ГОСТ Р 55415-2013

     
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ

Правила разработки

Gas, gas condensate, oil-gas and oil-gas condensate fields. Rules of development

ОКС 75.180

Дата введения 2013-11-01

     
Предисловие

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

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 мая 2013 г. N 67-ст

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

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). 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 (gost.ru)

     1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения (далее - месторождения) и устанавливает правила их разработки.

Действие настоящего стандарта не распространяется на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, основным компонентом углеводородного сырья которых является нефть, а также на месторождения континентального шельфа. Разработку этих месторождений проводят по ГОСТ Р 53710, ГОСТ Р 53713.

     2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 8.647-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр. Основные положения

ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки

ГОСТ Р 53713-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки

ГОСТ Р 55414-2013 Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Требования к техническому проекту разработки

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

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 издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. 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, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

     3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 55414, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 газовый (газоконденсатный) промысел: Технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение пластового газа, газового конденсата и сопутствующих компонентов из недр, их сбор и подготовку к транспорту.

3.2 добываемая продукция: Смесь извлекаемого из пласта углеводородного сырья (пластового газа, газового конденсата, нефти), воды, а также техногенных и твердых примесей, получаемая на устье добывающих газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

3.3 добыча углеводородного сырья: Комплекс технологических и производственных процессов, обеспечивающих извлечение из пласта углеводородного сырья, сбор добываемой продукции и подготовку для передачи на реализацию потребителям товарной продукции газового (газоконденсатного) промысла и использования на собственные нужды промысла.

Примечания

1 Добычу углеводородного сырья проводят путем эксплуатации скважин, подземных и наземных промысловых объектов.

2 Термин "добыча" применяют также при количественной оценке извлеченного из пласта полезного ископаемого.

3.4 лицензионный участок (недр): Геометризованный блок недр, предоставленный уполномоченным государственным органом недропользователю для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых или использования для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Примечания

1 Для разработки месторождений недропользователю предоставляют участок недр в форме горного отвода.

2 Акт с указанием границ горного отвода включают в лицензию в качестве неотъемлемой составной части.

3.5 межколонное давление: Измеренное на устье скважины давление газа, жидкости или их смеси, находящихся в пространстве между эксплуатационной и последней технической колонной, а также между остальными промежуточными колоннами.

3.6

3.7 опытно-промышленная разработка: Комплекс работ по промышленным испытаниям новой техники и новых технологий разработки, а также ранее известных технологий, требующих апробации в конкретных геолого-физических условиях рассматриваемого месторождения.

Примечания

1 Для крупных газовых и газоконденсатных месторождений (объектов разработки), недостаточно разведанных и/или со сложным строением, на начальной стадии разработки рекомендуется проведение опытно-промышленной разработки в целях обоснования технологических и технических решений на срок дальнейшей разработки.

2 Промышленные испытания новых технических и технологических решений на отдельных залежах или участках могут быть проведены на любой стадии разработки по отдельному проектному документу - технологической схеме опытно-промышленной разработки.

3.8 освоение месторождения (объекта разработки месторождения): Комплекс мероприятий по подготовке, вводу в разработку месторождения (объекта разработки), вводу в эксплуатацию предусмотренных техническим проектом разработки и проектом обустройства промысловых объектов, и их выводу на проектную мощность.

3.9 разработка газового [газоконденсатного, нефтегазового, нефтегазоконденсатного] месторождения: Управление извлечением из продуктивных отложений газа (конденсата, нефти, сопутствующих компонентов) в целях их добычи посредством реализации системы разработки, определенной техническим проектом разработки.

3.10 регулирование разработки: Осуществление мероприятий, обеспечивающих разработку продуктивных пластов и уровни извлечения газа и конденсата (нефти) в соответствии с принятыми проектными решениями.

Примечание - Включает изменение распределения отборов и закачки по площади и разрезу эксплуатационных объектов путем изменения режимов работы и проведения геолого-технических мероприятий на скважинах.

3.11 система сбора газа: Совокупность трубопроводов (шлейфов) от скважин до пунктов сбора газа (установки предварительной подготовки газа, установки комплексной подготовки газа) и от сборных пунктов до головных сооружений магистрального газопровода (промысловых коллекторов), а также вспомогательных трубопроводов для подачи ингибиторов, запорной аппаратуры, приборов и оборудования для обеспечения безопасной эксплуатации.

3.12 скважина: Горно-техническое сооружение, включающее цилиндрическую горную выработку большой протяженности и малого диаметра, обсаженную одной или несколькими зацементированными колоннами труб, соединяющую продуктивные пласты с земной поверхностью, и оснащенное технологическим оборудованием для подъема извлекаемых из недр полезных ископаемых и попутных компонентов, нагнетания в пласт различных агентов, исследований пластов и пластовых флюидов, а также контроля и наблюдений за состоянием недр.

Примечания - Из основного ствола скважины могут быть пробурены дополнительные стволы.

3.13 стандартные условия: Температура 293,15 К и давление 0,101325 МПа, к которым приводят объемы (запасы, дебиты, отборы) газа.

Примечание - Условия применяют в газовой промышленности Российской Федерации.

3.14 степень выработанности запасов: Отношение накопленного отбора углеводородного сырья к начальным запасам.

Примечания

1 Определяют по видам полезного ископаемого в соответствии с [1] (газ горючий природный, попутный газ; газовый конденсат, прошедший технологию промысловой подготовки; нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная).

2 Запасы принимают: по газу - геологические, по конденсату (нефти) - извлекаемые.

3 Определяют по отношению к участку недр, месторождению или объекту разработки месторождения (в пределах участка недр), отдельной залежи, пласту.

3.15 технологический режим работы скважины: Совокупность параметров (расход, давление, температура, другие параметры), характеризующих устойчивую работу скважины (добывающей - подачу продукции в систему сбора, нагнетательной - закачку рабочих агентов в пласт, специальной - утилизацию промышленных стоков и др.) и устанавливаемых с учетом различных ограничений.

3.16 технологические потери газа [конденсата, нефти]: Безвозвратное уменьшение количества извлеченного из недр газа [конденсата, нефти], связанное с реализуемыми проектами обустройства месторождений, обусловленное технологическими особенностями эксплуатации элементов производственного цикла (скважин, установок, сооружений), а также физико-химическими характеристиками добываемого из недр углеводородного сырья.

3.17 углеводороды С, (углеводородный конденсат): Расчетная составляющая пластового углеводородного сырья, совокупность (группа) углеводородов, каждый из которых в стандартных условиях является жидкостью.

     4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ДКС - дожимная компрессорная станция;

НКС - нагнетательная компрессорная станция;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПХГ - подземное хранилище газа;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа.

     5 Общие положения

5.1 Разработку каждого месторождения осуществляют в соответствии с техническим проектом разработки, утвержденным недропользователем и согласованным уполномоченным государственным органом. Допускается подготовка единого технического проекта разработки группы месторождений, расположенных в пределах выделенных недропользователю одного или нескольких лицензионных участков недр, если предусматривается общая схема сбора и подготовки добываемого из них углеводородного сырья.

5.2 При планировании сроков ввода в разработку гидродинамически связанных месторождений учитывают возможность выхода газа за пределы начального контура газоносности, которая может привести к снижению эффективности использования запасов углеводородного сырья.

5.3 Допускается подготовка единого технического проекта разработки для объектов разработки одного и того же крупного месторождения, входящих в лицензионные участки недр разных недропользователей. В едином техническом проекте должны быть выделены проектные решения и основные показатели разработки для каждого лицензионного участка.

5.4 Недропользователь вправе иметь всю геологическую информацию о недрах в пределах предоставленного ему лицензионного участка и должен организовать получение и использование необходимой геологической информации при освоении месторождения.

     6 Подготовка месторождения к разработке

     6.1 Основные работы при подготовке месторождения к разработке

6.1.1 Целью подготовки месторождения (объекта разработки, залежи) к разработке является уточнение запасов и условий промышленного освоения с полнотой, достаточной для достоверного проектирования разработки и обустройства месторождения. Должны быть определены форма и размеры месторождения, характеристики пород-коллекторов, свойства газа, газового конденсата, нефти и содержащихся в них компонентов, добывные возможности, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия.

Примечание - Требования к проектированию разработки, структуре и содержанию проектного технологического документа отражены в [2] и национальных стандартах.

6.1.2 Материалы для подготовки к разработке месторождений (залежей) получают в результате геологического изучения недр, разведки (доразведки) месторождений и пробной эксплуатации поисковых и разведочных скважин. Объектом проведения работ является месторождение в целом. Этими работами должен быть охвачен весь лицензионный участок недр, все залежи месторождения.