ГОСТ Р 56540-2015

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Общие требования к проведению авторского надзора за выполнением проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Gas and gas-condensate fields projection and development. General requirements for author's control at a gas, gas-condensate field development project

ОКС 75.180

Дата введения 2016-02-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Газпром" (ОАО "Газпром") и Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") с участием ООО "ТюменНИИгипрогаз"

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 июля 2015 г. N 1029-ст.

В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (с изменениями)

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Сентябрь 2019 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

     1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к авторскому надзору за выполнением технического проекта разработки газового (газоконденсатного) месторождения или его отдельного объекта, проводимому по техническому заданию недропользователя, а также требования к составу, содержанию и представлению (оформлению) отчетных материалов по авторскому надзору.

Примечание - При оформлении договора на проведение авторского надзора интересы недропользователя может представлять иное лицо - инвестор или эксплуатирующая организация.

1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения недропользователями, юридическими и физическими лицами, составляющими технические проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

     2 Термины, определения и сокращения

    2.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1.1 авторский надзор за выполнением технического проекта разработки месторождения: Научно-техническая услуга, выполняемая для недропользователя проектировщиком - разработчиком технического проекта разработки, для эффективного выполнения проектных решений.

2.1.2 газоводяной контакт; ГВК: Граница в пласте, отделяющая газовую или газоконденсатную залежь от пластовой воды.

Примечание - Поскольку раздел между залежью и подстилающей водой является переходной зоной с переменной газонасыщенностью, для количественной оценки используют поверхность внутри переходной зоны, против которой газонасыщенность соответствует нулевой фазовой проницаемости для газа.

2.1.3

2.1.4 депрессия на пласт: Превышение пластового давления над забойным, обусловливающее приток пластовых флюидов в скважину.

2.1.5

2.1.6 контроль разработки месторождения: Комплексная система исследований и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью выработки мероприятий по ее регулированию и совершенствованию.

Примечание - Основу системы контроля разработки составляют газодинамические, газоконденсатные и геофизические исследования скважин, данные учета добычи углеводородного сырья и его потерь.

2.1.7 коэффициент извлечения пластового газа [природного газа, углеводородного конденсата]: Отношение накопленного отбора пластового газа [природного газа, углеводородного конденсата] к геологическим запасам до начала разработки.

Примечание - Различают конечный (на момент завершения разработки) и текущий коэффициенты извлечения.

2.1.8

2.1.9 объект разработки: Совокупность продуктивных отложений (залежей, пластов, участков) месторождения или его части, входящей в лицензионный участок недропользователя, выделенная для проектирования разработки, обустройства и учета добычи и потерь углеводородного сырья, без отрицательных последствий для других продуктивных (газоносных) отложений.

Примечания

1 Близость входящих в объект разработки пластов по степени изученности, фильтрационно-емкостным характеристикам пластов, термобарическим условиям, составу и физико-химическим свойствам пластовых флюидов предопределяют возможность применения единой самостоятельной системы сбора, подготовки, учета добываемого углеводородного сырья и его потерь.

2 Объект разработки может включать в себя несколько эксплуатационных объектов, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин.

3 В техническом проекте разработки рассматривается один объект разработки.

2.1.10 основные технологические показатели разработки газового [газоконденсатного] месторождения: Количественные значения уровней добычи пластового газа, газового конденсата, закачки рабочего агента, числа добывающих газовых и нагнетательных скважин, пластового и устьевого давления по годам или периодам разработки, суммарной добычи пластового газа, газового конденсата, суммарной закачки рабочего агента, коэффициентов извлечения углеводородного сырья за период разработки.

2.1.11

2.1.12

2.1.13 проектировщик: Физическое или юридическое лицо, разработавшее технический проект разработки месторождения углеводородного сырья и осуществляющее авторский надзор за его реализацией.

2.1.14 разработка газового [газоконденсатного] месторождения: Совокупность технологических процессов, направленных на рациональное извлечение из недр газа [газа и содержащегося в нем конденсата] и сопутствующих ценных компонентов.

Примечание - Основу разработки месторождения составляет управление движением газа, конденсата и воды в пласте посредством строительства и ввода в эксплуатацию скважин и объектов системы сбора и подготовки добываемой продукции в соответствии с утвержденными проектными решениями, установления технологических режимов их работы, а также проведения геолого-технических мероприятий на скважинах с целью повышения эффективности их эксплуатации.

2.1.15 система разработки газового [газоконденсатного] месторождения: Комплекс геолого-технологических и инженерных решений по технологии и техническим средствам извлечения из недр пластового газа, газового конденсата, их подготовки до соответствия требованиям стандартов качества товарной продукции и по эксплуатации скважин, наземных и подземных промысловых объектов.

Примечание - Система разработки характеризуется количеством и составом эксплуатационных объектов, способом и технологиями разработки, темпами отбора углеводородов из пластов, размещением добывающих и нагнетательных скважин, технологиями и средствами контроля и регулирования процессов, происходящих в продуктивном пласте, очередностью ввода скважин, наземных и подземных промысловых объектов, технологическими режимами их эксплуатации.

2.1.16 степень выработанности запасов месторождения [объекта разработки месторождения]: Отношение количества накопленного отбора полезного ископаемого к извлекаемым запасам данного вида полезного ископаемого по месторождению [объекту разработки].

2.1.17 технический проект разработки: Проектный документ, определяющий основные решения по рациональному пользованию участком недр, на основании которого осуществляется разработка месторождения (объекта разработки месторождения) или группы месторождений.

Примечание - Конкретными видами технического проекта разработки являются: проект пробной разработки залежи, технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (участка, залежи), технологическая схема разработки месторождения, технологический проект разработки месторождения.

2.1.18

    2.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГВК - газоводяной контакт;

ГИС - геофизические исследования в скважинах;

ГКЗ Роснедра - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

НКС - нагнетательная компрессорная станция;

ППД - поддержание пластового давления;

ПХГ - подземное хранилище газа;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

ЦКР Роснедр по УВС - Центральная комиссия по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию.

     3 Общие положения

3.1 Авторский надзор является составной частью контроля разработки месторождения и выполняется по инициативе недропользователя для своевременного уточнения проектных решений.

3.2 Для проведения авторского надзора используют данные, получаемые при освоении месторождения (залежи), включая результаты проводимых исследовательских и опытных работ. На разрабатываемых месторождениях авторский надзор включает в себя проведение анализа разработки.

3.3 При авторском надзоре анализируется ход реализации решений утвержденного в установленном порядке технического проекта разработки (его конкретного вида - проекта пробной разработки, технологической схемы опытно-промышленной разработки, технологической схемы разработки, технологического проекта разработки, дополнений к ним).

3.4 Цель авторского надзора за выполнением технического проекта разработки месторождения - повышение эффективности реализации проектных технических и технологических решений.

3.5 К основным задачам авторского надзора относят:

- сопоставление проектных и фактических технико-экономических показателей;

- выявление причин отклонения фактических показателей от проектных;

- разработку рекомендаций по повышению эффективности реализации проектных решений.

     4 Организация проведения авторского надзора за выполнением технических проектов разработки месторождений

4.1 Решение о проведении авторского надзора принимает недропользователь после утверждения технического проекта разработки месторождения (объекта разработки). Авторский надзор на основании договора между недропользователем и проектировщиком проводят в течение всего срока разработки месторождения.

4.2 Авторский надзор осуществляет проектировщик по техническому заданию недропользователя.