4.11. Для обв'язки устя свердловини повинні використовуватись тільки безшовні сталеві труби. З'єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з'єднання допускаються лише в місцях установлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проектом для демонтажу обв'язки свердловини при підготовці її до капітального ремонту.
4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис. м3/добу газу і більше, розташовані на відстані менше від населеного пункту, оснащуються внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан-відсікач, циркуляційний клапан та ін.), що у випадку аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив газу або нафти до устя свердловини.
4.13. У процесі роботи свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапан-відсікачі повинні експлуатуватись відповідно до інструкції підприємства-виробника.
4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей фонтанної арматури під тиском не дозволяється. В аварійних ситуаціях ці роботи виконуються спеціалізованими аварійно-рятувальними службами.
4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проекту і плану, який затверджений технічним керівником підприємства.
4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона і устьове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.
Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу, свічі для продування і пристрої для подачі інгібітору.
4.17. На лініях, що підводять газліфтний газ та інгібітори до свердловин, установлюються зворотні клапани.
4.18. Під час ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітору гідратоутворення без зупинки газопроводу.
4.19. Територія навколо устя свердловини в межах відведеної ділянки землі повинна бути вирівняна, виконано її обвалування.
На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС (поточного ремонту свердловин) та площадка для встановлення автовимотки і барабана з кабелем.
4.20. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватись програмою досліджень та інструкціями. Указані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу.
4.21. Насосно-компресорні труби та інше обладнання, які внаслідок експлуатації зазнали додаткового радіаційного забруднення радіонуклідами природного походження, належать до техногенно-підсилених джерел іонізуючого випромінювання.
Ці НКТ та інше обладнання за погодженням з установами санітарно-епідеміологічної служби відповідної адміністративної території України можуть тимчасово зберігатися на об'єктах нафтогазодобувної промисловості на спеціально обладнаних майданчиках з твердим покриттям, без доступу сторонніх осіб, з установленням знаків радіаційної небезпеки, з подальшою передачею їх на спеціальне підприємство для дезактивації з метою використання як вторинних ресурсів або для довгострокового зберігання.
4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за:
а) технічним станом обладнання;
б) змінами в часі робочих дебітів тисків на усті та температур;
в) наявністю міжколонних тисків.
5. Експлуатація свердловин штанговими насосами
5.1. Устя свердловини обладнується запірною арматурою та сальниковим пристроєм для герметизації штока. Схема обв'язки устя свердловини повинна забезпечувати замірювання тиску на усті, відбирання газу з затрубного простору, проведення досліджень.
5.2. Конструкція сальникового пристрою повинна дозволяти заміну сальникової набивки за наявності тиску в свердловині.
5.3. При виконанні робіт, пов'язаних з зупинкою верстата-качалки, електродвигун повинен бути вимкнутий, контрвантажі повинні бути опущені в нижнє положення і заблоковані гальмовим пристроєм, а на пусковому пристрої вивішений плакат "Не вмикати - працюють люди!".
5.4. На свердловинах з автоматичним і дистанційним керуванням верстатів-качалок на видному місці повинні бути розміщені плакати "Увага! Пуск автоматичний".
5.5. Кривошипно-шатунний механізм верстата-качалки, площадка для обслуговування електроприводу і пускового пристрою повинні мати огородження.
5.6. Верстат-качалка повинен бути змонтований так, щоб виключалося зіткнення частин, що рухаються, з фундаментом, ґрунтом чи огорожею.
5.7. При крайньому нижньому положенні головки балансира відстань між траверсою підвіски сальникового штока або штанготримачем і устьовим сальником повинна бути не менше .
5.8. Рама верстата-качалки повинна бути зв'язана з кондуктором (технічною колоною) не менше ніж двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях до кондуктора (технічної колони) і рами.
Переріз прямокутного провідника повинен бути не менше 100 мм2, товщина стінок профільної сталі - не менше , діаметр круглих заземлювачів - .
Заземлювальні провідники, що з'єднують раму верстата-качалки з кондуктором (технічною колоною), повинні бути заглиблені в землю не менше ніж на .
Як заземлювальні провідники може застосовуватися сталь: кругла, смугова, кутова або іншого профілю.
5.9. Верхній торець устьового сальника повинен підноситись над рівнем площадки обслуговування не більше ніж на .
6. Експлуатація свердловин відцентровими, гвинтовими, діафрагмовими заглибними електронасосами
6.1. Прохідний отвір для силового кабелю в устьовій арматурі повинен мати герметичне ущільнення.
6.2. Свердловини, які експлуатуються з використанням заглибних насосів, можуть обладнуватись вибійними клапан-відсікачами, що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння.
У разі відсутності клапан-відсікача або його відмови свердловина перед ремонтом повинна бути заглушена розчином глушіння, який не містить твердих завислих частинок і не погіршує фільтраційні властивості привибійної зони.
6.3. Устя свердловини обладнується фонтанною арматурою або спеціальним устьовим пристроєм, що забезпечує герметизацію трубного і затрубного просторів, можливість їх сполучення, проведення глибинних досліджень. Обв'язка викидних ліній трубного і затрубного просторів повинна дозволяти: здійснення демонтажу (розбирання) викидних ліній (як з боку глушіння, так і з шлейфового боку) з метою заміни засувок без зупинки роботи свердловини у шлейф; проведення розрядки свердловини, подачі газу в затрубний простір; проведення технологічних операцій, включаючи глушіння свердловини. Для цього всі з'єднання основних і допоміжних комунікацій повинні бути на фланцях.
6.4. Силовий кабель повинен бути прокладений від станції керування до устя свердловини на естакаді. Допускається прокладка кабелю в трубах під землею.
6.5. Монтаж і демонтаж наземного електрообладнання електронасосів, їх огляд, ремонт і налагодження повинен виконувати електротехнічний персонал.
6.6. Кабельний ролик повинен підвішуватись на щоглі підйомного агрегату за допомогою ланцюга або на спеціальній підвісці. Цей пристрій повинен бути випробуваний на максимальну вантажопідйомність.
6.7. Кабель, пропущений через ролик, при спуско-підйомних операціях не повинен торкатися елементів конструкції вантажопідйомних механізмів та землі.
6.8. Під час згвинчування та розгвинчування труб кабель необхідно відводити за межі робочої зони з таким розрахунком, щоб він не перешкоджав персоналу, що працює.
6.9. Швидкість спуску (підйому) заглибного обладнання в свердловину не повинна перевищувати 0,25 м/с. У похилоспрямованих свердловинах з набором кривизни 1,5° на швидкість спуску не повинна перевищувати 0,1 м/с.
6.10. Стовбур свердловини, у яку заглибний електронасос спускається вперше, а також при зміні типорозміру насоса повинен бути перевірений шаблоном відповідно до вимог інструкції з експлуатації заглибного електронасоса.
7. Експлуатація свердловин гідропоршневими і струминними насосами
7.1. Приміщення технологічного блока установки повинне мати:
а) постійну примусову вентиляцію, що забезпечує восьмикратний повітрообмін по повному внутрішньому об'єму приміщення протягом години;
б) температуру в блоках не нижче 5° C, рівень шуму не більше 80 дБ, швидкість вібрації не більше 2 мм/с.
7.2. Перед входом до приміщення технологічного блока необхідно:
а) перевірити загазованість приміщення і стан системи вентиляції;
б) увімкнути освітлення;
в) переключити систему газового пожежогасіння з режиму автоматичного пуску на ручний.
7.3. При виникненні пожежі в блоці необхідно діяти відповідно до вимог інструкції з пожежної безпеки.
7.4. Перед спуском пакера експлуатаційна колона повинна бути прошаблонована, у разі потреби прорайбована, промита до вибою і опресована.
7.5. Витягування гідропоршневого насоса, шкребка та іншого обладнання повинно виконуватись із застосуванням спеціального лубрикатора, що входить у комплект установки.
7.6. Монтаж і демонтаж лубрикатора необхідно виконувати з використанням приставної драбини з площадкою для обслуговування при закритій центральній засувці з дотриманням інструкції на проведення цього виду робіт.
7.7. Кожна нагнітальна лінія повинна бути обладнана манометром і регулятором витрати робочої рідини.
7.8. Силові насоси повинні бути обладнані електроконтактними і показуючими манометрами, а також запобіжними клапанами. Відвід від запобіжного клапана силового насоса повинен бути з'єднаний з прийомом насоса.
7.9. Справність системи автоматики і запобіжних пристроїв перевіряється в терміни, установлені інструкцією з експлуатації.
7.10. Силова установка запускається в роботу після перевірки справності системи автоматики при відкритих запірних пристроях на лініях всмоктування, нагнітання і перепуску робочої рідини силового насоса. Тиск у напірній системі створюється після встановлення нормального режиму роботи наземного обладнання.
7.11. При зупинці силового насоса тиск у нагнітальному трубопроводі повинен бути знижений до атмосферного.
7.12. Система виміру дебіту свердловин, показання роботи силових насосів повинні мати вихід на диспетчерський пункт (при автоматизації і телемеханізації промислів).
8. Експлуатація нагнітальних свердловин при розробці родовищ з підтриманням пластового тиску методом закачування в пласт сухого газу (сайклінг-процес) або води (заводнення)
8.1. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини поверхнево-активних речовин, кислоти та інші реагенти) з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення, повинні обладнуватись наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.
8.2. На усті нагнітальних свердловин повинна встановлюватись фонтанна арматура, робочий тиск якої повинен бути не нижчим за максимально очікуваний тиск нагнітання.
До встановлення на устя фонтанна арматура повинна випробовуватись на міцність та герметичність при тисках, передбачених паспортом і технічними умовами на її поставку.
8.3. Устьова арматура повинна бути обладнана зворотним клапаном для запобігання перетіканню закачуваних агентів із свердловини при аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.
8.4. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини повинно здійснюватись тільки через НКТ.
Конструкція колони НКТ повинна визначатись на основі розрахунків, які проводяться відповідно до чинних інструкцій і методик. Низ колони НКТ обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні дослідних робіт.
8.5. Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини при тисках на усті більших від тиску, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватись через НКТ з пакером, який ізолює колону від впливу високих тисків і встановлюється над пластом (об'єктом), у який закачується робочий агент.
8.6. Для одночасно-роздільного закачування робочих агентів у два пласти (об'єкти) у нагнітальну свердловину повинно спускатись спеціальне обладнання.
Обладнання для одночасно-роздільного закачування повинно забезпечувати: надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об'єктів) і диференційоване, за тиском і поглинальністю, закачування робочих агентів; можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.
8.7. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і гирлового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами для контролю за тиском і температурою закачуваних агентів, пристроями для регулювання тиску.
8.8. При закачуванні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин повинні укладатись у траншеї на глибину, яка б запобігала замерзанню води на випадок припинення закачування води в зимовий період.
8.9. Для зменшення втрат тепла при закачуванні в пласти теплоносіїв (пари, гарячої води) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, гирлова арматура і насосно-компресорні труби повинні бути теплоізольовані.
8.10. При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів (високомінералізовані пластові і стічні води, CO2, H2S, кислоти та інші реагенти) для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.
8.11. На виході з компресорної установки високого тиску перед подачею сухого газу в шлейфи нагнітальних свердловин повинні бути установлені фільтр-сепаратори масла.
