---

│жине на более │ности │ │ │ │ │ │

│легкую │1.2. На воду │ЦА │ │+ │+ │+ │

│ │1.3. На безводную │ЦА, АЦ │+ │+ │ │+ │

│ │дегазированную нефть│ │ │ │ │ │

│ │1.4. На пенную сис- │ │ │ │ │ │

│ │тему, у которой: │ │ │ │ │ │

│ │1.4.1. В качестве │ЦА, │+ │+ │ │+ │

│ │дисперсионной среды │АГУ-8К │ │ │ │ │

│ │- азот │ │ │ │ │ │

│ │1.4.2. В качестве │ЦА, ДГ │+ │+ │ │+ │

│ │дисперсионной среды │ │ │ │ │ │

│ │- дымовые газы │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│2. Снижение │2.1. Свабирование │Сваб, │ │ │ │ │

│уровня │ │подъем- │ │ │ │ │

│ │ │ник │ │ │ │ │

│ │2.2. Глубинный насос│Погруж- │+ │ │ │ │

│ │ │ной на- │ │ │ │ │

│ │ │сос │ │ │ │ │

│ │2.3. С помощью сжа- │ │ │ │ │ │

│ │того газа: │ │ │ │ │ │

│ │2.3.1. Сжатым азотом│АГУ-8К │+ │+ │ │+ │

│ │2.3.2. Сжатым азотом│КС │+ │+ │ │ │

│ │через пусковые │ │ │ │ │ │

│ │отверстия в НКТ │ │ │ │ │ │

│ │2.4. Пенные системы │ │ │ │ │ │

│ │по способу п. 1.4 │ │ │ │ │ │

│ │данной таблицы │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│3. Комбинация │3.1. Замена жидкости│ │ │ │ │ │

│первых двух │на более легкую с │ │ │ │ │ │

│методов │последующим снижени-│ │ │ │ │ │

│ │ем уровня │ │ │ │ │ │

│ │3.1.1. Глубинным │ЦА, глу-│+ │+ │ │+ │

│ │струйным насосом │бинный │ │ │ │ │

│ │ │насос │ │ │ │ │

│ │3.1.2. Дымовыми │ЦА, ДГ │+ │+ │ │+ │

│ │газами │ │ │ │ │ │

│ │3.1.3. Вытеснение │ЦА, │+ │+ │ │+ │

│ │жидкости из скважины│АГУ-8К │ │ │ │ │

│ │азотом │ │ │ │ │ │

└──────────────┴────────────────────┴────────┴───┴─────┴───┴─────┘

Примечание. АГУ-8К - газификационная азотная установка;

ЦА - насосный агрегат;

КС - передвижная компрессорная станция;

АЦ - автоцистерна;

ДГ - установка для производства дымовых газов;

(+) - рекомендуемые процессы.

3.3.2.3. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться под руководством ответственного лица (руководителя работы).

3.3.2.4. На время вызова притока из пласта и глушения фонтанных необходимо обеспечить:

- постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и оперативной группы противофонтанной службы по графику, утвержденному руководством предприятия;

- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

3.3.2.5. Для пластов с плохими коллекторскими свойствами рекомендуется использовать депрессию в 2,5 - 3,5 раза выше, чем репрессию на пласт при вскрытии.

3.3.2.6. Нецелесообразно создавать депрессию при вызове притока, превышающую величину репрессии при первичном вскрытии продуктивного пласта более чем в 3,5 раза.

Вызов притока путем снижения давления в скважине

за счет замены скважинной жидкости азотом

3.3.2.7. При освоении пластов, содержащих сероводород (H2S), малопроницаемый коллектор, низкие пластовые давления, а также в суровых климатических зонах (t +50 град. C, t -30 град. C) снижение уровня производится с использованием передвижных азотных газифицированных установок типа АГУ-8К, обеспечивающих большую безопасность, следующими способами:

- метод вытеснения - закачка азота в затрубное пространство с последующим стравливанием его;

- темп снижения давления при выпуске азота из затрубного пространства должен быть не более 0,2 МПа/мин. Для обеспечения такого темпа снижения на устье скважины устанавливается штуцер диаметром: для скважин, обсаженных 168 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, - 7 мм; для скважин, обсаженных 140 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, - 6 мм;

- продувка - закачка азота в затрубное пространство до выхода его через НКТ; при этом НКТ оборудованы пусковыми муфтами или газлифтными клапанами.

Использование воздуха для таких целей запрещается.

3.3.2.8. Предельное снижение уровня при вызове притока путем вынесения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:

- 270 м, если скважина была заполнена водой;

- 330 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/куб. м).

3.3.2.9. При разобщении непроницаемых пропластков осваиваемого объекта и находящегося сверху или снизу от него водоносного (или обводнившегося) пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца на участке непроницаемых пород не должен превышать 2 МПа.

3.3.2.10. Пуск механизмов следует производить по сигналу руководителя работ после удаления людей от оборудования, находящегося под давлением.

3.3.2.11. Во время работы газификационной установки АГУ-8К должен осуществляться постоянный контроль:

- за давлением в резервуаре, которое не должно превышать 0,24 МПа. При превышении указанного давления следует открыть на резервуаре вентиль газосброса;

- за давлением нагнетания азотно - жидкостной смеси, которое не должно превышать 22 МПа;

- за температурой выдаваемого газа (10 - 30 град. C);

- за уровнем жидкости в резервуаре - не менее 0,3 ед. по указателю уровня;

- за общей продолжительностью операции и моментом начала первого поступления рабочего агента через башмак НКТ;

- за использованным и оставшимся количеством азота.

3.3.2.12. Регулирование соотношения подаваемых в скважину количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Регулирование противодавления в трубном пространстве скважины осуществляется с помощью задвижки, оборудованной штуцером.

3.3.2.13. При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространства скважины и следить за подъемом давления на устье.

3.3.2.14. Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 - 3 минуты, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

3.3.2.15. Запрещаются работы на газификационной и других установках во время грозы, при скорости ветра 11 м/сек. и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью на расстоянии менее 50 м.

3.3.2.16. Перед заполнением резервуара газифицированной установки жидким азотом ответственным лицом должен проводиться тщательный осмотр наружной поверхности и арматуры резервуара, а также наличие остаточного давления.

3.3.2.17. Запрещается заполнять резервуар азотом, если:

- истек срок назначенного освидетельствования;

- повреждены корпус или днище (трещины, заметное изменение формы и др.);

- отсутствуют установленные клейма и надписи;

- отсутствует или неисправлена арматура;

- нет надлежащей окраски;

- неисправлен автомобиль газификационной установки.

3.3.2.18. Внутренний сосуд резервуара газификационной установки для жидкого азота должен эксплуатироваться в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

3.3.2.19. При заключительных работах в случае освоения скважины с использованием азота перед отсоединением трубопроводов от фонтанной арматуры необходимо:

- остановить работающие агрегаты;

- закрыть задвижку на устье скважины в месте присоединения нагнетательного трубопровода;

- закрыть все вентили на резервуаре, если он опорожнен.

При наличии жидкости в резервуаре оставить открытым вентиль газосбора резервуара;

- постепенно снизить давление в трубопроводах до атмосферного;

- привести газификационную установку в транспортное положение.

Вызов притока путем снижения давления в скважине

за счет замены скваженной жидкости газом

3.3.2.20. Не используя других приемов в работе, можно создать депрессию на пласт в 146-мм колонне 6 МПа и в 168-мм колонне 6,7 - 7 МПа, если закачивать газ в затрубное пространство, и соответственно 2 и 1,4 МПа при закачке газа в НКТ.

3.3.2.21. Для прорыва газа через башмак НКТ необходимо выполнить условие:

- в заполненной жидкостью скважине:

5

P = гамма x H/10 , МПа;

пуск ж

- для закачки газа в затрубное пространство (статический

уровень ниже устья):

2

h гамма D

ж

P = -------- x --, МПа;

пуск 5 2

10 d

- для закачки газа в НКТ (статический уровень на расстоянии от

устья):

2

h гамма D

ж

P = -------- x -------, МПа.

пуск 5 2 2

10 D - d

3.3.2.22. Максимальная глубина спуска башмака НКТ под уровень

жидкости при работе компрессором не должна превышать полученную по

формуле:

5 2 2

10 x P x (D - d )

пуск

h = -----------------------.

2

гамма x D

ж

В приведенных здесь и далее формулах использованы следующие

обозначения:

P - пусковое давление, МПа;

пуск

h - глубина спуска башмака труб под уровень, м;

D и d - внутренние диаметры эксплуатационной колонны и НКТ, м;

гамма , гамма - плотность газа и жидкости в скважине, кг/куб.

г ж

м;

P - максимальное давление, развиваемое компрессором, МПа;

к

V , V - объем затрубного пространства и НКТ, куб. м;

з т

H - статический уровень в скважине, м;

ст

h - высота столба жидкости в затрубном пространстве, м.

з

3.3.2.23. При отсутствии притока из пласта глубина снижения уровня воды компрессором методом переключения потока будет (табл. 6):

Таблица 6

ГЛУБИНА СНИЖЕНИЯ УРОВНЯ ВОДЫ КОМПРЕССОРОМ МЕТОДОМ

ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ ПОТОКА

┌───────────────────────────┬────────┬───────────────────────────┐

│ Показатели │Давление│ Диаметр колонны и НКТ, мм │

│ │компрес-├─────────────┬─────────────┤

│ │сора, │ 146 │ 168 │

│ │МПа ├──────┬──────┼──────┬──────┤

│ │ │ 73 │ 60 │ 73 │ 60 │

├───────────────────────────┼────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │

├───────────────────────────┼────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│Снижение уровня при закачке│ 8,0 │ 600 │ 670 │ 670 │ 700 │

│газа в затрубное пространс-│ 10,0 │ 750 │ 840 │ 830 │ 890 │

│тво │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │

│Дополнительное снижение │ 8,0 │ 600 │ 670 │ 670 │ 700 │

│уровня при закачке газа в │ 10,0 │ 750 │ 840 │ 830 │ 940 │

│НКТ │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │

│Общее снижение уровня за │ 8,0 │ 1200 │ 1340 │ 1340 │ 1410 │

│два приема │ 10,0 │ 1500 │ 1680 │ 1660 │ 1830 │

└───────────────────────────┴────────┴──────┴──────┴──────┴──────┘

3.3.2.24. Для замены жидкости в скважине перед вызовом притока газом рекомендуется применять нефть, жидкости глушения на нефтяной основе, водные растворы ПАВ, пену и воду.

Применение светлых нефтепродуктов для этой цели не допускается.

3.3.2.25. Перед вызовом притока в предполагаемом направлении выпуска газа необходимо очистить территорию скважины в радиусе 25 м от горючих предметов и разлитой нефти.

3.3.2.26. Установку емкости для приема выходящей из скважины жидкости, а также расстановку техники на территории скважины следует производить с учетом направления ветра, при этом должны быть выдержаны следующие расстояния:

- от устья до компрессора и исследовательской машины - не менее 25 м;

- от емкости для приема жидкости до компрессора и исследовательской машины и другой техники - не менее 10 м.

3.3.2.27. Выкидная линия для отвода жидкости должна быть надежно закреплена. Крепление следует производить при помощи якорей, которые устанавливаются в местах поворота линии и у приемной емкости. Якорь должен быть рассчитан на действие реактивного усилия не менее 1 тс.

3.3.2.28. Выкидная линия выполняется из труб диаметром не менее 50 мм и оборудуется пробоотборным краном, который должен быть расположен возле емкости в доступном месте.

3.3.2.29. В процессе перевода струи жидкости с одной струны в другую закрытие задвижки на одной из струн и открытие задвижки на другой струне должно производиться одновременно и равномерно без резкого изменения давления.

3.3.2.30. При закачке газа обслуживающему персоналу запрещается находиться у устья скважины в радиусе менее 25 м.

3.3.2.31. В период от начала закачки газа до конца выпуска его из скважины запрещается:

- открывать краны или вентили на фонтанной арматуре, манифольде и нефтегазосборном коллекторе;

- закрывать задвижку на фонтанной арматуре и выкидной линии.

3.3.2.32. Пробы нефти следует отбирать с помощью глубинного пробоотборника или через пробоотборный кран.

3.3.2.33. Выпуск газа необходимо производить не позднее чем через 15 минут после прекращения закачки, при этом необходимо вести контроль за снижением давления по манометру.

3.3.2.34. Зажигание газа на факеле допускается только после полного выпуска газовоздушной смеси.

3.3.2.35. Предохранительные и обратные клапаны, участок газопровода, смонтированный непосредственно на компрессорной установке, должны регулярно не реже одного раза в три месяца очищаться от нагаромасляных отложений. Остальную часть газопроводов и холодильники компрессора следует очищать не реже одного раза в год способом, не вызывающим коррозию оборудования (например, промывкой 3% водным раствором сульфанола).

3.3.2.36. Заправку лубрикатора следует производить маслом из отдельной емкости, для чего иметь на компрессорной установке суточный запас чистого масла.

Запрещается производить заправку лубрикатора маслом из картера.

Вызов притока с помощью аэрирования жидкости газом