Вимоги до наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання видобувних свердловин

ОБЛАДНАННЯ ТА ОБЛАШТУВАННЯ СВЕРДЛОВИН І РОДОВИЩ НАФТИ І ГАЗУ

Контроль параметрів та облік закачуваного агента

3.7.1 Дотримання встановлених параметрів закачуваного агента є обов’язковим і визначальним для успішного його використання при вилученні нафти, газу, конденсату із пластів-колекторів, ефективності запроектованого процесу, систематично контролюється на шляху його проходження від насосної, компресорної станції до присвердловинної зони пласта.

3.7.2 Контроль за якістю закачуваного агента здійснюється на усті нагнітальних свердловин в процесі їх роботи шляхом відбору проб агента і лабораторного аналізу їх з періодичністю, визначеною в технологічному проектному документі.

3.7.3 Контроль за якістю складових компонентів робочого агента здійснюється на виході системи, яка його подає в діючий трубопровід з робочим агентом, шляхом відбору проб складових компонентів і їх лабораторного аналізу.

Відбір проб складових компонентів робочого агента здійснюється одночасно з відбором проб робочого агента.

3.7.4 Контроль за об’ємом закачуваного агента і робочим тиском здійснюється на кожній свердловині цілодобово з допомогою індивідуальних спеціальних стаціонарних приладів.

3.7.5 Показники роботи нагнітальної свердловини (приймальність агента, тиск закачування, число годин роботи, простою, причини простою) щоденно знімаються з приладів і заносяться в спеціальну облікову, єдину для галузі, форму і щомісяця у відповідну експлуатаційну картку.

3.7.6 Відповідальність за достовірність обліку об’єму закачуваного агента в свердловину покладається на керівництво відповідного структурного підрозділу нафтогазовидобувних підприємств.

4.1.1 Експлуатація видобувних (нафтових і газових) свердловин повинна здійснюватись при відповідному обладнанні їх наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням, яке забезпечує відбір продукції в заданому режимі, проведення необхідних технологічних операцій при експлуатації і дослідженні свердловин і запобігання відкритих фонтанів.

4.1.2 До наземного обладнання свердловин в залежності від способу їх експлуатації відноситься:

− при фонтанній та газліфтній (безперервний і періодичний газліфтний спосіб) експлуатації свердловин: обладнання обв’язки обсадних колон (колонна головка), фонтанна арматура, обладнання для попередження відкритих фонтанів, індивідуальні дебітоміри та витратоміри газліфтного газу;

− при експлуатації свердловин штанговими глибинними насосами: устєва арматура, устєвий сальник, пристрій для герметизації при обриві штанг (полірованого штока), верстат-качалка, підвіска устєвого штока, індивідуальні дебітоміри;

− при експлуатації свердловин безштанговими глибинними насосами: устєва арматура, автотрансформатор, станція управління насосними установками, індивідуальні дебітоміри.

4.1.3 Обладнання обв’язки обсадних колон призначено для підвішування обсадних колон, герметизації і роз’єднання міжколонних просторів, установки противикидного обладнання в процесі буріння і обладнання устя в процесі експлуатації свердловин.

4.1.4 Обладнання обв’язки обсадних колон вибирається в залежності від кількості підвішуваних обсадних колон, робочого тиску і корозійного середовища.

4.1.5 Колонні головки установлюють на усті свердловини послідовно по мірі спуску і цементування обсадних колон і підбираються з врахуванням максимального пластового тиску, очікуваного при бурінні наступного за обсадженим інтервалом свердловини.

4.1.6 Для проведення технологічних операцій і контролю тиску в затрубному (міжтрубному) просторі кожна із колонних головок повинна оснащуватись маніфольдом, краном, вентилем і манометром.

4.1.7 Фонтанна арматура (трубна головка і фонтанна ялинка) повинна забезпечити герметизацію устя свердловини, контроль і регулювання режиму їх експлуатації, направлення потоку продукції у викидну лінію (шлейф) на замірну установку, а також проведення різних технологічних операцій при освоєнні, дослідженні, експлуатації та ремонті свердловин.

4.1.8 Фонтанна арматура установлюється на верхній фланець колонної головки, а, при необхідності, на перехідну котушку (адаптер), параметри якої по тиску і міцності відповідають фонтанній арматурі, або колонний фланець експлуатаційної колони (при відсутності колонної головки).

4.1.9 Фонтанна арматура повинна вибиратись по одній із типових схем з врахуванням очікуваного тиску на усті свердловини і наявності або відсутності в їх продукції агресивних компонентів (СО₂, Н₂S і високомінералізованої пластової води).

4.1.10 Випробування фонтанної арматури на міцність і герметичність повинно здійснюватись при тисках, передбачених технічними умовами на її поставку.

При цьому для газових і газоконденсатних свердловин випробування повинно здійснюватися з врахуванням очікуваного статичного тиску згідно “Правил безпеки в нафтогазовій промисловості”.

4.1.11 Для регулювання режиму роботи фонтанних і газліфтних свердловин та контролю за їх роботою фонтанна арматура повинна бути обладнана регулювальним або звичайним дроселем (штуцером), патрубками із запірними вентилями для установки манометрів, відбору проб, заміру температури.

4.1.12 Дроселюючи пристрої (штуцери) для фонтанних і газліфтних нафтових свердловин установлюються, як правило, на усті свердловини, а для газових і газоконденсатних – на усті або в кінці шлейфу на маніфольді групової замірної установки.

4.1.13 Обладнання для попередження відкритих фонтанів в процесі експлуатації нафтових і газових свердловин повинно забезпечити: герметичне перекриття стовбура свердловини у випадку розгерметизації устя, порушення заданого режиму роботи свердловини, при виникненні пожежі.

4.1.14 Обладнання для попередження відкритих фонтанів при експлуатації свердловин включає комплекс наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання (станція управління, клапани-відсікачі, пакер).

4.1.15 До внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання відноситься: колона НКТ, пакери, насосне обладнання (штангові глибинні насоси, електровідцентрові і гвинтові насоси), насосні штанги, обладнання для одночасно-роздільної експлуатації, розвантажувальні пристрої для НКТ, циркуляційні і газліфтні клапани і інше.

Конструкція колони НКТ в залежності від способу експлуатації свердловин повинна визначатись на основі розрахунків, які проводяться у відповідності з чинними інструкціями і методиками.

Низ колони НКТ в фонтанних і газліфтних свердловинах обладнується воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів при проведенні геофізичних та дослідницьких робіт.

4.1.16 Для боротьби зі шкідливим впливом на роботу насосів вільного газу і піску на прийомі насосів встановлюють відповідні пристрої (секційні або відцентрові газосепаратори, пісочні якорі).

4.1.17 Обладнання для одночасно-роздільної експлуатації (ОРЕ) двох і більше пластів (об’єктів) повинно забезпечити надійне розділення між собою пластів, можливість регулювання роботи кожного із пластів в заданому режимі, проведення роздільного заміру продукції, дослідних і ремонтних робіт.

4.1.18 Одночасно-роздільна експлуатація двох пластів, як правило, повинна здійснюватись шляхом спуску в свердловину двох паралельних колон НКТ.

Дата добавления: 2015-05-10