г) установку предохранительных клапанов, если шлейфы рассчитаны на давление ниже статического устьевого;
д) возможность проведения работ по периодическому исследованию и капитальному ремонту скважин;
е) возможность закачки ингибиторов и ПАВ и растворов для глушения скважины;
ж) проведение контроля за давлением в НКТ, эксплуатационной колонне и межколонных пространствах;
з) отвод газа на факел при продувке скважины, шлейфе и срабатывании предохранительных клапанов;
и) возможность отбора проб газа и жидкости и установки образцов-свидетелей (купонов) коррозии;
к) установку на выкидных линиях и манифольдах, работающих с температурой рабочей среды 800С і выше, температурных компенсаторов.
7.4.11. Для обвязки устья скважины должны использоваться только бесшовные стальные трубы. Соединение труб проводится сваркой. Фланцевые и муфтовые соединения допускаются лишь в местах установки запорной, регулирующей, предохранительной арматуры и в местах, предусмотренных проектом для демонтажа обвязки скважины при подготовке ее к капитальному ремонту.
7.4.12. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сутки нефти или 500 тыс.м3/сутки газа и более, расположенные на расстоянии менее 500м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер, клапан-отсекатель, циркуляционный клапан и др.), которое в случае аварийного фонтанирования автоматически перекрывает ствол и прекращает приток газа или нефти к устью скважины.
7.4.13. В процессе эксплуатации скважины внутрискважинный и наземный клапаны-отсекатели должны периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-производителя. Установка клапанов-отсекателей и проверка их на срабатывание оформляются актом.
7.4.14. Устранение неисправностей, замена сменных и быстроизнашивающихся деталей фонтанной арматуры под давлением запрещается. В отдельных случаях (аварийные ситуации, сохранение производительности скважины и т.п.) эти работы могут выполняться специально обученным персоналом по специально разработанным и утвержденным в установленном порядке инструкциям, с использованием специальных технических средств, установка которых приемлема и безопасна для данной конструкции фонтанной арматуры и устьевой обвязки.
7.4.15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.
7.4.16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна и устьевое оборудование опрессовываются на максимальное (пусковое) давление.
Газораспределительные гребенки газлифтных скважин должны иметь системы индивидуального измерения затрат газа, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.
7.4.17. На линиях, которые подводят газлифтний газ и ингибиторы к буровым скважинам, должны быть установленные обратные клапаны.
7.4.18. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе необходимо снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается подача ингибитора гидратообразования без остановки газопровода.
7.4.19. При глубине спуска колоны НКТ на 3000м и более необходимо использовать высокопрочные трубы в соответствии с проведенными расчетами.
7.4.20. Территория вокруг устья скважины в границах отведенного участка земли должна быть упорядочена, выполнено его обвалование.
На каждой скважине должна быть смонтированная площадка для монтажа подъемной установки КРС (ТРС).
7.4.21. При продувке скважин и периодических исследованиях необходимо руководствоваться программой исследований и инструкциями. Указанные работы необходимо проводить с минимальным выпуском газа в атмосферу.
7.4.22. Оперативный контроль непосредственно за эксплуатационными скважинами должен включать наблюдения за:
7.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
7.5.1. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Схема обвязки устья скважины должна обеспечивать замер устьевого давления, отвод газа из затрубного пространства, проведение исследований.
7.5.2. Конструкция сальникового устройства должна позволять замену сальниковой набивки при наличии давления в скважине.
7.5.3. При выполнении работ, связанных с остановкой станка-качалки, электродвигатель должен быть отключен, контргрузы должны быть опущены в нижнее положение и заблокированы тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: "Не включать, работают люди".
7.5.4. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический".
7.5.5. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны иметь ограждение.
7.5.6. Станок-качалка должен быть смонтирован так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом, грунтом или изгородью.
7.5.7. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.
7.5.8. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
7.5.9. Рама станка-качалки должна быть связана с кондуктором (технической колонной) не менее, чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и рамы.
Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм.
Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м.
В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.
7.5.10. Верхний торец устьевого сальника должен подниматься над уровнем площадки обслуживания не более, чем на 1 м.
7.6. Эксплуатация скважин центробежными, винтовыми,
диафрагмовыми погружными электронасосами
7.6.1. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
7.6.2. Скважины, которые эксплуатируются с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения.
В случае отсутствия клапана-отсекателя или его отказа скважина перед ремонтом должна быть заглушена раствором глушения, который не содержит твердых зависших частичек и не ухудшает фильтрационные свойства призабойной зоны.
7.6.3. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой или специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их соединения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять осуществлять демонтаж (разборку) выкидных линий (как со стороны глушения, так и с шлейфовой стороны) с целью замены задвижек без остановки работы скважины в шлейф, проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины. Для этого все соединения основных и вспомогательных коммуникаций должны быть на фланцах.
7.6.4. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля в трубах под землей.
7.6.5. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, их осмотр, ремонт и отладку должен производить электротехнический персонал.
7.6.6. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата с помощью цепи или на специальной подвеске. Это устройство должно быть испытано на максимальную грузоподъемность.
7.6.7. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
7.6.8. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
7.6.9. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.
7.6.9. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
7.7. Эксплуатация скважин гидропоршневыми
и струйными насосами
7.7.1. Помещение технологического блока установки должно иметь:
7.7.2. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:
а) проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;
б) включить освещение;
в) переключить систему газового пожаротушения из режима автоматического пуска на ручной.
7.7.3. При возникновении пожара в блоке необходимо действовать в соответствии с требованиями инструкции по пожарной безопасности.
7.7.4. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости, прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.
7.7.5. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно выполняться с применением специального лубрикатора, входящего в комплект установки.
7.7.6. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо выполнять с использованием приставной лестницы с площадкой для обслуживания при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение этого вида работ.
7.7.7. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором затраты рабочей жидкости.
7.7.8. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными и показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.
7.7.9. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.
7.7.10. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оснащения.
7.7.11. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.
7.7.12. Система измерения дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт (при автоматизации и телемеханизации промыслов).
7.8. Эксплуатация нагнетательных скважин при разработке месторождений с поддержкой пластового давления методом закачки в пласт сухого газа (сайклинг-процесс) или воды (заводнение)
7.8.1. Нагнетательные скважины, через которые в продуктивные пласты закачиваются рабочие агенты (вода, газ, воздух, пар, растворы поверхностно-активных веществ, кислоты и прочие реагенты) с целью поддержки пластового давления и повышения нефтегазоконденсатоотдачи, должны оборудоваться наземным и внутрискважинным (подземным) оборудованием.
7.8.2. На устье нагнетательных скважин должна устанавливаться фонтанная арматура, рабочее давление которой должно быть не ниже максимально ожидаемого давления нагнетания.
До установки на устье фонтанная арматура должна испытываться на прочность и герметичность при давлениях, предусмотренных паспортом и техническими условиями на ее поставку.
7.8.3. Устьевая арматура должна быть оборудована обратным клапаном для предотвращения перетекания закачиваемых агентов из скважины при аварии на нагнетательном трубопроводе или временном прекращении их нагнетания.
7.8.4. Закачка рабочих агентов в нагнетательные скважины должна осуществляться только через насосно-компрессорные трубы (НКТ).
Конструкция колонны НКТ должна определяться на основе расчетов, которые проводятся в соответствии с действующими инструкциями и методиками. Низ колонны НКТ оборудуется воронкой для обеспечения безаварийного подъема глубинных замерных приборов при проведении исследовательских работ.
7.8.5. Закачка рабочих агентов в нагнетательные скважины при давлениях на устье больше давления, на который опрессована эксплуатационная колонна, должна осуществляться через НКТ с пакером, изолирующим колонну от влияния высоких давлений и устанавливаемым над пластом (объектом), в который закачивается рабочий агент.
7.8.6. Для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочих агентов в два пласта (объекты) в нагнетательную скважину должно спускаться специальное оборудование.
Оборудование для одновременно-раздельной закачки должно обеспечить надежную изоляцию (разделение) между собой двух пластов (объектов) и дифференцированную, по давлению и приемности, закачку рабочих агентов, возможность проведения исследовательских и ремонтных работ в скважинах.
7.8.7. Для контроля за технологическими режимами работы скважин и устьевого оборудования нагнетательные скважины должны быть оборудованы манометрами и термометрами для контроля за давлениями и температурой закачиваемых агентов, устройствами для регулирования давления и приемности скважин.
7.8.8. Оборудование для закачки рабочих агентов в пласты (насосное, компрессорное, парогенераторы, водонагреватели) по производительности и давлениям нагнетания должно обеспечить закачку рабочих агентов в нагнетательные скважины в объемах, предусмотренных технологическими проектными документами.
