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.
7.8.9. От оборудования для закачки рабочих агентов или распределительных пунктов до каждой скважины должны прокладываться нагнетательные трубопроводы-шлейфы. Диаметры нагнетательных трубопроводов и их длины определяются в зависимости от объема (приемности) скважин, давления нагнетания, расположения скважин по отношению к распределительным пунктам и оборудованию для закачки рабочих агентов. Рабочее давление трубопроводов-шлейфов нагнетательных скважин должно быть не меньше максимального давления нагнетания.
7.8.10. При закачке воды в нагнетательные скважины водопроводы до скважин должны укладываться в траншеи на глубину, которая бы предотвращала замерзание воды на случай прекращения закачки воды в зимний период.
7.8.11. Для уменьшения потерь тепла при закачке в пласты теплоносителей (пара, горячей воды) трубопроводы от парогенераторных и водонагревательных установок до нагнетательных скважин, устьевая арматура и насосно-компрессорные трубы должны быть теплоизолированы.
7.8.12. При закачке в пласты агрессивных рабочих агентов (высокоминерализированные пластовые и сточные воды, CO2, H2S, кислоты и другие реагенты) для предотвращения коррозии должно применяться оборудование в антикоррозионном выполнении, а система трубопроводов и НКТ должны иметь специальное покрытие или ингибиторную защиту.
7.8.13. На выходе из компрессорной установки высокого давления перед подачей сухого газа в шлейфы нагнетательных скважин должны быть установлены фильтр-сепараторы масла.
7.8.14. При разработке месторождения с поддержкой пластового давления методом закачки в пласт сухого газа (сайклинг-процесс) или воды (заводнение) должны проводиться промысловые исследования и контролироваться следующие параметры:
а) состав газа, который поступает на установки комплексной подготовки газа;
б) время прорыва сухого газа к забою добывающих скважин;
в) физико-химические свойства (плотность, молекулярная масса, фракционный состав) изъятого из газа конденсата;
г) количество газа и конденсата, которые добываются из каждой добывающей скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, месяц, год);
д) количество сухого газа или воды, которые закачиваются в каждую нагнетательную скважину (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, месяц, год);
е) текущее пластовое давление в пласте (поквартально);
ж) давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно);
з) изменение положения газоводяного контакта (ГВК) во времени.
7.9. Исследование скважин
7.9.1. Виды, периодичность и объем исследований эксплуатационных (добывающих и нагнетательных) скважин устанавливается на основании утвержденных регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки этого месторождения.
7.9.2. Спуск глубинных приборов и устройств, спускаемых на канате (проводе), должен осуществляться только при установленном на устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.
7.9.3. Спуско-подъемные операции следует проводить с применением лебедки с приводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в необходимых диапазонах скоростей и направляющим роликом для провода.
7.9.4. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическим испытаниям на давление, которое на 10% превышает ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.
В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Прежде чем вынуть глубинный прибор из лубрикатора, давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на вводе.
При проведении исследований с использованием лубрикатора следует устанавливать на устьевом фланце направляющий ролик для каната.
7.9.5. При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включать храповое устройство.
7.9.6. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сероводорода свыше 6% - выполнена из материала, стойкого к сероводородной коррозии.
7.10. Депарафинизация скважин, труб и оборудования
7.10.1. В управлении должен быть разработан график проведения депарафинизации труб и оборудования на год и роздан в цеха по добыче нефти и газа.
7.10.2. Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть:
оборудованы обратными клапанами;
опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторократное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок.
7.10.3. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.
7.10.4. При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.
7.10.5. Разжигание парового котла и нагревателя нефти должно проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-производителя.
7.10.6. Для подачи теплоносителя под давлением больше 1 МПа (10 кгс/см2) запрещается применять резиновые рукава.
7.10.7. Шланг для подачи пара к насосно-компрессорным трубам, уложенным на мостках, должен быть оборудован специальными наконечниками.
7.10.8. В скважину скребок должен спускаться и подниматься через лубрикатор, установленный на фонтанной арматуре.
Проволока, на которой спускается скребок, должна пропускаться через ролик, прикрепленный к лубрикатору.
7.11. Интенсификация добычи нефти и газа
Общие положения
7.11.1. Работы по нагнетанию в скважину воды, газа, теплоносителей (горячей воды, пары), химических реагентов (полимеров, поверхностноактивных веществ, растворителей нефти) и других проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
7.11.2. Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны обеспечиваться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса.
7.11.3. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии возле устья скважины должен быть установлен обратный клапан.
7.11.4. Нагнетательная линия после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.
7.11.5. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
7.11.6. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линий ледяных пробок.
Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.
7.11.7.Обработка призабойной зоны, интенсификация притока и повышение нефтеизвлечения пластов в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.
7.11.8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.
7.11.9. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должна быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
7.11.10. Технологические режимы ведения работ и конструктивное выполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.
7.11.11. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается. В планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работ.
7.11.12. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.
7.11.13. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.
Закачка растворов и химреагентов
7.11.14. Работы должны выполняться с использованием необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.
7.11.15. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, азотной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:
- аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;
- запас чистой пресной воды;
- нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).
7.11.16. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
7.11.17. После закачки химреагентов или других вредных веществ к разборке нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывания нагнетательной системы. Сбрасывать жидкость после промывания необходимо в сборную емкость.
7.11.18. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны переносными газоанализаторами. При содержании в воздухе закрытого помещения паров агрессивных химреагентов выше ПДК и нарушении герметичности нагнетательной системы работы должны быть прекращены.
7.11.19. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину.
7.11.20. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.
Нагнетание диоксида углерода
7.11.21. Оборудование и трубопроводы должны быть защищены от коррозии.
7.11.22. При продувке скважины или участка нагнетательного трубопровода находиться ближе 20 м от указанных участков не разрешается.
7.11.23. Необходимо вести постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны.
При содержании в воздухе закрытого помещения диоксида углерода выше ПДК (0,5 об. %) и нарушении герметичности системы распределения и сбора диоксида углерода работы должны быть прекращены.
Тепловая обработка
7.11.24. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами для прекращения подачи топливного газа в случае нарушения технологического процесса.
7.11.25. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатация осуществляются с соблюдением требований ДНАОП 0.00-1.11-98.
7.11.26. Расстояние от парораспределительного или водораспределительного пункта или распределительного трубопровода до устья нагнетательной скважины должна быть не менее 25 м.
7.11.27. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.
7.11.28. В аварийных случаях работу парогенераторной и водогрейной установок необходимо остановить, персонал при этом должен действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций и аварий.
7.11.29. На линии подачи топлива в топку парогенератора или водонагревательной установки предусматривается автоматическая защита, которая прекращает подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.
7.11.30. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть огорожена и обозначена предупредительными знаками.
7.11.31. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала.
При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.
7.11.32. На устье скважины должно быть устройство, компенсирующее удлинение колонны насосно-компрессорных труб от температуры. В случае спуска насосно-компрессорных труб без пакера компенсирующее устройство может быть установлено не только на устье скважины, но и внутри ее.
7.11.33. После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена.
Обработка горячими нефтепродуктами
7.11.34. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.
7.11.35. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.
7.11.36. Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья буровой скважины с подветренной стороны.
7.11.37. В плане проведения работ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие безопасность работающих.
Обработка забойными электронагревателями
7.11.38. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе.
