Для сложных литологических условий (карбонатные оллекторы, тонкое чередование песчано-глинистых по-род и пр.), где нейтронный гамма-каротаж не дает поло-кительных результатов для прослеживания подъема понтакта газ-вода, требуется проведение комплексных промыслово-геофизических и газогидродинамических сследований скважин.
§ 154. Для интерпретации фактических данных, получаемых в процессе контроля за разработкой, необходи-мо иметь надежные данные по количеству всего газа, извлеченного ,из пласта (отбор газа + потери).
Учет добычи газа осуществляется в соответствии с
положениями настоящих Правил.
§ 155. Потери газа при исследованиях скважин, раз-
личных продувках, а также перетоках, аварийном фон-
анировании и прочее должны быть обязательно оце-
плены.
Неучет потерь газа может оказать существенное Влияние на результаты анализа разработки месторождения.
§ 156 Если значительные потери газа были до нача ла эксплуатации залежи, то необходимо тщательно из мерить распределение пластового давления по площади построить начальную карту изобар на момент ввода за лежи в разработку.
ОСОБЕННОСТИ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 157. Контроль за разработкой газоконденсатны месторождений должен предусматривать проведения всех мероприятий, указанных выше для газовых место рождений. Наряду с этим на газоконденсатных место рождениях должны проводиться дополнительные меро приятия
§ 158 Наблюдения и исследования при разработке газоконденсатной залежи должны проводиться с целью установления изменений состава и количества добывае мого вместе с газом конденсата, а также условий его выпадения в пласте.
§ 159. Статическое пластовое и забойное давления должны обязательно проверяться при помощи глубин ных манометров.
§ 160 Два раза в год должны проводиться исследо вания каждой скважины на определение содержания конденсата, выражаемого в см3/м3, при рабочих услови ях, в том числе в низкотемпературном сепараторе этом определяется содержание как сырого, так и ста бильного конденсата
§ 161. Два раза в год должен быть определен также состав газа, поступающего из каждой эксплуатационно скважины.
Полученные при исследовании скважин данные о зна чении газоконденсатного фактора и состава газа, посту пающего на промысловую обработку, должны быть зане сены в дело скважины.
§ 162. На основе данных, полученных при исследо вании всех эксплуатационных скважин, должна быт графически выражена зависимость, пластовое давление-содержание конденсата (пентаны + высшие) в газе, поступающем на промысловые установки.
Данные промысловой обработки газа на установках НТС используются также для построения зависимости: пластовое давление — выход конденсата (в см3/м3 для сырого и стабильного конденсата при рабочих условиях в сепараторе).
§ 163 Не реже двух раз в год должны определяться основные физико-химические свойства стабильного конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная разгонка), на основании которых строится графическая зависимость: пластовое давление — удельный вес конденсата, молекулярный вес конденсата.
§ 164. При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт должны проводиться исследования и контролироваться следующие параметры:
а) состав газа, поступающего на промысловые установки для переработки;
б) время прорыва «сухого газа» к забоям эксплуатационных скважин;
в) физико-химические свойства выделяемого из газа конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная разгонка);
г) количество газа и конденсата, добываемых из каждой эксплуатационной скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, за месяц и годовое);
д) суммарное количество газа, закачиваемого в пласт (за сутки, за месяц и годовое);
е) количество «сухого газа», прокачиваемого в каждую нагнетательную скважину (за сутки);
ж) текущее пластовое давление в залежи (поквартально);
з) давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно).
§ 165. По нагнетательным скважинам должно периодически проводиться определение их удельной приемистости, т. е количество поглощаемого рабочего агента на 1 м эффективной мощности и на 1 кГ/см2 избыточного над пластовым давления.
При снижении удельной приемистости необходимо осуществить соответствующие мероприятия по ее восстановлению
ГЛАВА 16
ПРИОБЩЕНИЕ ГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕСС РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
§ 166. Приобщение газоносных горизонтов в процес се разработки месторождения (залежи) производится соответствии с действующей инструкцией:
а) объединением горизонтов в один эксплуатацион ный объект;
б) одновременной, но раздельной эксплуатацией одной скважиной нескольких горизонтов.
§ 167. Приобщение газоносных горизонтов к экс-плуатационным объектам допускается при сходной их геологопромысловой характеристике.
§ 168. Приобщение в скважинах к эксплуатационно му объекту нового продуктивного горизонта может npo-изводиться:
а) когда в скважине цемент за колонной находится выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывает;
б) когда эксплуатируемая скважина при оптималь-ном режиме дает сравнительно небольшой дебит газа- и приобщение нового пласта может заметно увеличить-дебит данной скважины;
в) когда эксплуатируемая скважина является без-водной и приобщаемый продуктивный горизонт в месте расположения данной скважины не обводнен и не об-воднится в ближайшее время.
§ 169. До приобщения нового продуктивного горизонта на скважине необходимо провести ряд специальных исследований:
а) методом установившихся отборов, с построением индикаторных диаграмм и определением фильтрацион-ных коэффицентов и параметра гидропроводности по каждому эксплуатационному объекту;
б) методом восстановления пластового давления;
в) измерение пластового давления и температуры приобщаемого пласта;
г) отбор и исследование проб газа с целью определения его характеристики в пластовых и нормальных условиях.
§ 170. На основании данных предшествующей эксплуатации скважины и результатов проведенных исследований составляется соответствующая записка, в которой обосновывается целесообразность приобщения ново
го пласта.
§ 171. Если приобщение не предусмотрено утвержденным проектом разработки, то приобщение нового газоносного пласта к эксплуатирующемуся производится после согласования с организацией, составляющей проект а также с органами госгортехнадзора и утверждения приобщения вышестоящей газодобывающей организацией.
РАЗДЕЛ IIIБУРЕНИЕ СКВАЖИН
ГЛАВА 17
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ БУРЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
§ 172. Бурение эксплуатационных скважин должно проводиться в полном соответствии с требованиями Единых технических правил ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.
§ 173. На газовых и газоконденсатных месторождениях с доказанной продуктивностью конструкция разведочных скважин принимается с учетом возможной передачи этих скважин в эксплуатацию.
РАЗДЕЛ IV
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 174. Вскрытие газоносного пласта должно сопровождаться применением соответствующих методов интенсификации, в зависимости от характера эксплуатационного объекта.
§ 175. В настоящее время применяются следующие методы интенсификации добычи газа:
1) специальные методы перфорации и торпедирование скважин и приобщение продуктивных горизонтов путем дострела в газовой среде;
2) кислотная обработка;
3) гидравлический разрыв пласта;
4) гидропескоструйная обработка призабойных зон пласта;
5) обработка поверхностно-активными веществами § 176. Метод интенсификации должен быть осущест влен с тем расчетом, чтобы вскрытие каждого или боль шинства продуктивных пропластков было более совер шенным с целью максимального получения дебита из этих пропластков при минимальной депрессии.
§ 177. При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо предус-матривать такую конструкцию забоев скважин, которая позволяла бы осуществить необходимые в данных усло-виях методы интенсификации и не вызывала бы осложнений.
ГЛАВА 18 ВСКРЫТИЕ ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА
§ 178. При вскрытии газоносных пластов могут быть применены:
а) прострелочные работы:
1) пулевая перфорация,
2) кумулятивная перфорация,
3) торпедная (снарядная) перфорация,
4) перфорация при герметизированном устье сква-жин (перфорация под давлением в газовой среде),
5) перфорация при спущенной колонне фонтанных. труб,
6) гидропескоструйная перфорация;
б) взрывные работы:
1) фугасное торпедирование.
2) направленное торпедирование.
Прострелочные и взрывные работы могут быть использованы самостоятельно, в сочетании между собой, а также в комбинации с гидроразрывом пласта, обработкой фильтра скважины и призабойной зоны пласта кислотой (соляной; или смесью соляной и плавиковой) и т. д.
§ 179. Выбор метода и типов прострелочной и взрывной аппаратуры производится в зависимости от назначения и геолого-технической характеристики скважины, а также от йадач, поставленных перед прострелочными работами.
§ 180. Все прострелочные и взрывные работы в скважинах производятся специальными геофизическими организациями.
§ 181. Ответственность за правильность выбора как метода прострелочных или взрывных работ, так и аппаратуры в равной степени несут и организация-заказчик и организация-исполнитель.
§ 182. Интервалы перфорации и торпедирования определяются геологической службой добывающей организации, исходя из фактического разреза данной скважины.
§ 183. Плотность перфорации должна выбираться оптимальной для каждого горизонта экспериментальным путем в процессе его разведки и подготовки к промышленной эксплуатации с тем, чтобы обеспечить возможно более полное гидродинамическое совершенство скважин, не допуская в то же время осложнений в процессе работы на проектируемом режиме.
§ 184. Торпедирование обсаженных скважин в целях вскрытия пласта и интенсификации добычи газа может применяться в случаях, когда методы перфорации не дают желаемого результата и когда допустимо при этом частичное разрушение обсадной колонны и цементного кольца в зоне взрыва.
§ 185. Торпедирование и торпедная перфорация газовых скважин могут применяться только в породах, дающих хорошее трещинообразование, т. е. в крепких породах.
§ 186. В процессе работы перфораторно-торпедиро-вочной партии на буровой обязательно присутствие ответственного представителя геологической службы промысла, который по окончании работ подписывает задание на выполнение прострелочных или взрывных работ в скважине и акт о промере кабеля.
§ 187. Работы с прострелочной и взрывной аппаратурой на скважинах производятся в соответствии с «Едиными правилами безопасности при взрывных работах» и «Инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах».
ГЛАВА 19 КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
§ 188. Кислотная обработка призабойных зон сква-жин является эффективным средством интенсификации добычи газа (и увеличения приемистости при закачке газа или воды в пласт в случае разработки газоконден-сатной залежи с поддержанием пластового давления) для всех карбонатных коллекторов и песчаников с кар-бонатным и глинистым цементом или с прослоями карбонатных пород.
§ 189. В зависимости от геологических условий для обработки применяется кислотный раствор, содержащий 12—15% и выше соляной кислоты, 1—2% уксусной кислоты, 2—6% плавиковой кислоты (при глинистом цементе), ингибиторы, поверхностно-активные вещества на 1м вскрытой перфорацией мощности. В отдельных случаях эта норма может быть увеличена.
§ 190. Продавка соляной кислоты в пласт осуществляется или водой, или газом, подаваемым компрессором или же поступающим из скважины с высоким давлением.
§ 191. При оценке эффективности кислотной обработки следует иметь в виду, что в некоторых случаях призабойная зона газовых скважин не сразу освобождается от воды, в которой была растворена кислота. Иногда для этого требуется длительное время — несколько недель и даже месяцев.
§ 192. В обсаженных и перфорированных скважинах, вскрывающих мощные, особенно переслаивающиеся карбонатные пласты, рекомендуется проводить поинтер-вальную кислотную обработку с временной установкой пакеров выше и ниже обрабатываемого интервала.
§ 193. Проектирование технологического процесса, подготовка скважин и проведение кислотной обработки должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией по обработке нефтяных и газовых скважин соляной кислотой».
§ 194. Независимо от технологической схемы обработки в кислотный раствор вводятся специальные добавки, которые:
а) предотвращают разрушение кислотой применяемого оборудования и
б) облегчают вынос продуктов реакции из призабойной зоны скважины.
§ 195 Транспортировка и хранение кислоты, приготовление растворов, закачка их в скважину должны производиться при строгом соблюдении правил техники безопасности, изложенных в «Инструкции по обработке нефтяных и газовых скважин соляной кислотой» и в «Правилах безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».
ГЛАВА 20 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ГАЗОВОГО ПЛАСТА
§ 196. Гидравлический разрыв пласта является эффективным средством увеличения проницаемости при-забойной зоны скважин за счет создания или расширения существующих в призабойной зоне трещин под действием давления закачиваемой в скважину жидкости
§ 197. Гидравлический разрыв особенно эффективен в устойчивых коллекторах с малой проницаемостью. Объектами для гидроразрыва являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 д) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.
Продуктивные пласты, имеющие более высокую проницаемость и находящиеся уже в длительной разработке, но содержащие еще большие запасы газа, могут также подвергаться гидроразрыву.
§ 198. На месторождениях, эксплуатирующих залежи пластового типа, гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь только что введена в эксплуатацию, а скважины отвечают всем геолого-техническим требованиям, изложенным во «Временной инструкции по гидроразрыву пласта».
§ 199. На месторождениях, имеющих залежи водоплавающего типа, при выборе скважин для гидроразрыва необходимо учитывать расстояние от устья трещины до газоводяного контакта (ГКВ). Оптимальное расстояние от устья трещины до ГВК зависит от типа коллектора и не является постоянным. В зависимости от типа коллектора это расстояние может колебатьсяот 8 дс 40 м (см. инструкцию по гидроразрыву).
§ 200. В продуктивных интервалах большой мощно-сти (несколько десятков и сотен метров) в обсаженных скважинах, вскрытых перфорацией, производится поин тервальный, направленный, многократный гидроразрыв пласта с применением пакеров или иных изолирующих приспособлений и материалов (например, с применени ем аппарата АМГ-1 или путем засыпки нижних, обработанных интервалов песком).
§ 201. Если скважины, подвергшиеся гидроразрыву, вначале имели высокий дебит и на протяжении сравни-тельно короткого времени эксплуатации снизили его, то в этом случае гидроразрыв можно повторить.
Примечание. Если падение рабочего дебита
газа связано со снижением пластового давления и
уменьшением запасов газа в пласте, то повторный
гидроразрыв может оказаться не эффективным.
§ 202. Все работы по гидроразрыву пласта должны производиться в строгом соответствии с временной инст-рукцией по гидравлическому разрыву пласта в газовых скважинах и правилами техники безопасности, предус-мотренными для этой операции («Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности»).
ГЛАВА 21 ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
§ 203. Метод гидропескоструйной перфорации необходимо применять для вскрытия скважин в тех случаях, когда этот метод имеет экономические преимущества перед кумулятивной перфорацией. При экономической оценке эффективности метода необходимо учитывать величину дебитов скважин, вскрытых абразивным и кумулятивным перфораторами.
§ 204. Перфорацию скважин, вскрывающих продуктивный комплекс мелких пропластков с низкой вертикальной проницаемостью, производить посредством инструмента, насадки которого направлены под 45° к плоскости напластования.
§ 205. Перед гидравлическим разрывом пласта с целью ориентации трещины необходимо создать каналы посредством абразивного перфоратора в плоскости проектируемой трещины.
§ 206. Перед кислотной обработкой с целью снижения давления закачки кислоты в пласт намеченный интервал должен быть вскрыт методом гидропескоструйной перфорации.
§ 207. Процесс вскрытия гидропескоструйной перфорацией должен осуществляться снизу вверх.
§ 208. Оборудование для процесса и его технология определены в «Инструкции по гидропескоструйному методу вскрытия пластов» и во «Временной инструкции по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта».
§ 209. Все работы по гидропескоструйной обработке скважин должны проводиться в строгом соответствии с правилами техники безопасности, предусмотренными для гидравлического разрыва пласта («Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности»).
ГЛАВА 22
УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОИНОЙ ЗОНЫ СМОЛАМИ В РЫХЛЫХ ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
§ 210. Обработка призабойных зон скважин смолами с целью укрепления пласта является одним из средств предотвращения выноса песка из пласта при эксплуатации скважин. Обработка смолами применяется, когда другие методы задержания песка (фильтры, гравийные набивки и пр.) оказываются неэффективными либо требуют больших затрат по сравнению с обработкой смолой.
§ 211. Обработка призабойной зоны смолами возможна как во вновь пробуренных и неиспытанных скважинах, так и в скважинах, ранее эксплуатировавшихся.
Обработка вновь пробуренных и неиспытанных скважин может проводиться непосредственно вслед за перфорацией. Необходимость обработки определяется на основании эксплуатации обрабатываемого пласта в соседних скважинах. Вызов притока жидкости или газа из пласта до обработки (например, при испытании скважины) не рекомендуется, так как это может привести нарушению равновесия рыхлой породы пласта и ухуд шить результаты обработки.
§ 212. Скважины, предназначенные для обработки смолой, должны быть герметичны и иметь качественно цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта При наличии негерметичности скважины ниже обрабаты ваемого интервала необходимо установить до обработки цементный мост или пробку-пакер, отделяющий нижнюю негерметичную зону от обрабатываемого интервала. При наличии негерметичности обсадной колонны или сообще ния с верхним продуктивным горизонтом выше обраба тываемого интервала необходимо обрабатывать пласт применением пакера, отделяющего верхнюю часть сква-жины.
§ 213. При обработке призабойной зоны скважин, из которых во время эксплуатации извлечено большое ко-личество песка, работам по креплению должна предше-ствовать закачка крупнозернистого кварцевого песка или другого зернистого наполнителя в призабоиную зону.
Выбирая наполнитель, желательно обеспечить xopo-шую адгезию применяемой смолы к материалу зерен Намыв наполнителя в каверны призабойной зоны необ ходимо повторять несколько раз с контролированием количества наполнителя, вошедшего в пласт.
§ 214. Скважины, предназначенные для проведении обработки смолами, должны иметь чистый забой.
§ 215. Глушение скважины, вскрытие пласта, намы наполнителя в каверны призабойной зоны и другие готовительные работы должны проводиться на жидко стях, не загрязняющих пласт или легко удаляемых пос ледующей обработкой. Применение глинистого раствор в качестве рабочей жидкости при указанных работах рекомендуется во избежание закупорки некоторой части обрабатываемой зоны, в результате которой эта часть останется не обработанной смолой.
§ 216. Обработка призабойной зоны газовых ск жин феноло-формальдегидными смолами проводится соответствии с «Временной инструкцией по укреплен призабойных зон газовых скважин феноло-формальдегид ными смолами», «Временной инструкцией по креплении химическим методом несцементированных пород приза бойной зоны нефтяных скважин» и «Временной инстру кцией по креплению призабойной зоны скважин смолой из сырых фенрлов и формалина».
Выбор феноло-формальдегидной смолы определяется в зависимости от температуры пласта согласно указанным инструкциям.
Возможно также проведение обработки призабойной зоны другими составами и способами, показавшими при лабораторных испытаниях хорошее качество крепления пластового песка при пластовой температуре.
§ 217. При проведении обработки необходимо предусмотреть определение приемистости пласта до закачки смолы, а также извлечение труб из обрабатываемого интервала до начала загустевания смолы.
§ 218. Закачивать смолу следует при давлении, которое не вызывает гидроразрыва пласта. Если давление гидроразрыва пласта не известно, то можно условно определить его по формуле р=0,2 Н, где Н — глубины обрабатываемой зоны в м, р — давление в кГ/см2.
§ 219. Перед закачкой под давлением смол, кислот и других реагентов в скважину все нагнетательные наземные трубопроводы и арматура на устье скважины должны быть проверены опрессовкой на герметичность и прочность под давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное рабочее давление на насосе.
РАЗДЕЛ V
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
ГЛАВА 23
УСЛОВИЯ И СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 220. Способы эксплуатации газовых и газоконден-сатных скважин определяются целым рядом геолого-технических условий и факторов.
К ним относятся:
а) величина пластового давления и рабочий дебит скважины:
б) физико-химическая и товарная характеристики газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрес сивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты органических кислот и т. д.);