Про затвердження Правил розробки нафтових і газових родовищ

герметичність устя нагнітальних свердловин за умови коливання температур і тисків.

33. Освоєння свердловин під нагнітання агента впливу здійснюється згідно із планом, який затверджує користувач надрами.

34. Нагнітальні свердловини, що знаходяться в межах контуру нафтогазоносності, перед використанням для нагнітання можуть застосовуватись як видобувні з метою дослідження, дренування та очищення присвердловинної зони, створення сприятливих умов для охоплення впливом розкритого продуктивного розрізу згідно з порядком і у строки, передбачені в проєкті (технологічній схемі) промислової розробки.

35. Нагнітальні свердловини освоюють такими методами:

промивка свердловин, з’єднаних з діючою кущовою насосною станцією, водою з додаванням поверхнево-активних речовин з наступним підключенням до водоводів з агентом впливу;

продувка свердловин газом високого тиску з наступним підключенням до газопроводу високого тиску і компресорної станції;

створення високої депресії на пласт в результаті зниження рівня рідини у стволі свердловини з подальшим підключенням свердловини до системи "водовід - кущова насосна станція";

періодичне нагнітання води під високим тиском і скид її внаслідок самовиливу;

прокачування у пласт води (газу) під тиском, що значно перевищує робочий тиск нагнітання.

36. У процесі освоєння та експлуатації нагнітальних свердловин проводиться комплекс досліджень з метою контролю за розробкою родовища (покладу), встановлення та перевірки виконання технологічного режиму роботи і технічного стану свердловин.

37. Під час експлуатації нагнітальних свердловин постійно контролюються їх приймальність, тиск нагнітання та охоплення пластів заводненням або закачуванням агента впливу за допомогою вибійних і поверхневих приладів.

38. Пластовий тиск, фільтраційні властивості пласта та коефіцієнти приймальності свердловин визначаються за результатами дослідження свердловин методами відновлення або падіння вибійного (устьового) тиску і усталених пробних закачувань у періоди освоєння і експлуатації свердловин.

39. Взаємодія свердловин і шляхи переміщення по пласту води, газу, що нагнітається, у разі необхідності вивчаються за динамікою складу продукції видобувних свердловин, зміною тиску на різних ділянках пласта гідропрослуховуванням, геофізичними методами, добавлянням у воду, що нагнітається, індикаторів і подальшим спостереженням за їх появою в продукції видобувних свердловин.

40. Ефективність заходів для регулювання нагнітання води, газу у розрізі експлуатаційного об’єкта оцінюється із застосуванням глибинних витратомірів методом радіоактивних ізотопів або високочутливих термометрів та інших методів. За результатами досліджень витратомірами, термометрами будуються профілі приймальності нагнітальних свердловин, вони зіставляються з профілями віддачі сусідніх видобувних свердловин, визначається коефіцієнт охоплення пласта заводненням, газовою репресією у свердловинах.

41. Герметичність обсадної колони і відсутність затрубної циркуляції в нагнітальних свердловинах визначаються шляхом аналізу устьових тисків, кривих відновлення устьового тиску, дослідженнями із застосуванням глибинних витратомірів, резистивіметрів, електротермометрів, радіоактивних ізотопів, інтервального опресування за допомогою пакера на трубах.

42. Періодичність і обсяг дослідних робіт у нагнітальних свердловинах встановлюються згідно із комплексом промислово-геофізичних і гідрогазодинамічних досліджень та з урахуванням вимог проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовища (покладу).

43. Для кожної нагнітальної свердловини ведеться документація, в якій систематично фіксуються всі показники її експлуатації, проведені геолого-технічні заходи, дослідження, ремонти, перевірки герметичності устя та експлуатаційної колони.

44. Норми нагнітання агента впливу в окремі свердловини сумарно мають складати обсяг нагнітання для експлуатаційного об’єкта загалом, встановлений проєктом (технологічною схемою) промислової розробки.

Для великих за розмірами площ нафто- і газоносності та за значної загальної неоднорідності пласта норми нагнітання агента впливу встановлюються спочатку для груп нагнітальних свердловин, розміщених на окремих ділянках, потім - для окремих свердловин. За такого методу нормування нафто- і газоносна площі умовно поділяються на ділянки.

Розчленування площі на умовні ділянки виконується в проєктах (технологічних схемах) промислової розробки родовищ (покладів) на основі детального вивчення будови пластів та з урахуванням можливої взаємодії нагнітальних і видобувних свердловин.

Норми нагнітання агента впливу в кожну групу нагнітальних свердловин встановлюються пропорційно прогнозованому в технологічному проєктному документі сумарному відбору рідини, газу з видобувних свердловин відповідної ділянки. Сума норм нагнітання в нагнітальні свердловини кожної ділянки має складати норму нагнітання для ділянки, а сума останніх - норму нагнітання для об’єкта загалом.

45. Під час роздільного нагнітання агента впливу в пласти багатопластового об’єкта через самостійні системи нагнітальних свердловин норма для кожної із свердловин визначається, виходячи з норм нагнітання у пласт, розкритий такою системою свердловин.

46. Норми нагнітання агента для об’єктів розробки загалом і їх ділянок, елементів при площовій системі щороку встановлюються користувачем надрами або оператором (за наявності) відповідно до проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів), результатів аналізу розробки.

47. Норми нагнітання агента впливу для свердловин встановлюють раз на квартал і оформлюють у вигляді технологічного режиму експлуатації нагнітальних свердловин.

У цьому документі, крім обсягів нагнітання агента впливу, вказують тиски нагнітання і необхідні заходи для забезпечення встановлених норм. Технологічний режим експлуатації нагнітальних свердловин складає і затверджує користувач надрами або оператор (за наявності).

48. Залежно від прийнятої системи впливу в проєкті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу) наводяться обґрунтування величин втрат агента, що нагнітається, за контур нафтоносності, газоносності (технологічних втрат) на кожний рік протягом усього строку нагнітання агента. Обсяги втрат систематично уточнюються промисловими дослідженнями.

49. Контроль за якістю закачуваного агента впливу здійснюється на усті нагнітальних свердловин під час їх роботи шляхом відбору проб цього агента та їх лабораторного аналізу з періодичністю, яку визначено в проєкті (технологічній схемі) промислової розробки родовища (покладу).

50. Обсяг закачуваного агента і робочий тиск контролюються на кожній свердловині.

51. Показники роботи нагнітальної свердловини (приймальність агента, тиск нагнітання, кількість годин роботи, простою, причини простою) щодня фіксуються і заносяться у спеціальну облікову форму, щомісяця - у відповідну експлуатаційну картку.

52. Достовірність обліку обсягу закачуваного агента впливу у свердловину забезпечує користувач надрами або оператор (за наявності).

1. Експлуатація видобувних (нафтових і газових) свердловин здійснюється з використанням наземного й внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання, яке забезпечує відбір продукції у заданому режимі, проведення необхідних технологічних операцій в процесі експлуатації і дослідження свердловин і запобігає відкритому фонтануванню.

2. До наземного обладнання влаштування свердловин залежно від способу їх експлуатації належать:

під час фонтанної та газліфтної (безперервний і періодичний газліфтний способи) експлуатації свердловин - обладнання обв’язки обсадних колон (колонна головка), фонтанна арматура, обладнання для запобігання відкритому фонтануванню, індивідуальні дебітоміри та витратоміри газліфтного газу, станції управління газліфтом;

під час експлуатації свердловин штанговими глибинними насосами - колонна головка, устьова арматура, устьовий сальник, пристрій для герметизації при обриві штанг (полірованого штока), верстат-качалка, в тому числі підвіска полірованого устьового штока, індивідуальні дебітоміри;

під час експлуатації свердловин безштанговими глибинними насосами - колонна головка, устьова арматура, станція живлення і управління насосними установками, індивідуальні дебітоміри.

3. До наземного обладнання влаштування свердловин також належать:

шлейфи різної довжини та діаметра залежно від розміщення групового пункту і дебітів свердловин, обладнання для компримування газу;

штуцер регульований або звичайний;

сепаратор, розрахований на відповідний тиск і пропускну здатність для кожної свердловини окремо або загальний для декількох свердловин;

ежектори, що застосовуються для видобування газу з низьконапірних пластів за рахунок енергії високонапірного газу;

інші виробничі об’єкти або обладнання, що споруджено при влаштуванні свердловини.

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

5. Обладнання обв’язки обсадних колон вибирається залежно від кількості обсадних колон, їх діаметра, робочого тиску і корозійної агресивності середовища.

6. Колонні головки установлюються на усті свердловини послідовно зі спуском та цементуванням обсадних колон. Вибирати їх необхідно з урахуванням розрахованого максимального пластового тиску, очікуваного під час буріння наступної за обсадженим інтервалом свердловини. Інші технологічні заходи безпеки також можуть застосовуватися при обладнанні устя з урахуванням правил безпеки.

7. Для проведення технологічних операцій і контролю тиску в затрубному (міжтрубному) просторі колонна головка укомплектовується відповідним обладнанням.

8. Фонтанна арматура (трубна головка і фонтанна ялинка) має забезпечити герметизацію устя свердловини, контроль і регулювання режиму її експлуатації, спрямування потоку продукції у викидну лінію (шлейф) на вимірювальну установку, підвіску насосно-компресорних труб, а також проведення різних технологічних операцій під час освоєння, дослідження, експлуатації та ремонту свердловин.

9. Фонтанна арматура установлюється на колонний фланець, а за необхідності - на перехідну котушку (адаптер), технічні характеристики якої за тиском і міцністю відповідають фонтанній арматурі, або на колонний фланець експлуатаційної колони (за відсутності колонної головки).

10. Фонтанна арматура вибирається за однією з типових схем з урахуванням очікуваного тиску на усті свердловини і за наявності або відсутності в її продукції агресивних компонентів (СО2, Н2 S, високомінералізована пластова вода).

11. Фонтанна арматура випробовується на міцність і герметичність за тисків.

12. Для газових і газоконденсатних свердловин випробування здійснюються з урахуванням очікуваного статичного тиску.

13. Для регулювання режиму роботи фонтанних і газліфтних свердловин та контролю за їх роботою фонтанна арматура обладнується регулювальним або звичайним дроселем (штуцером), патрубками із запірними вентилями для встановлення манометрів, відбору проб, вимірювання температури.

14. Дросельні пристрої (штуцери) для фонтанних і газліфтних нафтових свердловин установлюються, як правило, на усті свердловини, а для газових і газоконденсатних - на усті або в кінці шлейфа на маніфольді групової вимірювальної установки.

15. Обладнання для запобігання відкритому фонтануванню під час освоєння та експлуатації нафтових і газових свердловин має забезпечувати герметичне перекриття стовбура свердловини в разі розгерметизації устя.

16. Обладнання для запобігання відкритому фонтануванню у процесі експлуатації свердловин включає комплекс наземного і внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання: станцію управління, клапани-відсікачі, пакер.

17. До внутрішньосвердловинного (підземного) обладнання відносяться: колона насосно-компресорних труб, пакери, насосне обладнання (штангові глибинні насоси, електровідцентрові, гідропоршневі, гвинтові, струминні насоси тощо), насосні штанги, обладнання для одночасно-роздільної експлуатації, розвантажувальні пристрої для насосно-компресорних труб, циркуляційні й газліфтні клапани тощо.

18. Для боротьби зі шкідливим впливом на роботу насосів газу і піску на прийомі насосів встановлюються відповідні пристрої (газозахисні фільтри).

19. Обладнання для одночасно-роздільної експлуатації двох і більше пластів (об’єктів) в одній свердловині може забезпечувати надійне розділення пластів, можливість регулювання роботи кожного з пластів у заданому режимі, проведення роздільного вимірювання продукції, дослідних і ремонтних робіт.

20. Одночасно-роздільна експлуатація двох пластів, як правило, здійснюється спуском у свердловину двох колон насосно-компресорних труб.

21. Під облаштуванням родовищ нафти і газу слід розуміти комплекс проєктних, вишукувальних, будівельних робіт, які необхідно виконати для введення родовища в промислову (дослідно-промислову) розробку.

Цей комплекс включає види робіт і гірничі об'єкти будівництва, які визначаються законодавством.

Вимоги до облаштування родовищ нафти і газу поширюються на нове будівництво, розширення, реконструкцію й технічне переоснащення об'єктів на діючих (облаштованих) родовищах.

22. До облаштування родовищ нафти і газу відносять гірничі об'єкти для:

внутрішньопромислового збору, транспортування та обліку продукції свердловин;

технологічної підготовки нафти, газу, конденсату та пластової води;

заводнення нафтових пластів;

впровадження методів збільшення вилучення нафти, газу і конденсату;

а також установки:

підготовки і нагнітання агентів впливу у пласти;

електропостачання і зв’язку;

комплексної автоматизації виробничих процесів;

промислового водопостачання.

До комплексу облаштування також відносять:

базу виробничого обслуговування;

автомобільні дороги (внутрішньопромислові та під’їзні до свердловин);

об'єкти для зовнішнього транспорту нафти, газу і конденсату;

очисні споруди.

23. Комплекс облаштування морських родовищ нафти і газу включає:

платформи (блок-кондуктори) для устьового обладнання свердловин при надводному ("сухому") облаштуванні;

підводне устьове обладнання свердловин, підводні шлейфи і маніфольди при підводному ("мокрому") облаштуванні;

технологічні платформи і судна;

житлові блоки;

інші види допоміжних платформ.

24. Технологічний комплекс облаштування родовища має забезпечити раціональне використання енергії пласта, герметизований збір, промислову підготовку, облік і транспортування продукції свердловин, періодичний вимірювання дебіту нафти і газу для кожної свердловини, комплексну автоматизацію технологічних процесів, охорону навколишнього природного середовища.

25. Влаштування свердловини, призначене для її експлуатації, проведення ремонтів і обслуговування, включає будівництво викидних ліній (шлейфів) від свердловини до вимірювальної установки, газопроводів для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводів для подачі на устя свердловини інгібіторів гідратоутворення або солевідкладення, обладнання для компримування газу, для розподілу газліфтного газу між свердловинами (газорозподільний пункт), обладнання для підготовки газліфтного газу і стискання газу при компресорному газліфті, будівництво групових (індивідуальних) вимірювальних установок для вимірювання продукції свердловини.

Облаштування устя свердловин передбачає монтаж і обв’язку наземного обладнання свердловин залежно від способу їх експлуатації, майданчик для обслуговування наземного обладнання і проведення підземних і капітальних ремонтів свердловин.

Обв'язка устя свердловини виконується на підставі схеми, затвердженої користувачем надрами.

26. Устьове обладнання свердловин, режим роботи яких регулюється устьовими штуцерами (фонтанних, газліфтних), за необхідності може обв’язуватись шлейфами з двома маніфольдами (робочим і запасним) для заміни штуцера без зупинки свердловини.

27. За умов одночасно-роздільної експлуатації однією свердловиною двох пластів (об’єктів) для роздільного вимірювання продукції свердловини для кожного пласта на усті свердловин встановлюють індивідуальні дебітоміри або прокладають окремі шлейфи від свердловини до групової вимірювальної установки.

28. Для попередження можливих ускладнень під час експлуатації видобувних свердловин і викидних ліній вони обладнуються відповідними пристроями для проведення очищення від парафіну, відкладення гідратів, підключення промивальних і нагрівальних агрегатів.

29. Комплекс внутрішньопромислового збору, транспортування та обліку продукції свердловин включає викидні лінії (шлейфи, встановлені від свердловини до вимірювальної установки), газопроводи для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводи для подачі на устя свердловини інгібіторів гідратоутворень або солевідкладень, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (газорозподільний пункт), групові вимірювальні установки для вимірювання продукції свердловини, нафтогазозбірні трубопроводи від групових вимірювальних установок, дотискувальні насосні станції, інше устаткування та комунікації, які необхідні для забезпечення технологічних процесів і які передбачено проєктом на облаштування свердловин та/або родовища.

30. Шлейфи від свердловин розраховуються на проєктний дебіт свердловини і максимальний статичний тиск на усті свердловини.

31. Групова вимірювальна установка забезпечує відділення та індивідуальний вимірювання продукції (нафти, газу, конденсату, води) кожної свердловини окремо.

32. Кількість видобувних свердловин, що підключаються до однієї групової вимірювальної установки, визначається у технологічному проєктному 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 вимірювання 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 (H2 S, 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 проєктом (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, H2 S, кислоти, інші реагенти) для запобігання корозії застосовується обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і насосно-компресорних труб - із спеціальним покриттям або інгібіторним захистом.

1. Влаштування свердловин як один із основних етапів реалізації запроєктованої системи розробки родовища (покладу), комплексного проєкту на його облаштування здійснюється відповідно до затверджених робочих проєктів (індивідуальних або групових).

Проєкти на влаштування свердловин підлягають технічній та іншим видам експертиз відповідно до вимог чинного законодавства.

2. Підставою для складання робочого проєкту на влаштування свердловини є завдання на проєктування, яке видає користувач надрами.

3. У робочих проєктах влаштування свердловин передбачаються безаварійне проведення їх стовбура, якісне розкриття продуктивних горизонтів, їх ізоляція один від одного, надійність свердловин протягом усього періоду їх експлуатації.

4. 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.

5. Організація-проєктувальник:

здійснює авторський нагляд за виконанням проєкту;

надає в установленому порядку пропозиції щодо зміни проєктних 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 проєктно-кошторисної документації.

6. Якість влаштування свердловин відповідно до проєктів на влаштування забезпечує бурове підприємство (підрядник).

7. Користувач надрами (замовник) зобов’язаний здійснювати контроль за виконанням робочого проєкту на всіх етапах влаштування свердловини.

8. Початок робіт з влаштування свердловини оформляється актом на закладання свердловини, який складається користувачем надрами.

9. Усі етапи робіт, пов’язані із влаштуванням свердловини, повинні виконуватись відповідно до вимог робочого проєкту і кошторису з обов’язковою маркшейдерською прив’язкою точок розміщення устя свердловини і відповідністю їх вибоїв запроєктованим рішенням.

10. З метою отримання даних, необхідних для ГЕО-1 запасів вуглеводнів і складання проєктів (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 проєктами на влаштування свердловин на основі проєктів параметричного, пошукового і розвідувального буріння, а також за необхідності проєктів дослідно-промислової розробки родовища. Роботи з відбору керна обов’язково передбачаються в проєктно-кошторисній документації на влаштування свердловин.

11. Експлуатаційні свердловини, у яких під час буріння необхідно відбирати керн, визначаються проєктом (технологічною схемою) промислової розробки родовища (покладу).

12. Конструкції параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин повинні забезпечувати:

проводку свердловини до проєктної 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.

13. Конструкція експлуатаційних (видобувних) свердловин повинна забезпечувати:

проводку свердловини до проєктної глибини та розкриття проєктного горизонту в прогнозних гірничо-геологічних умовах;

можливість реалізації запроєктованих 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 проєктом 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.

14. Конструкція експлуатаційної колони (хвостовиків) повинна забезпечувати можливість установки пакерів та інших пристроїв, клапанів-відсікачів тощо, якщо це передбачено проєктом.

15. Конструкція свердловин, які передбачається експлуатувати газліфтним способом, має задовольняти вимоги, встановлені до конструкцій газових свердловин.

16. 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 проєктах на їх влаштування.

17. 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.

18. Буріння свердловини повинно здійснюватись згідно з вимогами геолого-технічного наряду, який є невід'ємною частиною проєктно-кошторисної документації. Особливу увагу треба приділяти контролю стану промивальної рідини і наявності водопроявляючих чи поглинаючих горизонтів у розрізі, що розкриває свердловина.

19. Проєктно-кошторисна документація на влаштування свердловин повинна мати спеціальний розділ з розкриття продуктивних пластів.

20. Основною вимогою розкриття продуктивного пласта під час буріння (первинне розкриття) є забезпечення максимально можливого збереження природного стану присвердловинної зони, уникнення її забруднення і руйнування.

21. Тип і параметри промивальної рідини і технологічні параметри розкриття продуктивного пласта мають бути обґрунтовані в проєкті 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.

22. 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.

23. 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.

24. Контроль за якістю розкриття продуктивних пластів здійснюється користувачем надрами або на замовлення користувача надрами службами контролю влаштування та ремонту свердловин.

25. 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 проєктів параметричного, пошукового, розвідувального буріння, проєкту дослідно-промислової розробки й проєкту (технологічної схеми) промислової розробки родовища з урахуванням вимог законодавства.

26. Роботи з цементування обсадних колон здійснюються спеціалізованими підрозділами чи установами на замовлення бурової організації згідно із затвердженим планом.

27. Роботи з цементування повинні забезпечити:

підняття цементного розчину на проєктну 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 запроєктованих депресій і репресій на продуктивні пласти;

додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища, запобігання кольматації продуктивних пластів.

28. Якість цементування обсадних колон обов’язково повинна визначатись відповідними геофізичними методами.

29. Роботи з цементування обсадних колон закінчуються обов’язковим їх випробуванням на герметичність, яке виконується згідно з чинними нормативно-технічними документами.

30. 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.

31. 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.

32. 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).

33. За результатами випробування визначаються характер флюїдонасичення пласта, проникність, коефіцієнт гідро- і п’єзопровідності, пластовий тиск і температура, коефіцієнт продуктивності та здійснюється гідродинамічне дослідження пласта.

34. 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.

35. Інтервали перфорації продуктивних пластів визначаються за результатами інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень свердловин з урахуванням результатів випробувань у процесі буріння свердловини.

36. 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.

37. 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.

38. 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.

39. 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.

40. Комплекс робіт з освоєння свердловин, у тому числі роботи з відновлення і підвищення продуктивності пласта, технічні засоби та матеріали передбачають в проєктах на влаштування свердловин.

41. Свердловини освоюють згідно з планом, який затверджує користувач надр або уповноважена ним особа.

42. Перед освоєнням свердловини виконується обв’язка устя необхідним технологічним обладнанням, яке повинно відповідати очікуваному статичному гирловому тиску.

43. Освоєння свердловин з аномально високим пластовим тиском, в продукції яких міститься значна кількість H2 S 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.

44. Освоєння закінчених бурінням експлуатаційних свердловин виконується методами, що передбачені в технологічних регламентах, затверджених для гірничо-геологічних умов кожного родовища (покладу).

45. 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.

46. 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 законодавства.

47. Вибір способу експлуатації, підбір і установлення внутрішньосвердловинного обладнання, а також подальші роботи з підвищення продуктивності та досягнення проєктної приймальності свердловин здійснює користувач надр або оператор (за наявності) відповідно до проєктів (технологічних схем) промислової розробки родовищ (покладів), особливостей геологічної будови покладу і поточного стану розробки родовища.

48. Влаштування свердловини вважається завершеним після виконання усіх робіт, передбачених робочим проєктом на влаштування і планом освоєння свердловини.

49. Закінчення влаштування свердловини із встановленим свердловинним обладнанням передають користувачу надрами.

50. Умови передавання свердловини підрядником замовнику регламентовано чинним законодавством.

51. Під час передачі свердловини підрядник, що здійснював буріння, зобов’язаний передати замовнику документацію, в якій необхідно вказати:

категорію і мету буріння свердловини (пошукова, розвідувальна, експлуатаційна тощо);

проєктний горизонт і проєктну глибину, а також фактично розкритий горизонт на вибої і фактичну глибину свердловини;

проєктну документацію, на підставі якої вибрано місцерозташування, глибину свердловини;

ким розроблено і коли затверджено проєктну документацію;

дати початку і закінчення буріння свердловини;

проєктний і фактичний геологічний розріз, який розкрила свердловина;

проєктну і фактичну конструкцію свердловини;

дати початку і закінчення випробування свердловини;

стислу історію буріння свердловини;

опис змін проєктних 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 (якщо цей підрядник здійснював випробування);

акти про початок і закінчення буріння свердловини;

акт про вимірювання альтитуди устя обсадної колони (стола ротора);

паспорт свердловини з даними стосовно буріння, нафтогазопроявів і її конструкції;

матеріали усіх геофізичних досліджень свердловин і висновки за ними (якщо цей підрядник здійснював дослідження);

акти на спуск усіх обсадних колон;

акти на цементування обсадних колон, розрахунки цементування, лабораторні дані щодо якості цементного розчину і його густини, дані про вимірювання густини цементу під час цементування, дані про висоту підняття цементу, про оснащення колон, стан і якість глинистого розчину в колоні перед цементуванням тощо (якщо цей підрядник здійснював цементування);

акти випробувань усіх обсадних колон на герметичність;

плани робіт на випробування або освоєння кожного об’єкта (якщо цей підрядник здійснював випробування);

акти про перфорацію обсадної колони з даними щодо інтервалів, способи перфорації і кількість простріляних отворів (якщо цей підрядник здійснював перфорацію);

матеріали (протоколи, акти тощо) стосовно ускладнень і аварій під час влаштування свердловин і методів їх ліквідації;

акти на встановлення цементних мостів (за наявності);

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 (якщо цей підрядник здійснював відбір керна);

акт про обладнання устя свердловини;

акт про передачу геологічних документів на свердловину.

52. Передачу свердловини і технічної документації замовнику оформляють актом прийняття-передавання закінченої влаштуванням свердловини.

1. Експлуатацію свердловин можна здійснювати фонтанним, газліфтним і механізованим способами.

2. Способи експлуатації свердловин, періоди їх застосування обґрунтовують у проєктах (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 проєкті (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 проєктних 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. Під встановленим технологічним режимом роботи свердловини слід розуміти сукупність основних параметрів її роботи, що забезпечують отримання передбачених проєктом (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).

10. 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.

11. Технологічні режими установлюють за даними досліджень свердловин на усталених і неусталених режимах фільтрації, результатами пробної експлуатації свердловин.