Параграф 6. Основные этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
151. Разработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющимися периодами эксплуатации: опытно-промышленным периодом эксплуатации, промышленным периодом эксплуатации и доразработкой месторождения.
152. 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, экономически обосновывается коэффициент извлечения газа и конденсата при достигнутом уровне техники и технологии в данный период.
153. 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.
Параграф 7. Начальные и текущие дебиты,
необходимое число и размещение скважин для обеспечения требуемого отбора газа
154. Начальные рабочие дебиты проектных эксплуатационных скважин в соответствии с выбранной системой размещения скважин устанавливаются на основе изучения данных промысловых исследований и результатов опытно-промышленной эксплуатации существующих разведочных и эксплуатационных скважин.
155. Максимально допустимый начальный рабочий дебит скважин устанавливается после проведения всех работ по интенсификации притока газа (в том числе включая очищение призабойной зоны) в зависимости от следующих основных факторов:
1) условий устойчивости коллекторов, исключающих или обусловливающих вынос песка, количество которого в потоке газа нормально работающей скважины допускается таковой, чтобы оно не приводило к разрушению призабойной зоны пласта, образованию пробок и к разъеданию подземного и наземного оборудования;
2) подтягивания конусов и языков обводнения к забою скважины;
3) возможностей конструкции и технического состояния скважин и системы газосбора, необходимости поддержания рабочего давления на устье скважин, обеспечивающего наиболее экономичные условия работы промысловых сооружений и транспорт газа и конденсата.
156. Изменение рабочих дебитов существующих и проектных эксплуатационных скважин во времени в пределах годового отбора, предусмотренного проектом разработки, определяется согласно принятому технологическому режиму с учетом изменения пластового давления во времени, а также изменения условий эксплуатации месторождения.
157. Общее число эксплуатационных скважин по годам определяется в зависимости от установленных проектом разработки годовых отборов газа по месторождению (объекту, залежи) в целом с учетом максимального суточного отбора, обеспечивающего покрыл; сезонной неравномерности подачи газа в течение года.
158. Число резервных эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных месторождений определяется проектом разработки в зависимости от общего числа действующих эксплуатационных скважин, геологических особенностей месторождения (залежи) и условий его эксплуатации.
159. Число наблюдательных и пьезометрических скважин определяется в зависимости от общего числа эксплуатационных скважин, системы их размещения, размеров и конфигурации, геологических особенностей и условий эксплуатации месторождения.
160. Число и расположение наблюдательных и пьезометрических скважин определяется проектом.
161. Если по условиям газопотреблеиия или технического состояния системы газосбора временно не может быть выдержан проектный отбор газа по промыслу или рабочий дебит по отдельным скважинам, геологической и технологической службой газодобывающей организации 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 письменного согласия организации, составившей и утвердившей проект разработки и опытно-промышленной эксплуатации.
162. Соответственно этому следует изменить и текущий план-график добычи газа по отдельным скважинам, эксплуатационным объектам, а в отдельных случаях план и показатели добычи газа по промыслу в целом. Эти изменения утверждаются вышестоящей организацией.
163. При любых системах размещения скважин допускаются 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 следует согласовать с проектной организацией.
164. Изменение числа эксплуатационных газовых скважин против проекта следует согласовать с организацией, составившей и утвердившей проект разработки, с организацией, ведущей наблюдение за процессом разработки.
Параграф 8. Контроль за текущей разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
165. Система и порядок осуществления контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений определяются в проекте их разработки. Контроль проводится в целях оценки эффективности принятой системы разработки.
166. Контроль за разработкой осуществляется недропользователем при участии организации, ведущей проектирование разработки, путем систематического анализа хода разработки, наблюдения за соответствием фактических показателей разработки: проектных объемов нефти, производительности скважин, пластового забойного и устьевого давлений, процента обводненности и других, для чего проводится комплекс исследований в эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважинах.
167. Система контроля включает в себя: систематические и контрольные измерения и определения пластовых, забойных 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). Все перечисленные выше исследования проводятся также при освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после остановок или периода консервации.
168. На основании результатов исследований определяются и периодически уточняются:
1) режим работы залежи и ее температурный режим;
2) начальные и текущие запасы газа, конденсата, нефти;
3) распределение давления по залежи;
4) взаимодействие отдельных участков залежи;
5) интенсивность и характер продвижения воды (нефти) на различных участках залежи;
6) газоотдающие интервалы с оценкой их дифференциальных дебитов;
7) охват запасов разработкой;
8) выявление возможных заколонных перетоков.
169. Измерения статических давлений проводятся периодически по всему фонду скважин. В первый период разработки их следует проводить не реже одного раза в квартал, постепенно изменяя периодичность до одного года на завершающих стадиях разработки.
170. На месторождениях с большим фондом скважин и длительным сроком восстановления давления (более пяти суток) периодичность замеров может быть изменена.
171. При обработке неоднородных коллекторов пластовое давление в различных частях залежи снижается неравномерно, в связи с чем, целесообразно в зонах с наибольшими перепадами замеры статических давлений проводить по группе скважин с одновременной их остановкой. Замеры статических давлений на устье скважин периодически следует сочетать со снятием кривых восстановления давлений. Периодичность устанавливается в зависимости от особенностей продуктивного горизонта - времени восстановления пластового давления.
172. Периодичность измерений пластовых давлений по скважинам устанавливается проектом промышленной разработки в зависимости от темпов отбора газа и обусловленного им падения пластового давления, которое выбирается с таким расчетом, чтобы за период между двумя сериями измерений падения пластового давления в среднем по месторождению оно превышало ошибку за счет погрешности его измерения в три раза.
173. Наблюдения за разработкой осуществляются в эксплуатационных, используемых в этих целях наблюдательных и пьезометрических скважинах, количество и местоположение которых определяется проектом промышленной разработки.
174. К наблюдательным относятся скважины, вскрывающие продуктивный горизонт в пределах газонасыщенной его части. Эти скважины в течение продолжительного времени не эксплуатируются и служат для точных замеров давления, наблюдения за продвижением контакта газ - вода (газ - нефть и нефть - вода). По мере решения стоящих перед ними задач наблюдательные скважины могут быть переведены в обычные эксплуатационные.
175. К. пьезометрическим относятся скважины, вскрывающие продуктивный горизонт в пределах его водонасыщенной части. В них проводятся наблюдения за снижением уровней законтурной или подошвенной воды.
176. При определении количества и местоположения наблюдательных и пьезометрических скважин следует максимально использовать пробуренные на месторождениях разведочные скважины. На мелких месторождениях в этих целях следует использовать только такие скважины.
177. По наблюдательным и пьезометрическим скважинам измерения следует производить не реже одного раза в 1,5 - 2 месяца.
178. Для крупных месторождений желательно иметь в удалении от них на несколько километров ряд пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурной, удаленной от месторождений области пласта.
179. Для залежей с большим этапом газоносности, для залежей, имеющих сложное строение, необходимо иметь данные о распределении давлений не только по площади залежи, но и по ее объему, то есть данные в различных частях по вертикали продуктивного горизонта.