Фонтанна і газліфтна експлуатація нафтових свердловин

7.4.1. Фонд свердловин нафтогазовидобувного підприємства визначається технологічною схемою розробки родовища і може змінюватись в процесі його розробки.

7.4.2. Діаметри експлуатаційних колон свердловин, діаметр і інтервал спуску насосно-компресорних труб (НКТ) визначаються технологічною схемою розробки родовища і уточнюються в процесі його експлуатації.

7.4.3. Нормальна експлуатація свердловин повинна проводитись по НКТ. Експлуатація свердловин по затрубному простору допускається при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні і за спеціальним дозволом органів Держнаглядохоронпраці.

7.4.4. Конструкція колонних головок, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинні забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного та міжколонного просторів, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю тиску в трубному, затрубному та міжколонних просторах і температури в бокових відводах.

7.4.5. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску опресування експлуатаційної колони.

7.4.6. Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на гирлі слід проводити на робочий тиск, передбачений паспортом і технічними умовами на поставку, згідно з ГОСТ 13846-89, а після встановлення на гирлі свердловини – на тиск опресування експлуатаційної колони. Результати опресувань оформлюються актами.

7.4.7. При проведенні робіт з інтенсифікації (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різного роду закачки тощо), які вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на гирлі спеціальну арматуру, а для захисту експлуатаційної колони – глибинний пакер.

7.4.8. Фонтанна арматура повинна оснащуватись заводом-виробником дроселем з ручним, а за вимогою замовника – з дистанційним керуванням; запірною арматурою, а за вимогою замовника – з дублюючою запірною арматурою на бокових відводах і трубній головці з ручним і (або) дистанційним керуванням, та забезпечувати можливість заміни манометрів і термометрів без зниження тиску до атмосферного.

7.4.9. В залежності від умов експлуатації і складу продукції, яка видобувається, повинна застосовуватись фонтанна арматура у відповідному виконанні:

- нормальна – Н (для температур від - 40 до +120⁰С);

- холодостійка – ХЛ (для температур від - 50 до +120⁰С);

- термостійка – Т (для температур від - 40 до +150⁰С і вище);

- корозійностійка – К1 (при об'ємному вмісті СО₂ від 6 до 10%);

- корозійностійка – К2 (при об'ємному вмісті H₂S i CO₂ від 6 до 10% кожного);

- корозійностійка – К3 (при об'ємному вмісті H₂S i CO₂ до 26% кожного).

7.4.10.Обв’язка гирла експлуатаційної свердловини проводиться відповідно до проекту і повинна забезпечувати:

а) можливість роботи як по НКТ, так і по затрубному простору;

б) автоматичне відключення газових і газоконденсатних свердловин у випадках розриву шлейфу або збільшення тиску в ньому вище допустимого;

в) можливість заміру температури та тиску до і після дроселя;

г) встановлення запобіжних клапанів, якщо шлейфи розраховані на тиск, нижчий статичного гирлового;

д) можливість проведення робіт з періодичного дослідження і капітального ремонту свердловин;

е) можливість закачування інгібіторів і ПАР та розчинів для глушіння свердловини;

ж) проведення контролю за тиском в НКТ, експлуатаційній колоні і міжколонних просторах;

з) відведення газу на факел при продувці свердловини, шлейфу і спрацьовуванні запобіжних клапанів;

и) можливість відбору проб газу і рідини та встановлення зразків-свідків (купонів) корозії;

к) встановлення на викидних лініях і маніфольдах, що працюють з температурою робочого середовища 80⁰С і вище, температурних компенсаторів.

7.4.11. Для обв’язки гирла свердловини повинні використовуватись тільки безшовні сталеві труби. З’єднання труб проводиться зварюванням. Фланцеві і муфтові з’єднання допускаються лише в місцях встановлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проектом для демонтажу обв’язки свердловини при підготовці її до капітального ремонту.

7.4.12. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т/добу нафти чи 500 тис.м³/добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500м 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 гирла свердловини.

7.4.13. В процесі експлуатації свердловини внутрішньосвердловинний і наземний клапани-відсікачі повинні періодично перевірятись на спрацьовування відповідно до інструкції заводу-виробника. Встановлення клапанів-відсікачів та перевірка їх на спрацьовування оформлюються актом.

7.4.14. Усунення несправностей, заміна змінних і швидкозношуваних деталей фонтанної арматури під тиском забороняється. В окремих випадках (аварійні ситуації, збереження продуктивності свердловини і т.п.) ці роботи можуть виконуватись спеціально навченим персоналом за спеціально розробленими і затвердженими в установленому порядку інструкціями, з використанням спеціальних технічних засобів, установка яких прийнятна і безпечна для даної конструкції фонтанної арматури і гирлової обв’язки.

7.4.15. Переведення свердловини на газліфтну експлуатацію здійснюється відповідно до проекту і плану, які затверджені технічним керівником підприємства.

7.4.16. Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона і гирлове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.

Газорозподільні гребінки газліфтних свердловин повинні мати системи індивідуального вимірювання витрат газу, свічи для продування і пристрої для подачі інгібітора.

7.4.17. На лініях, що підводять газліфтний газ і інгібітори до свердловин, мають бути встановлені зворотні клапани.

7.4.18. При ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається подача інгібітора гідратоутворення без зупинки газопроводу.

7.4.19. При глибині спуску колони НКТ на 3000м і більше необхідно використовувати високоміцні труби згідно з проведеними розрахунками.

7.4.20. Територія навколо гирла свердловини в межах відведеної ділянки землі повинна бути упорядкована, виконано її обвалування.

На кожній свердловині повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установки КРС (ПРС).

7.4.21. При продуванні свердловин і періодичних дослідженнях необхідно керуватись програмою досліджень і інструкціями. Вказані роботи необхідно проводити з мінімальним випуском газу в атмосферу.

7.4.22. Оперативний контроль безпосередньо за експлуатаційними свердловинами повинен включати спостереження за:

- технічним станом обладнання;

- змінами в часі робочих дебітів, гирлових тисків і температур.