о прекращении, приос-

тановлении или ограничении права пользования недрами он может обжаловать его в административном или судебном порядке.

11.4. Предоставление горных отводов для разработки нефтяных и газовых месторождений

В соответствии с лицензией на добычу полезных ископаемых участок недр предоставляется пользователю в виде горного отвода.

Горным отводом называется геометризованный блок недр, который предоставляется пользователю для разработки месторождений нефти и газа.

Порядок предоставления горных отводов для разработки нефтяных и газовых месторождений установлен Инструкцией, утвержденной Ростехнадзором (Госгортехнадзором) России от 11.10.96 г. [8].

Инструкция устанавливает единый порядок предоставления горных отводов и определения их границ при предоставлении лицензии на пользование недрами для разработки месторождений нефти, газа, конденсата. Документы, удостоверяющие горный отвод, определяют его пространственное положение в плане, по глубине и являются неотъемлемой составной частью лицензии на право пользования недрами. При предоставлении лицензии на пользование недрами устанавливаются предварительные границы горного отвода по согласованию с органами Ростехнадзора России. Его уточненные границы устанавливаются после рассмотрения проекта разработки (технологические проектные документы) месторождения нефти или газа, прошедшего в установленном порядке согласование, экспертизу и утверждение. Горноотводный

72

акт, удостоверяющий уточненные границы горного отвода, выдаётся на основании представленного пользователем недр проекта горного отвода. Проект горного отвода для разработки месторождения нефти или газа должен состоять из пояснительной записки и графических материалов. К проекту должны быть приложены: копия лицензии на пользование недрами; копии заключения государственной экспертизы проектов разработки месторождения и документов их согласования с соответствующими органами; копия решения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, а также соответствующие выписки из таблиц их подсчета.

При определении границ горного отвода учитываются пространственные контуры месторождения и расположения забоев и устьев скважин. При составлении проекта горного отвода его границы проводятся таким образом, чтобы площадь отвода включала контуры всех залежей месторождения, а также все точки устьев и забоев скважин, так как ведение производственной деятельности (эксплуатация скважин) за пределами горного отвода запрещена.

Пользователь недр, получивший горный отвод, имеет исключительное право осуществлять в его границах пользование недрами в соответствии с предоставленной лицензией. Любая деятельность, связанная с пользованием недрами в границах горного отвода, может осуществляться только с согласия пользователя недр, которому он предоставлен.

12. Исходные данные для составления проектных документов при разработке нефтяных и газовых месторождений

К исходной информации при составлении проектного технологического документа относят:

1)лицензию на пользование недрами;

2)техническое задание на проектирование;

3)составленные ранее проектные технологические документы, материалы их экспертизы и протоколы рассмотрения;

4)сейсмические, геофизические и промысловые исследования площадей, скважин и пластов;

5)результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин;

6)подсчеты геологических и извлекаемых запасов углеводородов;

7)результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

8)результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты;

9)средние по региону размеры затрат (капитальных, эксплуатационных и ликвидационных);

73

10)прогнозные цены реализации нефти и газа, предложенные МЭРТ России в «Основных параметрах прогноза социального развития Российской Федерации…» на соответствующий период;

11)величины и условия налогов и платежей в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Исходная информация для составления авторского надзора за реализацией проектных технологических документов:

1)лицензия на пользование недрами;

2)техническое задание;

3)материалы последнего подсчета геологических и извлекаемых запасов углеводородов;

4)последний проектный технологический документ на разработку месторождения;

5)фактические показатели разработки месторождения за период реализации последнего проектного технологического документа;

6)материалы по уточнению геологического строения, мониторингу разработки месторождения, реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного технологического документа.

Основой для составления технологической проектной документации

является «Отчет по подсчету геологических запасов нефти и растворенного газа». В нем, для каждого подсчетного объекта и месторождения в целом, приводятся данные: по геологическому строению залежей месторождения; емкостным параметрам пластов; физическим свойствам пластовых флюидов; компонентному составу нефти и растворенного газа; результатам испытаний

иэксплуатации скважин; категорийности запасов; величинах геологических

иизвлекаемых запасов нефти, растворенного и свободного газа, конденсата и других попутных компонентов, содержание которых имеет промышленное значение.

Подсчет геологических запасов осуществляется объемным методом с помощью трехмерных моделей каждого подсчетного объекта (пласта) и оформляется в виде отчета.

Утверждение отчета происходит после его рассмотрения в ГКЗ. Результат рассмотрения оформляется в виде протокола, который является официальным документом, закрепляющим основные положения отчета по подсчету запасов и перечень подсчетных объектов с величинами их запасов.

Внастоящее время рассмотрение отчетов по запасам производит Государственная комиссия по запасам (ГКЗ). Существуют еще территориальные комиссии по запасам (ТКЗ), которым могут делегироваться функции ГКЗ. Такие комиссии организованы в Удмуртии, Татарстане, Башкортостане, Яма- ло-Ненецком АО, Пермском крае и др.

Вместе с отчетом по запасам в ГКЗ представляется отчет «Техникоэкономическое обоснование конечного извлечения нефти» (ТЭО КИН). По составу ТЭО КИН приближается к технологической схеме разработки. В нем

74

отсутствует ряд глав технической части, в которых рассматриваются вопросы бурения, борьбы с осложнениями при эксплуатации, но больше внимания уделяется обоснованию КИН. Расчет КИН необходимо проводить несколькими методами с сопоставлением результатов и проведением анализа полученных величин. Основной задачей проектно-технологического документа является обоснование наиболее эффективной по технико-экономическим показателям системы разработки месторождения. Основная задача ТЭО КИН — обоснование потенциально возможной величины конечного извлечения нефти, при детальном сравнительном анализе всего имеющегося материала. Если месторождение новое, то сравниваются его геолого-физические характеристики с характеристиками месторождений-аналогов (имеющих близкие геолого-физические характеристики), по которым ранее выполнялся подсчет запасов. Цель сравнения — выявление отличий геолого-физических характеристик месторождений с точки зрения влияния их на величину КИН. Например, увеличение вязкости нефти, уменьшение проницаемости коллекторов, рост геологической неоднородности влияют на величину КИН в сторону снижения.

При повторном подсчете запасов проводится повторное сравнение новых данных о геолого-физических характеристиках месторождения с материалами предыдущего подсчета запасов. Целью анализа также является обоснование правильности оценки КИН. Снижение неоднородности геологического строения и усиление системы разработки за счет увеличения плотности сетки скважин и перехода на более жесткие схемы способствуют росту полноты извлечения запасов. И наоборот, увеличение неоднородности геологического строения приводит к снижению КИН.

В ТЭО КИН рассматривается не менее трех вариантов разработки каждой залежи с различными плотностями сетки, системами воздействия, рабочими агентами и др. Расчет ведется до полной выработки запасов, которой соответствует экономически обоснованная величина обводненности продукции (например, 98 %). Накопленная добыча нефти на момент достижения максимальной обводненности соответствует извлекаемым запасам. Гидродинамические расчеты в обязательном порядке проводятся с применением математических гидродинамических (фильтрационных) трехмерных моделей, созданных для каждого объекта расчета. Величина КИН обосновывается для каждого подсчетного объекта.

Кроме ГКЗ, отчет по ТЭО КИН рассматривается в ЦКР, поэтому, кроме технологической части, в нем кратко приводится вся информация по геологическому строению, емкостным и фильтрационным свойствам пластовколлекторов, физико-химическим свойствам флюидов, даются принципиальные решения по обустройству месторождения (сооружения, объекты, трубопроводы и другие коммуникации), требования к охране природной среды и недр.

75

Основная задача проектно-технологического документа — обосновать систему (вариант) разработки, обеспечивающей достижение обоснованной в ТЭО КИН величины коэффициента нефтеизвлечения.

Кроме геологических данных, для составления ПТД необходимо иметь всю технологическую и техническую информацию по фонду скважин: распределение скважин по категориям, данные по добыче с начала разработки до момента составления документа, техническое состояние, результаты промысловых геофизических и гидродинамических исследований, эффективность проводимых на скважинах геолого-технологических мероприятий.

13. О рациональной разработке залежей и эксплуатации скважин

13.1. Определение рациональной разработки

Рациональной следует считать такую систему разработки месторождения (залежи), при которой в максимальной степени используются имеющиеся природные условия, технические и технологические возможности для достижения высоких значений извлечения углеводородов и экономических показателей (прибыли) при выполнении требований сохранения недр и окружающей среды.

В работе [5] дается следующее определение рациональной системы разработки: «Рациональной системой разработки нефтяного (газового) месторождения и обустройства промысла признается такая система, которая запроектирована на современной научно-технической и методологической основе и реализуется с современным научным сопровождением, когда население страны, и местное население в частности, а также недропользователь получают наибольшие доходы, имеет место наименьший ущерб окружающей среде, соблюдаются Закон “О недрах” и регламентирующие документы, реализуются наибольшие социальные последствия и гарантии».

Организация рационального извлечения запасов является многокритериальной оптимизационной задачей, решаемой при составлении проектнотехнологической документации. Если руководствоваться в качестве критерия только одним параметром, то консенсус между необходимостью достижения максимальной полноты выработки запасов и максимальной экономической эффективностью достигнут не будет. Например, если в качестве критерия взять только полноту выработки запасов, то максимальное ее значение, теоретически приближающееся к 100 %, может быть достигнуто при разработке месторождения, например, шахтным способом. Однако экономические показатели при этом окажутся совершенно неприемлемыми.

Если в качестве критерия принять максимальную экономическую эффективность, то извлекаться будут только запасы наиболее продуктивных участков месторождения и в целом степень извлечения запасов будет невысокой. Это входит в прямое противоречие с требованиями Закона «О недрах», запрещающими выборочную отработку запасов.

76

13.2. Условия, определяющие рациональное ведение разработки

К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

1)применение системы разбуривания залежей, исключающей выборочную отработку запасов;

2)минимально допустимые уровни забойных давлений в добывающих скважинах, исключающие возможность смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной, а также снижение продуктивности скважин из-за деформационных процессов в ПЗП;

3)оптимальные давления на линии нагнетания или на устьях нагнетательных скважин;

4)рациональные способы эксплуатации скважин;

5)выполнение запроектированных мероприятий по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);

6)не превышение максимально допустимой скорости фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

7)не превышение максимально допустимых значений дебитов скважин или депрессий (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок) и др;

8)поддержание пластового давления выше давления насыщения нефти газом.

13.3. Искусство проектирования

Суть проектирования разработки месторождения углеводородов состоит в обосновании принимаемых решений при моделировании процесса по:

-величинам характеристик (геолого-физических, технологических, экономических и т. д.);

-методикам расчета геологических и извлекаемых запасов, технологических и экономических показателей разработки;

-граничным условиям, принятым при расчетах;

-сформулированным рекомендациям.

Вбольшинстве случаев эти решения приходится принимать в условиях недостаточности и нечеткости имеющейся на момент проектирования информации. Ошибки, которые могут быть допущены при проектировании вследствие недостаточной изученности объекта, в дальнейшем приводят к часто невосполнимым потерям — технологическим и экономическим.

Минимизация рисков проектирования в этих условиях зависит от опыта, уровня квалификации и профессиональных навыков инженеровпроектировщиков, полноты учета конкретных особенностей проектирования: геологического строения пластов; геолого-физических характеристик породколлекторов; опыта разработки месторождений-аналогов; мирового опыта разработки месторождений углеводородов; влияния экономической ситуации

77

на эффективность принимаемых решений; погрешностей расчетных методик и многого другого.

Опыт и высокий квалификационный уровень приобретаются за многие годы профессиональной деятельности. Достигшие высокого уровня квалификации инженеры-проектировщики являются «золотым фондом» нефтегазодобывающих компаний и нефтегазовой отрасли России.

78

Список литературы

1.Азиз А., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых сис-

тем.— M.: Недра, 1982.— 407 c.

2.Амелин И. Д., Сургучёв М. Л., Давыдов А. В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.— М.: Недра, 1994.— 308 с.

3.Гильманова Р. Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002.— 168 с.

4.Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: учеб. для вузов.—

М.: Недра, 1983.— 332 с.

5.Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С. Н. Закиров, Э. С. Закиров, И. С. Закиров [и др.].— М., 2004.— 520 с.

6.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации

нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг [и др.].— М.: Недра, 1983.— 463 с.

7.О недрах: Федер. закон РФ от 21 фев. 1992. № 2395-1.

8.Инструкция о порядке предоставления горных отводов для разработки газовых и нефтяных месторождений: введ. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 11.09.1996 г. № 35. М., 1996.

9.РД 153-39.0-110-01: методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.— М., 2002.— 121 с.

10.Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / М-во природ. ресурсов РФ.— М., 2007.— 96 с.

11.Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели) / ВНИИОЭНГ.— М., 2003.— 164 с.

12.Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели) / ВНИИОЭНГ.— М., 2003. 228 с.

13.Положение о порядке лицензирования пользования недрами: (утв. постановлением ВС РФ от 15 июля 1992 г. № 3314-1).

14.ПБ 07-601-03: Правила охраны недр: утв. Гостехнадзором РФ 6.06.20003

№71 с изм от 30.06.2009.

15.Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / М-во природ. ресурсов.— М., 1987.— 66 с.

16.РД 153-39.0-047-00: Регламент по созданию постоянно действующих

18. О внесении изменений и дополнений в закон РФ «О недрах»: Федер. закон РФ от 3 марта 1995 г. № 27-ФЗ.

79

Приложение

Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов

нефти и горючих газов (из приложения 3 к Приказу МПР России № 126 от 07.02.2001 г.)

Общие положения

1.Временная классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее — Временная классификация) устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета

игосударственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

2.Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям — для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геолого-разведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

3.При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся для каждой залежи раздельно и месторождения в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.

4.Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату.

5.Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учиты-

80