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.
§ 50. Срок опытно-промышленной эксплуатации определяется проектом и действующими положениями и инструкциями на момент составления проекта.
§ 51. Опытно-промышленная эксплуатация месторождений осуществляется разведочными и эксплуатационными скважинами. Местоположение последних необходимо выбирать с учетом будущей сетки разработки.
§ 52. Планы опытно-промышленной эксплуатации по скважинам составляются на основании проекта опытно-промышленной эксплуатации и утверждаются руководством объединения (управления) и копии их представляются территориальным органам госгортехнадзора.
§ 53. В проекте опытно-промышленной эксплуатации должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие охрану недр.
§ 54. Проект опытно-промышленной эксплуатации должен состоять из трех разделов:
I раздел — исходные геолого-промысловые данные;
II раздел — обоснование системы разработки, объемов добываемого газа в период опытно-промышленной эксплуатации, рациональное использование газа и конденсата, регулирование процесса эксплуатации;
III раздел — программа и объем исследовательских работ, включающих контроль за процессом опытно-промышленной эксплуатации.
§ 55. I раздел проекта опытно-промышленной эксплуатации должен включать:
а) краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения, с указанием числа пробуренных разведочных скважин и их характеристики;
б) краткую стратиграфию с указанием продуктивных горизонтов;
в) результаты опробования и исследования разведочных скважин;
г) сведения о тектонике месторождения;
д) краткую физико-литологическую характеристику продуктивных горизонтов;
е) данные по полному составу газа и конденсата с обязательным указанием содержания гелия, сероводорода, углекислоты и конденсата;
ж) обоснование положения контакта газ — вода по залежам;
з) оперативный подсчет запасов газа, конденсата и других компонентов;
и) гидрогеологическую характеристику и возможный режим залежей;
к) обоснование исходных параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации (пористость, проницаемость, запасы газа, конденсата, допустимых рабочих дебитов скважин и др.).
л) рекомендации по доразведке месторождений (залежей).
§ 56. II раздел проекта опытно-промышленной эксплуатации должен включать:
а) выбор системы разработки (эксплуатации) месторождения;
б) выбор технологического режима работы скважин;
в) расчет различных вариантов на период опытно-промышленной эксплуатации (добыча газа и конденсата по годам, число эксплуатационных скважин, рабочих устьевых давлений, дебитов, депрессий и т. д.);
г) прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения на более длительный период с целью учета их при проектировании обустройства промысла;
д) выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин;
е) рекомендации по выбору метода вскрытия продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа, конструкции и оборудования скважин;
ж) принципиальные положения по обустройству промысла, включающие сооружения по сбору, очистке, транспорту газа и конденсата к потребителям;
з) технико-экономические расчеты вариантов опытно-промышленной эксплуатации и выбор рационального варианта.
§ 57. III раздел проекта опытно-промышленной эксплуатации должен включать программу и объем исследовательских работ и методику контроля за процессом опытно-промышленной эксплуатации в соответствии с главами 4 и 15 настоящих Правил.
§ 58. К проекту опытно-промышленной эксплуатации должны быть приложены следующие графические материалы:
а) обзорная карта района с нанесенными газовыми и газоконденсатными месторождениями и газопроводами;
б) структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением пробуренных разведочных скважин;
в) геолого-геофизический разрез месторождения;
г) продольные и поперечные профили по продуктивным горизонтам с нанесением каротажа по скважинам;
д) структурные карты с нанесением проектных эксплуатационных скважин и разведочных скважин, используемых в качестве эксплуатационных, по вариантам;
е) основные показатели опытно-промышленной экс- плуатации по вариантам.
§ 59. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта обустройства промысла на период опытно-промышленной эксплуатации.
ГЛАВА 7 ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
§ 60. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений (залежей), как правило, проводится в три этапа:
1) оперативный подсчет запасов газа и конденсата на основании данных первых поисковых и разведочных скважин; эти запасы являются основанием для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации;
2) подсчет запасов газа и конденсата по данным разведочного бурения или разведочного бурения и опытно- промышленной эксплуатации с утверждением их в ГКЗ СССР; эти запасы (после утверждения их в ГКЗ СССР) служат основанием для составления проекта разработки и ввода месторождений (залежей) в промышленную разработку; соотношение категорий запасов должно удовлетворять действующим положениям и инструкциям;
3) подсчет и уточнение запасов газа и конденсата в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и в отдельных случаях дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в более высокие категории.
§ 61. Объем геологоразведочных работ, промысловых и лабораторных исследований, необходимых для обоснования категорий запасов, порядок представления, содержания и оформления материалов по подсчету запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов определяются по инструкциям, действующим на момент подсчета запасов.
