31. Групова вимірювальна установка забезпечує відділення та індивідуальний вимір продукції (нафти, газу, конденсату, води) кожної свердловини окремо.
32. Кількість видобувних свердловин, що підключаються до однієї групової вимірювальної установки, визначається у технологічному проектному документі залежно від розміру родовища (покладу), кількості свердловин та їх розміщення.
Установки попередньої і комплексної підготовки продукції свердловин забезпечують підготовку нафти, газу і конденсату, що подаються споживачам, до кондицій (норм), встановлених діючими нормативно-технічними документами.
33. Підготовка пластової води для її подальшого використання для підтримання пластового тиску, а також утилізація шламів мають відповідати встановленим нормам.
34. Система збору та виміру продукції свердловин має бути герметизована і забезпечувати раціональне використання енергії пласта при дотриманні вимог охорони навколишнього природного середовища.
35. За наявності в продукції свердловин агресивних компонентів (H2S, CO2 тощо) передбачається застосування обладнання в антикорозійному виконанні або вживання заходів захисту від корозії (інгібітори, спеціальні покриття тощо).
36. На морських родовищах основними об’єктами облаштування є технологічні платформи і технологічні судна, які умовно розділяються залежно від конструкції основи на стаціонарні, гнучкі башти, з розтягнутими опорами, напівзанурені, платформи-буї.
Стаціонарні платформи будують на бетонній (гравійній) або металевій основі, опори стаціонарної платформи спираються на морське дно. На опорах розміщено декілька палуб з буровою вишкою, обладнанням для буріння, видобування й підготовки нафти і газу, житлові блоки для обслуговуючого персоналу тощо.
Платформи з розтягнутими опорами стаціонарно швартуються до дна моря за допомогою попередньо натягнутих металевих або композиційних прив’язей. Група прив'язей називається ногою платформи.
На відміну від звичайних технологічних платформ технологічні судна, оснащені маршевим силовим устаткуванням і відповідною системою керування, мають мобільність, таку як звичайні судна, і можливість переміщуватись морем самостійно.
37. Під час вибору принципу облаштування родовищ на морських родовищах перевага надається сухому облаштуванню незалежно від типу технологічної платформи.
Для сателітних родовищ може бути використано підводне облаштування із забезпеченням виведення продукції на технологічну платформу основного родовища.
При підводному облаштуванні свердловин над устям свердловини знаходиться колонна головка, з'єднана з обсадними трубами. У такому випадку на дні моря встановлюється і цементується плита зі слотами (по одному на кожну свердловину), а зв'язок між буровою і устям свердловини здійснюється райзерами, до яких кріпляться викидні лінії підводних превенторів та інші комунікації.
Підводне облаштування свердловин передбачає комплекс обладнання для контролю за експлуатацією свердловин.
38. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються агенти впливу (вода, газ, повітря, пара, розчини поверхнево-активних речовин, кислоти, інші реагенти), обладнуються наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.
39. На усті нагнітальних свердловин залежно від закачуваного агента впливу встановлюється спеціальна устьова арматура, розрахована на максимально очікуваний тиск нагнітання.
40. Устьова арматура або нагнітальний трубопровід обладнуються зворотним клапаном для запобігання перетоку агентів впливу із свердловини під час аварії на нагнітальному трубопроводі чи тимчасового припинення їх нагнітання.
41. Нагнітання агентів впливу в нагнітальні свердловини здійснюють лише через насосно-компресорні труби.
Конструкцію колони насосно-компресорних труб визначають на основі розрахунків, які виконують згідно з діючими нормативно-технічними документами. Низ колони насосно-компресорних труб обладнують воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних вимірювальних приладів під час проведення дослідних робіт.
42. Нагнітання агентів впливу у нагнітальні свердловини за тисків на усті більше тиску, на який опресована експлуатаційна колона, здійснюється через насосно-компресорні труб з пакером, що ізолює колону від впливу високих тисків і установлюється над пластом (об’єктом), в який закачується агент впливу.
43. Для одночасно-роздільного нагнітання агентів впливу у два пласти (об’єкти) в нагнітальну свердловину спускається спеціальне обладнання.
Обладнання для одночасно-роздільного нагнітання має забезпечити надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об’єктів) і диференційоване за тисками і приймальністю нагнітання агентів впливу, можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.
44. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і устьового обладнання нагнітальні свердловини обладнуються манометрами і термометрами для контролю за тисками і температурою агентів впливу, пристроями для регулювання тиску і приймальності свердловин.
45. Обладнання для нагнітання агентів впливу у пласти (насосне, компресорне, парогенератори, водонагрівачі) за продуктивністю і тисками нагнітання має забезпечити нагнітання агентів впливу у нагнітальні свердловини в обсягах, передбачених проектом (технологічною схемою) промислової розробки родовища.
46. Від обладнання для нагнітання агентів впливу або розподільних пунктів до кожної свердловини прокладаються нагнітальні трубопроводи. Діаметри нагнітальних трубопроводів і їх довжина визначаються відповідно до обсягів і тиску нагнітання, розміщення свердловин відносно розподільних пунктів і обладнання для нагнітання агентів впливу.
47. При нагнітанні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин необхідно закладати в траншеї на глибину, достатню для запобігання замерзанню води на випадок припинення нагнітання води в зимовий період.
48. Для зменшення втрат тепла під час нагнітання у пласти теплоносіїв (пара, гаряча вода) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, остьова арматура і насосно-компресорні труби ізолюються.
49. Під час нагнітання у пласти агресивних агентів впливу (високомінералізовані пластові й стічні води, CO2, H2S, кислоти, інші реагенти) для запобігання корозії застосовується обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і насосно-компресорних труб - із спеціальним покриттям або інгібіторним захистом.
XIII. Влаштування та освоєння свердловин
1. Влаштування свердловин як один із основних етапів реалізації запроектованої системи розробки родовища (покладу), комплексного проекту на його облаштування здійснюється відповідно до затверджених робочих проектів (індивідуальних або групових).
Проекти на влаштування свердловин підлягають комплексній державній експертизі відповідно до вимог чинного законодавства.
2. Підставою для складання робочого проекту на влаштування свердловини є завдання на проектування, яке видає користувач надрами.
3. У робочих проектах влаштування свердловин передбачаються безаварійне проведення їх стовбура, якісне розкриття продуктивних горизонтів, їх ізоляція один від одного, надійність свердловин протягом усього періоду їх експлуатації.
4. Виконання основних видів та усього комплексу робіт із проектування повинно відповідати чинним стандартам.
5. Влаштування свердловини здійснюється буровою організацією або іншими суб'єктами господарської діяльності - підрядником на підставі договорів з користувачем надрами або оператором (за його наявності) - замовником робіт.
6. Організація-проектувальник:
здійснює авторський нагляд за виконанням проекту;
надає в установленому порядку пропозиції щодо зміни проектних рішень з урахуванням фактичних гірничо-геологічних умов, обумовлених розробкою родовища;
вносить пропозиції користувачу надрами щодо призупинення робіт із влаштування свердловин у випадку значних відхилень від проектно-кошторисної документації.
7. Якість влаштування свердловин відповідно до проектів на влаштування забезпечує бурове підприємство (підрядник).
8. Користувач надрами (замовник) зобов’язаний здійснювати контроль за виконанням робочого проекту на всіх етапах влаштування свердловини.
9. Початок робіт з влаштування свердловини оформляється актом на закладання свердловини, який підписується замовником і підрядником.
10. Влаштування конструкцій свердловин здійснюється з урахуванням такого.
11. Усі етапи робіт, пов’язані із влаштуванням свердловини, повинні виконуватись відповідно до вимог робочого проекту і кошторису з обов’язковою маркшейдерською прив’язкою точок розміщення устя свердловини і відповідністю їх вибоїв запроектованим рішенням.
12. З метою отримання даних, необхідних для ГЕО-1 запасів вуглеводнів і складання проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів), під час буріння параметричних, пошукових, розвідувальних і окремих експлуатаційних (видобувних) свердловин в інтервалах залягання продуктивних пластів ведеться відбір керна. Інтервали і обсяги відбору керна визначаються робочими проектами на влаштування свердловин на основі проектів параметричного, пошукового і розвідувального буріння, а також за необхідності проектів дослідно-промислової розробки родовища. Роботи з відбору керна обов’язково передбачаються в проектно-кошторисній документації на влаштування свердловин.
13. Експлуатаційні свердловини, у яких під час буріння необхідно відбирати керн, визначаються проектом (технологічною схемою) промислової розробки родовища (покладу).
14. Конструкції параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин повинні забезпечувати:
проводку свердловини до проектної глибини в прогнозних гірничо-геологічних умовах та виконання геологічного завдання свердловини;
розкриття пластів, запобігання руйнуванню розкритих порід, забрудненню навколосвердловинного простору;
проведення випробувань в процесі буріння свердловини;
виконання необхідних промислово-геофізичних досліджень усього розрізу, розкритого свердловиною;
цементування обсадних колон, надійну герметизацію заколонного та міжколонного простору;
надійну ізоляцію водоносних горизонтів та пластів, що містять поклади із встановленими промисловими характеристиками або перебувають у розробці, можливість їх подальшого випробування;
стаціонарне випробування в експлуатаційній колоні перспективних об’єктів, можливість розділення декількох випробуваних об’єктів (встановлення технологічних перемичок);
можливість проведення пробної експлуатації свердловини, а також подальшої експлуатації на випадок переведення свердловини в експлуатаційний фонд;
умови проведення консервації свердловин з метою подальшого їх використання для розробки виявлених покладів вуглеводнів;
додержання вимог з охорони надр та навколишнього природного середовища.
15. Конструкція експлуатаційних (видобувних) свердловин повинна забезпечувати:
проводку свердловини до проектної глибини та розкриття проектного горизонту в прогнозних гірничо-геологічних умовах;
можливість реалізації запроектованих способів і режимів експлуатації свердловин, створення максимально допустимих депресій і репресій на пласт, які прогнозуються на всіх стадіях розробки родовища;
можливість здійснення одночасно-роздільного видобування продукції з декількох експлуатаційних об’єктів в одній свердловині (якщо це передбачено проектом розробки);
умови для проведення в свердловинах ремонтних і дослідних робіт будь-якого виду протягом усього періоду їх експлуатації;
можливість проведення робіт з інтенсифікації припливу вуглеводнів хімічним, фізико-хімічним або іншим методом;
можливість проходження внутрішньосвердловинного обладнання і ремонтного інструменту в експлуатаційній колоні вертикальних, похило-спрямованих і горизонтальних свердловин;
якісне цементування обсадних колон й ізоляцію продуктивних горизонтів з використанням сучасної оснастки обсадних колон;
для газових свердловин - спуск експлуатаційної колони на всю глибину із заповненням заколонного простору цементним розчином до устя;
додержання вимог з охорони надр та навколишнього природного середовища.
16. Конструкція експлуатаційної колони (хвостовиків) повинна забезпечувати можливість установки пакерів та інших пристроїв, клапанів-відсікачів тощо, якщо це передбачено проектом.
17. Конструкція свердловин, які передбачається експлуатувати газліфтним способом, має задовольняти вимоги, встановлені до конструкцій газових свердловин.
18. Конструкції нагнітальних свердловин для нагнітання води, в тому числі гарячої, пари, газу або інших реагентів, а також конструкції водозабірних свердловин повинні задовольняти особливі вимоги, що мають бути обґрунтовані в проектах на їх влаштування.
19. Конструкція свердловин, що буряться в межах акваторії морів, додатково повинна враховувати:
підвищену ймовірність проявів газу на малих глибинах;
необхідність забезпечення замкнутого циклу циркуляції промивальної рідини і виносу пробуреної породи в умовах наявності товщі морської води з метою запобігання її забруднення;
підводне розміщення устя свердловини та його обладнання (конструкція верхньої частини свердловини визначається типом платформи або судна, звідки ведеться буріння, товщиною шару води (глибиною морського дна), місцем розташування противикидного обладнання тощо);
тривалі простої, пов'язані з відмовою обладнання.
20. Буріння свердловини повинно здійснюватись згідно з вимогами геолого-технічного наряду, який є невід'ємною частиною проектно-кошторисної документації. Особливу увагу треба приділяти контролю стану промивальної рідини і наявності водопроявляючих чи поглинаючих горизонтів у розрізі, що розкриває свердловина.
21. Проектно-кошторисна документація на влаштування свердловин повинна мати спеціальний розділ з розкриття продуктивних пластів.
22. Основною вимогою розкриття продуктивного пласта під час буріння (первинне розкриття) є забезпечення максимально можливого збереження природного стану присвердловинної зони, уникнення її забруднення і руйнування.
23. Тип і параметри промивальної рідини і технологічні параметри розкриття продуктивного пласта мають бути обґрунтовані в проекті на влаштування свердловин з урахуванням особливостей геологічної будови, колекторських і фільтраційних характеристик пластів (слабозцементованих, тріщинуватих тощо), прогнозних або розрахункових пластових і порових тисків і температур.
24. Параметри розчину промивальної рідини, технологічні параметри і режим буріння в інтервалі продуктивного пласта повинні забезпечувати якісне розкриття продуктивного об’єкта, максимальне збереження природної проникності і насиченості колектора, можливість виконання необхідного комплексу промислово-геофізичних досліджень.
25. На родовищах з пластовим тиском нижче гідростатичного первинне розкриття повинно проводитись на розчинах з блокуючими властивостями, які унеможливлюють їх поглинання і кольматацію продуктивного пласта. У таких випадках бажано здійснювати первинне розкриття пластів на рівновазі або депресії з використанням обертових превенторів, встановлених на усті свердловини.
26. Контроль за якістю розкриття продуктивних пластів здійснюється користувачем надрами або на замовлення користувача надрами службами контролю влаштування та ремонту свердловин.
27. Під час буріння і після розкриття продуктивних горизонтів виконується комплекс геофізичних досліджень свердловини, який передбачено робочою документацією на її влаштування.
Цей комплекс робіт визначається користувачем надрами на підставі проектів параметричного, пошукового, розвідувального буріння, проекту дослідно-промислової розробки й проекту (технологічної схеми) промислової розробки родовища з урахуванням вимог чинних нормативних документів.
28. Роботи з цементування обсадних колон здійснюються спеціалізованими підрозділами чи установами на замовлення бурової організації згідно із затвердженим планом.
29. Роботи з цементування повинні забезпечити:
підняття цементного розчину на проектну висоту;
надійну ізоляцію нафтових, газових і водяних горизонтів один від одного, яка б унеможливлювала циркуляцію флюїдів (нафти, газу і води) у заколонному та міжколонному просторі;
високий ступінь надійності цементного каменю за обсадними трубами, його зчеплення з колонами, стійкість до агресивних пластових рідин, механічних і температурних навантажень;
забезпечення запроектованих депресій і репресій на продуктивні пласти;
додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища, запобігання кольматації продуктивних пластів.
30. Якість цементування обсадних колон обов’язково повинна визначатись відповідними геофізичними методами.
31. Роботи з цементування обсадних колон закінчуються обов’язковим їх випробуванням на герметичність, яке виконується згідно з чинними нормативно-технічними документами.
32. Під час буріння свердловин в акваторії морів потрібно забезпечити умови для:
прийому, зберігання і перевалки вантажів;
надання сервісних послуг і ремонту технічних засобів;
завантаження і бункерування плавзасобів матеріально-технічними ресурсами;
стоянки плавзасобів у міжрейсовий і міжсезонний періоди, а також їх стоянки в ремонті;
утилізації виробничих відходів.
33. Визначення меж продуктивного інтервалу нафтогазоносних пластів, їх нафтогазонасиченості, величини пластового тиску і температури здійснюється в процесі буріння параметричних, пошукових, розвідувальних свердловин до спуску обсадної колони.
Випробування пластів здійснюється методом відбору пластового флюїду каротажним випробувачем, який спускається на кабелі або на бурильних трубах.
34. Випробування в процесі буріння свердловини рекомендується виконувати негайно після розкриття перспективного інтервалу (не допускаючи перебування розкритого розрізу під впливом розчину протягом більше ніж 10 годин).
35. За результатами випробування визначаються характер флюїдонасичення пласта, проникність, коефіцієнт гідро- і п’єзопровідності, пластовий тиск і температура, коефіцієнт продуктивності та здійснюється гідродинамічне дослідження пласта.
36. Розкриття продуктивних пластів перфорацією (вторинне розкриття) повинно відбуватись згідно із затвердженим планом на проведення перфораційних робіт.
Перфораційні роботи в свердловині виконують геофізичні організації, які повинні мати ліцензію на виконання таких робіт відповідно до чинного законодавства України, на замовлення користувача надрами.
37. Інтервали перфорації продуктивних пластів визначаються за результатами інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень свердловин з урахуванням результатів випробувань у процесі буріння свердловини.
38. Способи перфорації й порядок проведення робіт визначаються чинними нормативно-технічними документами з вибухових робіт у свердловинах та Правилами безпеки під час поводження з вибуховими матеріалами промислового призначення, затвердженими наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 12 червня 2013 року № 355, ззареєстрованими в Міністерстві юстиції України 05 липня 2013 року за № 1127/23659.
39. Спосіб, тип, щільність перфорації і технологія її проведення повинні вибиратись з урахуванням геолого-промислової характеристики об’єктів з таким розрахунком, щоб це не призвело до порушення цілісності колони і цементного кільця за межею інтервалу перфорації, що може спричинити перетоки рідини і газу між горизонтами.
40. Вторинне розкриття пластів перфорацією зазвичай здійснюється після вилучення із свердловини бурового інструменту на буровому розчині тієї самої питомої ваги, що і під час первинного їх розкриття. За наявності малогабаритних перфораторів високої пробивної здатності та лубрикаторів високого тиску перфорацію можна здійснювати на рівновазі або депресії на пласт при спущених у свердловину насосно-компресорних трубах за умови виконання вимог протифонтанної безпеки.
41. Перед проведенням перфораційних робіт стовбур свердловини (навпроти продуктивного пласта) заповнюють спеціальною рідиною, яка забезпечує максимальне збереження природної проникності та нафтогазонасиченості колекторів, унеможливлюють поглинання, нафтогазопроявлення і ускладнення під час освоєння свердловини (виклику припливу рідини і газу).
Перед початком перфораційних робіт перевіряють працездатність противикидного обладнання, рівень промивальної рідини у свердловині, її параметри та відповідність стану устя свердловини вимогам правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості.
42. Комплекс робіт з освоєння свердловин, у тому числі роботи з відновлення і підвищення продуктивності пласта, технічні засоби та матеріали передбачають в проектах на влаштування свердловин.
43. Свердловини освоюють згідно з планом, який затверджує користувач надр або уповноважена ним особа.
44. Перед освоєнням свердловини виконується обв’язка устя необхідним технологічним обладнанням, яке повинно відповідати очікуваному статичному гирловому тиску.
45. Освоєння свердловин з аномально високим пластовим тиском, в продукції яких міститься значна кількість H2S i CO2, здійснюють після обв’язки устя згідно з чинними нормативно-технічними документами за індивідуальним планом, узгодженим з воєнізованою аварійно-рятувальною (газорятувальною) службою з метою запобігання виникненню й ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів.
46. Освоєння закінчених бурінням експлуатаційних свердловин виконується методами, що передбачені в технологічних регламентах, затверджених для гірничо-геологічних умов кожного родовища (покладу).
47. Свердловина вважається освоєною, якщо в підсумку проведених робіт визначено продуктивність пласта і одержано приплив флюїду, який характерний для інтервалу, що випробовується. В іншому випадку складається та затверджується план подальших робіт.
48. Продуктивність свердловини може бути відновлено та підвищено за допомогою ущільнювальної перфорації або внаслідок проведення робіт з інтенсифікації припливу вуглеводнів. Проведення цих операцій залежно від геолого-фізичних властивостей покладу здійснюється відповідно до чинних нормативних документів.
49. Вибір способу експлуатації, підбір і установлення внутрішньосвердловинного обладнання, а також подальші роботи з підвищення продуктивності та досягнення проектної приймальності свердловин здійснює користувач надр або оператор (за наявності) відповідно до проектів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів), особливостей геологічної будови покладу і поточного стану розробки родовища.
50. Влаштування свердловини вважається завершеним після виконання усіх робіт, передбачених робочим проектом на влаштування і планом освоєння свердловини.
51. Закінчення влаштування свердловини із встановленим свердловинним обладнанням передають користувачу надрами.
52. Умови передавання свердловини підрядником замовнику регламентовано чинним законодавством.
53. Під час передачі свердловини в експлуатацію підрядник зобов’язаний передати замовнику документацію, в якій необхідно вказати:
категорію і мету буріння свердловини (пошукова, розвідувальна, експлуатаційна тощо);
проектний горизонт і проектну глибину, а також фактично розкритий горизонт на вибої і фактичну глибину свердловини;
проектну документацію, на підставі якої вибрано місцерозташування, глибину свердловини;
ким розроблено і коли затверджено проектну документацію;
ким розроблено і коли затверджено робочий проект (проектно-кошторисна документація) на влаштування свердловини;
акт на закладення свердловини;
дати початку і закінчення буріння свердловини;
проектний і фактичний геологічний розріз, який розкрила свердловина;
проектну і фактичну конструкцію свердловини;
дати початку і закінчення випробування свердловини;
стислу історію буріння свердловини;
опис змін проектних рішень під час влаштування свердловини;
відомості про нафто-, газо- та водопрояви в процесі буріння;
опис особливостей кріплення свердловини, аварій з обсадними колонами, методів їх усунення;
акти випробування продуктивних пластів у колоні з інформацією про одержані результати;
акти про початок і закінчення буріння свердловини;
акт про вимір альтитуди устя обсадної колони (стола ротора);
геологічний журнал з описом усього процесу буріння і освоєння свердловини;
паспорт свердловини з даними стосовно буріння, нафтогазопроявів і її конструкції;
матеріали усіх геофізичних досліджень свердловин і висновки за ними;
акти на спуск усіх обсадних колон;
акти на цементування обсадних колон, розрахунки цементування, лабораторні дані щодо якості цементного розчину і його густини, дані про виміри густини цементу під час цементування, дані про висоту підняття цементу, про оснащення колон, стан і якість глинистого розчину в колоні перед цементуванням тощо;
акти випробувань усіх обсадних колон на герметичність;
плани робіт на випробування або освоєння кожного об’єкта;
акти про перфорацію обсадної колони з даними щодо інтервалів, способи перфорації і кількість простріляних отворів;
матеріали (протоколи, акти тощо) стосовно ускладнень і аварій під час влаштування свердловин і методів їх ліквідації;
акти на встановлення цементних мостів;
результати розрахунку колони насосно-компресорних труб з даними щодо їх типорозміру (діаметра, товщини стінки, марки сталі), глибини спуску колони, обладнання низу, глибини установки пускових клапанів (отворів), місця установки пакера, його типу;
акт на спуск колони насосно-компресорних труб;
опис керна;
акт про обладнання устя свердловини;
акт на рекультивацію землі та паспорт земельної ділянки;
акт про передачу геологічних документів на свердловину.
54. Передачу свердловини і технічної документації замовнику оформляють актом прийняття-передавання закінченої влаштуванням свердловини.
XIV. Способи експлуатації видобувних свердловин
1. Експлуатацію свердловин можна здійснювати фонтанним, газліфтним і механізованим способами.
2. Способи експлуатації свердловин, періоди їх застосування обґрунтовують у проектах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) і реалізують нафтогазовидобувні підприємства згідно з геолого-технічними заходами і технологічними режимами.
3. Експлуатація свердловин повинна здійснюватись лише за наявності в них насосно-компресорних труб. Глибина спуску і конструкція труб встановлюються згідно з планами освоєння свердловин.
4. За внутрішньосвердловинного газліфта необхідно здійснювати контроль за обсягами видобутого газу з кожного об’єкта.
5. У насосних установках нижче прийому насоса слід використовувати спеціальні захисні пристрої (газові і пісочні якорі) для захисту насоса від потрапляння в нього піску і газу.
6. Одночасно-роздільну експлуатацію декількох об’єктів однією свердловиною здійснюють лише за умов обґрунтування доцільності застосування цього способу в проекті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу) за умови забезпечення роздільного обліку видобутої продукції, проведення промислових досліджень і впровадження геолого-технічних заходів.
7. Вибране обладнання для експлуатації видобувних свердловин повинно забезпечувати:
відбір рідини, газу із пласта відповідно до проектних показників, результатів дослідження свердловин і встановленого технологічного режиму;
надійну і безаварійну роботу свердловини.
8. Правильний підбір свердловинного обладнання забезпечують виробничо-технічна служба нафтогазовидобувного підприємства і служба розробки родовищ, а належне його використання - технічні служби підприємства.
9. Дотримання технологічних режимів роботи видобувних свердловин здійснюється з урахуванням такого.
10. Під встановленим технологічним режимом роботи свердловини слід розуміти сукупність основних параметрів її роботи, що забезпечують отримання передбачених проектом (технологічною схемою) на даний період відборів нафти, рідини і газу й дотримання умов надійності експлуатації.
Технологічний режим роботи свердловини забезпечує регулювання процесу розробки родовища (покладу) і містить такі основні показники:
пластовий, вибійний і устьовий тиски, депресія на пласт;
дебіти рідини і газу, водний, газовий та газоконденсатний фактори для видобувних свердловин;
витрати агентів впливу для нагнітальних свердловин;
типорозміри встановленого експлуатаційного обладнання і режими його роботи (конструкція ліфта, глибина підвіски і типорозмір насоса).
11. Встановлені технологічні режими свердловин мають забезпечувати задані рівні видобутку вуглеводнів, раціональне використання пластової енергії для забезпечення піднімання і внутрішньопромислового транспортування рідин і газів, попередження передчасного утворення конусів води і газу, надійну роботу підйомного обладнання, запобігання руйнуванню привибійної зони, обсадної колони і цементного каменю.
12. Технологічні режими установлюють за даними досліджень свердловин на усталених і неусталених режимах фільтрації, результатами пробної експлуатації свердловин.
13. При експлуатації свердловини методом накопичення тиску допустимий дебіт вказується як усереднений за 10 діб. У такому випадку в технологічних режимах слід вказувати: усереднені добові дебіти, максимальний добовий дебіт (або максимальний дебіт за годину) при періодичних пусках свердловин, періодичність пусків свердловини або граничні тиски, за яких слід пускати свердловину в роботу і зупиняти.
14. Технологічні режими роботи свердловин затверджує користувач надр, виходячи із затверджених проектних об’ємів видобутку, продуктивної характеристики свердловин, наявних геологічних і технологічних обмежень, режиму розробки, технічного стану.
Технологічні режими роботи свердловин встановлюються один раз на місяць для родовищ, які знаходяться в дослідно-промисловій розробці, або один раз на квартал - для родовищ, які знаходяться в промисловій розробці. У разі зміни технологічного режиму роботи протягом двох тижнів складаються додаткові та уточнені технологічні режими.
15. Дотримання встановлених режимів забезпечують майстер і начальник цеху (промислу) з видобування нафти і газу.
16. Контроль за виконанням установлених технологічних режимів роботи свердловин здійснюють користувач надрами та оператор (за наявності).
17. Для контролю за режимом роботи свердловин встановлюють контрольно-вимірювальну апаратуру і пристрої для відбору устьових проб продукції. Обв'язка свердловин повинна забезпечувати проведення комплексу досліджень: індивідуальний вимір дебіту нафти, газу і конденсату, виносу пластової, конденсаційної і технічної води (ехометрування, динамометрування, спуск глибинних приладів тощо).
18. Аналіз режимів роботи свердловин здійснює користувач надрами або оператор (за наявності) шляхом систематизації та узагальнення відповідних матеріалів. Результати аналізу режимів та заходи щодо їх підтримки відображаються у щорічних звітах.
19. Контроль за роботою обладнання і станом видобувних свердловин здійснюється з урахуванням такого.
20. У процесі експлуатації свердловин вони досліджуються (газогідродинамічними, геофізичними методами) та обстежуються з метою контролю за роботою обладнання і пласта, перевірки відповідності параметрів роботи свердловин встановленому технологічному режиму, контролю за технічним станом експлуатаційної колони і насосно-компресорних труб, отримання інформації, необхідної для оптимізації режимів роботи пласта та свердловинного обладнання.
21. Геофізичні дослідження нафтових і газових свердловин виконують з метою встановлення інтервалів припливу й поглинання, шляхів обводнення свердловин, технічного стану експлуатаційної колони і насосно-компресорних труб тощо.
22. Газогідродинамічні дослідження нафтових і газових свердловин виконують на усталених (побудова індикаторних кривих залежності дебіту від депресії на пласт) й неусталених режимах фільтрації (побудова кривої відновлення тиску).
Дослідження нафтових свердловин на неусталених режимах має відбуватись з реєстрацією вибійного тиску з використанням глибинного манометра.
У газових свердловинах, за умови відсутності рідини на вибої та пластової температури не більш ніж 323 К, тиск і температуру можна реєструвати на усті свердловин з подальшим перерахуванням на вибійні.
23. Під час проведення досліджень свердловин на усталених та неусталених режимах фільтрації вимірюють:
пластовий тиск і пластову температуру;
вибійний тиск і вибійну температуру;
трубний тиск і температуру;
затрубний тиск і температуру;
дебіти нафти, конденсату, газу, води;
вміст піску в продукції;
газовий фактор, конденсатний фактор;
статичний і динамічний рівні рідини у свердловині.
Дослідження на неусталених режимах фільтрації виконують такими методами:
відновлення тиску (рівня) (побудова кривих відновлення тиску);
гідропрослуховування (побудова залежності між зміною тиску у спостережній свердловині після зміни режиму і фільтраційними параметрами охоплених фільтрацією пластів після зміни режиму збуджувальної свердловини).
З метою отримання детальної інформації щодо характеристики продуктивних пластів проводять поінтервальні та спеціальні дослідження свердловин.
24. Під час обстеження свердловин і контролю за їх роботою:
перевіряється технічний стан свердловини і встановленого обладнання (герметичність цементного каменю, обсадної колони, насосно-компресорних труб, стан стовбура свердловини, наявність в ньому піску та сторонніх предметів, наявність та динаміка міжколонного тиску, робота насосів, робота встановлених на колоні насосно-компресорних труб глибинних клапанів й інших пристроїв);
перевіряється відповідність параметрів роботи встановленого обладнання видобувним можливостям свердловини і заданому технологічному режиму;
оцінюються надійність і працездатність вузлів обладнання, визначаються міжремонтний період роботи обладнання і свердловини, можливість роботи свердловини на поточному міжколонному тиску;
отримується інформація, необхідна для планування різного виду ремонтно-відновлювальних та інших робіт у свердловинах, а також для встановлення їх технологічної ефективності.
25. Види, обсяг і періодичність досліджень і вимірів з метою контролю за роботою обладнання для всіх способів експлуатації свердловин встановлюються користувачем надр або оператором (за наявності) відповідно до проектів (технологічних схем) промислової розробки родовища (покладу).
26. Дослідження, пов’язані з контролем за роботою видобувних свердловин, мають здійснюватись з дотриманням правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості та вимог з охорони надр та навколишнього природного середовища.
27. Документами, що регламентують обсяги, методи, технологію досліджень, є чинні нормативно-технічні документи, пов’язані з технологічними, гідрогазодинамічними і лабораторними дослідженнями, спостереженнями, операціями.
28. Матеріали, отримані під час контролю за роботою обладнання для забезпечення встановлених технологічних режимів роботи свердловин, систематично аналізуються і використовуються користувачем надр або оператором (за наявності).
29. Усі первинні матеріали досліджень обов’язково зберігаються протягом усього періоду розробки родовища (експлуатаційного об’єкта).
30. Ремонт свердловин поділяють на капітальний і поточний:
до капітального ремонту належать роботи, пов'язані: зі зміною об'єкта експлуатації свердловин; із кріпленням сипких колекторів; відновленням герметичності обсадної колони і ліквідацією її деформації; з бурінням другого стовбура; з інтенсифікацією припливу вуглеводнів; з обмеженням припливу пластових, закачуваних вод; з ловильними та іншими роботами з підземним обладнанням; з консервацією, розконсервацією і ліквідацією свердловин;
до поточного ремонту належать роботи, пов'язані з переведенням свердловин з одного способу експлуатації на інший, із забезпеченням заданого технологічного режиму роботи підземного експлуатаційного обладнання, зміною режимів роботи й заміною цього обладнання, очищенням стовбура свердловини й насосно-компресорних труб від піску, парафіну і солей, плановою ревізією насосно-компресорних труб.
31. Під час ремонтних робіт у свердловинах не допускається застосування робочих рідин, що знижують продуктивні характеристики привибійної зони пласта.
Обладнання відповідного устя і стовбура свердловини, густина робочих рідин повинні забезпечувати виконання вимог протифонтанної безпеки.
32. Під час підземних ремонтів, пов'язаних з повним підйомом труб, за необхідності проводять роботи з обстеження чистоти вибою і перевірки стану цементного каменю за колоною (наприклад, геофізичними методами).
Ремонт свердловин потрібно проводити із суворим дотриманням чинних правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості, вимог охорони навколишнього природного середовища, а також діючих нормативно-технічних документів з експлуатації обладнання і проведення технологічних процесів.
33. Інформацію щодо проведених ремонтних робіт, їх змісту, міжремонтного періоду роботи устаткування свердловини, техніко-економічної ефективності користувач надр зберігає протягом усього періоду розробки родовища.
34. При капітальному ремонті свердловин із застосуванням бурового обладнання необхідно керуватися вимогами чинних правил безпеки.
35. Утримання фонду свердловин і зміна їх призначення здійснюються з урахуванням такого.
36. Технічний стан свердловин і встановленого на них обладнання має забезпечувати:
експлуатацію свердловин відповідно до затверджених технологічних режимів їх роботи;
зміну і контроль технологічних режимів за результатами виміру устьових, затрубних і міжколонних тисків, дебітів рідини, газу свердловин, газових факторів, обводненості продукції, робочого тиску і витрат газу при газліфтній експлуатації свердловин, подачі насосів при механізованій експлуатації, відборів устьових проб тощо;
промислово-гідрогазодинамічні та промислово-геофізичні дослідження свердловин з метою контролю процесів розробки, стану підземного обладнання і присвердловинних зон пластів;
вживання заходів з метою запобігання ускладненням під час експлуатації свердловин.
37. Користувач надрами є відповідальним за весь фонд свердловин родовища, у тому числі за ліквідовані та законсервовані свердловини.
У разі якщо користувач надрами не прийняв від попереднього на свій баланс ліквідовані та законсервовані свердловини та об'єкти облаштування і не використовує їх, є відповідальною за їх технічний стан установа або підприємство, на балансі якої (якого) знаходяться ці свердловини.
38. У свердловинах із значним виносом піску проводиться кріплення привибійної зони. Методи кріплення (установка фільтрів, цементування, обробка смолами, полімерами тощо) вибираються залежно від конкретних умов.
39. Переведення свердловин на інші об’єкти розробки здійснюють відповідно до діючих нормативно-технічних документів і проектів (технологічних схем) промислової розробки родовища.
40. Приєднання нових об’єктів для одночасно-роздільної експлуатації з раніше розроблюваними в цій свердловині об’єктами проводиться згідно з технологічним проектним документом.
41. Усі пробурені на території України свердловини (параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні, спеціальні тощо), що виконали своє призначення та подальше використання яких є недоцільним або неможливим, ліквідують відповідно до діючих нормативно-технічних документів.
42. Консервації підлягають параметричні, пошукові, розвідувальні експлуатаційні, видобувні і нагнітальні свердловини (у тому числі свердловини для підземних сховищ газу) як на суходолі, так і на континентальному шельфі та у межах виключної морської (економічної) зони, які після випробування і освоєння дали промислові припливи нафти або газу, але після освоєння не можуть бути введені в експлуатацію протягом часу, визначеного чинними нормативними документами, а також діючі свердловини у разі необхідності призупинення їх експлуатації.
43. Порядок консервації свердловин, терміни, на які вони консервуються, вимоги щодо оформлення матеріалів на консервацію свердловин і утримання законсервованих свердловин регламентуються чинним законодавством і нормативно-правовими актами, що стосуються користування надрами.
Консервація параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин, що дали промислові припливи нафти і газу, але містять у своїй продукції агресивні компоненти (сірководень, вуглекислий газ тощо), проводиться користувачем надрами за інформуванням центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сферах промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду.
44. Консервацію спеціальних свердловин, а також свердловин, пробурених для створення підземних сховищ нафти, нафтопродуктів в соляних утвореннях, у штучних порожнинах, здійснюють на основі діючих нормативно-технічних документів.
45. Під час буріння та експлуатації нафтових і газових свердловин консервації можуть підлягати свердловини на родовищах, щодо яких припинені дії дозвільних документів (спеціальних дозволів на користування надрами тощо).
Свердловину вважають законсервованою, якщо на ній виконано відповідні роботи, які передбачено планом консервації, і оформлено відповідний акт консервації свердловини, який погоджено центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду.
46. Роботи з консервації, утримання законсервованих свердловин і їх збереження на весь період консервації здійснює установа, на балансі якої знаходяться законсервовані свердловини.
47. Розконсервовуються свердловини, які після закінчення строку консервації придатні для використання їх для розробки родовищ нафти і газу або створення підземних сховищ газу.
48. Розконсервацію свердловин потрібно здійснювати відповідно до планів розконсерваційних робіт, які складає користувач надрами, оператор (за наявності) або установи, на балансі яких знаходяться законсервовані свердловини, і погоджувати з центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду.
49. Свердловини, що вводять в експлуатацію після розконсервації, мають бути обладнані відповідно до вимог, які ставляться до експлуатаційних і нагнітальних свердловин.
50. Свердловини, які після розконсервації виявились непридатними для використання за прямим призначенням, ліквідовують в установленому порядку.
51. Користувач надрами зобов’язаний ліквідувати свердловину, якщо вона виконала своє призначення та її подальше використання за прямим призначенням чи для інших господарських потреб є недоцільним або неможливим з геологічних, технічних, економічних, екологічних або інших причин.
52. У разі повної або часткової ліквідації свердловини її необхідно привести у стан, який гарантує безпеку людей, майна та охорону навколишнього природного середовища.
53. У випадку ліквідації свердловини з технічних причин, коли в непорушеній частині стовбура свердловини (вище місця аварії) є продуктивні горизонти промислового значення, ліквідовується в установленому порядку тільки аварійна частина стовбура.
54. Прийняття рішення щодо ліквідації свердловин, оформлення необхідних документів на ліквідацію свердловин і проведення ліквідації та списання витрат на їх влаштування здійснює користувач надрами відповідно до чинних нормативно-технічних документів.
55. Ліквідацію свердловин слід здійснювати відповідно до плану проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт у свердловині, складеному користувачем надрами.
56. Устя і стовбур ліквідованих свердловин обладнують згідно із типовим проектом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, розробленим користувачем надрами.
На ліквідовані свердловини складають акт фактичного виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт, який користувач надрами постійно зберігає разом з іншою технічною документацією про свердловину.
57. Контроль за подальшим станом ліквідованих свердловин здійснює суб’єкт господарювання (користувач надрами), на балансі якого вони числяться.
58. Свердловини, що вводяться в експлуатацію після відновлення, мають бути обладнані устьовим і внутрішньосвердловинним обладнанням згідно з вимогами цих Правил.
59. Експлуатація відновленої свердловини не повинна призводити до погіршення технологічних показників, передбачених проектом (технологічною схемою) промислової розробки родовища (покладу).
60. Ліквідовані свердловини відновлюють за індивідуальними планами робіт, що складають користувач надрами і оператор (за наявності). Проведення цих робіт узгоджується з установою, яка склала проект (технологічну схему) промислової розробки родовища (покладу), та територіальним органом центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері промислової безпеки, охорони праці та здійснення державного гірничого нагляду.
XV. Облік та використання нафти, газу та конденсату
1. Облік видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах здійснюють відповідно до чинних нормативно-технічних документів.
2. Оперативний облік видобутої нафти із свердловин здійснюють на основі даних інструментального виміру дебіту свердловини індивідуальними дебітомірами або на групових вимірювальних установках за допомогою витратомірів та інших вимірних пристроїв з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу і процентного вмісту води.
3. Оперативний облік вільного газу, конденсату, води, видобутих із свердловин, здійснюють на основі інструментальних вимірів дебітів газу, конденсату, води по кожній свердловині на групових або централізованих пунктах збору продукції.
4. Оперативний облік видобутих нафти, конденсату, вільного та попутного газу та води ведуть індивідуально для кожної свердловини.
Під час одночасно-роздільної експлуатації двох пластів однією свердловиною оперативний облік ведуть диференційовано для кожного з пластів.
5. Обсяг видобутих нафти, газу і конденсату визначають як суму видобутих нафти, газу і конденсату із працюючих свердловин на підставі даних вимірювань на вузлах обліку.
6. Обсяги газу рециркуляції під час сайклінг-процесу обліковують окремо від обсягів газу, поданих в газотранспортну мережу.
7. Облік видобутих нафти, газу, конденсату здійснюють за показниками приладів промислових вузлів обліку.
8. Облік нафти, газу, контроль за кількістю конденсату і води у кожній свердловині групового пункту повинні супроводжуватись відповідним записом у вахтовому журналі. Періодичність і тривалість вимірів встановлюють в технологічних проектних документах залежно від режиму роботи свердловин і покладів.
9. Попутний нафтовий газ, вилучений із надр і відділений від нафти, підлягає збору, обліку і раціональному використанню.
10. Оперативний облік видобутку попутного нафтового газу здійснюють на основі обліку видобутої нафти і суми вимірів газу на газових лініях усіх ступенів сепарації з урахуванням обсягу газу, який залишається в нафті після останнього ступеня сепарації. Виміри газових факторів свердловин здійснюють за графіком, складеним відповідно до комплексу промислових гідрогазодинамічних досліджень, затвердженого користувачем надрами або оператором (за наявності).
11. У разі вмісту в нафтовому (попутному) і вільному газі супутніх корисних компонентів (етану, пропану, бутану, сірководню, гелію), запаси яких затверджені в установленому порядку, їх видобування і використання обліковують за компонентами відповідно до діючих нормативно-технічних документів.
12. Супутні пластові води, видобуті з вуглеводнями, обліковують і утилізують відповідно до проектів (технологічних схем) промислової розробки.
13. Розрахунок нормативних втрат і виробничо-технологічних витрат нафти, природного газу та газового конденсату під час їх видобування, підготовки до транспортування та транспортування і їх облік здійснюють згідно з діючими нормативно-технічними документами.
XVІ. Ведення документації під час розробки родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин
1. Документацію, яка стосується оперативного і перспективного планування й обліку роботи під час розробки родовищ нафти і газу та експлуатації свердловин, веде користувач надрами або оператор (за наявності).
2. Основними документами оперативного планування під час розробки родовищ нафти і газу є:
місячні плани видобутку підрозділами (цехами) газу, нафти і газового конденсату та виробництва продукції з них;
план-графік дослідження свердловин;
технологічний режим роботи свердловин.
3. Місячний план видобутку нафти, газу, конденсату встановлюють на основі технологічного режиму експлуатації свердловин, планів-графіків уведення свердловин в експлуатацію після буріння та освоєння, без дії та простоювання.
