Правила разработки нефтяных и газовых месторождений

6.1.6. При необходимости в насосных  установках ниже приема насоса  следует применять специальные  защитные приспособления для предохранения насоса от попадания в него посторонних предметов или для отделения нефти от песка и газа.

6.1.7. Одновременно-раздельная эксплуатация  нескольких объектов одной скважиной осуществляется только при обосновании проектными документами на разработку месторождения, при условии применения сменного оборудования, допускающего раздельный учет добываемой продукции, проведение промысловых исследований.

6.1.8. Выбор оборудования для эксплуатации  скважин должен обеспечивать:

а) заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с проектными показателями и результатами исследования скважин);

б) высокий КПД установок;

в) надежную и безаварийную работу скважины.

6.1.9. Ответственность за правильный  подбор скважинного оборудования возлагается на службу разработки и производственно-техническую службу нефтегазодобывающего предприятия, а за надлежащее его использование — на технические службы предприятия.

6.2. Контроль за работой  оборудования добывающих скважин

6.2.1. В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.

6.2.2. При исследовании скважин:

а) проверяется техническое состояние  скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта, загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);

    б) проверяется соответствие  параметров работы установленного  оборудования добывным возможностям  скважин и заданному технологическому режиму;

    в) оценивается надежность  и работоспособность узлов оборудования, определяется межремонтный период работы оборудования и скважины;

    г) получается информация, необходимая для планирования  различного рода ремонтно-восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.

6.2.3. Для решения перечисленных  в п.п. 6.2.1 и 6.2.2 задач используется  комплекс различного рода исследований  и измерений (замер дебитов нефти, обводненности продукции, газовых факторов, шаблонирование, глубинные измерения температур и давлении, промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабочего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.).

6.2.4. Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются нефтегазодобывающими управлениями совместно с научно-исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями в соответствии с рекомендациями проектных документов и утверждаются руководством объединения.

6.2.5. Исследования по  контролю за работой добывающих  скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

6.2.6. Документами, регламентирующими  объемы, методы и технологию исследований, являются действующие обязательные  комплексы, инструкции и другие  руководящие документы, по технологическим, гидродинамическим и лабораторным исследованиям, наблюдениям и операциям.

6.2.7. Материалы по контролю  за работой оборудования систематически анализируются и используются инженерной службой нефтегазодобывающих предприятий для обеспечения установленных технологических режимов работы скважины.

6.2.8. Все первичные материалы  исследований подлежат обязательному хранению на протяжении всего периода эксплуатации скважин (кроме эхограмм и динамограмм, срок хранения которых устанавливается не менее трех лет).

 

 

6.3. Технологический режим работы добывающих скважин

6.3.1. Под установленным технологическим  режимом скважин следует понимать  совокупность основных параметров  ее работы, обеспечивающих получение  предусмотренных технологическим  проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условии надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностыо и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

6.3.2. Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

6.3.3. Ответственность за соблюдением  установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

6.3.4. Контроль за выполнением  установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической  службами  нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.

6.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Пуск новых, необорудованных  для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.

6.3.6. Материалы по режимам работы  скважин подлежат анализу и обобщению:

     а) цех по добыче  нефти (нефтепромысел) проводит  оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

    б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

6.4. Ремонт скважин

     6.4.1. Ремонт скважин  подразделяется на капитальный  и подземный (текущий):

а) к капитальному ремонту относятся  работы, связанные с изменением объекта  эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;

б) к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.

6.4.2. При производстве ремонтных работ в скважинах не допускается применение рабочих жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта. Оборудование устья и ствола скважины, плотность “рабочих” жидкостей должны предупреждать открытые нефте- и газопроявления.

6.4.3. При подземных ремонтах, связанных с полным подъемом труб, при необходимости, проводятся работы по обследованию чистоты забоя и проверке состояния цементного камня за колонной (геофизическими методами).

6.4.4. Ремонт скважин должен производиться  в строгом соответствии с действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, требованиями охраны недр и окружающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования и проведению технологических процессов.

6.4.5. Информация о проведенных  ремонтных работах, их содержании, межремонтном периоде работы оборудования и скважины и технико-экономической эффективности подлежит хранению нефтедобывающим предприятием на протяжении всего периода разработки эксплуатационного объекта.

 

 

 

6.5. Содержание фонда скважин

6.5.1. Техническое состояние скважин  и установленного на них оборудования  должно обеспечивать:

— эксплуатацию скважин в соответствии с утвержденными технологическими режимами их работы;

— изменение и контроль этих режимов (замер устьевых и затрубных давлении, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов, обводненности продукции, рабочего давления и расхода газа при газлифтной эксплуатации скважин, подача насосов при механизированной эксплуатации, отборов устьевых проб и т. д.);

— промыслово-гидродинамические исследования скважин с целью контроля процессов  разработки, состояния подземного оборудования и призабойных зон пластов;

— проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

6.5.2. Обслуживание скважин различных  категорий проводится в соответствии  с требованиями инструкций по  эксплуатации скважин и установленного на них оборудования.

6.5.3. Для выполнения работ по  контролю процессов разработки и технологических режимов работы скважин, последние должны быть оборудованы:

а) при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации скважин — манометрами для контроля буферного и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб, арматурными площадками и лубрикаторам”” позволяющими спускать в скважины глубинные приборы (манометры, термометры, дебитомеры, пробоотборники и др.). При газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оборудуются манометрами, расходомерами, различными устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;

б) при эксплуатации скважин ШГН—устройствами для отбора проб жидкости и затрубного газа, динамометрирования, измерения уровня эхолотом;

в) при эксплуатации скважин погружными ЭЦН — станциями управления, устройствами для контроля подачи насоса, манометрами для замера давления на буфере и в затрубном пространстве;

г) при эксплуатации скважин гидропоршневыми  насосами — устройствами для контроля числа ходов погружного агрегата, манометрами для контроля давления рабочей жидкости.

6.5.4. Обусловленные образованием  в скважинах песчаных пробах, эррозией штуцера и рабочей  поверхности насосов жидкостью (особенно при значительном выносе песка), отложениями парафина, гидратов, солей, продуктов коррозии в трубах, штуцерах, насосах или наземном оборудовании, прорывами газа из газовой шапки, посторонних вод, нарушения технологических режимов работы скважин определяются по резкому изменению дебитов скважин, газового фактора и обводненности их продукции, давлении на буфере, в затрубном пространстве и на выкидных линиях. При обнаружении таких нарушений принимаются немедленно меры по выявлению и устранению их причин, восстановлению утвержденного режима работы скважин.

6.5.5. В скважинах со значительным выносом песка проводятся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы закрепления (установка фильтров, цементирование, обработка смолами, полимерами и т. д.) выбирается в зависимости от конкретных условий.

6.5.6. Перевод скважин на других  объектах разработки осуществляется в соответствии с действующими положениями и инструкциями.

6.5.7. Приобщение новых объектов  для совместной эксплуатации с ранее эксплуатируемыми в данной скважине объектами производится в соответствии с требованиями действующей инструкции по приобщению.

6.5.8. Работы по консервации скважин  и оформление соответствующей документации должны осуществляться в соответствии с действующими положениями о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин.

6.5.9. Все пробуренные на территории СССР скважины (разведочные, добывающие, специальные и др.) выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых в народном хозяйстве нецелесообразно или невозможно подлежат ликвидации в соответствии с действующим положением.

7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ  ЗОНУ ПЛАСТА

7.1. Под воздействием на призабойную  зону пластов следует понимать  комплекс осуществляемых в скважинах  работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшении охвата пластов воздействием.