Согласованы
приказом Комитета
по государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью 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 требованиями 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 см3/м3;
2) II группа, с малым содержанием - от 10 до 150 см3/м3;
3) III группа, с высоким
III группа, со средним содержанием - от 150 до 300 см3/м3;
IV группа, с высоким содержанием - от 300 до 600 см3/м3;
V группа, с очень высоким содержанием - свыше 600 см3/м3.
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. м3/сутки;
2) малодебитные - 25 - 100 тыс. м3/сутки;
3) среднедебитные - 100 - 500 тыс. м3/сутки;
4) высокодебитные - 500 - 1000 тыс. м3/сутки;
5) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м3/сутки.
26. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:
1) низкого давления - до 60 кг/см2;
2) среднего давления - от 60 до 100 кг/см2;
3) высокого давления - от 100 до 300 кг/см2;
4) сверхвысокого давления - свыше 300 кг/см2.
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.