Pravila_razr_neft_i_neft-gaz_mestorogdenii (524143), страница 9

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

Текст из файла (страница 9)

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.

7.2. Работы по воздействию на призабойную зону пласта про­водятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

7.3. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические к термические. Возможны также раз­личные сочетания этих методов.

7.4. Основные методы воздействия на призабойную зону долж­ны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому над­зору за разработкой месторождения (залежи).

7.5. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разра­ботку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

7.6. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осу­ществляются в соответствии со специальными планами.

Эти планы составляются геологической и технической служ­бами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.

7.7. При планировании и осуществлении работ по воздействию на призабойную зону следует руководствоваться:

а) действующими инструкциями по отдельным видам воздей­ствия на призабойную зону;

б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей промыш­ленности;

в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.

7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляют­ся специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (про­мысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.

8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

8.1. Учет добычи нефти на промыслах

8.1.1. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуще­ствляется на основании данных замера дебита скважин по жидко­сти с помощью групповых замерных установок (ГЗУ),расходоме­ров и других замерных устройств с учетом отработанного сква­жинами времени и процентного содержания воды.

8.1.2. Объем добытой нефти по бригадам определяется как сумма добытой нефти по работающим скважинам, обслуживаемым данной бригадой, или на основании данных замера бригадных узлов учета.

8.1.3. Учет добытой нефти по бригадам и промыслам осущест­вляется по показаниям приборов бригадных и промысловых уз­лов учета.

8.1.4. Нормируемые технологические потери нефти и конденса­та определяются по фактическому учету в соответствии с отрас­левой инструкцией (согласованной с Госгортехнадзором СССР), подтверждаются специальными актами списания потерь.

8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа

8.2.1. Нефтяной газ, извлекаемый из недр и отделенный от неф­ти, подлежит сбору, учету и рациональному использованию в на­родном хозяйстве.

8.2.2. Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляет­ся на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на про­мысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после послед­ней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и от­дельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержден­ному главным геологом и главным инженером нефтегазодобываю-щего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гид­родинамических исследований,

8.2.3. При содержании в нефтяном газе ценных сопутствую­щих компонентов (этана, пропана, бутана, сероводорода, гелия), запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, их добыча и использо­вание учитываются по компонентам в соответствии с действующи­ми инструкциями.

9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

9.1. Документация по разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех звеньях управления нефте­добывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:

а) перспективного и оперативного планирования технико-эко­номических показателей разработки месторождений и составле­ния отчетных документов по выполнению планов;

б) проектирования разработки нефтяных месторождений;

в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти;

г) контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулиро­ванию процесса разработки;

д) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.

9.2. Документация, ведущаяся различными звеньями управле­ния, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управле­ния.

9.3. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.

9.4. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к тех­нологическим процессам добычи нефти, акты о проведении раз­личных работ на скважинах и других нефтепромысловых объектах заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соот­ветствующие работы, исследования и наблюдения (цеха и брига­ды по добыче нефти, подземному и капитальному ремонту скважин, ЦНИПРы, ЦНИЛы и др.).

К основным первичным документам относятся:

а) описание кернового материала;

б) данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;

в) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;

г) данные литолого-фациальных исследований пластов;

д) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняю­щих агентов;

е) суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин, полученные по системе телемеханики;

ж) данные гидродинамических и геофизических исследований скважин (пластовое и забойное давление, профили притока, по­глощения, температуры и т. п.);

з) результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;

и) акты о перфорации скважин;

к) акты и материалы о подземном и капитальном ремонтах скважин;

л) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пла­ста и т. д.);

м) материалы, полученные от организаций, проводивших раз­ведку, бурение скважин, подсчет запасов и т. д.

9.5. Сводная документация систематизирует и объединяет ин­формацию, содержащуюся в первичной документации и запол­няется в соответствующих цехах, ЦНИПРах, ЦНИЛах и других организациях. К основным сводным документам относятся:

а) дело скважины (паспорт, карточки добывающих и нагнета­тельных скважин, карточки по исследованию скважин);

б) технологические режимы;

в) сводные ведомости по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;

г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.

9.6. Обобщающая документация содержит обработанную пер­вичную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях (цех, ЦНИПР, НГДУ, объединение, отраслевые НИПИ) в соответствии с распределением функций в данном объединении. К основным обобщающим документам отно­сятся:

а) паспорт производственного нефтегазодобывающего пред­приятия;

Характеристики

Список файлов стандарта