---

 

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:

I группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата — до 10 см3/м3;

II группа, с малым содержанием — от 10 до 150 см3/м3;

III группа, со средним содержанием — от 150 до 300 см3/м3;

IV группа, с высоким содержанием — от 300 до 600 CMS/MS;

V группа, 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-нa удовлетворять 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.

I ЛАВА 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:

I этап — освоение скважин при малых депрессиях;

II этап — 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;