Методические указания при разработке (стр. 3 из 22)

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 см³/м³ 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 С₆ включительно, водорода, азота, гелия, аргона, углекислого газа и сероводорода. Следует в обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов нормального и изомерного строения.

56. Содержание сероводорода и С0₂ в природном газе определяется непосредственно на скважине с точностью соответственно до 0,0001 и 0,01 % по объему.

Параграф 5. Гидрогеологические исследования

57. В процессе разведки следует изучить водоносные горизонты, с которыми связаны газовые и газоконденсатные залежи, и определить гидрогеологические параметры.

58. К наиболее важным гидрогеологическим параметрам продуктивных горизонтов, которые следует определять в процессе гидрогеологических исследований, относятся:

1) статические уровни подземных вод, закономерности их изменения по площади;

2) индикаторные характеристики по отдельным скважинам;

3) гидрохимические показатели - растворенные ионносолевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литологофациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой;

4) газонасыщенность и газовый состав подземных вод;

5) температурная характеристика.

59. Подготовку скважин, проведение и интерпретацию соответствующих исследований для определения указанных параметров осуществляют по методике гидрогеологических исследований, разработанной проектной организацией.

60. Основными объектами гидрогеологических исследований являются водоносные интервалы продуктивных скважин, законтурные скважины, давшие при испытании воду, 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.

61. Все разведочные скважины, в которых последним испытан водоносный интервал, следует оборудовать специальными головками, чтобы можно было провести в них дополнительные гидрогеологические исследования. Скважины не допускается ликвидировать.

Параграф 6. Утверждение промышленных запасов в ГКЗ РК

по результатам геологоразведочных работ

62. Запасы газа на месторождении, уровень извлекаемости газа подлежат государственной экспертизе и утверждению в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан.

63. По результатам геологоразведочных работ, после эксплуатационного разбуривания месторождений по первому проектному документу на разработку (по технологической схеме разработки нефтяного месторождения и по проекту опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения) и при изменении ранее утвержденных запасов более чем на 20 % производится утверждение запасов государственной экспертизой.

64. Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов вариантов разработки в виде Технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти, которое представляется на государственную экспертизу.

65. Государственной экспертизой с учетом заключений отраслевых ведомств утверждается конечный коэффициент извлечения газа по варианту, наиболее полно отвечающему технологическим, экономическим и экологическим требованиям.

66. Порядок утверждения запасов нефти, газа и газоконденсата регламентируется действующими нормами.

Параграф 7. Опытно-промышленная эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождения (залежей)

67. 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 соответствующих исходных данных для составления проекта разработки и проекта обустройства промысла.

68. До проведения опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений пробурить минимальное число разведочных скважин, обеспечивающих получение исходных данных, необходимых для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации.

По этим скважинам:

1) проведен полный комплекс геолого-промысловых и геофизических работ по разведочным скважинам и получены основные физико-литологические характеристики продуктивных горизонтов;

2) выполнен полный комплекс исследовательских работ по испытанию разведочных скважин, согласно инструкции по исследованию газовых скважин;

3) изучен компонентный состав газа и конденсата;

4) определена газоконденсатная характеристика продуктивных горизонтов;

5) установлено отсутствие промышленной нефтяной оторочки;

6) произведена оперативная оценка запасов газа, конденсата и других компонентов.

69. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию допускается, если:

1) установлено отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;

2) обоснована целесообразность разработки газоконденсатного месторождения (залежи) на истощение без поддержания пластового давления;

3) составлен и утвержден проект опытно-промышленной эксплуатации;

4) оформлен земельный отвод и получено разрешение от территориальных подразделений уполномоченного органа на производство работ;

5) составлен и утвержден проект обустройства промысла и построены необходимые промысловые и другие сооружения, обеспечивающие использование газа, конденсата и других компонентов;

6) решен вопрос сброса сточных промысловых вод.

70. Опытно-промышленная эксплуатация газовых

и газоконденсатных месторождений (залежей) является первым этапом разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

71. Срок опытно-промышленной эксплуатации определяется проектом.

72. Опытно-промышленная эксплуатация месторождений осуществляется разведочными и эксплуатационными скважинами. Местоположение последних следует выбирать с учетом будущей сетки разработки.

Параграф 8. Пересчет запасов углеводородного сырья

по результатам ОПЭ

73. Пересчет запасов газа и газоконденсата по результатам опытно-промышленной эксплуатации служит основанием для составления проекта разработки и ввода месторождений (залежей) в промышленную разработку, с утверждением запасов государственной экспертизой при изменении ранее утвержденных запасов более чем на 20 %; соотношение категорий запасов следует удовлетворять действующим нормами.

74. Пересчет и уточнение запасов газа и газоконденсата в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и в отдельных случаях дополнительно пробуренных разведочных скважин проводится с целью перевода запасов в более высокие категории.

75. Объем геологоразведочных работ, промысловых и лабораторных исследований, требуемых для обоснования категорий запасов, порядок представления, содержания и оформления материалов по пересчету запасов газа и газоконденсата определяются по нормам, действующим на момент пересчета запасов.

76. Материалы по пересчету запасов газа и газоконденсата содержат все исходные данные, требуемые для проверки пересчета.

77. Для газоконденсатных месторождений подсчитываются также запасы стабильного конденсата (пентанов плюс высшие), содержащегося в пластовом газе. Исходными данными для подсчета балансовых запасов стабильного конденсата являются балансовые запасы газа и содержание в нем углеводородов C₅ + высшие.

78. Коэффициент извлечения стабильного конденсата определяют научно-исследовательские организации.

79. Пересчет и учет запасов газа, газоконденсата, имеющих промышленное значение, на всех стадиях изученности производятся преимущественно объемным методом с привлечением, при необходимости и возможности, других известных и создаваемых методов.