---

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 III БУРЕНИЕ 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»).