Согласовано приказом Комитета по государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью Министерства по чрезвычайными ситуациями Республики Казахстан от 20 августа 2008 года №33

Методические указания при разработке газовых и газоконденсатных месторождений

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие методические указания устанавливают технические нормы носящие рекомендательный характер при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с утвержденными проектами разработки и обустройства промысла.

3. Основные положения проекта разработки подлежат обоснованию соответствующими газодинамическими и технико-экономическими расчетами.

4. Дополнения и частичные изменения, улучшающие условия разработки месторождения (залежи), но принципиально не изменяющие основных положений утвержденного проекта разработки, допускаются при условии согласования (и соответствующего оформления) с проектирующей организацией.

5. При необходимости внесения коренных изменений в утвержденный проект разработки последний заново пересоставляется (уточненный проект разработки) и утверждается в установленном порядке.

6. В проекте разработки следует учитывать все мероприятия, обеспечивающие максимально возможное извлечение газа, конденсата и сопутствующих компонентов, охрану недр.

7. Методические указания при разработке является основанием для составления проекта обустройства, который предусматривает сооружение объектов по сбору, очистке, транспорту и использованию газа, конденсата и попутных компонентов.

8. При разработке газоконденсатного месторождения, с поддержанием пластового давления, в проекте разработки следует решать и такие вопросы, как определение количества и системы расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, 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 2. Бурение скважин

Параграф 1. Общие положения по организации бурения газовых скважин

9. Бурение эксплуатационных скважин следует проводить в соответствии с требованиями "Единых технических правил ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях", утвержденных заместителем министра геологии и охраны недр Республики Казахстан от 12 октября 1994 году и первым заместителем министра нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан от 10 ноября 1994 года.

10. На газовых и газоконденсатных месторождениях с доказанной продуктивностью конструкция разведочных скважин принимается с учетом возможной передачи этих скважин в эксплуатацию.

Параграф 2. Передача скважин в эксплуатацию

11. Передача газовых и газоконденсатных скважин в эксплуатацию осуществляется комиссией в составе представителей передающей, принимающей сторон, уполномоченного органа в области промышленной безопасности и уполномоченного органа по использованию и охране недр.

12. Передача разведочной скважины в эксплуатацию оформляется соответствующим актом, в котором отражаются следующие данные:

1) сведения о датах начала и окончания бурения скважины, местоположение и условные координаты скважины, альтитуда устья (колонного фланца под фонтанную арматуру с указанием на превышение стола ротора, от которого проводились измерения глубин в процессе бурения); конструкция скважины с указанием марки и толщины стенок обсадных труб, глубина спуска и диаметр обсадных и фонтанных труб, оборудование забоя, характер вскрытия, высоты и состояние цементного кольца;

2) полный химический анализ пластового и устьевого газа, фракционный, групповой и химический состав конденсата, а если имеется нефтяная оторочка, то и нефти;

3) коллекторские свойства газоносных горизонтов, определенные по лабораторным (по керну), промысловым и геофизическим данным;

4) плотность и химический состав законтурных вод продуктивных горизонтов;

5) описание всех проведенных исследовательских работ с приложением полученных фактических данных;

6) результаты обработки данных исследований;

7) в случае выноса из скважины воды и песка указывается режим работы скважины;

8) акт о герметичности эксплуатационной колонны и состоянии межтрубных пространств.

13. К акту о передаче разведочной скважины в эксплуатацию придается паспорт скважины, геофизические материалы и результаты анализов кернового материала, газа, конденсата (нефти) и воды, дело скважины.

14. Эксплуатационная газовая скважина передается из бурения в эксплуатацию после ее освоения и отработки на факел в течение 72 часов при условии герметичности колонн и устьевого оборудования. При необходимости срок отработки скважины на факел допускается увеличить по согласованию с территориальным подразделением уполномоченного органа. При наличии межколонного давления, как исключение, скважину допускается вводить в эксплуатацию при положительном заключении территориальных подразделений уполномоченного органа.

15. Перед передачей скважины в эксплуатацию исполнителю работ рекомендуется:

1) установить фонтанную арматуру, спустить в скважину фонтанные трубы;

2) убрать буровую вышку, привышечные сооружения и буровое оборудование, выровнять площадку вокруг скважины, засыпать ямы и траншеи, выполнить другие работы, предусмотренные правилами промышленной безопасности и противопожарной безопасности.

16. До выполнения указанных выше работ ввод скважин в эксплуатацию не допускается.

17. Фактическая глубина пробуренной скважины определяется по окончании бурения, до спуска обсадной колонны, путем измерения длины бурильных труб стальной рулеткой, выполняемого буровым мастером с представителем геологической службы, с составлением акта на контрольный замер. Глубина скважины проверяется по данным каротажа; глубина искусственного забоя определяется перед освоением скважины.

Глава 3. Подготовка газовых и газоконденсатных месторождений к разработке

Параграф 1. Классификация газовых и газоконденсатных месторождения (залежей)

18. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов газовые и газоконденсатные месторождения подразделяются на две основные группы:

1) месторождения сложного геологического строения (разбитые тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов - литологический состав, коллекторские свойства и другое);

2) месторождения простого геологического строения (продуктивные пласты на этих месторождениях характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи).

19. По числу продуктивных горизонтов (залежей) месторождения подразделяются на;

1) однопластовые;

2) многопластовые.

20. По числу объектов разработки месторождения подразделяются на;

1) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, или все залежи объединяются в один объект разработки;

2) многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.

21. По наличию или отсутствию конденсата месторождения подразделяются на;

1) газовые, из газа которых при снижении давления и температуры выделение жидких углеводородов не происходит;

2) газоконденсатные, из газа которых при снижении давления и температуры происходит выделение жидких углеводородов.

22. Газоконденсатные месторождения (залежи) по содержанию стабильного конденсата подразделяются на следующие группы:

1) I группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата - до 10 см/куб/м/куб;

2) II группа, с малым содержанием - от 10 до 150 см/куб/м/куб;

3) III группа, с высоким

III группа, со средним содержанием - от 150 до 300 см/куб/м/куб;

IV группа, с высоким содержанием - от 300 до 600 см/куб/м/куб;

V группа, с очень высоким содержанием - свыше 600 см/куб/м/куб.

23. В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики и геологических условий газоконденсатные месторождения могут разрабатываться:

1) без поддержания пластового давления (как чисто газовые месторождения);

2) с поддержанием пластового давления.

24. По наличию или отсутствию нефти в пласте газовые и газокоиденсатные залежи можно подразделить на группы:

1) залежи без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышленного значения;

2) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

25. По дебитности (максимально возможный рабочий дебит) скважин газовые и газокоиденсатные месторождения (залежи, объекты разработки) можно подразделить на следующие группы:

1) низкодебитные - до 25 тыс. м/куб/сутки;

2) малодебитные - 25 - 100 тыс. м/куб/сутки;

3) среднедебитные - 100 - 500 тыс. м/куб/сутки;

4) высокодебитные - 500 - 1000 тыс. м/куб/сутки;

5) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м/куб/сутки.

26. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:

1) низкого давления - до 60 кг/см/кв;

2) среднего давления - от 60 до 100 кг/см/кв;

3) высокого давления - от 100 до 300 кг/см/кв;

4) сверхвысокого давления - свыше 300 кг/см/кв.

Параграф 2. Разведка газовых и газоконденсатных месторождений

27. Разведочные организации, независимо от ведомственной подчиненности, при разведке газовых и газоконденсатных месторождений следует обеспечить оценку запасов газа и конденсата со степенью достоверности, 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-промышленной эксплуатации и разработки месторождений при наиболее оптимальных экономических показателях.

28. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений производится объемным методом или по падению давления по данным опытно-промышленной эксплуатации.

29. Степень разведанности газовых и газоконденсатных месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, удовлетворяет соотношению категории запасов газа и конденсата, предусмотренному действующими нормами на момент подсчета запасов.

30. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке следует обеспечить:

1) доказатель наличия или отсутствия нефтяной оторочки промышленного значения;

2) проведение полноценных опробований и исследований по нескольким скважинам с целью получения основных параметров залежи;

3) определение основных параметров коллекторов, достаточно полно характеризующих продуктивные горизонты как по разрезу, так и по площади;

4) определение положения контактов газовых и газонефтяных залежей;

5) определение характерных структурных и геометрических особенностей строения залежи.

31. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений требуемым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение соответствующих показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что обеспечивает:

1) совмещением этапов разведки и проектирования разработки; это достигается тем, что после получения промышленных притоков газа в поисковых скважинах заложение разведочных скважин производится по проекту разведки или доразведки с учетом вероятного расположения будущих эксплуатационных скважин;

2) выбором конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;

3) выделением этапов разведки многопластовых месторождений с учетом их разработки;

4) определением газо-водяного контакта расчетным путем;

5) осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного значения;

6) применением наиболее рациональных комплексов промысловых и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение соответствующих параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Параграф 3. Геолого-промысловые исследования в разведочных скважинах, для получения исходных данных на проектирование опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений

32. По разведочным скважинам производится:

1) изучение литолого-стратиграфического разреза по керну, шламу, образцам, отобранным боковым грунтоносом, и комплексом геолого-геофизических исследований;

2) выявление в разрезе продуктивных горизонтов;

3) определение основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств коллекторов - пористости, проницаемости, связанной воды, нефти и другие по промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям;

4) изучение покрышек;

5) определение начального положения газоводяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;

6) определение продуктивности скважин.

33. С целью изучения данных для подсчетов запасов газа и проектирования разработки месторождения следует 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.

34. Во всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических исследований, включая определение кривизны и азимута ствола скважин.

Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута скважины не допускается более 200 м.

35. 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.

36. Во всех случаях после цементажа колонны следует определять высоту подъема цемента за колонной, качество цементажа цементомером или другими методами.

37. На каждой разведочной площади следует определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах.

38. В случае получения притока воды вместе с газом следует определить место притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, резистивиметра или другими методами.

39. На скважинах, давших газ, проводится:

1) замер статического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение пластового давления (как правило, глубинными манометрами и в исключительных случаях расчетом);

2) определение дебита газа и конденсата минимум на 5 - 7 режимах работы скважины;

3) замер динамического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины;

4) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;

5) замер температуры на забое и по стволу скважины при различных дебитах газа;

6) определение количества и состава выносимой воды и твердых примесей при различных дебитах газа;

7) отбор проб газа и конденсата для определения их химического состава, изучения условий выпадения конденсата, определения наличия коррозионных компонентов (сероводорода, углекислоты - в газе, органических кислот - в жидкой фазе);

8) при необходимости работы по увеличению дебита скважины (интенсификация).

40. На скважинах, давших воду (законтурных и внутриконтурных), производится:

1) откачка воды до постоянства химического состава;

2) замеры пластового давления (глубинными манометрами), статического уровня, снятие индикаторной кривой и кривых восстановления давления;

3) отбор глубинных проб воды для химического анализа и определения количества и состава растворенного газа.

41. На скважинах с признаками нефти или давших нефть проводится комплекс исследований, предусмотренный правилами разработки нефтяных месторождений.

42. Планы и сроки проведения исследований (опытная эксплуатация) по разведочным скважинам согласовываются с территориальными подразделениями уполномоченного органа в области промышленной безопасностью.

Параграф 4. Освоение и исследование газовых и газоконденсатных скважин

43. В процессе проведения разведочного бурения следует обеспечить раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов).

44. Освоение газовых скважин допускается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить требуемый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов следует закреплять и опрессовывать на полуторакратное ожидаемое устьевое давление.

45. В условиях, когда продуктивные пласты представлены слабосцементированными породами или скважины приурочены к приконтактным зонам, процесс освоения скважин производится особенно осторожно, без резкого снижения давления на пласт.

46. 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:

1) I этап - освоение скважин при малых депрессиях;

2) II этап - освоение скважин более интенсивное (при больших депрессиях).

47. В процессе исследования скважин следует:

1) отобрать пробы газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте, возможных потерь его и другого;

2) при наличии конденсата в газе изучить выпадение конденсата в сепараторах при различных давлениях и температурах;

3) определить изменение температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин;

4) изучить условия выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне;

5) изучить возможность перетоков газа в другие пласты, наличие межколонных пропусков газа;

6) определить фактически работающие интервалы вскрытой мощности пласта и распределение дебитов по отдельным пропласткам;

7) выяснить условия разрушения призабойной зоны пласта;

8) изучить эффективность применения методов интенсификации притока в скважину и выяснить наилучшие условия вскрытия пласта;

9) изучить коррозионную агрессивность газожидкостного потока, скорость и характер коррозии для выбора метода борьбы с нею;

10) установить оптимальные дебиты и условия эксплуатации скважин и разработки залежей (месторождений).

48. На устье исследуемых скважин, на шлейфе, сепараторе и в отводящем газопроводе следует устанавливать образцовые манометры на соответствующее давление и врезаны карманы под термометры.

49. Изучение интенсивности выноса породы и жидкости производится путем измерения их количества в пескоуловителях или сепараторах. Эти данные следует регистрировать на каждом режиме работы скважины. Особенно тщательно следует измерять количество выпавшего песка в первые дни эксплуатации.

50. Следует периодически замерять забой скважины, следить за его состоянием.

51. Для более достоверного определения количества выносимого песка, стабильности дебита и другого в отдельных случаях проводятся специальные (длительные) испытания скважин.

52. При исследованиях скважин на конденсатность следует иметь передвижную или промысловую сепарационную установку, которой можно измерять количество жидкости и отбирать пробы газа и конденсата.

53. Исследования на газоконденсатность проводятся в обязательном порядке в первых продуктивных разведочных скважинах, а затем периодически уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации и разработки, и следует включать следующие определения:

1) количество выделяющегося в сепараторах конденсата (сырого и стабильного) в см 3/м 3 газа при различных давлениях и температурах и его состав;

2) 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;

3) изотермы конденсации для пластового газа;

4) давление максимальной конденсации;

5) состав пластового газа и потенциальное содержание в нем жидких углеводородов (C5 + высш.);

6) фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте;

7) давление начала конденсации в пласте;

8) количество выделяющегося конденсата при движении газа от забоя к устью;

9) количество жидкой фазы, выделяющейся из отсепарированного газа при температурах и давлениях газопровода.

54. 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.

55. При анализе свободных и растворенных газов следует определить содержание: метана и его гомологов до С 6 включительно, водорода, азота, гелия, аргона, углекислого газа и сероводорода. Следует в обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов нормального и изомерного строения.