|
Параграф 3. Геолого-промысловые исследования в разведочных скважинах, дляполучения исходных данных на проектированиеопытно-промышленной эксплуатациииразработкигазовых игазоконденсатных месторожденийСтр 1 из 7Следующая ⇒
32. По разведочным скважинам производится: 1) изучение литолого-стратиграфического разреза по керну, шламу, образцам, отобранным боковым грунтоносом, и комплексом геолого-геофизических исследований; 2)выявление в разрезе продуктивных горизонтов; 3)определение основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств коллекторов - пористости, проницаемости, связанной воды,нефти и другиепо промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям; 4)изучение покрышек; 5)определение начального положения газоводяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов; 6)определение продуктивности скважин. 33.С целью изучения данных для подсчетов запасов газа и проектирования разработки месторождения следует 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. 34.Во всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических исследований, включая определение кривизны и азимута ствола скважин. Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута скважины не допускается более200 м. 35.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. 36.Во всех случаях после цементажа колонны следует определять высоту подъема цемента за колонной, качество цементажа цементомером или другими методами. 37.На каждой разведочной площади следует определить геотермический градиент в специально подготовленных для этого скважинах. 38.В случае получения притока воды вместе с газом следуетопределить место притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, резистивиметра или другими методами. 39.На скважинах, давших газ, проводится: 1)замер статического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение пластового давления(как правило, глубинными манометрами и в исключительных случаях расчетом); 2)определение дебита газа и конденсата минимумна 5-7 режимах работы скважины; 3)замер динамического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины; 4)снятие кривых стабилизации давления и кривойнарастания давления; 5)замер температуры на забое и по стволу скважины при различных дебитах газа; 6)определение количества и состава выносимойводы и твердых примесей при различных дебитахгаза; 7)отбор проб газа и конденсата для определенияих химического состава, изучения условий выпаденияконденсата, определения наличия коррозионных компонентов (сероводорода, углекислоты - в газе,органических кислот - в жидкой фазе); 8)при необходимости работы по увеличению дебитаскважины (интенсификация). 40.На скважинах, давших воду (законтурных и внутриконтурных), производится: 1)откачка воды до постоянства химического состава; 2)замеры пластового давления (глубинными манометрами), статического уровня, снятие индикаторнойкривой и кривых восстановления давления; 3)отбор глубинных проб воды для химического анализа и определения количества и состава растворенногогаза. 41.На скважинах с признаками нефти или давших нефть проводится комплекс исследований, предусмотренный требованиями разработки нефтяныхместорождений. 42.Планы и сроки проведения исследований (опытная эксплуатация) по разведочным скважинам согласовываются с территориальными подразделениями уполномоченного органа в областипромышленной безопасностью.
Параграф 4.Освоение и исследованиегазовых и Газоконденсатных скважин
43.В процессе проведения разведочного бурения следует обеспечить раздельное опробование всех выявленных и перспективных пластов (горизонтов). 44.Освоение газовых скважин допускается производить только при установке фонтанной арматуры соответствующего давления и обвязке выкидных манифольдов скважин, позволяющих производить требуемый отбор проб, замеры давления и температуры. Фонтанная арматура и система манифольдов следует закреплять и опрессовывать на полуторакратное ожидаемое устьевое давление. 45.В условиях, когда продуктивные пласты представлены слабосцементированными породами или скважины приурочены к приконтактным зонам, процесс освоения скважин производится особенно осторожно, без резкого снижения давления на пласт. 46.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: 1) Iэтап - освоение скважин при малых депрессиях; 2) IIэтап - освоение скважин более интенсивное (прибольших депрессиях). 47.В процессе исследования скважинследует: 1)отобрать пробы газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте,возможных потерь его и другого; 2)при наличии конденсата в газе изучить выпадениеконденсата в сепараторах при различных давлениях итемпературах; 3)определить изменение температуры газа в стволескважины и в сепараторах при различных дебитах скважин; 4)изучить условия выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и призабойной зоне; 5)изучить возможность перетоков газа в другиепласты, наличие межколонных пропусков газа; 6)определить фактически работающие интервалывскрытой мощности пласта и распределение дебитов поотдельным пропласткам; 7)выяснить условия разрушения призабойной зоныпласта; 8)изучить эффективность применения методов интенсификации притока в скважину и выяснить наилучшие условия вскрытия пласта; 9) изучить коррозионную агрессивность газожидкостного потока, скорость и характер коррозии для выбораметода борьбы с нею; 10) установить оптимальные дебиты и условия эксплуатации скважин и разработки залежей (месторождений). 48.На устье исследуемых скважин, на шлейфе, сепараторе и в отводящем газопроводе следует устанавливать образцовые манометры на соответствующее давление и врезаны карманы под термометры. 49.Изучение интенсивности выноса породы и жидкости производится путем измерения их количества в пескоуловителях или сепараторах. Эти данные следует регистрировать на каждом режиме работы скважины. Особенно тщательно следует измерять количество выпавшего песка в первые дни эксплуатации. 50. Следует периодически замерять забой скважины, следить за его состоянием. 51.Для более достоверного определения количества выносимого песка, стабильности дебита и другого в отдельных случаях проводятся специальные (длительные) испытания скважин. 52.При исследованиях скважин на конденсатность следует иметь передвижную или промысловую сепарационную установку, которой можно измерять количество жидкости и отбирать пробы газа и конденсата. 53.Исследования на газоконденсатность проводятся в обязательном порядке в первых продуктивных разведочных скважинах, а затем периодически уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации и разработки, и следует включать следующие определения: 1) количество выделяющегося в сепараторах конденсата (сырого и стабильного) в см3/м3газапри различных давлениях и температурах и его состав; 2)количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С5+ высш.), остающихся в растворенном состоянии в газе, выходящем из сепаратора, в зависимости оттемпературы и давления в сепараторе; 3)изотермы конденсации для пластового газа; 4)давление максимальной конденсации; 5)состав пластового газа и потенциальное содержание в нем жидких углеводородов (C5 + высш.); 6)фазовое состояние газоконденсатной системы впласте; 7)давление начала конденсации в пласте; 8)количество выделяющегося конденсата при движении газа от забоя к устью; 9) количество жидкой фазы, выделяющейся из отсепарированного газа при температурах и давлениях газопровода. 54.В ходе опытно-промышленной эксплуатации для оценки распределения химического состава природного газа отбирать пробы следует из нескольких скважин, расположенных в своде и на крыльях изучаемой залежи. 55.При анализе свободных и растворенных газов следует определить содержание: метана и его гомологов до С6 включительно, водорода, азота, гелия, аргона, углекислого газа и сероводорода. Следуетв обязательном порядке определять раздельно содержание углеводородов нормального и изомерного строения. 56.Содержание сероводорода и С02 в природном газе определяется непосредственно на скважине с точностью соответственно до 0,0001 и 0,01 % по объему.
Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)... Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом... ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала... Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|