Pravila_razr_neft_i_neft-gaz_mestorogdenii (524143), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

5.4.5. Ствол скважины перед перфорацией необходимо запол­нять жидкостью (буровым раствором), исключающей возможность нефтегазопроявлений, обеспечивающей максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора и не вызывающей затруднений при вызове притока жидкости в сква­жину.

5.4.6. При необходимости, контроль интервала перфорации дол­жен осуществляться геофизическими методами.

5.5. Освоение скважин

5.5.1. Под освоением скважины понимается вызов притока жид­кости из пласта или опробование нагнетания в него рабочего аген­та в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.

5.5.2. Комплекс работ по освоению включая, работы по восста­новлению и повышению продуктивности пласта, необходимые для их реализации технические средства и материалы должны быть предусмотрены в проектах на строительство скважин.

5.5.3. Освоение скважин осуществляется по типовым или ин­дивидуальным планам, составленным соответствующими подраз­делениями нефтегазодобывающих и буровых предприятий. Планы по освоению скважин утверждаются руководством указанных пред­приятий.

5.5.4. В планах по освоению скважин должны быть оговорены условия, обеспечивающие сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной ко­лонной, а также мероприятия по предотвращению:

а) деформации эксплуатационной колонны;

б) прорывов пластов вод (подошвенных, верхних, нижних), газа из газовой шапки;

в) открытых фонтанных проявлений;

г) снижения проницаемости призабойной зоны;

д) замазучивания окружающей территории.

На освоение скважин, вскрывших пласты в осложненных гео­логических условиях (аномально высокое пластовое давление, со­держание в продукции значительных количеств Н₂ и СО₂ высокие температуры и большой газовый фактор и др.), составляется ин­дивидуальный план.

5.5.5. Освоение скважин производится с установкой соответст­вующего технологического оборудования, согласованного с нефтегазодобывающими предприятиями.

5.5.6. Освоение вышедших из бурения скважин производится методами, предусмотренными технологическими регламентами, ут­вержденными для конкретных геологофизических условий каждого месторождения (залежи).

5.5.7. В процессе освоения скважин осуществляется комплекс исследований, производится отбор проб пластовой жидкости. Ви­ды и объемы исследований, отборы проб должны устанавливаться геологическими службами нефтегазодобывающих предприятий в соответствии с утвержденными регламентами на освоение сква­жин.

5.5.8. Продуктивность скважин восстанавливается или повы­шается путем повторной перфорации пластов или обработкой призабойных зон. Способы дополнительной перфорации и воздейст­вия на призабойную зону пласта, технологии и параметры обра­боток выбираются в зависимости от геолого-физических свойств залежи в соответствии с действующими руководящими докумен­тами.

5.5.9. Скважина считается освоенной, если в результате про­веденных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости, характерный для данного интервала опробования. При отрицательных результатах освоения устанавливаются их причины и утверждается дальнейший план работ.

5.5.10. Выбор способа эксплуатации, подбор, установка скважинного оборудования, а также дальнейшие работы по повыше­нию продуктивности и достижению намеченной приемистости сква­жин осуществляются нефтегазодобывающими предприятиями в со­ответствии с проектными документами на разработку, особенностя­ми геологического строения залежи и текущего состояния разра­ботки месторождения.

5.5.11. Строительство скважины считается законченным после выполнения всех работ, предусмотренных техническим проектом на строительство и планом освоения скважины.

5.6. Передача скважин в эксплуатацию

5.6.1. Законченные строительством скважины передаются неф-тегазодобывающему управлению.

5.6.2. Условия передачи скважин от бурового предприятия неф-тегазодобывающему управлению регламентируются действующи­ми основными условиями производства работ по строительству нефтяных и газовых скважин подрядным способом.

5.6.3. При передаче скважины в эксплуатацию буровое пред­приятие обязано передать нефтегазодобывающему предприятию следующие документы:

а) акт о заложении скважины;

б) проект бурения скважины (типовой геолого-технический на­ряд);

в) акты о начале и окончании бурения скважины;

г) акт об измерении альтитуды устья обсадной колонны;

д) материалы всех геофизических исследований и заключения по ним;

е) расчеты обсадных колонн, их меру, диаметр, толщину стен­ки, марку стали и другие необходимые характеристики для неме­таллических колонн;

ж) акты на цементирование обсадных колонн, расчеты цемен­тирования, лабораторные анализы качества цемента и результаты измерения плотности цементного раствора в процессе цементиро­вания, данные о выходе цемента на устье или высоте подъема це­мента (диаграмму цементомера), меру труб, компановку колонн, данные об удельном весе глинистого раствора в скважине перед цементированием;

з) акты испытания всех обсадных колонн на герметичность;

и) планы работ по опробованию или освоению каждого объ­екта;

к) акты на перфорацию обсадной колонны с указанием ин­тервала перфорации, способа перфорации и количество отверстии;

л) акты опробования или освоения каждого объекта с прило­жением данных исследования скважин (дебиты, давления, анализы нефти, воды, газа);

м) заключение (акты) на испытания пластов в процессе буре­ния (испытателями пластов);

н) меру и тип насосно-компрессорных труб с указанием обо­рудования низа, глубины установки пусковых клапанов (отверс­тий);

о) геологический журнал с описанием всего процесса бурения и освоения скважины;

п) описание керна;

р) паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и конструкции;

с) акты о натяжении колонн;

т) акты об оборудовании устья скважины;

у) акты о сдаче геологических документов по скважине.

5.6.4. Передача скважины и технической документации оформ­ляется актом по установленной форме.

5.6.5. Передача законченных строительством скважин в экс­плуатацию осуществляется буровой организацией при положитель­ном заключении местных органов Госгортехнадзора.

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

6.1. Способы эксплуатации добывающих скважин

6.1.1. Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа.

6.1.2. Эксплуатация скважин осуществляется следующими ос­новными способами:

а) фонтанным;

б) газлифтным;

в) насосным (штанговым, бесштанговым и др.).

6.1.3. Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими предприятиями по планам геолого-технических мероприятии.

6.1.4. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры труб устанавливаются планами освоения скважин, планами геолого-технических мероприятий.

6.1.5. Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных с конструкцией для газлифта, только при условии утилизации газа.

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.

Характеристики

Список файлов стандарта