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) I этап - освоение скважин при малых депрессиях;

2) II этап - освоение скважин более интенсивное (при больших депрессиях).

47. В процессе исследования скважин следует:

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 выпадение конденсата в сепараторах при различных давлениях и температурах;

3) определить изменение температуры газа в стволе скважины 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 другие пласты, наличие межколонных пропусков газа;

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

7) выяснить условия разрушения призабойной зоны пласта;

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 выбора метода 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 от температуры 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 в пласте;

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. Следует в 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.