180. По каждой обводнившейся газовой скважине следует провести исследования по установлению причин обводнения.
181. Контроль за вторжением пластовых вод в залежь в процессе разработки осуществляется гидрохимическими, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами.
182. Гидрохимические методы оперативного контроля требуют систематического наблюдения за изменением содержания характерных ионов в выносимых водах по всему фонду эксплуатационных скважин. Ионы, характерные для контроля по различным отложениям и районам, определяются опытным путем. Пробы воды следует отбирать ежеквартально (на экспресс-анализ), а в скважинах с начальными признаками обводнения - ежемесячно (на полный анализ).
183. Промыслово-геофизические методы контроля осуществляются специальными методами радиоактивного каротажа, которые фиксируют подъем газоводяного контакта в эксплуатационных и наблюдательных скважинах. Периодичность исследований определяется конкретными условиями, но должна проводиться не реже 1 - 2 раза в год.
184. Учет добычи газа отражает не только добычу утилизированного газа, но и потери его при исследованиях скважин, различных продувках, при аварийном фонтанировании. Эти и другие возможные потери обязательно следует отражать в балансе запасов, выполняемых недропользователями.
185. Если до начала эксплуатации произошли значительные потери газа, то для их оценки следует измерить пластовое давление на площади во всех имеющихся скважинах. Результаты оценки следует внести в баланс запасов с объяснением причин потерь.
186. Два раза в год выполняются исследования каждой скважины по определению содержания конденсата при рабочих условиях, в том числе при низкотемпературной сепарации, определяется содержание сырого и стабильного конденсатов. На основе этих исследований графически выражается зависимость: пластовое давление - содержание конденсата в газе.
187. С той же периодичностью определяются основные физико-химические свойства стабильного конденсата для получения графической зависимости: пластовое давление - удельный и молекулярный вес конденсата.
188. Организация, осуществляющая контроль за промышленной разработкой, проводит постоянный анализ состояния разработки, сравнивать полученные фактические результаты с проектными и вносить соответствующие коррективы в планы контроля за промышленной разработкой.
189. Для оценки эффективности инвестиций в освоение газовых и газоконденсатных месторождений составляются инвестиционные проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений, представляющие собой план или программу вложения капитала с целью последующего получения дохода и прибыли. Формы и содержание данных проектов разработки могут быть самыми разнообразными: от проекта освоения новых ресурсов до проекта доразработки месторождений.
190. Учитывая стадийный характер освоения ресурсов, финансово-экономическая оценка осуществляется как при составлении проекта опытно-промышленной эксплуатации (5 лет), так и при составлении основного проекта разработки (20 лет). На завершающей стадии эксплуатации определяются основные технико-экономические показатели разработки и оценивается экономический предел целесообразности эксплуатации месторождений.
191. При проектировании освоения газовых и газоконденсатных месторождений следует учитывать срок жизни проекта, который состоит из трех периодов: прединвестиционного, инвестиционного и эксплуатационного.
192. Прединвестиционный период представляет собой этап времени, в течение которого проект разрабатывается, готовится по нему технико-экономическое обоснование, проводятся маркетинговые исследования, ведутся переговоры с потенциальными инвесторами и участниками проекта. Технико-экономическое обоснование дает всю необходимую информацию для принятия решения об инвестировании проекта.
193. Инвестиционный период или период внедрения проекта включает: установление правовой, финансовой и организационной основ для осуществления проекта; приобретение (покупка) оборудования и его установка; набор и обучение персонала; сдача в эксплуатацию и пуск эксплуатационного объекта.
194. Эксплуатационный период включает проблемы, связанные с работой оборудования, формированием совокупных издержек производства.
Параграф 9. Особенности контроля
за разработкой газоконденсатных месторождений
195. Контроль за разработкой газоконденсатных месторождений предусматривает проведение всех мероприятий, указанных выше для газовых месторождений. Наряду с этим на газоконденсатных месторождениях следует проводить дополнительные мероприятия.
196. Наблюдения и исследования при разработке газоконденсатной залежи должны проводиться с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата, условий его выпадения в пласте.
197. Статическое пластовое и забойное давления следует проверять при помощи глубинных манометров.
198. Два раза в год должны проводиться исследования каждой скважины на определение содержания конденсата, выражаемого в см³/м³, при рабочих условиях, в том числе в низкотемпературном сепараторе. При этом определяется содержание как сырого, так и стабильного конденсата.
199. Два раза в год следует определять также состав газа, поступающего из каждой эксплуатационной скважины. Полученные при исследовании скважин данные о значении газоконденсатного фактора и состава газа, поступающего на промысловую обработку, заносится в дело скважины.
200. На основе данных, полученных при исследовании всех эксплуатационных скважин, графически выражается зависимость: пластовое давление - содержание конденсата (пентаны + высшие) в газе, поступающем на промысловые установки. Данные промысловой обработки газа на установках НТС используются также для построения зависимости: пластовое давление - выход конденсата (в см³/м³ для сырого и стабильного конденсата при рабочих условиях в сепараторе).
201. Не реже двух раз в год определяются основные физико-химические свойства стабильного конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная разгонка), на основании которых строится графическая зависимость: пластовое давление - удельный вес конденсата, молекулярный вес конденсата.
202. При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт проводятся исследования и контролируются следующие параметры:
1) состав газа, поступающего на промысловые установки для переработки;
2) время прорыва «сухого газа» к забоям эксплуатационных скважин;
3) физико-химические свойства выделяемого из газа конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная разгонка);
4) количество газа и конденсата, добываемых из каждой эксплуатационной скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, за месяц и годовое);
5) суммарное количество газа, закачиваемого в пласт (за сутки, за месяц и годовое);
6) количество «сухого газа», прокачиваемого в каждую нагнетательную скважину (за сутки);
7) текущее пластовое давление в залежи (поквартально);
8) давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно).
203. По нагнетательным скважинам следует периодически проводить определение их удельной приемистости, то есть количество поглощаемого рабочего агента на 1 м эффективной мощности и на 1 кг/см2 избыточного над пластовым давления.
При снижении удельной приемистости осуществляются соответствующие мероприятия по ее восстановлению.
Параграф 10. Приобщение газоносных горизонтов
в процессе разработки месторождения
204. Приобщение газоносных горизонтов в процессе разработки месторождения (залежи) производится в соответствии с действующей требований:
1) объединением горизонтов в один эксплуатационный объект;
2) одновременной, но раздельной эксплуатацией одной скважиной нескольких горизонтов.
205. Приобщение газоносных горизонтов к эксплуатационным объектам допускается при сходной их геологопромысловой характеристике.
206. Приобщение в скважинах к эксплуатационному объекту нового продуктивного горизонта может производиться:
1) когда в скважине цемент за колонной находится выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывает;
2) когда эксплуатируемая скважина при оптимальном режиме дает сравнительно небольшой дебит газа и приобщение нового пласта может заметно увеличить дебит данной скважины;
3) когда эксплуатируемая скважина является без водной и приобщаемый продуктивный горизонт в месте расположения данной скважины не обводнен и не обводнится в ближайшее время.
207. До приобщения нового продуктивного горизонта на скважине следует провести ряд специальных исследований:
1) методом установившихся отборов, с построением индикаторных диаграмм и определением фильтрационных коэффициентов и параметра гидропроводности по каждому эксплуатационному объекту;
2) методом восстановления пластового давления;
3) измерение пластового давления и температуры приобщаемого пласта;
4) отбор и исследование проб газа с целью определения его характеристики в пластовых и нормальных условиях.
208. На основании данных предшествующей эксплуатации скважины и результатов проведенных исследований составляется соответствующая записка, в которой обосновывается целесообразность приобщения нового пласта.
209. Если приобщение не предусмотрено утвержденным проектом разработки, то приобщение нового газоносного пласта к эксплуатирующемуся производится после согласования с организацией, составляющей проект, с уполномоченными органами и утверждения приобщения вышестоящей газодобывающей организацией.