Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Руководство - Правила разработки нефтяных и газовых месторождений - файл 1.doc


Руководство - Правила разработки нефтяных и газовых месторождений
скачать (331 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc331kb.19.12.2011 10:06скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...
^

5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН


5.1. Проектирование строительства скважин

5.1.1. Строительство скважин является основным этапом в соз­дании запроектированной системы разработки месторождения (залежи, эксплуатационного объекта).

5.1.2. Технические проекты на строительство скважин разраба­тываются научно-исследовательскими и проектными институтами (или их филиалами, обслуживающими данный нефтяной район), должны предусматривать качественное вскрытие_продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех тре­бований технологических проектных документов на разработку.

5.1.3. При проектировании строительства скважин следует ру­ководствоваться действующими нормативными документами по всем основным видам работ.

5.1.4. Порядок оформления документов на строительство сква­жин определяется технологическими регламентами на бурение и испытание скважин и действующим положением о подрядном спо­собе производства работ по строительству нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин в системе Миннефтепрома (Мингазпрома).

5.1.5. Строительство скважин осуществляется на основе догово­ров между буровой организацией-подрядчиком и нефтегазодобывающим предприятием (объединением) — заказчиком.

5.1.6. Институт-проектировщик (автор проекта на строительст­во скважин) обязан:

а) осуществлять авторский надзор за исполнением проектов;

б) вносить в установленном порядке предложения об измене­нии проектных рекомендаций на базе более совершенных техниче­ских и технологических решений с учетом изменившихся пластовых условий обусловленных разработкой месторождения.

в) останавливать работы по строительству скважин в случаях отклонений от проектных решений.

5.1.7. Ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на руководство буровой орга­низации.
^ 5.2. Бурение скважин и их конструкция

5.2.1. Особенности строительства скважин предусматриваются в:

а) в проектах разведки нефтяного месторождения;

б) технологических схемах (проектах) разработки нефтяного месторождения (залежи);

в) индивидуальных или групповых технических проектах на строительство скважин.

5.2.2. Все операции по строительству скважин должны прово­диться в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной институтом-проектировщи­ком, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным поло­жением.

5.2.3. В целях получения дополнительных данных для состав­ления проекта разработки в процессе бурения отдельных эксплуа­тационных скважин в интервалах залегания продуктивных плас­тов производится сплошной отбор керна. Количество таких сква­жин определяется технологической схемой и должно составлять не менее 10% проектного фонда. Работы по отбору керна в обязательном порядке должны быть предусмотрены в проектно-сметной документации на строительство скважин. Выбор эксплуатационных (добывающих) скважин, в которых в процессе бурения должен отбираться керн, производится организацией-автором технологи­ческой схемы (проекта) совместно с геологической службой нефтегазодобывающих предприятий.

5.2.4. Конструкции эксплуатационных (добывающих) скважин должны обеспечивать:

а) возможность реализации запроектированных способов и режимов эксплуатации скважин, создание прогнозируемых для всех стадий разработки максимальных депрессии и репрессии на пласт;

б) возможность осуществления одновременно-раздельной до­бычи нефти из нескольких эксплуатационных объектов в одной скважине (в случае, когда это предусмотрено проектными доку­ментами);

в) нормативные условия для производства в скважинах ре­монтных и исследовательских работ;

г) применение технологической оснастки обсадных колонн, по­зволяющей производить качественное цементирование;

д) соблюдение требований охраны недр и окружающей среды.

5.2.5. Конструкция обсадной колонны должна обеспечивать возможность установки клапанов отсекателей, пакерующих и дру­гих устройств.

5.2.6. Применение конструкции скважин с открытым забоем должно специально обосновываться в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

5.2.7. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворить требованиям, предъяв­ляемым к конструкциям газовых скважин.

5.2.8. Конструкция нагнетательных скважин под закачку горя­чей воды, пара и газа должна быть обоснована в проектном до­кументе на разработку и в проектах на строительство скважин.
^ 5.3. Вскрытие продуктивных пластов бурением и крепление скважин

5.3.1. Основным требованием, предъявляемым к вскрытию про­дуктивного пласта при бурении, является обеспечение максимально возможного сохранения естественного состояния призабойной зо­ны, исключающее ее загрязнение, разрушение.

5.3.2. Проектно-сметная документация на строительство нефтя­ных и газовых скважин должна содержать специальный раздел по вскрытию продуктивных пластов.

5.3.3. Способ проходки, параметры бурового раствора, техно­логические параметры и режим бурения в интервале продуктив­ного пласта должны обеспечивать качественное вскрытие продук­тивного объекта.

5.3.4. Тип и параметры бурового раствора для вскрытия про­дуктивного пласта должны обосновываться в проекте на строительство скважин в соответствии с особенностями геолого-физиче­ского строения, коллекторских и фильтрационных характеристик пластов с учетом целей и методов исследований, проводимых в процессе бурения. В качестве бурового раствора следует применять растворы, обеспечивающие максимальное сохранение естественной проницаемости и нефтенасыщенности коллектора и возможность выполнения необходимого комплекса геофизических исследований.

5.3.5. Контроль за качеством вскрытия продуктивного пласта осуществляется технологическими и геологическими службами бу­ровых и нефтегазодобывающнх предприятий.

5.3.6. В процессе бурения и после вскрытия продуктивных пла­стов должны производиться геофизические исследования разрезов скважин. Обязательный комплекс таких геофизических исследова­ний устанавливается геологической службой нефтегазодобываю-щего предприятия совместно с геофизической организацией, про­водящей исследования. Этот комплекс по согласованию с научно-исследовательскими институтами (составителями проектного доку­мента на разработку) утверждается производственным объедине­нием и должен быть предусмотрен в техническом проекте на строительство скважин.

5.3.7. Работы по цементированию досадных колонн должны осуществляться в соответствии с действующей инструкцией по креплению скважин. Качественный цемент должен обеспечивать:

а) надежное разобщение нефтяных, газовых и водяных плас­тов, исключающее циркуляцию нефти, газа и воды в заколонном пространстве;

б) проектную высоту подъема тампонажного раствора;

в) высокую степень надежности цементного камня за обсад­ными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

г) возможность создания проектных депрессий и репрессий на пласт;

д) соблюдение требований охраны недр и окружающей среды, предотвращение проникновения цементного раствора в продуктив­ный пласт;

5.3.8. Качество цементирования колонны в обязательном, поряд­ке контролируется специальными геофизическими исследованиями.

5.3.9. Работы по цементированию завершаются испытанием экс­плуатационных колонн на герметичность. Применяемые методы испытания, допустимые и рекомендуемые при проведении этих работ допуски и пределы определяются действующими нормами и инструкциями.

5.3.10. При качественном цементировании обсадных колонн воз­можность использования скважины определяется нефтегазодобывающим объединением (по согласованию с местными органами Госгортехнадзора СССР).

^ 5.4. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией

5.4.1. Интервалы перфорации намечает геологическая служба нефтегазодобывающего управления в течение суток после полу­чения материалов геофизических исследований фактического раз­реза данной скважины.

5.4.2. Условия применения, способы перфорации, порядок про­ведения работ определяются инструкцией по прострелочным и взрывным работам в скважинах, временной инструкцией по гидро­пескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта, едиными правилами безопасности при взрывных работах.

5.4.3. Способ, тип и плотность перфорации должны выбирать­ся с учетом геолого-промысловой характеристики объектов в со­ответствии с областями и условиями применения методов перфо­рации.

5.4.4. Способ, тип и плотность перфорации и технология ее про­ведения должны обеспечивать возможно полное гидродинамичес­кое совершенство скважины и в то же время не вызывать побочных нарушений в обсадных трубах и в затвердевших тампонирующих материалах (смятие или разрушение обсадных труб и перемычек между интервалами перфорации и др.).

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.

^ 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;

б) каталог структуры запасов;

в) геологические отчеты;

г) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;

д) паспорт месторождения (залежи, объекта);

е) геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов и др.);

ж) отчетные формы для ЦСУ и Госплана СССР.

9.7. Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автома­тизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий ЦНИПРов, ЦНИЛов, НИПИ.

9.8. Ответственность за ведение сводных и обобщающих доку­ментов несет руководство цехов, НГДУ, объединении в соответст­вии с типовыми положениями и должностными инструкциями.

9.9. Все документы составляются по утвержденным Миннефтепромом (Мингазпромом) формам. При введении новых форм ука­зывается звено управления, ответственное за их заполнение.

^ 10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1. Общие положения

10.1.1. В соответствии с основами законодательства СССР и союзных республик о недрах, основами водного законодательства и водного кодекса РСФСР, действующим положением о Госгортехнадзоре СССР, постановлениями ЦК КПСС и Совета Минист­ров СССР по усилению охраны природы и улучшению использо­вания природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей сре­ды.

10.1.2. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, наруше­ний технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дега­зации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и со­седними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсад­ной колонны и цемента за ней и т. п.

10.1.3. Охрана окружающей среды предусматривает мероприя­тия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунк­тов, рациональное использование земель и вод, предотвращение за­грязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников, охранных зон и т. п.

10.1.4. Охрана окружающей среды (воздушного бассейна и мор­ской среды) в процессах разбуривания и разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе осуще­ствляется в соответствии с утвержденными Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР правилами по безопасному ведению работ на морских стационарных платформах.

10.1.5. Ответственность за охрану недр и окружающей среды возлагается на руководителей предприятий, осуществляющих раз­ведку, разбуривание и разработку нефтяных месторождений.

10.1.6. Контроль за выполнением правил, положений, норм и инструкций по охране недр возложен на Госгортехнадзор СССР и его органы на местах. Предписания органов Госгортехнадзора СССР обязательны для всех предприятий и организаций, осуще­ствляющих поисковое, разведочное, эксплуатационное бурение и разработку.

10.1.7. Контроль за выполнением правил, положений, норм и ин­струкций по охране окружающей среды при разведке, разбуривании и разработке нефтяных месторождений осуществляется со­ответствующими организациями и службами на местах (местными органами Госгортехнадзора СССР, бассейновыми управлениями по использованию и охране поверхностных вод, санитарной службой, инспекцией рыбоохраны и др.).
1   2   3



Скачать файл (331 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru