В соответствии с постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 10.07.2004 г. № 323 «Об организации деятельности Государственной инспекции по надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе», приказываю:

1. Утвердить прилагаемые «Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений в Республике Узбекистан».

2. Направить в установленном порядке указанные Правила в Министерство юстиции Республики Узбекистан на правовую экспертизу и регистрацию.

3. Со дня вступления в силу настоящего приказа «Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений», утвержденные Госгортехнадзором СССР от 06.04.70 года не применять на территории Республики Узбекистан.

4. Контроль за ходом выполнения настоящего приказа оставляю за собой.

Настоящие Правила подготовлены в соответствии с Законом Республики Узбекистан «О рациональном использовании энергии», постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан «Об организации деятельности Государственной инспекции по надзору за безопасным ведением работ в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе» от 10 июля 2004 г. № 323 и определяют порядок разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

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

а) месторождения сложного геологического строения, разбитые тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов — литологический состав, коллекторские свойства и др.;

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

2. По числу продуктивных горизонтов (залежей) месторождения подразделяются на:

а) однопластовые;

б) многопластовые.

3. По числу объектов разработки месторождения подразделяются на:

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

б) многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.

4. По наличию или отсутствию конденсата месторождения подразделяются на:

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

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

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

I группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата — до 10 см³/м³;

II группа, с малым содержанием — от 10 до 150 см³/м³;

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.

6. В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики и геологических условий газоконденсатные месторождения разрабатываются:

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

б) с поддержанием пластового давления.

7. По наличию или отсутствию нефти в пласте газовые и гаконденсатные залежи подразделяются на группы:

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

б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

8. По дебитности (максимально возможный рабочий дебит) скважин газовые и газоконденсатные месторождения (залежи, объекты разработки) подразделяются на следующие группы:

а) низкодебитные — до 25 тыс. м³ /сутки;

б) малодебитные — от 25 тыс. до 100 тыс. м³/сутки;

в) среднедебитные — от 100 тыс. до 500 тыс. м³ /сутки;

г) высокодебитные — от 500 тыс. до 1 млн. м³ /сутки;

д) сверхвысокодебитные — свыше 1 млн. м³ /сутки.

9. По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:

а) низкого давления — до 6 МПа;

б) среднего давления — от 6 до 10 МПа;

в) высокого давления — от 10 до 30 МПа;

г) сверхвысокого давления — свыше 30 МПа.

10. Разведочные организации при разведке газовых и газоконденсатных месторождений обеспечивают оценку запасов газа и конденсата со степенью достоверности, достаточной для передачи их в разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, в соответствии с действующими нормативными документами на момент производства разведочных работ и получают другие исходные данные, необходимые для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки месторождений при наиболее оптимальных экономических показателях.

11. Степень разведанности газовых и газоконденсатных месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, должна удовлетворять необходимому соотношению категорий запасов газа и конденсата, предусмотренному действующими инструкциями и положениями на момент подсчета запасов.

12. Основными документами, на основании которых проводятся разведочные работы, являются проекты разведки отдельных площадей (районов) и месторождений, составляемые и утверждаемые в установленном порядке.

13. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке выполняется следующее:

а) определяется наличие или отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;

б) проводятся полноценные опробования и исследования по нескольким скважинам с целью получения основных параметров залежи;

в) определяются основные параметры коллекторов, достаточно полно характеризующие продуктивные горизонты как по разрезу, так и по площади;

г) определяется положение контактов газовых и газонефтяных залежей;

д) определяются характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.

14. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений необходимым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение необходимых показателей для подготовки месторождений к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что должно обеспечиваться:

а) 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;

б) выбором конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;

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

г) определением газо-водяного контакта расчетным путем;

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

е) применением наиболее рациональных комплексов промысловых и геологогеофизических исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

15. По разведочным скважинам производятся:

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

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

г) изучение покрышек;

д) определение начального положения газо-водяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;

е) определение продуктивности скважин.

16. С целью изучения данных для подсчета запасов газа и проектирования разработки месторождения выполняется 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.

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

Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута не должна превышать 200 м.

18. 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.

19. Во всех случаях после цементажа колонны необходимо определять высоту подъема цемента за колонной. Качество цементажа проверяется при помощи термометрии и методами радиоактивного и акустического контроля за цементированием скавжины.

20. На каждой разведочной площади необходимо определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах.

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

22. На скважинах, давших газ, проводятся:

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

б) определение дебита газа и конденсата минимум на 5 — 7 режимах работы скважины;

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

г) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;

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

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

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

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

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

а) откачка воды до постоянства химического состава;

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

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

24. В процессе проведения разведочного бурения должно быть обеспечено раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов).

25. Под освоением скважин понимается комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

26. Освоение газовых скважин разрешается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить необходимый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов должны быть закреплены и опрессованы на полуторакратное ожидаемое устьевое давление.

27. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты, если техническое состояние скважины отвечает требованиям:

а) высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной соответствует проектному;

б) эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

в) устье с превентерной установкой, манифольдные блоки и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

г) фонтанная арматура до установки на устье скважины опрессована на пробное давление, указанное в паспорте, а после установки на устье на давление опрессовки эксплуатационной колонны в течение 15 минут.

28. Скважина передается в испытание или освоение при наличии оформленных технических документов, подтверждающих выполнение мероприятий, обеспечивающих готовность скважины к предстоящим работам.

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

30. 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:

первый этап — освоение скважин при малых депрессиях;

второй этап — освоение скважин при больших депрессиях.

31. Комплекс работ по освоению предусматривается в проектах на строительство скважин.

32. В процессе исследования скважин необходимо:

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

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

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

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

д) изучить возможность перетоков газа в другие пласты, а также наличие межколонных пропусков газа;

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

ж) выяснить условия разрушения призабойной зоны пласта;

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

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

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

33. На устье исследуемых скважин, на шлейфе, сепараторе и в отводящем газопроводе устанавливаются образцовые манометры на соответствующее давление и врезаются карманы под термометры.

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

35. В целях достоверного определения количества выносимого песка, стабильности дебита и др. в отдельных случаях проводятся специальные (длительные) испытания скважин.

36. При исследованиях скважин на конденсатность необходимо иметь передвижную или промысловую сепарационную установку, которая позволяет измерять количество жидкости и отбирать пробы газа и конденсата.

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

а) количество выделяющегося в сепараторах конденсата (сырого и стабильного) в см³/м³ газа при различных давлениях и температурах и его состав;

б) количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С_{5+высшие}), остающихся в растворенном состоянии в газе, выходящем из сепаратора, в зависимости от температуры и давления в сепараторе;

в) изотермы конденсации для пластового газа;

г) давление максимальной конденсации;

д) состав пластового газа и потенциальное содержание в нем жидких углеводородов (С _{5+высшие});

е) фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте;

ж) давление начала конденсации в пласте;

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

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

38. 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.

39. При анализе свободных и растворенных газов определяется содержание: метана и его гомологов до С₆ включительно, водорода, азота, гелия, аргона, а также углекислого газа и сероводорода. Необходимо в обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов нормального и изомерного строения.

40. Содержание сероводорода и СО₂ в природном газе определяется непосредственно на скважине с точностью соответственно до 0,0001 и 0,01 % по объему.

41. В процессе разведки следует изучить водоносные горизонты, с которыми связаны или могут быть связаны газовые и газоконденсатные залежи, и определить гидрогеологические параметры.

42. К основным гидрогеологическим параметрам продуктивных горизонтов, которые необходимо определять в процессе гидрогеологических исследований, относятся:

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

б) индикаторные характеристики по отдельным скважинам;

в) гидрохимические показатели — растворенные ионносолевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой;

г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод;

д) температурная характеристика.

43. Объем и порядок проведения гидрогеологических исследований определяются проектом разведки месторождения.

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

45. Все разведочные скважины, в которых последним испытан водоносный интервал, оборудуются специальными головками, чтобы можно было провести в них дополнительные гидрогеологические исследования. Скважины не ликвидируются.

46. 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 необходимых исходных данных для составления проекта разработки и проекта обустройства промысла.

47. До проведения опытно-промышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений необходимо пробурить минимальное число разведочных скважин, обеспечивающих получение исходных данных, необходимых для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации. По этим скважинам должен быть:

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

б) выполнен полный комплекс исследовательских работ по испытанию разведочных скважин;

в) изучен компонентный состав газа и конденсата;

г) определена газоконденсатная характеристика продуктивных горизонтов;

д) установлено отсутствие промышленной нефтяной оторочки;

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

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

а) установлено отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;

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

в) составлен и утвержден проект опытно-промышленной эксплуатации;

г) оформлен земельный отвод и получено разрешение на производство работ в установленном порядке;

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

е) решен вопрос сброса сточных промысловых вод.

49. Опытно-промышленная эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) является первым этапом разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

50. Проект опытно-промышленной эксплуатации составляется проектной или научно-исследовательской организацией и утверждается в установленном порядке.

Надзор за реализацией и эффективностью проектных решений как в опытно-промышленной стадии, так и в последующие периоды разработки осуществляется организацией, выполнившей проект.

51. Опытно-промышленная эксплуатация месторождений осуществляется разведочными и эксплуатационными скважинами. Местоположение последних необходимо выбирать с учетом плотности будущей сетки скважин.

52. В проекте опытно-промышленной эксплуатации должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие охрану недр и окружающей среды.

53. Проект опытно-промышленной эксплуатации должен содержать:

а) исходные геолого-промысловые данные:

краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения, с указанием числа пробуренных разведочных скважин и их характеристики;

краткую стратиграфию с указанием продуктивных горизонтов;

результаты опробования и исследования разведочных скважин;

сведения о тектонике месторождения;

краткую физико-литологическую характеристику продуктивных горизонтов;

данные по полному составу газа и конденсата с обязательным указанием содержания гелия, сероводорода, углекислоты и конденсата;

обоснование положения контакта газ — вода по залежам;

оперативный подсчет запасов газа, конденсата и других компонентов;

гидрогеологическую характеристику и возможный режим залежей;

обоснование исходных параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации (пористость, проницаемость, запасы газа, конденсата, допустимых рабочих дебитов скважин и др.);

рекомендации по доразведке месторождений (залежей);

б) обоснование системы разработки, объемов добываемого газа в период опытно-промышленной эксплуатации, рациональное использование газа и конденсата, регулирование процесса эксплуатации:

выбор системы разработки (эксплуатации) месторождения;

выбор технологического режима работы скважин;

расчет различных вариантов на период опытно-промышленной эксплуатации (добыча газа и конденсата по годам, число эксплуатационных скважин, рабочих устьевых давлений, дебитов, депрессий и т. д.);

прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения на более длительный период с целью учета их при проектировании обустройства промысла;

выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в эксплуатацию скважин;

рекомендации по выбору метода вскрытия продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа, конструкции и оборудования скважин;

принципиальные положения по обустройству промысла, включающие сооружения по сбору, очистке и транспорту газа и конденсата к потребителям;

технико-экономические расчеты вариантов опытно-промышленной эксплуатации и выбор рационального варианта;

в) программу и объем исследовательских работ, включающих контроль за процессом опытно-промышленной эксплуатации.

54. К проекту опытно-промышленной эксплуатации должны быть приложены следующие графические материалы:

а) обзорная карта района с нанесенными газовыми и газоконденсатными месторождениями и газопроводами;

б) структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением пробуренных поисковых и разведочных скважин;

в) геолого-геофизический разрез месторождения;

г) продольные и поперечные профили по продуктивным горизонтам с нанесением каротажа по скважинам;

д) структурные карты с нанесением проектных эксплуатационных скважин и разведочных скважин, используемых в качестве эксплуатационных, по вариантам;

е) основные показатели опытно-промышленной эксплуатации по вариантам.

55. Срок опытно-промышленной эксплуатации обосновывается проектом, но не более пяти лет.

56. Проект опытно-промышленной эксплуатации является основанием для составления проекта обустройства промысла на период опытно-промышленной эксплуатации.

57. Запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению в установленном порядке.

58. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов по значимости подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету:

а) балансовые — запасы, удовлетворяющие промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации; разработка их экономически целесообразна;

б) забалансовые — запасы, выработка которых на данном этапе нерентабельна вследствие небольшого их количества, сложности условий эксплуатации, плохого качества газа (конденсата) или низкой производительности скважин.

59. Подсчет запасов газа и конденсата газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) проводится в три этапа:

первый этап — оперативный подсчет запасов газа и конденсата на основании данных первых поисковых и разведочных скважин; эти запасы являются основанием для составления проекта опытно-промышленной эксплуатации;

второй этап — подсчет запасов газа и конденсата по данным разведочного бурения или разведочного бурения и опытно-промышленной эксплуатации с утверждением их в установленном порядке; эти запасы (после их утверждения) служат основанием для составления проекта разработки и ввода месторождений (залежей) в промышленную разработку;

третий этап — подсчет и уточнение запасов газа и конденсата в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и в отдельных случаях дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в более высокие категории.

60. Запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов имеющих промышленное значение по степени изученности подразделяются на категории А, В и C₁ и предварительно-оцененные — категория С₂.

61. Объем геологоразведочных работ, промысловых и лабораторных исследований, необходимых для обоснования категорий запасов, порядок представления, содержания и оформления материалов по подсчету запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов определяются по инструкциям, действующим на момент подсчета запасов.

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

63. Для газоконденсатных месторождений подсчитываются также запасы стабильного конденсата (пентанов плюс высшие C_{5+высшие}), содержащегося в пластовом газе.

Исходными данными для подсчета балансовых запасов стабильного конденсата являются балансовые запасы газа и содержание в нем углеводородов С_{5+высшие}

64. Коэффициент извлечения стабильного конденсата определяют научно-исследовательские институты.

65. Материалы подсчета запасов газа и конденсата должны содержать:

а) сведения о геологическом строении месторождения;

б) результаты проведенных поисковых, разведочных и эксплуатационных работ и другие материалы, обосновывающие подсчет запасов и необходимые для проектирования разработки месторождения;

в) оценку подготовленности месторождения для промышленного освоения, предложения по намечаемой или изменения по осуществляемой системе разработки, а также оценку перспектив месторождения в целом;

г) по месторождениям, запасы которых утверждались ранее, должен быть проведен детальный анализ изменений запасов и параметров подсчета по сравнению с ранее утвержденными;

д) технико-экономическое обоснование извлечения конденсата и других попутных компонентов;

е) необходимые табличные, графические приложения, документацию геологоразведочных, геофизических, гидрогеологических работ и исследования скважин.

66. Ввод газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:

а) закончен комплекс геологоразведочных работ, определенный проектом разведки;

б) изучен комплексный состав подлежащего извлечению сырья, определено содержание и его количество;

в) установлено отсутствие в газовых пластах залежей нефти, которые по запасам и экономическому значению требовали бы предварительной разработки нефтяной части и временной консервации газовой части залежи;

г) проведены исследования разведочных скважин;

д) составлен отчет о результатах разведочного бурения;

е) запасы утверждены в установленном порядке;

ж) составлен и утвержден проект промышленной разработки месторождения (залежи);

з) проведена государственная экологическая экспертиза проекта разработки месторождения и получено положительное заключение на его реализацию;

и) оформлены горный и земельный отводы;

к) составлен проект обустройства месторождения;

л) закончено строительство в соответствии с проектом необходимых сооружений, обеспечивающих полное использование газа, конденсата и других попутных компонентов, получаемых из скважин;

м) проведены изыскания и определены места сброса сточных загрязненных вод.

67. Запрещается вводить в разработку газовые или газоконденсатные месторождения (залежи), если не обеспечивается с начала эксплуатации скважин использование конденсата и других попутных компонентов.

68. Ввод в разработку газовой или газоконденсатной залежи при наличии нефтяной оторочки рассматривается с учетом конкретных условий данного месторождения и обосновывается в проектных документах.

69. Для передачи месторождения в разработку создается комиссия из представителей передающей и принимающей сторон, которая оформляет актом передачу и приемку материалов по разведанному месторождению.

70. Передача разведочной скважины в эксплуатацию оформляется соответствующим актом, в котором должны быть отражены следующие данные:

а) 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;

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

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

г) плотность и химический состав законтурных вод продуктивных горизонтов;

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

е) результаты обработки данных исследований;

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

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

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

72. 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.

73. Перед передачей скважины в эксплуатацию исполнитель работ обязан:

а) установить фонтанную арматуру, а также спустить в скважину фонтанные трубы;

б) убрать буровую вышку, превышенные сооружения и буровое оборудование, выровнять площадку вокруг скважины, засыпать ямы и траншеи и выполнить другие работы, предусмотренные правилами техники безопасности и противопожарной безопасности, а также требованиями охраны окружающей среды.

До выполнения указанных выше работ ввод скважин в эксплуатацию запрещается.

74. Фактическая глубина пробуренной скважины должна определяться 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.

75. Под разработкой газового или газоконденсатного месторождения понимается комплекс мероприятий и технологических процессов, направленных на извлечение газа, конденсата и других компонентов из недр для использования их в народном хозяйстве при оптимальных экономических показателях.

76. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений должна осуществляться в соответствии с утвержденными проектами разработки и обустройства промысла.

77. Проект разработки месторождения должен соответствовать требованиям законов Республики Узбекистан, действующих нормативных документов по проектированию и строительству, отраслевым нормам и правилам безопасности.

78. Проект разработки месторождения (залежи) составляется на основании задания на проектирование, утвержденного руководством организации-заказчика.

79. Проекты разработки и обустройства промыслов могут составляться в целом по месторождению или по отдельным залежам и эксплуатационным объектам.

80. Основные положения проекта разработки должны быть обоснованы соответствующими газодинамическими и технико-экономическими расчетами.

81. Проекты разработки газовых, газоконденсатных месторождений (залежей) составляются на весь срок разработки месторождения (залежи) на основании:

а) утвержденных в установленном порядке запасов газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение;

б) результатов разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождений (залежей);

в) данных о направлении и объемах потребления газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения.

82. Проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) составляются специализированными научно-исследовательскими и проектными организациями и утверждаются в установленном порядке.

83. 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.

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

85. В проекте разработки должны быть учтены все необходимые мероприятия, обеспечивающие максимально возможное извлечение газа, конденсата и сопутствующих компонентов, а также охрану недр.

86. Организацией, составившей проект разработки месторождения (залежи), должен осуществляться авторский надзор за выполнением проекта и проводиться анализ разработки с предоставлением рекомендаций заказчику проекта.

87. В проекте разработки газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) приводится комплексное решение основных технологических и технико-экономических вопросов, связанных с максимальным извлечением и использованием газа, конденсата и других компонентов из недр.

88. Проект разработки должен содержать:

а) исходные геолого-промысловые данные:

краткие сведения о геологической изученности и разведке месторождения, с указанием количества пробуренных скважин и их технической характеристики;

краткую стратиграфию с указанием продуктивных горизонтов;

тектонику месторождения;

краткую физико-литологическую характеристику продуктивных горизонтов;

результаты опробования и исследования скважин;

результаты опытно-промышленной эксплуатации;

данные по составу газа и конденсата с указанием содержания гелия и конденсата;

обоснование контура газоносности и данные о запасах газа и конденсата с выделением запасов газа залежей (объектов), рекомендуемых к вводу в разработку;

обоснование исходных параметров пласта и скважин;

гидрогеологическую характеристику и режим залежей;

рекомендации по доразведке месторождений (залежей);

б) обоснование системы разработки, объемов извлечения и рационального использования газа, конденсата и сопутствующих компонентов, регулирования процесса эксплуатации и разработки месторождения в целом:

обоснование и выбор системы разработки месторождения (залежи);

расчет добычи и использования газа, конденсата и сопутствующих компонентов по годам и периодам при различных вариантах разработки и условиях эксплуатации скважин;

расчет отдачи газа и конденсата при различных условиях разработки и эксплуатации скважин;

выбор технологического режима работы скважин;

определение необходимого числа эксплуатационных, резервных, наблюдательных, пьезометрических, нагнетательных скважин, а также срока разбуривания месторождения (залежи, объекта).

Число скважин, добыча газа и конденсата по годам разработки должны рассчитываться по каждому эксплуатационному объекту и месторождению в целом;

выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода в действие эксплуатационного фонда скважин (эксплуатационных, резервных, наблюдательных и пьезометрических);

выбор метода вскрытия продуктивных горизонтов и интенсификации добычи газа, конденсата, конструкции и оборудования эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин;

расчет изменения пластового, забойного и устьевого давления, дебита газа и конденсата, а также сроки ввода в действие и местоположение необходимых промысловых сооружений, обеспечивающих сбор, очистку и транспорт газа, конденсата и сопутствующих компонентов к потребителям;

температурный режим работы скважин, газосборных сетей и наземных сооружений;

принципиальные положения по обустройству промысла;

технико-экономические расчеты и выбор рекомендуемого варианта разработки;

в) программа и объем исследовательских работ, включающих контроль за разработкой.

89. К проекту разработки прилагаются следующие графические материалы:

а) обзорная карта района с нанесенными газовыми и газоконденсатными месторождениями и газопроводами;

б) структурные карты по всем продуктивным горизонтам с нанесением пробуренных разведочных, эксплуатационных скважин;

в) геолого-геофизический разрез месторождения;

г) продольный и поперечный профили по продуктивным горизонтам с нанесением каротажа по скважинам;

д) карты разработки по вариантам;

е) принципиальная схема газосборных сетей с местоположением наземных сооружений (групповых установок, холодильных машин, компрессорных станций, установок по осушке и очистке газа);

ж) принципиальная схема обработки газа и конденсата.

90. Проект разработки является основанием для составления проекта обустройства, который предусматривает сооружение объектов по сбору, очистке, транспорту и использованию газа, конденсата и попутных компонентов.

91. При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления, в проекте разработки должны быть решены и такие вопросы, как определение количества и системы расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также 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.

92. Разработка многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений может осуществляться:

а) раздельной эксплуатацией каждого пласта самостоятельной сеткой скважин;

б) одновременной и совместной эксплуатацией нескольких пластов в одной скважине;

в) одновременной и раздельной эксплуатацией нескольких пластов (объектов) в одной скважине с применением разобщителей между пластами.

93. При организации эксплуатации многопластовых месторождений необходимо учитывать весь комплекс геолого-технических показателей, а также технические и экономические условия отбора газа, конденсата и сопутствующих компонентов из отдельных пластов.

94. При проектировании разработки многопластового месторождения выбираются эксплуатационные объекты для совместной эксплуатации пластов в каждом из них. При этом желательно, чтобы число эксплуатационных объектов было минимальным, но не вызывало бы ухудшения условий эксплуатации месторождения в целом или отдельных пластов.

95. При объединении пластов для совместной эксплуатации должен быть решен и вопрос контроля за разработкой отдельных пластов: наблюдение за изменением пластовых и забойных давлений, перетоком газа из одного пласта в другой, за выносом песка, продвижением воды и т. д.

С этой целью следует учитывать необходимость бурения наблюдательных скважин на отдельные пласты (или ввода из числа разведочных) для проведения замеров давления и других исследований.

96. При разработке газоконденсатных месторождений (залежей) осуществляют два основных метода, применяемых в зависимости от содержания тяжелых углеводородов (С₅ Н_{12+высшие),} величины запасов газа и конденсата, особенностей геологического строения и условий эксплуатации залежи:

а) метод разработки на истощение, т. е. без поддержания пластового давления;

б) метод разработки с поддержанием пластового давления.

97. Выбор метода разработки газоконденсатного месторождения должен определяться в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов.

98. Проведению технико-экономических расчетов, связанных с выбором метода разработки газоконденсатных месторождений, должно предшествовать определение таких основных исходных технологических параметров, как:

а) величина начальных запасов газа, стабильного конденсата (С₅Н_{12+высшие}) и сжиженных газов;

б) изменение содержания стабильного конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от методов эксплуатации месторождения;

в) суммарные потери стабильного конденсата к концу разработки месторождения при том или ином методе эксплуатации месторождения;

г) возможная добыча газа и конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода эксплуатации месторождения;

д) дебиты скважин (газ и конденсат) по периодам и годам разработки, а также количество эксплуатационных, нагнетательных (газовых) и пьезометрических скважин, необходимых для осуществления того или иного метода эксплуатации месторождения;

е) приемистость нагнетательных скважин и количество закачиваемого газа, необходимое для осуществления процесса;

ж) изменение физико-химического состава и товарной характеристики извлекаемого из пласта конденсата по периодам и годам разработки месторождения.

99. При любом методе разработки газоконденсатного месторождения система сбора, сепарации и обработки газа должна обеспечивать возможность наиболее полного улавливания конденсата и других компонентов из добываемого газа при рентабельных экономических показателях.

100. Разработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющимися периодами эксплуатации: нарастающей, постоянной и снижающейся добычей газа.

101. Период нарастающей добычи газа является начальным периодом промышленной разработки месторождения.

102. Темпы роста годового отбора и продолжительность периода нарастающей добычи газа устанавливаются по каждому конкретному месторождению в зависимости от объемов промыслового строительства, капитальных вложений, необходимых для достижения планируемого постоянного годового отбора газа, а также характеристики основных потребителей газа и условий транспорта газа к ним.

103. Период постоянной добычи характеризуется стабильным годовым отбором газа при некоторых колебаниях отборов, обусловленных суточными или сезонными колебаниями потребления газа.

По крупным и уникальным месторождениям необходимо стремиться к тому, чтобы период постоянной добычи газа по сравнению с периодами нарастающей и снижающейся добычи газа был по возможности более продолжительным.

104. Период падающей добычи газа характеризуется снижающимися годовыми отборами газа. Продолжительность этого периода и минимальный дебит скважин определяются пределом рентабельности.

105. 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, а также экономически обосновывается коэффициент извлечения газа и конденсата при достигнутом уровне техники и технологии в данный период.

106. 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.

107. 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.

108. 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:

а) условий устойчивости коллекторов, исключающих или обусловливающих вынос песка, количество которого в потоке газа нормально работающей скважины должно быть таково, чтобы оно не приводило к разрушению призабойной зоны пласта, образованию пробок и к разъеданию подземного и наземного оборудования;

б) подтягивания конусов и языков обводнения к забою скважины;

в) 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.

109. 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.

110. 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 покрытие сезонной неравномерности подачи газа в течение года.

111. Число резервных эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных месторождений определяется проектом разработки в зависимости от общего числа действующих эксплуатационных скважин, а также геологических особенностей месторождения (залежи) и условий его эксплуатации.

112. Число наблюдательных и пьезометрических скважин определяется в зависимости от общего числа эксплуатационных скважин, системы их размещения, размеров и конфигурации, а также геологических особенностей и условий эксплуатации месторождения.

Число и расположение наблюдательных и пьезометрических скважин определяется проектом.

113. Если по условиям газопотребления 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 промысла, 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.

Соответственно этому должен быть изменен 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 должны быть утверждены в установленном порядке.

114. Допускаются отклонения отдельных скважин от принятой сетки разбуривания 100 — 200 м, если эти отклонения необходимы по условиям бурения или обслуживания скважины. Отклонения свыше указанной величины должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены в установленном порядке.

115. Изменение числа эксплуатационных газовых скважин против проекта должно быть согласовано с организацией, составившей и утвердившей проект разработки, а также с организацией, ведущей наблюдение за процессом разработки.

116. Контроль за разработкой залежи (объекта) осуществляется добывающей организацией (при участии организации, ведущей проектирование разработки) путем систематического анализа хода разработки на основе регулярных замеров и наблюдений, а также комплекса исследований, проводимых на эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и эксплуатационно-наблюдательных скважинах.

В технологических проектных документах на разработку предусматривается специальное оборудование скважин, агрегаты, аппаратура и технологические средства, необходимые для комплексного контроля за процессом разработки, а также виды, объемы и периодичность исследований, характеризующих процесс разработки залежей и работу отдельных скважин.

117. Система контроля должна включать следующий минимум исследований: систематические и периодические контрольные измерения и определения пластовых 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) по скважинам в процессе эксплуатации. Все перечисленные выше исследования также проводятся при освоении скважин и перед пуском их в эксплуатацию после каких-либо остановок или периода консервации.

118. Контроль за разработкой месторождения (залежи) предусматривает построение карт изобар, карт произведения эффективной мощности на пористость, определение средневзвешенных давлений на различные даты, графиков «отбор — давление», карт дебитов, карт обводнения и пр. На основании фактического материала должны определяться и периодически уточняться:

а) режим залежи;

б) начальные и текущие (остаточные) запасы газа и конденсата в залежи (и нефти в разрабатываемой оторочке);

в) распределение давления по залежи;

г) взаимодействие отдельных участков залежи;

д) интенсивность и характер продвижения воды (и нефти) на различных участках залежи.

119. Важнейшей задачей геологической службы (или специальных технологических групп) добывающих организаций в части контроля за разработкой является наблюдение за продвижением воды, выносом породы и изучение распределения давления по площади отдельных залежей месторождения в процессе разработки, которое складывается из двух групп измерений:

а) измерения статических давлений, снятия кривых нарастания давления, определения зависимости «дебит — давление» по эксплуатирующимся скважинам; эти исследования связаны с необходимостью остановки эксплуатационных скважин и временным прекращением (или сокращением) отбора газа из них;

б) наблюдения и измерения за изменением уровня жидкости и давления на простаивающих эксплуатационных, а также на специальных наблюдательных, пьезометрических и эксплуатационно-наблюдательных скважинах.

К наблюдательным относятся скважины, вскрывающие горизонт в пределах газонасыщенной его части. Эти скважины в течение продолжительного времени не эксплуатируются и служат для точных замеров давления и наблюдения за продвижением контакта газ — вода (или газ — нефть и нефть — вода при наличии нефтяной оторочки).

К эксплуатационно-наблюдательным относятся эксплуатационные скважины, специально оборудованные для изучения подъема контакта газ — вода (или газ — нефть и нефть — вода при наличии нефтяной оторочки), точных замеров давления газа и т. д. Они должны периодически выключаться из эксплуатации. По мере решения задач наблюдательные и эксплуатационно-наблюдательные скважины могут быть переведены в обычные эксплуатационные.

К пьезометрическим относятся скважины, вскрывающие продуктивный пласт в пределах его водонасыщенной части. В них проводятся наблюдения за снижением уровней законтурной или подошвенной воды.

120. Измерения статических давлений следует проводить периодически по всему фонду скважин с минимальным разрывом во времени. В первый период разработки такие измерения необходимо проводить не реже одного раза в квартал как с целью уточнения запасов газа по падению давления, выяснения распределения их по объему залежи, так и для оперативного контроля за распределением давления.

121. Периодичность измерений пластовых давлений по скважинам устанавливается в соответствии с проектом разработки месторождения в зависимости от темпов отбора газа и обусловленного им падения пластового давления.

122. Периодичность измерений давления следует выбирать с таким расчетом, чтобы за период между двумя сериями измерений падение пластового давления в среднем по месторождению превышало ошибку измерений за счет погрешности образцового манометра не менее чем в 2-3 раза.

Определив приближенно запасы газа объемным методом, можно установить интервалы измерений.

123. При остановках эксплуатационных скважин обязательны измерения статических давлений (или снятие кривых восстановления давления).

124. После ввода месторождения в разработку на полную мощность и достижения устойчивой эксплуатации, интервалы между сериями измерений по всему месторождению можно увеличить до полугодия или до одного года.

125. Для контроля за разработкой газовых месторождений необходимо оборудовать сеть наблюдательных и пьезометрических скважин, оптимальное число и расположение которых определяется проектом разработки.

На месторождениях с запасами до 5 млрд. м³ наблюдательные и пьезометрические скважины бурить не следует. Для этой цели должны быть использованы разведочные скважины, законтурные или приконтурные.

126. Наблюдательные и пьезометрические скважины вместе с эксплуатационно-наблюдательными должны обеспечивать достаточно полный контроль за динамикой пластового давления и распределением его по площади залежей, а при большой высоте газовой залежи — по объему в процессе их разработки.

Наблюдательные и пьезометрические скважины следует оборудовать таким образом, чтобы они одновременно решали две задачи:

а) наблюдение за изменением пластового давления (в наблюдательных скважинах) или за статическим уровнем (в пьезометрических скважинах);

б) прослеживание положения контакта газ — вода во времени.

127. По наблюдательным газовым скважинам должны быть обеспечены условия для контроля за состоянием забоя и для продувки скважин, а также для исследования на приток. Для этого устье таких скважин должно быть оборудовано следующим образом:

а) устанавливается коренная задвижка и тройник с двумя задвижками и двумя буферными колпаками;

б) каждый из колпаков должен иметь отверстие под стандартный вентиль высокого давления.

128. Для измерения положения забоя или проведения геофизических исследований к фланцу верхней задвижки крепится специальный лубрикатор.

129. Следует устанавливать на устьях наблюдательных скважин регистрирующие манометры при условии, что класс точности их будет близок к классу точности образцовых манометров.

130. На устьях пьезометрических скважин должен быть предусмотрен постоянный контроль за положением уровня воды. Картограммы должны быть рассчитаны так, чтобы смена их производилась не чаще, чем раз в один-полтора месяца, т. е. в периоды контрольных замеров.

131. В удаленных зонах в качестве наблюдательных используются разведочные скважины и только при крайней необходимости некоторые скважины могут быть пробурены специально.

В более близких зонах используются скважины из числа разведочных и будущих проектных эксплуатационных скважин, которые бурятся по графику опережающего бурения и по мере подхода фронта разбуривания становятся обычными эксплуатационными или эксплуатационно-наблюдательными.

132. Наблюдательные (газовые) скважины, особенно, если они расположены в удаленных зонах, могут быть на определенном этапе разработки введены в периодическую эксплуатацию на различные сроки с целью более детального изучения характеристики продуктивных горизонтов.

133. В качестве пьезометрических должны быть использованы пробуренные разведочные приконтурные и законтурные скважины или обводнившиеся вследствие продвижения воды в залежь эксплуатационные скважины, если по техническим причинам не требуется их ликвидация.

134. Для крупных газовых месторождений с целью контроля и корректирования разработки допускается бурение специальных пьезометрических скважин в приконтурной и законтурной областях пласта, причем эти скважины могут иметь меньший диаметр, чем эксплуатационные скважины.

135. По наблюдательным скважинам измерения следует производить не реже одного раза в 1,5-2 месяца с тем, чтобы получить промежуточные точки между общими сериями измерений по всему месторождению. Это необходимо для получения достаточного числа измерений и уверенного построения графиков «отбор-давление».

136. По пьезометрическим скважинам необходимо также регулярно проводить измерения не реже одного раза в 1,5-2 месяца в первые годы эксплуатации и в 3-4 месяца после окончания разбуривания и выхода месторождения на постоянный отбор.

137. Периодические контрольные измерения, необходимые для построения карт изобар, оценки режима и др., должны производиться по пьезометрическим, наблюдательным и эксплуатационным наблюдательным скважинам практически одновременно.

Периодичность измерений на месторождении устанавливается организациями, осуществляющими работы и наблюдения за разработкой месторождения.

138. Для контроля за разработкой газового месторождения необходимо иметь данные не только о падении давления в непосредственной близости от залежей, но и о том, насколько далеко распространяется заметное падение давления в водоносную область пласта. Для этого необходимо организовать регулярное наблюдение за поведением пластового давления на близлежащих неразрабатываемых месторождениях в этом же пласте, максимально используя для этих целей разведочные скважины.

Для крупных месторождений желательно, по возможности, также оборудовать хотя бы в одном-двух направлениях лучи (профили) пьезометрических скважин для наблюдения за интенсивностью падения давления в законтурной области пласта.

139. Для горизонтов с предельным (или близким к предельному) газонасыщением, в пьезометрических скважинах необходимо отбирать так называемые «режимные пробы» воды и газа и производить другие гидрогеологические исследования по выяснению изменения газонасыщенности в процессе разработки и соответственно возможности выделения свободной газовой фазы.

Пробы на газонасыщенность следует отбирать не реже одного раза в год и производить их анализ.

140. Для массивных залежей с большим этажом газоносности, а также для пластовых залежей, приуроченных к сложнопостроенным пачкам, необходимо иметь данные о распределении давления не только по площади газовой залежи, но и по ее объему в целом, т. е. сравнительные данные о падении давления в различных по вертикали (но приуроченных к одним и тем же блокам) частях (пачках) продуктивного горизонта, для чего следует оборудовать несколько сопоставительных пар наблюдательных скважин.

141. В одной из скважин каждой пары следует перфорировать верхи продуктивного горизонта, а в другой низы. Такие скважины из числа эксплуатационных необходимо иметь как в пределах эксплуатационного поля, т. е. в зоне расположения эксплуатационных скважин, так и за его пределами. По мере выполнения своих задач эти скважины передаются в эксплуатацию. При этом может быть необходим дострел невскрытых первоначально интервалов.

При большой мощности сопоставительное звено может возрасти до 3 скважин (в одной перфорируются верхи, в другой — средняя часть горизонта, а в третьей — низы).

На цементаж таких сопоставительных скважин должно быть обращено особое внимание, так как только при хорошем цементаже будут получены надежные данные. Скважины с ненадежным креплением не следует использовать для этой цели.

142. По скважинам, эксплуатирующим одновременно группу пластов, необходимо не реже одного раза в полугодие проводить контрольные измерения дебитов раздельно по пластам, используя для этой цели глубинные дебитомеры и термометры.

143. Для наблюдения за характером и интенсивностью продвижения подошвенных вод следует оборудовать несколько скважин, расположенных в различных участках месторождения.

Для сложных литологических условий (карбонатные коллекторы, тонкое чередование песчано-глинистых пород и пр.), где нейтронный гамма-каротаж не дает положительных результатов для прослеживания подъема контакта газ — вода, требуется проведение комплексных промыслово-геофизических и газогидродинамических исследований скважин.

144. Для интерпретации фактических данных, получаемых в процессе контроля за разработкой, необходимо иметь надежные данные по количеству всего газа, извлеченного из пласта (отбор газа + потери).

Учет добычи газа осуществляется в соответствии с § 5 главы V настоящих Правил.

145. Потери газа при исследованиях скважин, различных продувках, а также перетоках, аварийном фонтанировании и прочее, должны быть обязательно оценены и своевременно списаны с баланса добывающей организации.

Отсутствие учета потерь газа может оказать существенное влияние на результаты анализа разработки месторождения.

146. Если значительные потери газа были до начала эксплуатации залежи, то необходимо тщательно измерить распределение пластового давления по площади и построить начальную карту изобар на момент ввода залежи в разработку.

147. Контроль за разработкой газоконденсатных месторождений должен предусматривать проведение всех мероприятий, указанных выше для газовых месторождений. Наряду с этим на газоконденсатных месторождениях должны проводиться дополнительные мероприятия.

148. Наблюдения и исследования при разработке газоконденсатной залежи должны проводиться с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата, а также условий его выпадения в пласте.

149. Статическое пластовое и забойное давления должны обязательно проверяться при помощи глубинных манометров.

150. Не реже двух раз в год должны проводиться исследования каждой скважины на определение содержания конденсата, выражаемого в см /м , при рабочих условиях, в том числе в низкотемпературном сепараторе. При этом определяется содержание как сырого, так и стабильного конденсата.

151. Не реже двух раз в год должен определяться состав газа, поступающего из эксплуатационных скважин.

Полученные при исследовании скважин данные о значении газоконденсатного фактора и состава газа, поступающего на промысловую обработку, должны быть занесены в дело скважины.

152. На основе данных, полученных при исследовании всех эксплуатационных скважин, должна быть графически выражена зависимость: пластовое давление содержание конденсата (пентаны + высшие) в газе поступающем на промысловые установки.

Данные промысловой обработки газа на установках низкотемпературной сепарации (далее по тексту НТС) используются также для построения зависимости: пластовое давление выход конденсата (в см³/м³ для сырого и стабильного конденсата при рабочих условиях в сепараторе).

153. Не реже двух раз в год должны определяться 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.

154. При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт должны проводиться исследования и контролироваться следующие параметры:

а) состав газа, поступающего на промысловые установки для переработки;

б) время прорыва «сухого газа» к забоям эксплуатационных скважин;

в) физико-химические свойства выделяемого из газа конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная разгонка);

г) количество газа и конденсата, добываемых из каждой эксплуатационной скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, за месяц и годовое);

д) суммарное количество газа, закачиваемого в пласт (за сутки, за месяц и годовое);

е) количество «сухого газа», прокачиваемого в каждую нагнетательную скважину (за сутки);

ж) текущее пластовое давление в залежи (поквартально);

з) давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно).

155. По нагнетательным скважинам должно периодически проводиться определение их удельной приемистости, т. е. количество поглощаемого рабочего агента на 1 м эффективной мощности и на 0,1 МПа избыточного над пластовым давления.

При снижении удельной приемистости необходимо осуществить соответствующие мероприятия по ее восстановлению.

156. Приобщение газоносных горизонтов в процессе разработки месторождения (залежи) производится в соответствии с проектными документами:

а) объединением горизонтов в один эксплуатационный объект;

б) одновременной, но раздельной эксплуатацией одной скважиной нескольких горизонтов.

157. Приобщение газоносных горизонтов к эксплуатационным объектам допускается при сходной геологопромысловой характеристике.

158. Приобщение в скважинах к эксплуатационному объекту нового продуктивного горизонта может производиться:

а) когда в скважине цемент за колонной находится выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывает;

б) когда эксплуатируемая скважина при оптимальном режиме дает сравнительно небольшой дебит газа и приобщение нового пласта может заметно увеличить дебит данной скважины;

в) когда эксплуатируемая скважина является безводной и приобщаемый продуктивный горизонт в месте расположения данной скважины не обводнен и не обводнится в ближайшее время.

159. До приобщения нового продуктивного горизонта на скважине необходимо провести ряд специальных исследований:

а) методом установившихся отборов, с построением индикаторных диаграмм и определением фильтрационных коэффициентов и параметра гидропроводности по каждому эксплуатационному объекту;

б) методом восстановления пластового давления;

в) измерение пластового давления и температуры приобщаемого пласта;

г) отбор и исследование проб газа с целью определения его характеристики в пластовых и нормальных условиях.

160. На основании данных предшествующей эксплуатации скважины и результатов проведенных исследований составляется соответствующая записка, в которой обосновывается целесообразность приобщения нового пласта.

161. Основанием для строительства скважин является технический проект, который разрабатывается специализированной проектной организацией или группой специалистов, имеющей соответствующую лицензию.

162. Работы по заложению, бурению и испытанию скважин выполняются в соответствии с действующими нормативными документами.

163. Бурение скважин — технологический процесс строительства ствола скважин, состоящий из следующих основных операций:

а) углубления скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

б) удаления разрушенной породы из скважины;

в) спуска обсадных промежуточных колонн, с последующим цементированием заколонного пространства;

г) спуска на проектную глубину и цементирование последней эксплутационной колонны;

д) проведения комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов.

164. Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна (при необходимости), приготовление промывочной жидкости, каротаж, замер кривизны скважины, освоение ее с целью вызова притока продукта и т. п.

Полный цикл строительства скважины состоит из следующих основных элементов:

а) монтажа вышки, бурового (силового) оборудования и строительства привышечных сооружений;

б) подготовительных работ к бурению скважин;

в) процесса бурения;

г) вскрытия и разобщения пластов (спуска обсадных труб и их цементирования);

д) испытания скважины на приток продукта (освоения);

е) демонтажа оборудования.

165. Местоположение скважины определяется геологической службой в соответствии с проектом разведки или разработки месторождения.

166. Конструкция скважин должна обеспечивать: прочность скважины как технического сооружения, изоляцию продуктивных и водоносных горизонтов, достижение проектной глубины, минимальный расход материалов и средств на разведку и разработку месторождения, достижение запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии для транспорта добываемого продукта.

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

168. Ввод смонтированной буровой установки в работу осуществляется после полной готовности, испытания, обкатки всего оборудования и при наличии укомплектованной буровой бригады по решению комиссии, принимающей буровую установку.

Готовность к пуску оформляется актом.

169. В процессе бурения постоянно контролируются следующие параметры:

а) вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

б) плотность бурового раствора;

в) расход бурового раствора на выходе и входе из скважины;

г) давление в манифольде буровых насосов;

д) уровень раствора в приемных емкостях при бурении и на устье скважины при простое и спускоподъемных операциях;

е) крутящий момент на роторе.

Регистрируемые показатели должны быть в поле зрения бурильщика.

170. Фактическое положение ствола скважины в пространстве при бурении и забоя в продуктивном горизонте должны определяться систематическими инклинометрическими измерениями в процессе бурения, в том числе с использованием забойных телеметрических систем. Допустимые отклонения должны указываться в проекте.

171. Начальник буровой или мастер представляет руководству бурового предприятия суточный рапорт о работах, проведенных на буровой, по установленной форме.

172. Вскрытие газоносного пласта должно сопровождаться применением соответствующих методов интенсификации, в зависимости от характера эксплуатационного объекта.

173. Применяются следующие методы интенсификации добычи газа:

а) специальные методы перфорации и торпедирование скважин и приобщение продуктивных горизонтов путем дострела в газовой среде;

б) кислотная обработка;

в) гидравлический разрыв пласта;

г) гидропескоструйная обработка призабойных зон пласта;

д) обработка поверхностно-активными веществами.

174. Метод интенсификации должен быть осуществлен с тем расчетом, чтобы вскрытие каждого или большинства продуктивных пропластков было более совершенным с целью максимального получения дебита из этих пропластков при минимальной депрессии.

175. При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо предусматривать такую конструкцию забоев скважин, которая позволяла бы осуществить необходимые в данных условиях методы интенсификации и не вызывала бы осложнений.

176. Методы интенсификации добычи газа и конденсата предусматриваются в проектах разработки и в работах по авторскому надзору за разработкой месторождения (залежи).

177. Работы по интенсификации добычи газа и конденсата осуществляются в соответствии со специальными планами, составленными геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия и утвержденными руководством предприятия.

178. Все работы по интенсификации добычи газа и конденсата должны выполняться с соблюдением правил техники безопасности.

179. При вскрытии газоносных пластов могут быть применены:

а) прострелочные работы

пулевая перфорация;

кумулятивная перфорация;

торпедная (снарядная) перфорация;

перфорация при герметизированном устье скважин (перфорация под давлением в газовой среде);

перфорация при спущенной колонне фонтанных труб;

гидропескоструйная перфорация;

б) взрывные работы:

фугасное торпедирование;

направленное торпедирование.

Прострелочные и взрывные работы могут быть использованы самостоятельно, в сочетании между собой, а также в комбинации с гидроразрывом пласта, обработкой фильтра скважины и призабойной зоны пласта кислотой (соляной или смесью соляной и плавиковой) и т. д.

180. Выбор метода и типов прострелочной и взрывной аппаратуры производится в зависимости от назначения и геолого-технической характеристики скважины, а также от задач, поставленных перед прострелочными работами.

181. Все прострелочные и взрывные работы в скважинах производятся специальными геофизическими организациями.

182. Ответственность за правильность выбора как метода прострелочных или взрывных работ, так и аппаратуры в равной степени несут и организация-заказчик и организация-исполнитель.

183. Интервалы перфорации и торпедирования определяются геологической службой добывающей организации, исходя из фактического разреза данной скважины.

184. Плотность перфорации должна выбираться оптимальной для каждого горизонта экспериментальным путем в процессе его разведки и подготовки к промышленной эксплуатации с тем, чтобы обеспечить возможно более полное гидродинамическое совершенство скважин, не допуская в то же время осложнений в процессе работы на проектируемом режиме.

185. Торпедирование обсаженных скважин в целях вскрытия пласта и интенсификации добычи газа может применяться в случаях, когда методы перфорации не дают желаемого результата и когда допустимо при этом частичное разрушение обсадной колонны и цементного кольца в зоне взрыва.

186. Торпедирование и торпедная перфорация газовых скважин могут применяться только в породах, дающих хорошее трещинообразование, т. е. в крепких породах.

187. В процессе работы перфораторно-торпедировочной партии на буровой обязательно присутствие ответственного представителя геологической службы промысла, который по окончании работ подписывает задание на выполнение прострелочных или взрывных работ в скважине и акт о промере кабеля.

188. Работы с прострелочной и взрывной аппаратурой на скважинах производятся с соблюдением требований безопасности при взрывных работах.

189. Кислотная обработка скважин — процесс подачи на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Кислота, проникая в поры пласта, растворяет находящиеся в породе известняки и доломиты, в результате чего сеть каналов расширяется и, следовательно, увеличивается проницаемость коллектора.

190. Кислотная обработка призабойных зон скважин является эффективным средством интенсификации добычи газа и увеличения приемистости при закачке газа или воды в пласт в случае разработки газоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления для всех карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным и глинистым цементом или с прослоями карбонатных пород.

191. В зависимости от геологических условий для обработки применяется кислотный раствор, содержащий 12 — 15% и выше соляной кислоты, 1-2% уксусной кислоты, 2 — 6% плавиковой кислоты (при глинистом цементе), ингибиторы, поверхностно-активные вещества на 1 м вскрытой перфорацией мощности. В отдельных случаях эта норма может быть увеличена.

192. Продавка соляной кислоты в пласт осуществляется или водой, или газом, подаваемым компрессором или же поступающим из скважины с высоким давлением.

193. При оценке эффективности кислотной обработки следует иметь в виду, что в некоторых случаях призабойная зона газовых скважин не сразу освобождается от воды, в которой была растворена кислота. Иногда для этого требуется длительное время — несколько недель и даже месяцев.

194. В обсаженных и перфорированных скважинах, вскрывающих мощные, особенно переслаивающиеся карбонатные пласты, рекомендуется проводить поинтервальную кислотную обработку с временной установкой пакеров выше и ниже обрабатываемого интервала.

195. Независимо от технологической схемы обработки в кислотный раствор вводятся специальные добавки, которые:

а) предотвращают разрушение кислотой применяемого оборудования и

б) облегчают вынос продуктов реакции из призабойной зоны скважины.

196. Транспортировка и хранение кислоты, приготовление растворов, закачка их в скважину должны выполняться с соблюдением соответствующих инструкции и правил безопасности.

197. Гидравлический разрыв пласта является эффективным средством увеличения проницаемости призабойной зоны скважин за счет создания или расширения существующих в призабойной зоне трещин под действием давления закачиваемой в скважину жидкости.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления.

198. Гидравлический разрыв особенно эффективен в устойчивых коллекторах с малой проницаемостью. Объектами для гидроразрыва являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм² ) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.

Продуктивные пласты, имеющие более высокую проницаемость и находящиеся уже в длительной разработке, но содержащие еще большие запасы газа, могут так же подвергаться гидроразрыву.

199. На месторождениях, имеющих залежи водоплавающего типа, при выборе скважин для гидроразрыва необходимо учитывать расстояние от устья трещины до газоводяного контакта (далее по тексту — ГВК). Оптимальное расстояние от устья трещины до ГВК зависит от типа коллектора и не является постоянным. В зависимости от типа коллектора это расстояние может колебаться от 8 до 40 м.

200. В продуктивных интервалах большой мощности (несколько десятков и сотен метров) в обсаженных скважинах, вскрытых перфорацией, производится поинтервальный (направленный), многократный гидроразрыв пласта с применением пакеров или иных изолирующих приспособлений и материалов.

201. Если скважины, подвергшиеся гидроразрыву, вначале имели высокий дебит и на протяжении сравнительно короткого времени эксплуатации снизили его, то в этом случае гидроразрыв можно повторить.

202. Сущность гидропескоструйного воздействия заключается в обработке блокированной призабойной зоны пласта струями жидкости с абразивом, истекающими из насадок. Эти струи, воздействуя на преграду (металл труб обсадных колонн, цементный камень, горная порода) разрушают ее в радиусе их эффективного воздействия.

203. Метод гидропескоструйной перфорации необходимо применять для вскрытия скважин в тех случаях, когда этот метод имеет экономические преимущества перед кумулятивной перфорацией. При экономической оценке эффективности метода необходимо учитывать величину дебитов скважин, вскрытых абразивным и кумулятивным перфораторами.

204. Перфорацию скважин, вскрывающих продуктивный комплекс мелких пропластков с низкой вертикальной проницаемостью, производить посредством инструмента, насадки которого направлены под 45° к плоскости напластования.

205. Перед гидравлическим разрывом пласта с целью ориентации трещины необходимо создать каналы посредством абразивного перфоратора в плоскости проектируемой трещины.

206. Перед кислотной обработкой с целью снижения давления закачки кислоты в пласт намеченный интервал вскрывают методом гидропескоструйной перфорации.

207. Процесс вскрытия гидропескоструйной перфорацией должен осуществляться снизу вверх.

208. Все работы по гидропескоструйной обработке скважин должны проводиться с соблюдением правил техники безопасности.

209. Обработка призабойных зон скважин смолами с целью укрепления пласта является одним из средств предотвращения выноса песка из пласта при эксплуатации скважин. Обработка смолами применяется, когда другие методы задержания песка (фильтры, гравийные набивки и пр.) оказываются неэффективными либо требуют больших затрат по сравнению с обработкой смолой.

210. Обработка призабойной зоны смолами возможна как во вновь пробуренных и неиспытанных скважинах, так и в скважинах, ранее эксплуатировавшихся.

Обработка вновь пробуренных и неиспытанных скважин может проводиться непосредственно вслед за перфорацией. Необходимость обработки определяется на основании эксплуатации обрабатываемого пласта в соседних скважинах. Вызов притока жидкости или газа из пласта до обработки (например, при испытании скважины) не рекомендуется, так как это может привести к нарушению равновесия рыхлой породы пласта и ухудшить результаты обработки.

211. Скважины, предназначенные для обработки смолой, должны иметь герметичное цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта. При наличии негерметичности скважины ниже обрабатываемого интервала необходимо установить до обработки цементный мост или пробку-пакер, отделяющий нижнюю негерметичную зону от обрабатываемого интервала. При наличии негерметичности обсадной колонны или сообщения с верхним продуктивным горизонтом выше обрабатываемого интервала необходимо обрабатывать пласт с применением пакера, отделяющего верхнюю часть скважины.

212. При обработке призабойной зоны скважин, из которых во время эксплуатации извлечено большое количество песка, работам по креплению должна предшествовать закачка крупнозернистого кварцевого песка или другого зернистого наполнителя в призабойную зону.

Выбирая наполнитель, желательно обеспечить хорошую адгезию применяемой смолы к материалу зерен. Намыв наполнителя в каверны призабойной зоны необходимо повторять несколько раз с контролированием количества наполнителя, вошедшего в пласт.

213. Скважины, предназначенные для проведения обработки смолами, должны иметь чистый забой.

214. Глушение скважины, вскрытие пласта, намыв наполнителя в каверны призабойной зоны и другие подготовительные работы должны проводиться на жидкостях, не загрязняющих пласт или легко удаляемых последующей обработкой. Применение глинистого раствора в качестве рабочей жидкости при указанных работах не рекомендуется во избежание закупорки некоторой части обрабатываемой зоны, в результате которой эта часть останется не обработанной смолой.

215. Выбор феноло-формальдегидной смолы определяется в зависимости от температуры пласта.

Возможно также проведение обработки призабойной зоны другими составами и способами, показавшими при лабораторных испытаниях хорошее качество крепления пластового песка при пластовой температуре.

216. При проведении обработки необходимо предусмотреть определение приемистости пласта до закачки смолы, а также извлечение труб из обрабатываемого интервала до начала загустевания смолы.

217. Закачивать смолу следует при давлении, которое не вызывает гидроразрыва пласта. Если давление гидроразрыва пласта не известно, то можно условно определить его по формуле:

где Н — глубины обрабатываемой зоны, Р — давление.

218. Перед закачкой под давлением смол, кислот и других реагентов в скважину все нагнетательные наземные трубопроводы и арматура на устье скважины должны быть проверены опрессовкой на герметичность и прочность под давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное рабочее давление на насосе.

219. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин определяются целым рядом геолого-технических условий и факторов.

К ним относятся:

а) величина пластового давления и рабочий дебит скважины;

б) физико-химическая и товарная характеристика газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрессивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты, органических кислот и т. д.);

в) характеристика пород-коллекторов продуктивного пласта (несцементированные, слабосцементированные, плотные и т. д.);

г) термодинамические условия работы ствола скважины и условия гидратообразования в стволе;

д) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных горизонтов;

е) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям;

ж) местоположение скважины по отношению к ГВК (или водонефтяному контакту).

220. В зависимости от перечисленных условий и факторов можно применять следующие способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

а) эксплуатация по фонтанным трубам (без пакера или распакеровкой затрубного пространства);

б) совместно раздельная эксплуатация двух или нескольких продуктивных пластов посредством фонтанных труб и пакеров.

221. Эксплуатация газовых скважин по эксплуатационным колоннам без спуска в них фонтанных труб допускается в виде исключения для устойчивых продуктивных пластов сравнительно небольшой мощности (10 — 15 м), с низким пластовым давлением (9 — 6 МПа) и отсутствием коррозионных компонентов в газе и только в тех высокодебитных скважинах сводовой и присводовой части структуры, где происходит полный вынос конденсационной жидкости.

222. Фонтанные трубы спускают в целях:

а) предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, вызываемых присутствием в газе твердых примесей и агрессивных компонентов;

б) выноса жидкостей и механических примесей с забоя скважины на поверхность для задавки скважин при ремонтных работах и улучшения тем самым ее продуктивности;

д) создания условий управления скважиной на случай возможных осложнений;

е) одновременной и раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов единым стволом (по фонтанным трубам и кольцевому пространству, разделенных при помощи пакера).

223. При наличии в газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота, органические кислоты и т. д.) и при высоких пластовых давлениях, когда не исключена возможность разъедания эксплуатационной колонны, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин должна осуществляться только по фонтанным трубам.

224. В зависимости от конкретных условий затрубное пространство может быть изолировано при помощи пакеров и залито нейтральной жидкостью, не дающей осадка, или не изолировано.

Эксплуатация скважин по фонтанным трубам с неизолированным межтрубным пространством допускается только при условии герметичности эксплуатационной колонны, в которую должен подаваться антикоррозионный ингибитор.

225. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:

а) ожидаемого максимального рабочего дебита скважины;

б) максимально-допустимого перепада давления в стволе;

в) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах (скорость у башмака фонтанных труб должна быть в пределах 5 — 10 метров в секунду), обеспечивающих вынос с забоя скважины жидких и твердых примесей;

г) диаметра эксплуатационной колонны (в существующих скважинах);

д) наличия или отсутствия агрессивных компонентов в газе.

226. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодические и непрерывные методы удаления влаги из скважины.

К периодическим методам удаления влаги относят:

а) остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом;

б) продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).

К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:

а) эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;

б) применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами;

227. Одновременная эксплуатация по затрубному пространству и фонтанным трубам при условии постоянного выноса песка не допускается.

228. На период кратковременных исследований скважин разрешается, в зависимости от конкретных условий, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин любым способом, перечисленным выше. При этом должны быть приняты меры предосторожности, обеспечивающие сохранность недр и эксплуатационной колонны.

229. Одновременная и раздельная эксплуатация нескольких горизонтов одной скважиной по фонтанным трубам (с пакером) и затрубному пространству может осуществляться при условии отсутствия в газе, добываемом по межтрубному пространству, агрессивных компонентов, вызывающих интенсивную коррозию, и отсутствия возможности прихвата фонтанных труб.

230. Фонтанная арматура должна обеспечить замер температур и давлений газа на устье скважины при любом способе эксплуатации, а также должна обеспечивать возможность спуска в скважину глубинных приборов во время работы скважины.

231. На каждой скважине в соответствии с геологическими и технологическими условиями необходимо устанавливать и постоянно поддерживать оптимальный режим работы, обеспечивающий нормальную работу скважины.

232. Первоначальный технологический режим работы скважин определяется по результатам испытаний этих скважин, проводимых по методу стационарных режимов фильтрации и результатам предшествующей опытной эксплуатации, а также с учетом геолого-промысловых особенностей залежи.

233. Технологический режим и текущие рабочие дебиты скважин устанавливаются с учетом следующих основных факторов:

а) выноса песка, количество которого устанавливается в процессе исследования скважин, и которое не должно приводить к разрушению призабойной зоны пласта и к разъеданию подземного и наземного оборудования;

б) возможности обводнения забоев скважин;

в) конструкции и технического состояния скважины;

г) температурного режима работы газовой скважины с учетом конденсации воды, углеводородов и условий выноса их на поверхность;

д) технологический режим должен быть таким, чтобы в стволе скважины исключалась возможность гидратообразования и обеспечивался вынос жидкости на поверхность;

е) необходимого по условию сбора и транспорта газа и конденсата рабочего давления на устье скважины.

234. Технологические режимы работы по отдельным скважинам должны обеспечить получение оптимально возможного дебита газа и соблюдение рациональных условий разработки месторождения (залежи), охраны недр и техники безопасности.

В зависимости от конкретных условий месторождений (залежей, объектов) на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов:

а) режим постоянного градиента давления в случае возможного разрушения продуктивного коллектора. Этот режим можно заменить режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована;

б) режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта также в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;

в) режим постоянной депрессии в случае опасности образования конусов и языков обводнения;

г) режим постоянного давления на головке скважины при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа;

д) режим постоянного дебита при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита является временным, так как с течением времени величина этого дебита должна изменяться.

235. Технологические режимы работы скважин составляются на основании результатов текущей эксплуатации и данных исследований скважины.

Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или раз в квартал в зависимости от стадии разработки и утверждаются в установленном порядке.

236. Режим работы скважины регулируется:

а) штуцерами, устанавливаемыми для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора.

237. После смены режима скважины необходимо установить показатели работы нового технологического режима, определив:

а) дебит скважин;

б) забойное давление (рабочую депрессию);

в) давление и температуру на буфере, в затрубном пространстве, в межколонном пространстве, до штуцера и после штуцера;

г) количество жидких (конденсата, воды) и твердых примесей.

238. Все показатели, а также любые изменения в режиме работы скважины, должны обязательно регистрироваться и документироваться в соответствии с существующими формами.

В случае нарушения установленного режима работы скважины руководством газодобывающего предприятия должны быть приняты срочные меры к его восстановлению.

239. Регулирование подачи газа в магистральный газопровод осуществляется:

а) отключением части скважин или их регулированием;

б) изменением режима работы отдельных, специально выделенных скважин при помощи штуцеров; по этим скважинам пределы изменения технологического режима строго ограничиваются геологической службой.

Текущее регулирование дебита скважин осуществляется оператором по добыче по указанию диспетчера промысла с обязательной записью в журнале об изменении режима работы скважин.

240. По скважинам, где нарушение заданного режима может привести к осложнениям, регулировка режима работы запрещается.

241. Объем текущего отбора газа по газоносному пласту или объекту в целом должен устанавливаться в соответствии с утвержденным проектом разработки.

Нормы отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологический режим) должны составляться ежеквартально промыслами на основе установленных отборов газа по пласту и утверждаться вышестоящими организациями.

242. Планы текущего отбора газа по пластам и объектам составляются добывающими промыслами один раз в квартал в соответствии с проектом разработки и утвержденными нормами отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологическим режимам).

243. К наземному оборудованию газовых скважин по пути движения газа от устья к групповому сборному пункту или газосборному коллектору относятся:

а) фонтанная арматура (елка);

б) шлейфы, имеющие различную длину и различные диаметры в зависимости от расположения группового пункта и дебитов скважин;

в) регулируемый или обыкновенный штуцер;

г) сепаратор, рассчитанный на соответствующее давление и пропускную способность, для каждой скважины в отдельности, или общий для нескольких скважин;

д) эжекторы, применяемые для транспорта газов, низконапорных пластов, за счет смешения их с газом высокого давления;

е) комплект оборудования (метанольный бачок, регенерационная колонна диэтиленгликоля (далее по тексту — ДЭГ), дозировочный насос, автоматическая печь подогрева газа на устье скважин) для борьбы с гидратами в шлейфах, сепараторах и эжекторах.

244. К наземному оборудованию газоконденсатной скважины относятся:

а) фонтанная арматура (елка);

б) шлейф;

в) сепаратор высокого давления с емкостью для сбора конденсата;

г) теплообменники типа «труба в трубе»;

д) регулируемый или обыкновенный штуцер;

е) низкотемпературный сепаратор, рассчитанный на давление, пропускную способность;

ж) комплект оборудования для борьбы с гидратами, которые могут образовываться как в теплообменнике и регулируемом штуцере, так и в низкотемпературном сепараторе (дозировочные насосы, емкости диэтиленгликоля, печь регенерации ДЭГ, отстойники-разделители ДЭГ и конденсата, теплообменники охлаждения и нагревания ДЭГ).

245. Наземное оборудование газовых и газоконденсатных скважин на групповых сборных пунктах (сепараторы, штуцеры, теплообменники, конденсатосборники и т. д.) должно находиться под регулярным наблюдением оператора по добыче газа, который обязан тщательно следить за их исправностью и нормальной работой. Особое внимание должно быть уделено фланцевым, резьбовым, сварным соединениям и запорной арматуре тех скважин, в газе которых содержатся коррозионные элементы (сероводород и углекислота).

В случае неисправности отдельных деталей или узлов оборудования скважин должны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей, или замене неисправных деталей и узлов оборудования.

246. Все оборудование, устанавливаемое на скважинах или сборных пунктах (как новое, так и находившееся уже в эксплуатации), должно подвергаться предварительной опрессовке для определения возможности его использования.

247. Фонтанная и запорная арматура газовых и газоконденсатных скважин должна отвечать следующим требованиям:

а) герметичности при многократном открывании и закрывании запорного элемента;

б) возможности полного открытия и закрытия запорного элемента от усилий рук одного человека;

в) возможности замены сальниковых уплотнений без прекращения подачи газа в газопровод;

г) рассчитана на двукратный запас от статического устьевого давления;

д) измерение давления и температуры в трубном и затрубном пространствах;

е) задвижки, катушки и тройники должны быть равнопроходными.

248. На групповых сборных пунктах должна применяться по необходимости дистанционно управляемая, а в некоторых случаях телеуправляемая запорная арматура, отвечающая всем требованиям п. 247 настоящих Правил.

249. Для эксплуатации скважин, в газе которых имеются коррозионные компоненты, должна применяться специальная запорная арматура, выполненная из материала, устойчивого против коррозии.

250. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на пробное давление, указанное в паспорте.

Фонтанная арматура, установленная на устье, должна быть опрессована совместно с обсадной колонной на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

251. Во избежание преждевременного износа, а также уменьшения потерь давления проходные сечения задвижек (кранов) и деталей «елки» (катушки, тройники, крестовики, буфер) должны иметь не меньшие сечения, чем сечение фонтанных труб.

252. К подземному оборудованию газовых и газоконденсатных скважин относятся: фонтанные трубы, применяемые в качестве подъемных для газа и скопившейся на забое жидкости, сифонные трубки, применяемые для очистки забоев скважин от жидкости, забойные штуцеры, пакеры, применяемые для разобщения продуктивных горизонтов или для изоляции эксплуатационной колонны от коррозионных компонентов, содержащихся в газе, предохранительные клапаны, устанавливаемые на фонтанных трубах и предназначаемые для предупреждения открытых фонтанов, вызванных прорывом шлейфов или коррозионным разрушением фонтанной арматуры, и летающие клапаны плунжерных установок.

253. Глубина установки башмака фонтанных и сифонных труб определяется особенностями эксплуатации скважин и устойчивостью коллекторов. Там, где нет опасности прихвата фонтанных труб, их следует спускать до нижних отверстий фильтра, а возможно и в зумпф, если имеются для этого условия (отсутствие слома или смятия колонны, отсутствие пробки).

254. Для предохранения резьбовых соединений фонтанных и сифонных труб от преждевременного износа, а также повышения их герметичности, необходимо применять специальные смазки.

255. Одной из основных задач промысловых работников на газовых и газоконденсатных месторождениях является оперативное наблюдение за работой эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин, которое позволяет принимать своевременные меры по контролю, управлению и изменению технологического режима эксплуатационных скважин, а также технологии процесса эксплуатации залежей (объектов).

256. Оперативный контроль непосредственно за эксплуатационными скважинами должен включать:

а) наблюдение за состоянием фонда эксплуатационных скважин;

б) наблюдение за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений и температур.

257. По эксплуатационным скважинам необходимо систематически следить за выносом воды, песка, конденсата (и нефти, в случае наличия нефтяной оторочки). Пробы конденсата и воды из сепаратора периодически сдавать на анализ. Периодичность замеров (анализов) и требования к ним определяются в зависимости от конкретных геолого-эксплуатационных условий, но не менее одного раза в квартал.

258. Оперативному повседневному наблюдению должно непременно сопутствовать проведение регулярных исследований скважин.

По своему назначению исследования газовых и газоконденсатных скважин в процессе промышленной их эксплуатации подразделяются на текущие, контрольные и специальные и проводятся в следующем порядке:

а) текущие исследования имеют цель установления технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины;

б) контрольные исследования проводятся по мере необходимости и имеют своей целью проверку и уточнение данных текущих исследований;

в) специальные исследования, назначение которых сводится к выявлению отдельных факторов, влияющих как на продуктивную характеристику, так и на условия эксплуатации скважин и залежи в целом.

259. При проведении контрольных и специальных исследований, когда имеется опасность разрушения коллектора и выноса песка на поверхность, а также при наличии жидкости в призабойной зоне, необходимы детальные, относительно длительные исследования, чтобы получить представительные данные по количеству выносимых механических примесей и жидкости и условий их выноса. Для этого необходимо проводить исследования при помощи передвижной сепарационной установки и с применением глубинной желонки.

260. Во избежание излишних потерь газа при исследовании скважин на различных режимах газ необходимо подавать в газопровод.

Выпуск газа в атмосферу можно допускать, только когда испытуемая скважина не подключена к газопроводу, или если давление в газосборных сетях не дает возможности получить нужный диапазон дебитов и депрессий.

261. По пьезометрическим скважинам при установлении некачественного состояния забоя следует проводить промывку и дополнительную перфорацию продуктивного интервала.

262. По наблюдательным и пьезометрическим скважинам контрольные измерения следует проводить регулярно, не реже одного раза в квартал. Для оперативного контроля следует по каждой наблюдательной скважине вести графики «время — давление» и «отбор — давление».

263. Учет добычи газа, конденсата и количества воды по отдельным скважинам должен проводиться с целью поддержания установленного оптимального для каждой скважины технологического режима, а также контроля за состоянием призабойной зоны, наземного оборудования и текущего контроля за разработкой залежи, за динамикой извлекаемых и остаточных запасов газа.

264. На газовых и газоконденсатных промыслах, где нет групповых газосборных пунктов, измерять дебит газа, конденсата и количество воды по скважинам следует в непосредственной близости от устья скважины.

265. На газовых и газоконденсатных месторождениях, где имеются групповые сборные пункты, замерять дебиты газа, конденсата и количество воды по каждой скважине необходимо на групповых или централизованных пунктах сбора.

266. С целью наилучшего контроля за режимом работы скважин, а также наиболее точного измерения дебитов газа, конденсата и количества воды на групповых сборных пунктах в большинстве случаев следует применять индивидуальную обвязку с одноступенчатым редуцированием газа для газовых скважин и одно- или двухступенчатым редуцированием для газоконденсатных скважин.

267. Когда газовые и газоконденсатные месторождения представлены продуктивными горизонтами небольшой мощности (10 — 30 м), характеризующимися выдержанной проницаемостью по всей площади, а также стабильными дебитами газа, конденсата и воды по скважинам, следует производить групповую обвязку скважин, работающих в общий сепаратор с одноступенчатым редуцированием газа.

Замерять дебит газа, количество конденсата и воды по каждой скважине следует периодически через специальный сепаратор, устанавливаемый для группы скважин.

268. Для учета добычи газа, конденсата и количества воды, а также наблюдения за режимом работы (и при необходимости изменения этого режима) в газовых скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, последние должны иметь на каждую скважину:

а) технические манометры для измерения давления как до штуцера, так и после штуцера;

б) технические термометры для измерения температуры газа как до штуцера, так и после штуцера;

в) регулируемый штуцер, если давление в шлейфе не превышает давление в промысловом коллекторе;

г) сепаратор или группу параллельно работающих сепараторов, рассчитанных на соответствующую производительность и давление;

д) камерную диафрагму для измерения расхода газа, устанавливаемую на участке газопровода после сепаратора или группы сепараторов;

е) автомат по отводу конденсата и воды и учету их количества, устанавливаемый непосредственно на сепараторе или отдельном водосборнике, соединенном с сепаратором;

ж) автомат для контроля подачи гликолей или метанола, закачиваемых перед штуцером для предупреждения гидратообразования после штуцера.

Расположение технологических аппаратов и трубопроводов сборных пунктов должно выполняться с учетом удобного наблюдения и обслуживания устанавливаемых на них контрольно-измерительных приборов (термометров, регуляторов и указателей уровня и др.).

269. На газоконденсатных месторождениях, эксплуатирующихся без поддержания давления, для учета газа, контроля за количеством конденсата и воды, а также наблюдения за режимом работы (а в случае надобности изменения этого режима) в газоконденсатных скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, при обработке газа с помощью низкотемпературной сепарации необходимо предусматривать на каждую скважину:

а) сепаратор высокого давления, предназначенный для отделения капельной жидкости и, возможно, глинистого раствора, выносимых вместе с газом из скважины;

б) технические манометры для измерения давления до теплообменника (перед штуцером) и в низкотемпературном сепараторе;

в) теплообменники для предварительного снижения температуры газа, идущего со скважины в низкотемпературный сепаратор;

г) технические термометры для измерения температуры газа до теплообменника, после теплообменника (перед штуцером) и на выходе из низкотемпературного сепаратора;

д) автомат для подачи метанола или дозировочный насос для подачи гликолей до первого теплообменника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и температурного режима установки;

е) регулируемый штуцер, если давление газа в шлейфе превышает принятое давление в магистральном газопроводе;

ж) низкотемпературный сепаратор газа, рассчитанный на определенную производительность и давление;

з) камерную диафрагму для расходомера газа, устанавливаемую на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор или межтрубье одного или двух теплообменников в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации;

е) два автоматических отводчика жидкости, устанавливаемых на разделительной емкости, соединенной с низкотемпературным сепаратором; один из автоматических отводчиков служит для отвода и контроля количества конденсата, а другой для отвода отработанного гликоля.

270. Измерение дебита газа на высокодебитных газовых и газоконденсатных скважинах с неустойчивым режимом работы должно производиться непрерывно самопишущим прибором; контроль количества конденсата и воды должен осуществляться счетчиком конденсатоотводчика по циклам срабатывания или другими приборами, сигнализирующими об изменении количества жидкости.

271. Учет газа, контроль за количеством конденсата и воды по каждой скважине группового пункта должен производиться с соответствующей записью в вахтенном журнале. Время и продолжительность замеров устанавливается в зависимости от особенностей эксплуатации скважин и залежей.

272. При осуществлении комплексной автоматизации и телемеханизации газодобывающих промыслов измерение дебитов газа, контроль за количеством конденсата и воды должны осуществляться согласно требованиям, приведенным в § 6 главы VI настоящих Правил.

273. Гидратами называются твердые кристаллические соединения, образованные природным газом с водой. Основными факторами, определяющими условия гидратообразования, являются давление газа, его температура и наличие воды.

274. В промысловых условиях гидраты образуются: в стволах скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в шлейфах, в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах и технологическом оборудовании.

Образующиеся гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, фитингов, запорной и регулирующей аппаратуры и т. д., уменьшают проходное сечение вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима добычи и транспорта газа и даже к выводу из эксплуатации скважин, а также отдельных участков газосборной системы.

275. Мероприятия по борьбе с гидратами делятся на:

а) мероприятия по предупреждению гидратообразования и

б) мероприятия по ликвидации образовавшихся гидратных отложений.

В обоих случаях необходимые мероприятия должны основываться на тщательном изучении режима температуры, давления, а также состава газа (особенно содержания влаги, конденсата) на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.

276. Предотвращение гидратообразования в стволах скважин должно осуществляться путем:

а) выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления надлежащего (оптимального) технологического режима работы скважины;

б) непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;

в) покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и фонтанных труб веществами, которые препятствуют отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т. д.);

г) систематического удаления с забоя скапливающейся жидкости;

д) устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;

е) создания теплоизолированных конструкций газовых скважин, т. е. конструкций, имеющих высокое термосопротивление.

277. Ликвидация гидратных отложений в стволе скважин должна производиться:

а) продувкой газа в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;

б) циркуляцией антигидратного ингибитора по сифонным трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье;

в) промывкой горячим солевым раствором под давлением.

278. Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа может осуществляться при помощи следующих мероприятий, проводимых как в отдельности, так и в комплексе, в зависимости от конкретных условий:

а) обогрев отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновесной температуры возможного гидратообразования;

б) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов, снижающих равновесную температуру гидратообразования.

В качестве антигидратных ингибиторов могут служить метанол, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) и др.;

в) устранение резких перепадов давления (которые вызывают снижение температуры газа и образования гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре и использованием плавных переходов от одного диаметра к другому;

г) снижение давления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давления гидратообразования;

д) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;

е) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков.

279. Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут применяться:

а) более интенсивный непосредственный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку;

б) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидратного ингибитора;

в) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу);

г) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;

д) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.

280. Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление должно быть предотвращено одним из следующих методов:

а) путем обогрева горячей жидкостью узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;

б) применением многоступенчатого штуцирования;

в) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки штуцера. Подача ингибитора должна осуществляться из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого должно быть выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора должен автоматически регулироваться при помощи дозировочного насоса высокого давления, регулировочного игольчатого вентиля и соответствующего автомата.

281. В случае образования гидратов в теплообменниках необходимо повысить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную температуру гидратообразования, или осуществить подачу ингибиторов в линию газа высокого давления.

282. Основными агрессивными компонентами продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, вызывающими коррозию внутренней поверхности оборудования, далее именуемую «внутренняя коррозия», являются кислые газы (сероводород и углекислота) в присутствии влаги, которая содержится в газожидкостном потоке в виде водного конденсата, смешанного в различном соотношении с пластовой водой. Усиливающую роль в процессе внутренней коррозии играют органические кислоты, которые могут присутствовать в продукции скважин в виде солей или в свободном виде. К числу органических кислот, наиболее часто встречающихся в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, в первую очередь, относятся муравьиная, уксусная, пропионовая, щавелевая.

283. Сероводород может вызвать серьезную прогрессирующую во времени коррозию уже при парциальном его абсолютном давлении 0,0015 кг/см² и выше, поэтому для обеспечения достаточного снижения коррозии следует при очистке газа стремиться к величине не превышающей указанную. Однако интенсивность сероводородной коррозии при данной концентрации H₂S может быть весьма различной, так как на процесс коррозии влияют и многие другие факторы.

284. Присутствие углекислого газа считается опасным, если его парциальное давление составляет 0,2 МПа и более, причем с повышением парциального давления скорость коррозии увеличивается.

При парциальном давлении СО₂ менее 0,05 МПа коррозии обычно не наблюдается. При парциальном давлении СО₂ от 0,05 до 0,2 МПа коррозия возможна, но не обязательна.

285. Интенсивность коррозии во многом зависит также от следующих факторов: химического состава водной и углеводородной жидких фаз потока, рН водной среды, количественного соотношения между водной и углеводородной жидкими фазами, давления и температуры газожидкостного потока, скорости его движения, величины и характера механических напряжений металла оборудования и др.

286. Первые сведения о возможности развития внутренней коррозии скважин и оборудования необходимо получать при первичных испытаниях и исследованиях разведочных скважин, давших газ, путем отбора проб газа и жидкости и анализа их на количественное определение агрессивных компонентов, определения температуры и давления среды.

287. Если анализами, проведенными разведочными организациями будет установлено наличие в газе опасных концентраций H₂S или СО₂, необходимо провести предварительные исследования по выяснению действительной коррозионной агрессивности газожидкостного потока.

288. При установлении опасности развития коррозии следует немедленно организовать проведение специальных коррозионных исследований (с привлечением научно-исследовательских организаций) для выявления характера коррозионных процессов, разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии как всей системы оборудования промысла, так и отдельных ее элементов.

289. Выбор способов защиты газопромыслового оборудования от коррозии должен решаться организацией, осуществляющей разработку и эксплуатацию месторождения, с привлечением соответствующих специализированных научно-исследовательских организаций. Выбор способов защиты от коррозии должен быть осуществлен в течение периода подготовки месторождения к промышленной разработке (во время промышленной разведки месторождения и проведения опытной эксплуатации скважин).

290. В качестве защитных мероприятий от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования могут быть выбраны один или комбинация нескольких способов из числа известных в настоящее время:

а) использование ингибиторов коррозии;

б) изготовление оборудования из специальных коррозионностойких сталей;

в) применение защитных металлических и неметаллических покрытий.

291. На месторождениях с высокой коррозионной агрессивностью продукции скважин необходимо в течение всего периода разработки и эксплуатации месторождений вести контроль за применением выбранных методов защиты, их эффективностью и состоянием скважин и промыслового оборудования.

Следует иметь в виду, что в процессе эксплуатации скважин многие факторы, влияющие на характер и распределение коррозии (температура, давление, дебит воды и углеводородного конденсата, их химические свойства и др.), могут изменяться, что, в свою очередь, может вызвать изменение характера распределения и интенсивности коррозии, а также повлиять на эффективность применяемых защитных мероприятий.

292. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии, необходимо систематическое проведение периодических ревизий и профилактических ремонтов скважин и оборудования по графикам, утвержденным газопромысловым управлением. Сроки между двумя очередными ревизиями назначаются с учетом интенсивности коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты от коррозии.