и) температурный режим работы скважин, газосборных сетей и наземных сооружений;
к) принципиальные положения по обустройству промысла;
л) технико-экономические расчеты и выбор рекомендуемого варианта разработки.
§ 95. III раздел проекта разработки содержит программу и объем исследовательских работ в процессе разбуривания и разработки месторождения.
§ 96. К проекту разработки прилагаются 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, эксплуатационных скважин;
в) геолого-геофизический разрез месторождения;
г) продольный и поперечный профили по продуктивным горизонтам с нанесением каротажа по скважинам;
д) карты разработки по вариантам;
е) принципиальная схема газосборных сетей с местоположением наземных сооружений (групповых установок, холодильных машин, компрессорных станций, установок по осушке и очистке газа);
ж) принципиальная схема обработки газа и конденсата.
§ 97. Проект разработки является основанием для составления проекта обустройства, который предусматривает сооружение объектов по сбору, очистке, транспорту и использованию газа, конденсата и попутных компонентов.
§ 98. При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления, в проекте разработки должны быть решены и такие вопросы, как определение количества и системы расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также объемов закачки в пласт рабочего агента, продолжительности периода поддержания пластового давления и общего срока разработки месторождения, количества извлекаемого конденсата и других технологических и технико-экономических показателей.
ГЛАВА 11
ВЫДЕЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ СОВМЕСТНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ НА ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 99. Разработка многопластовых газовых и газокон-денсатных месторождений может осуществляться:
а) раздельной эксплуатацией каждого пласта самостоятельной сеткой скважин,
б) одновременной и совместной эксплуатацией не- скольких пластов в одной скважине
в) одновременной и раздельной эксплуатацией не- , скольких пластов (объектов) в одной скважине с применением разобщителей между пластами
§ 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:
