§ 100. При организации эксплуатации многопласто- вых месторождений необходимо учитывать весь комплекс геолого-технических показателей, а также техниче- ские и экономические условия отбора газа, конденсата и сопутствующих компонентов из отдельных пластов.
§ 101. При проектировании разработки многопласто-вого месторождения выбираются эксплуатационные объ- ' екты для совместной эксплуатации пластов в каждом из них. При этом желательно, чтобы число эксплуатацией-ных объектов было минимальным, но не вызывало бы ухудшения условий эксплуатации месторождения в це- лом или отдельных пластов.
§ 102. При объединении пластов для совместной эксплуатации должен быть решен и вопрос контроля за , разработкой отдельных пластов: наблюдение за изменением пластовых и забойных давлений, перетоком газа из одного пласта в другой, за выносом песка, продвижением воды и т. д.
С этой целью следует учитывать необходимость бурения наблюдательных скважин на отдельные пласты (или ' ввода из числа разведочных) для проведения замеров давления и других исследований
ГЛАВА 12
ВЫБОР МЕТОДА РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 103. При разработке газоконденсатных месторождений (залежей) осуществляют два основных метода, при-
меняемых в зависимости от содержания тяжелых углеводородов (С5Н12+ высш ), величины запасов газа и конденсата, особенностей геологического строения и условий эксплуатации залежи:
а) метод разработки на истощение, т. е. без поддержания пластового давления;
б) метод разработки с поддержанием пластового давления.
§ 104. Выбор метода разработки газоконденсатного месторождения должен определяться в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов.
§ 105. Проведению технико-экономических расчетов, связанных с выбором метода разработки газоконденсатных месторождений, должно предшествовать определение таких основных исходных технологических параметров, как:
а) величина начальных запасов газа, стабильного конденсата (С5Н12+высш.) и сжиженных газов;
б) изменение содержания стабильного конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода эксплуатации месторождения;
в) суммарные потери стабильного конденсата к концу разработки месторождения при том или ином методе эксплуатации месторождения;
г) возможная добыча газа и конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода эксплуатации месторождения;
д) дебиты скважин (газ и конденсат) по периодам и годам разработки, а также количество эксплуатацион-ных, нагнетательных (газовых) и пьезометрических скважин, необходимых для осуществления того или иного метода эксплуатации месторождения;
е) приемистость нагнетательных скважин и количество закачиваемого газа, необходимое для осуществления процесса;
ж) изменение физико-химического состава и товар-ной характеристики извлекаемого из пласта конденсата по периодам и годам разработки месторождения.
§ 106 При любом методе разработки газоконденсат-ного месторождения система сбора, сепарации и обра-ботки газа должна обеспечивать возможность наиболее полного улавливания конденсата и других компонентов из добываемого газа при наиболее рентабельных экономических показателях.
ГЛАВА 13
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
§ 107. Разработка газовых месторождений характе-ризуется тремя последовательно сменяющимися перио-дами эксплуатации: нарастающей, постоянной и снижающейся добычей газа.
§ 108. Период нарастающей добычи газа является начальным периодом промышленной разработки месторождения.
§ 109. Темпы роста годового отбора и продолжитель ность периода нарастающей добычи газа устанавлива ются по каждому конкретному месторождению в за-висимости от объемов промыслового строительства капитальных вложений, необходимых для достижения планируемого постоянного годового отбора газа, а так же характеристики основных потребителей газа и усло-вий транспорта газа к ним.
§ ПО. Период постоянной добычи характеризуете стабильным годовым отбором газа при некоторых коле баниях отборов, обусловленных суточными или сезонны ми колебаниями потребления газа.
По крупным и уникальным месторождениям необхо димо стремиться к тому, чтобы период постоянной добы чи газа по сравнению с периодами нарастающей и снижающейся добычи газа был по возможности более продолжительным.
§ 111. Период падающей добычи газа характеризует-ся снижающимися годовыми отборами газа. Продолжи-тельность этого периода и минимальный дебит скважин определяются пределом рентабельности.
§ 112. При добыче конденсата из газоконденсатных месторождений, разработка которых проектом предусмотрена без поддержания пластового давления, для любого периода разработки устанавливается зависимость годового отбора конденсата и газа, а также экономически обосновывается коэффициент извлечения газа
конденсата при достигнутом уровне техники и технологии в данный период.
§ 113. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления осуществляется в целях извлечения в первую очередь газоконденсата. Продолжительность этого периода определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежей запасов конденсата. Дальнейшая разработка месторождения осуществляется как чисто газового.
ГЛАВА 14
НАЧАЛЬНЫЕ И ТЕКУЩИЕ ДЕБИТЫ, НЕОБХОДИМОЕ
ЧИСЛО И РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ТРЕБУЕМОГО ОТБОРА ГАЗА
§ 114. Начальные рабочие дебиты проектных эксплуатационных скважин в соответствии с выбранной системой размещения скважин устанавливаются на основе изучения данных промысловых исследований и ре-руль гатов опытно-промышленной эксплуатации существующих разведочных и эксплуатационных скважин. § 115. Максимально допустимый начальный рабочий дебит скважин устанавливается после проведения всех работ по интенсификации притока газа (в том числе включая очищение прнзабойной зоны) в зависимости от следующих основных факторов:
а) условий устойчивости коллекторов, исключающих или обусловливающих вынос песка, количество которото в потоке газа нормально работающей скважины долж-но быть таково, чтобы оно не приводило к разрушению призабойной зоны пласта, образованию пробок и к разъеданию подземного и наземного оборудования; б) подтягивания конусов и языков обводнения к забою скважины;
в) возможностей конструкции и технического состоя-ния скважин и системы газосбора, необходимости под-держания рабочего давления на устье скважин, обесценивающего наиболее экономичные условия работы промысловых сооружений и транспорт газа и конденсата. § 116. Изменение рабочих дебитов существующих и проектных эксплуатационных скважин во времени в пре-делах годового отбора, предусмотренного проектом разработки, определяется согласно принятому технологиче-скому режиму с учетом изменения пластового давления во времени, а также изменения условий эксплуатации месторождения.
§ 117. Общее число эксплуатационных скважин по годам определяется в зависимости от установленных проектом разработки годовых отборов газа по место-рождению (объекту, залежи) в целом с учетом макси-мального суточного отбора, обеспечивающего покрытие сезонной неравномерности подачи газа в течение года.
§ 118. Число резервных эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных месторождений определяет-ся проектом разработки в зависимости от общего числа действующих эксплуатационных скважин, а также гео логических особенностей месторождения (залежи) и условий его эксплуатации.
§ 119. Число наблюдательных и пьезометрических скважин определяется в зависимости от общего числа эксплуатационных скважин, системы их размещения размеров и конфигурации, а также геологических особен ностей и условий эксплуатации месторождения.
Число и расположение наблюдательных и пьезомет рических скважин определяется проектом.
§ 120. Если по условиям газопотребления или техни ческого состояния системы газосбора временно не може быть выдержан проектный отбор газа по промыслу или рабочий дебит по отдельным скважинам, геологической и технологической службой газопромысла (ГПУ, НПУ) может быть установлен на определенный срок другой, меньший или больший текущий отбор или дебит скважин Однако годовой отбор газа, предусмотренный проектом может быть изменен только после получения письменногс согласия организации, составившей и утвердившей про ект разработки и опытно-промышленной эксплуатаци
Соответственно этому должен быть изменен и текущий план-график добычи газа по отдельным скважинам, эксплуатационным объектам, а в отдельных слу; чаях план и показатели добычи газа по промыслу в це-лом. Эти изменения должны быть утверждены вышестоя щей организацией.
§ 121. При любых системах размещения скважин до пускаются незначительные (до 100—200 м) отклонения отдельных скважин от принятой сетки разбуривания если эти отклонения необходимы по условиям бурения
или обслуживания скважины. Отклонения свыше указанной величины должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены вышестоящей организацией.
§ 122. Изменение числа эксплуатационных газовых скважин против проекта должно быть согласовано с организацией, составившей и утвердившей проект разработки, а также с организацией, ведущей наблюдение за процессом разработки.
ГЛАВА 15
КОНТРОЛЬ ЗА ТЕКУЩЕЙ РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 123. Система и порядок осуществления контроля за разработкой месторождения должны быть определены в проекте разработки.
Контроль за разработкой залежи (объекта) осуществляется добывающей организацией (при участии организации, ведущей проектирование разработки) путем систематического анализа хода разработки на основе регулярных замеров и наблюдений, а также комплекса исследований, проводимых на эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и эксплуатационно-наблюдательных скважинах.
§ 124. Система контроля должна включать следующий минимум исследований: систематические и периодические контрольные измерения и определения пластовых и устьевых статических давлений, уровней жидкости в пьезометрических скважинах, положения контакта газ — вода (газ — нефть и нефть — вода при наличии нефтяной оторочки), изменения дебитов и химического состава газа, конденсата, воды (нефти) по скважинам в процессе эксплуатации. Все перечисленные выше исследования также проводятся при. освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после каких-либо остановок или периода консервации.
§ 125 Контроль за разработкой месторождения (залежи) предусматривает построение карт изобар, карт произведения эффективной мощности на пористость, определение средневзвешенных давлений на различные даты, графиков «отбор—давление», карт дебитов, карт обводнения и пр. На основании фактического материала должны определяться и периодически уточняться:
а) режим залежи,
б) начальные и текущие (остаточные) запасы газа т конденсата в залежи (и нефти в разрабатываемой ото рочке);
в) распределение давления по залежи;
г) взаимодействие отдельных участков залежи;
д) интенсивность и характер продвижения воды (и нефти) на различных участках залежи.
§ 126. Важнейшей задачей геологической службы (или специальных технологических групп) добывающих организаций в части контроля за разработкой является наблюдение за продвижением воды, выносом породы и изучение распределения давления по площади отдель-ных залежей месторождения в процессе разработки, ко-торое складывается из двух групп измерений:
а) измерения статических давлений, снятия кривых нарастания давления, определения зависимости «дебит — давление» по эксплуатирующимся скважинам; эти ис следования связаны с необходимостью остановки экс плуатационных скважин и временным прекращением (или сокращением) отбора газа из них;
б) наблюдения и измерения за изменением уровня жидкости и давления на простаивающих эксплуатацион ных, а также на специальных наблюдательных, пьезо-метрических и эксплуатационно-наблюдательных сква-жинах.
К наблюдательным относятся скважины, вскрываю-щие горизонт в пределах газонасыщенной его части. Эти скважины в течение продолжительного времени не экс-плуатируются и служат для точных замеров давления к наблюдения за продвижением контакта газ — вода (или газ — нефть и нефть — вода при наличии нефтяной ото-рочки). I
К эксплуатационно-наблюдательным относятся экс-плуатационные скважины, специально оборудованные для изучения подъема контакта газ—вода (или газ— нефть и нефть—вода при наличии нефтяной оторочки) точных замеров давления газа и т. д. Они должны перио дически выключаться из эксплуатации.
По мере решения задач наблюдательные и эксплуа тационно-наблюдательные скважины могут быть переве дены в обычные эксплуатационные.
К пьезометрическим относятся скважины, вскрываю-щие продуктивный пласт в пределах его водонасыщен-ной части. В них проводятся наблюдения за снижением
уровней законтурной или подошвенной воды. § 127. Измерения статических давлений следует про-водить периодически по всему фонду скважин с мини-малыши разрывом во времени. В первый период разра-ботки такие измерения необходимо проводить не реже одного раза в квартал как с целью уточнения запасов газа по падению давления, выяснения распределения их по объему залежи, так и для оперативного контроля за распределением давления. § 128. Периодичность измерений пластовых давле-
ний по скважинам устанавливается в соответствии с
проектом разработки месторождения в зависимости от
темпов отбора газа и обусловленного им падения плас-
тового давления.
§ 129. Периодичность измерений давления следует
выбирать с таким расчетом, чтобы за период между
двумя сериями измерений падение пластового давления
в среднем по месторождению превышало ошибку изме-
рений за счет погрешности образцового манометра не
менее чем в 2—3 раза.
Определив приближенно запасы газа объемным ме-
тодом, можно установить интервалы измерений.
§ 130. При всяких остановках эксплуатационных
скважин обязательны измерения статических давлений
(или снятие кривых восстановления давления).
§ 131. После ввода месторождения в разработку на
полную мощность и достижения устойчивой эксплуата-
ции, интервалы между сериями измерений по всему мес-
торождению можно увеличить до полугодия или до одно-го года.
§ 132 Для контроля за разработкой газовых место-
рождений необходимо оборудовать сеть наблюдательных
и пьезометрических скважин, оптимальное число и рас-
положение которых определяется проектом разра-
ботки.
На небольших месторождениях с запасами до
5 млрд. м3 наблюдательные и пьезометрические скважи-
ны бурить не следует. Для этой цели должны быть ис-
пользованы разведочные скважины, законтурные или
прнконтурные.
§ 133. Наблюдательные и пьезометрические скважи-ны вместе с эксплуатационно-наблюдательными должны обеспечивать достаточно полный контроль за динамикой пластового давления и распределением его по площади залежей, а при большой высоте газовой залежи — по объему в процессе их разработки.
§ 134. Наблюдательные и пьезометрические скважи-ны следует оборудовать таким образом, чтобы они одно временно решали две задачи:
а) наблюдение за изменением пластового давления (в наблюдательных скважинах) или за статическим уровнем (в пьезометрических скважинах);
б) прослеживание положения контакта газ — вода во времени методом НГК или другими.
§ 135. По наблюдательным газовым скважинам должны быть обеспечены условия для контроля за со стоянием забоя и для продувки скважин, а также для исследования на приток. Для этого устье таких скважин должно быть оборудовано следующим образом:
а) устанавливается коренная задвижка и тройник с двумя задвижками и двумя буферными колпаками;
б) каждый из колпаков должен иметь отверстие под стандартный (1/2") вентиль высокого давления.
§ 136. Для измерения положения забоя или проведе-ния геофизических исследований к фланцу верхней за-движки крепится специальный лубрикатор.
§ 137. Подготовка пьезометрических скважин и при-ведение их в рабочее состояние производятся в соответ-ствии с «Методикой гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов».
§ 138. Периодически следует проверять состояние за-боя пьезометрической скважины (для получения уверен-ности связи скважины с пластом)
§ 139 Следует устанавливать на устьях наблюда тельных скважин регистрирующие манометры при условии, что класс точности их будет близок к класс) точности образцовых манометров.
§ 140. На устьях пьезометрических скважин должны быть установлены самопишущие приборы (дистанцион ные пьезографы), записывающие положение уровня во ды. Картограммы должны быть рассчитаны так, чтобы смена их производилась не чаще, чем раз в один — пол тора месяца, т е в периоды контрольных замеров
§ 141. В удаленных зонах в качестве наблюдательных используются разведочные скважины и только при крайней необходимости некоторые скважины могут быть пробурены специально.
В более близких зонах используются скважины из числа разведочных и будущих проектных эксплуатационных скважин, которые бурятся по графику опережающего бурения и по мере подхода фронта разбуривания становятся обычными эксплуатационными или эксплуатационно-наблюдательными.
§ 142 Наблюдательные (газовые) скважины, особенно, если они расположены в удаленных зонах, могут быть на определенном этапе разработки введены в периодическую эксплуатацию на различные сроки с целью более детального изучения характеристики продуктивных горизонтов
§ 143. В качестве пьезометрических должны быть
использованы пробуренные разведочные приконтурные
и законтурные скважины или обводнившиеся вследствие
продвижения воды в залежь эксплуатационные скважи-
ны, если по техническим причинам не требуется их лик-
видация.
§ 144. Для крупных газовых месторождений с целью контроля и корректирования разработки допускается бурение специальных пьезометрических скважин в при-контурной и законтурной областях пласта, причем эти скважины могут иметь меньший диаметр, чем эксплуатационные скважины.
§ 145 По наблюдательным скважинам измерения следует производить не реже одного раза в 1,5—2 меся-ца с тем, чтобы получить промежуточные точки между общими сериями измерений по всему месторождению. Это необходимо для получения достаточного числа из-мерений и уверенного построения графиков отбор-давление.
§ 146. По пьезометрическим скважинам необходимо также регулярно проводить измерения не реже одного раза в 1,5—2 месяца в первые годы эксплуатации и в 3—4 месяца после окончания разбуривания и выхода месторождения на постоянный отбор.
§ 147. Периодические контрольные измерения, необходимые для построения карт изобар, оценки режима и др , должны производиться по пьезометрическим, наблюдательным и эксплуатационным наблюдательным скважинам практически одновременно.
Периодичность измерений на месторождении устанавливается организациями, осуществляющими работы и наблюдения за разработкой месторождения.
§ 148. Для контроля за разработкой газового месторождения необходимо иметь данные не только о падении давления в непосредственной близости от залежей но и о том, насколько далеко распространяется заметное падение давления в водоносную область пласта. Для этого необходимо организовать регулярное наблюдение за поведением пластового давления на близлежащих неразрабатываемых месторождениях в этом же пласте максимально используя для этих целей разведочные скважины.
Для крупных месторождений желательно, по возможности, также оборудовать хотя бы в одном-двух направлениях лучи (профили) пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурной области пласта.
§ 149. Для горизонтов с предельным (или близким к предельному) газонасыщением, в пьезометрических скважинах необходимо отбирать так называемые «режимные пробы» воды и газа и производить другие гидрогеологические исследования по выяснению изменения газонасыщенности в процессе разработки и соответственно возможности выделения свободной газовой фазы.
Пробы па газонасыщенность следует отбирать не реже одного раза в год и производить их анализ.
§ 150. Для массивных залежей с большим этажом газоносности, а также для пластовых залежей, приуроченных к сложнопостроенным пачкам, необходимо иметь данные о распределении давления не только по площади газовой залежи, но и по ее объему в целом, т. е. сравнительные данные о падении давления в различных пс вертикали (но приуроченных к одним и тем же блокам) частях (пачках) продуктивного горизонта, для чего следует оборудовать несколько сопоставительных пар на блюдательных скважин.
§ 151. В одной из скважин каждой пары следует перфорировать верхи продуктивного горизонта, а в другой — низы. Такие скважины из числа эксплуатационных необходимо иметь как в пределах эксплуатационного
поля, т. е, в зоне расположения эксплуатационных скважин,так и за его пределами. По мере выполнения своих задач эти скважины передаются в эксплуатацию. При этом может быть необходим дострел невскрытых первоначально интервалов.
При большой мощности сопоставительное звено может возрасти до 3 скважин (в одной перфорируются верхи, в другой — средняя часть горизонта, а в третьей — низы).
На цементаж таких сопоставительных скважин должно быть обращено особое внимание, так как только при хорошем цементаже будут получены надежные данные. Скважины с ненадежным креплением не следует использовать для этой цели.
§ 152. По скважинам, эксплуатирующим одновременно группу пластов, необходимо не реже одного раза в полугодие проводить контрольные измерения дебитов раздельно по пластам, используя для этой цели глубин-ные дебитомеры и термометры.
§ 153. Для наблюдения за характером и интенсивно-:тью продвижения подошвенных вод следует оборудо-вать несколько скважин, расположенных в различных частках месторождения.