| Согласовано Министерство газовой промышленности 3 июня 1969 г. Министерство нефтяной промышленности 4 марта 1969 г. , Министерство геологии СССР 20 февраля 1969 г. | Утверждено: Госгортехнадзор 6 апреля 1970 г. |
НАОП 1.1.23-1.13-70
Правила
разработки газовых и газоконденсатных месторождений
ПРЕДИСЛОВИЕ
Правила разработки газовых и газокон-денсатных месторождений подготовлены Всесоюзным научно-исследовательским институтом газовой промышленности (ВНИИГаз) с участием УкрНИИГаза и коллективом работников Министерства газовой промышленности.
При рассмотрении указанных Правил были использованы предложения и замечания Министерства нефтяной промышленности, Министерства геологии СССР, объединения Кубаньгазпром, Азербайджанского филиала ВНИИГаза, комитетов и управлений округов Госгортехнадзора СССР.
Настоящие Правила охватывают вопросы разработки газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации скважин, обустройства промыслов и охраны недр газовых и газоконденсатных месторождений.
В правилах сформулированы также требования к разведке с точки зрения получения информации, необходимой для составления проектов опытно-промышленной эксплуатации и разработки месторождений.
Настоящие Правила разработаны с учетом специфических особенностей развития газовой промышленности и выпускаются взамен «Временных правил технической эксплуатации нефтяных и газовых месторождений», утвержденных б. Министерством нефтяной промышленности в 1955 г., в части, касающейся разработки газовых месторождений.
Соблюдение настоящих Правил обязательно для всех организаций независимо от ведомственной подчиненности, осуществляющих разведку, проектирование, разработку и эксплуатацию газовых и газоконденсатных месторождений.
РАЗДЕЛ I
ПОДГОТОВКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ
ГЛАВА 1
КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
§ 1. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на две основные группы:
а) месторождения сложного геологического строения (разбитые тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов — литологический состав, коллекторские свойства и др.);
б) месторождения простого геологического строения (продуктивные пласты на этих месторождениях характеризуются относительной выдержанностью литологиче-ского состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи).
§ 2 По числу продуктивных горизонтов (залежей) месторождения подразделяются на:
а) однопластовые;
б) многопластовые.
§ 3 По числу объектов разработки месторождения подразделяются на:
а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, или все залежи объединяются в один объект разработки;
б) многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.
§ 4 По наличию или отсутствию конденсата месторождения подразделяются на:
а) газовые, из газа которых при снижении давления и температуры выделение жидких углеводородов не происходит;
б) газоконденсатные, из газа которых при снижении давления и температуры происходит выделение жидких углеводородов.
§ 5. Газоконденсатные месторождения (залежи) по содержанию стабильного конденсата могут подразделяться на следующие группы:
Iгруппа, с незначительным содержанием стабильного конденсата — до 10 см3/м3;
IIгруппа, с малым содержанием — от 10 до 150 см3/м3;
IIIгруппа, со средним содержанием — от 150 до 300 см3/м3;
IVгруппа, с высоким содержанием — от 300 до 600 CMS/ MS;
Vгруппа, с очень высоким содержанием — свыше 600 см3/м3.
§ 6. В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики и геологических условий газоконденсатные месторождения могут разрабатываться:
а) без поддержания пластового давления (как чисто газовые месторождения);
б) с поддержанием пластового давления § 7. По наличию или отсутствию нефти в пласте газовые и газоконденсатные залежи можно подразделить на группы:
а) залежи без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышленного значения;
б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.
§ 8. По дебитности (максимально возможный рабочий дебит) скважин газовые и газоконденсатные месторождения (залежи, объекты разработки) можно подразделить на следующие группы:
а) низкодебитные — до 25 тыс. м3/сутки;
б) малодебитные — 25—100 тыс. м3/сутки;
в) среднедебитные — 100—500 тыс. м3/сутки;
г) высокодебитные — 500—1000 тыс. м3/'сутки;
д) сверхвысокодебитные — свыше 1000 тыс.м3/сутки. § 9. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:
а) низкого давления — до 60 кГ/см2;
б) среднего давления — от 60 до 100 кГ/см2;
в) высокого давления — от 100 до 300 кГ/см2;
г) сверхвысокого давления — свыше 300 кГ/см2.
ГЛАВА 2
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАЗВЕДКЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
§ 10. Разведочные организации, независимо от ве-домственной подчиненности, при разведке газовых и
газоконденсатных месторождении должны обеспечить щенку запасов газа и конденсата со степенью достовер-ности, достаточной для передачи их в разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, в соответствии с
действующими положениями, на момент производства разведочных работ и получить другие исходные данные, необходимые для проектирования опытно-промышлен-нй эксплуатации и разработки месторождений при наи-более оптимальных экономических показателях.
§ 11. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений производится объем-ным методом или по падению давления по данным опыт-но-промышленной эксплуатации.
§ 12. Степень разведанности газовых и газоконден-сатных месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, долж-н aудовлетворять необходимому соотношению категорий запасов газа и конденсата, предусмотренному действую-цими инструкциями и положениями на момент подсчета запасов.
§ 13. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке должно быть обеспечено получение следующих данных:
а) доказано наличие или отсутствие нефтяной ото-рочки промышленного значения;
б) проведены полноценные опробования и исследо-вания по нескольким скважинам с целью получения ос-товных параметров залежи;
в) определены основные параметры коллекторов, достаточно полно характеризующие продуктивные гори-зонты как по разрезу, так и по площади;
г) определено положение контактов газовых и газо-нефтяных залежей;
д) определены характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.
§ 14. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений необходимым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение необходимых показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что должно обеспечиваться
а) совмещением этапов разведки и проектирования разработки; это достигается тем, что после получения промышленных притоков газа в поисковых скважина: заложение разведочных скважин производится по про екту разведки или доразведки с учетом вероятного рас положения будущих эксплуатационных скважин;
б) выбором конструкции скважин, отвечающей тре бованиям их эксплуатации;
в) выделением этапов разведки многопластовых месторождений с учетом их разработки;
г) определением газо-водяного контакта расчетным путем;
д) осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного зна чения;
е) применением наиболее рациональных комплексов промысловых и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых пара метров для проектирования опытно-промышленной экс плуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
IЛАВА 3
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ, НЕОБХОДИМЫЕ
ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ И РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 15. По разведочным скважинам производится: а) изучение литолого-стратиграфического разреза пс керну, шламу, образцам, отобранным боковым грунтоно
сом, и комплексом геолого-геофизических исследований;
б) выявление в разрезе продуктивных горизонтов;
в) определение основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств коллекторов — пористости, проницаемости, связанной воды, нефти и др. — по промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям;
г) изучение покрышек;
д) определение начального положения газо-водяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;
е) определение продуктивности скважин. § 16. С целью изучения данных для подсчетов запасов газа и проектирования разработки месторождения необходим в намеченных проектом разведки скважинах сплошной или выборочный отбор керна из продуктивных горизонтов с таким расчетом, чтобы практически выносимым керном была обеспечена достаточно полная характеристика физических свойств продуктивных пластов и вмещающих их отложений.
§ 17. Во всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических исследований, включая определение кривизны и азимута ствола скважин.
Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута не должна превышать 200 м.
§ 18. Объем и виды геолого-промысловых исследований при бурении разведочных скважин устанавливаются геолого-техническим нарядом, утвержденным в соответствии с проектами разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
§ 19. Во всех случаях после цементажа колонны обязательно определять высоту подъема цемента за колонной, а также качество цементажа цементомером или другими методами.
§ 20. На каждой разведочной площади необходимо определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах.
§ 21. В случае получения притока воды вместе с газом необходимо определить место притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, ре-зистивиметра или другими методами.
§ 22. На скважинах, давших газ, проводится:
а) замер статического давления на устье (образце выми манометрами) и определение пластового давления (как правило, глубинными манометрами и в исключи тельных случаях расчетом);
б) определение дебита газа и конденсата минимум на 5—7 режимах работы скважины;
в) замер динамического давления на устье (образ-цовыми манометрами) и определение забойного давле-ния (глубинными манометрами или расчетом) при раз-личных режимах работы скважины;
г) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;
д) замер температуры на забое и по стволу скважи-
ны при различных дебитах газа;
е) определение количества н состава выносимой
воды и твердых примесей при различных дебитах
газа;
ж) отбор проб газа и конденсата для определения
их химического состава, изучения условий выпадения
конденсата, а также определения наличия коррозион-
ных компонентов (сероводорода, углекислоты — в газе,
органических кислот — в жидкой фазе);
з) при необходимости работы по увеличению дебита
скважины (интенсификация).
§ 23. На скважинах, давших воду (законтурных и
внутриконтурных), производится:
а) откачка воды до постоянства химического со- става;
б) замеры пластового давления (глубинными мало- метрами), статического уровня, снятие индикаторной кривой и кривых восстановления давления;
в) отбор глубинных проб воды для химического ана- лиза и определения количества и состава растворенного газа.
§ 24. На скважинах с признаками нефти или дав- ших нефть проводится комплекс исследований, предус- мотренный правилами разработки нефтяных месторож- дений.
§ 25. Планы и сроки проведения исследований (опыт- пая эксплуатация) по разведочным скважинам согласо- вывается с территориальными органами госгортехнад- зора.
ГЛАВА 4
ОСВОЕНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 26. В процессе проведения разведочного бурения должно быть обеспечено раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов).
§ 27. Освоение газовых скважин разрешается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифоль-дов скважин, позволяющих производить необходимый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов должны быть закреплены и спрессованы на полуторакратное ожидаемое устьевое давление.
§ 28. В условиях, когда продуктивные пласты представлены слабосцементированными породами или скважины приурочены к приконтактным зонам, процесс освоения скважин должен производиться особенно осторожно, без резкого снижения давления на пласт.
§ 29. Чтобы свести к минимуму опасность разрушения призабойной зоны в рыхлых коллекторах или подтягивания флюидов из смежных зон пласта в трещиноватых коллекторах, следует освоение скважин проводить в два этапа:
Iэтап — освоение скважин при малых депрессиях;
IIэтап — освоение скважин более интенсивное (при больших депрессиях).
§ 30. В процессе исследования скважин необходимо:
а) отобрать пробы газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте, возможных потерь его и др.;
б) при наличии конденсата в газе изучить выпадение конденсата в сепараторах при различных давлениях и температурах;
в) определить изменение температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин;
г) изучить условия выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне;
д) изучить возможность перетоков газа в другие
пласты, а также наличие межколонных пропусков газа;
е) определить фактически работающие интервалы
вскрытой мощности пласта и распределение дебитов по
отдельным пропласткам;
ж) выяснить условия разрушения призабойной зоны
пласта;
з) изучить эффективность применения методов ин-
тенсификации притока в скважину и выяснить наилуч-
шие условия вскрытия пласта;
и) изучить коррозионную агрессивность газожидкост-
ного потока, скорость и характер коррозии для выбора
метода борьбы с нею;
к) установить оптимальные дебиты и условия экс-
плуатации скважин и разработки залежей (месторож-
дений).
§ 31. На устье исследуемых скважин, на шлейфе,
сепараторе и в отводящем газопроводе должны быть
установлены образцовые манометры на соответствующее
давление и врезаны карманы под термометры.
§ 32 Изучение интенсивности выноса породы и жид-
кости производится путем измерения их количества в
пескоуловителях или сепараторах. Эти данные должны
регистрироваться на каждом режиме работы скважины.
Особенно тщательно следует измерять количество вы-
павшего песка в первые дни эксплуатации
§ 33. Необходимо периодически замерять забой
скважины, следить за его состоянием.
§ 34. Для более достоверного определения количест-
ва выносимого песка, стабильности дебита и др. в от-
дельных случаях проводятся специальные (длительные)
испытания скважин.
§ 35. При исследованиях скважин на конденсатность
необходимо иметь передвижную или промысловую се-
парационную установку, которой можно измерять ко-
личество жидкости и отбирать пробы газа и конден-
сата.
§ 36. Исследования на газоконденсатность проводят-
ся в обязательном порядке в первых продуктивных раз-
ведочных скважинах, а затем периодически уточняются
в процессе опытно-промышленной эксплуатации и раз-
работки, и должны включать следующие определения:
а) количество выделяющегося в сепараторах конден-
оата (сырого и стабильного) в см3/м3 газа при различных давлениях и температурах и его состав,
б) количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С5 + высш), остающихся в растворенном состоянии в газе, выходящем из сепаратора, в зависимости от температуры и давления в сепараторе;
в) изотермы конденсации для пластового газа;
г) давление максимальной конденсации;
д) состав пластового газа и потенциальное содержание в нем жидких углеводородов ( C5 + высш );
е) фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте,
ж) давление начала конденсации в пласте;
з) количество выделяющегося конденсата при движении газа от забоя к устью;
и) количество жидкой фазы, выделяющейся из отсе-парированного газа при температурах и давлениях газопровода.
§ 37. В ходе опытно-промышленной эксплуатации для оценки распределения химического состава природного газа отбирать пробы следует из нескольких скважин, расположенных в своде и на крыльях изучаемой залежи
§ 38. При анализе свободных и растворенных газов должно быть определено содержание: метана и его гомологов до С6 включительно, водорода, азота, гелия, аргона, а также углекислого газа и сероводорода. Необходимо в обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов нормального и изомерного строения.
§ 39. Содержание сероводорода и СО2 в природном газе определяется непосредственно на скважине с точностью соответственно до 0,0001 и 0,01% по объему
ГЛАВА 5 ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
§ 40 В процессе разведки следует изучить водоносные горизонты, с которыми связаны или могут быть связаны газовые и газоконденсатные залежи, и определить гидрогеологические параметры.
§ 41 К наиболее важным гидрогеологическим параметрам продуктивных горизонтов, которые необходимо определять в процессе гидрогеологических исследовании, относятся:
а) статические уровни подземных вод, закономерности их изменения по площади;
б) индикаторные характеристики по отдельным скважинам;
в) гидрохимические показатели — растворенные ион-носолевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой;
г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод;
д) температурная характеристика.
§ 42. Подготовку скважин, проведение и интерпретацию соответствующих исследований для определения указанных параметров осуществляют по методике гидрогеологических исследований, разработанной ВНИИГа-зом.
§ 43. Основными объектами гидрогеологических исследований являются водоносные интервалы продуктивных скважин, законтурные скважины, давшие при испытании воду, а также скважины, обводненные в процессе эксплуатации залежей (если не проводилась закачка воды в пласт). Для получения данных по гидрогеохимии и статическим уровням следует испытать водоносные горизонты, смежные с продуктивными.
§ 44. Все разведочные скважины, в которых последним испытан водоносный интервал, должны оборудоваться специальными головками, чтобы можно было провести в них дополнительные гидрогеологические исследования. Скважины не должны ликвидироваться.
ГЛАВА б
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
§ 45. На газовых и газоконденсатных месторождениях, расположенных в районах действующих газопроводов, проводится опытно-промышленная эксплуатация для ускорения разведки и освоения месторождений, подсчета запасов газа, конденсата и других компонентов и получения необходимых исходных данных для составления проекта разработки и проекта обустройства промысла.
§ 46. До проведения опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений должно быть пробурено минимальное число разведочных скважин, обеспечивающих получение исходных данных, необходимых для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации. По этим скважинам должен быть:
а) проведен полный комплекс геолого-промысловых и геофизических работ по разведочным скважинам и получены основные физико-литологические характеристики продуктивных горизонтов;
б) выполнен полный комплекс исследовательских работ по испытанию разведочных скважин, согласно инструкции по исследованию газовых скважин;
в) изучен компонентный состав газа и конденсата;
г) определена газоконденсатная характеристика продуктивных горизонтов;
д) установлено отсутствие промышленной нефтяной оторочки;
е) произведена оперативная оценка запасов газа, конденсата и других компонентов.
§ 47. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию допускается, если:
а) установлено отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;
б) обоснована целесообразность разработки газокон-денсатного месторождения (залежи) на истощение без поддержания пластового давления;
в) составлен и утвержден проект опытно-промышленной эксплуатации;
г) оформлен земельный отвод и получено разрешение от территориальных органов госгортехнадзора на производство работ в соответствии с действующими положениями и инструкциями;
д) составлен и утвержден проект обустройства промысла и построены необходимые промысловые и другие сооружения, обеспечивающие использование газа, конденсата и других компонентов;
е) решен вопрос сброса сточных промысловых вод.
§ 48. Опытно-промышленная эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) является первым этапом разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
§ 49. Проект опытно-промышленной эксплуатации составляется проектной или научно-исследовательской организацией и утверждается Министерством газовой промышленности.
Надзор за ходом выполнения проекта разработки месторождения как в опытно-промышленной стадии, так и в последующие периоды разработки осуществляется организацией, выполнившей проект.