п) описание керна;
р) паспорт скважины с данными о процессе бурения, нефтегазопроявлениях и конструкции;
с) акты о натяжении колонн;
т) акты об оборудовании устья скважины;
у) акты о сдаче геологических документов по скважине.
5.6.4. Передача скважины и технической документации оформляется актом по установленной форме.
5.6.5. Передача законченных строительством скважин в эксплуатацию осуществляется буровой организацией при положительном заключении местных органов Госгортехнадзора.
6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
6.1. Способы эксплуатации добывающих скважин
6.1.1. Под эксплуатацией скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность жидкости (нефти, конденсата, воды) и газа.
6.1.2. Эксплуатация скважин осуществляется следующими основными способами:
а) фонтанным;
б) газлифтным;
в) насосным (штанговым, бесштанговым и др.).
6.1.3. Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими предприятиями по планам геолого-технических мероприятий.
6.1.4. Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры труб устанавливаются планами освоения скважин, планами геолого-технических мероприятий.
6.1.5. Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных с конструкцией для газлифта, только при условии утилизации газа.
6.1.6. При необходимости в насосных установках ниже приема насоса следует применять специальные защитные приспособления для предохранения насоса от попадания в него посторонних предметов или для отделения нефти от песка и газа.
6.1.7. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких объектов одной скважиной осуществляется только при обосновании проектными документами на разработку месторождения, при условии применения сменного оборудования, допускающего раздельный учет добываемой продукции, проведение промысловых исследовании.
6.1.8. Выбор оборудования для эксплуатации скважин должен обеспечивать:
а) заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с проектными показателями и результатами исследования скважин);
б) высокий КПД установок;
в) надежную и безаварийную работу скважины.
6.1.9. Ответственность за правильный подбор скважинного оборудования возлагается на службу разработки и производственно-техническую службу нефтегазодобывающего предприятия, а за надлежащее его использование - на технические службы предприятия.
6.2. Контроль за работой оборудования добывающих скважин
6.2.1. В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов.
6.2.2. При исследовании скважин:
а) проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта, загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств);
б) проверяется соответствие параметров работы установленного оборудования добывным возможностям скважин и заданному технологическому режиму;
в) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется межремонтный период работы оборудования и скважины;
г) получается информация, необходимая для планирования различного рода ремонтно-восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ.
6.2.3. Для решения перечисленных в п. п. 6.2.1 и 6.2.2 задач используется комплекс различного рода исследований и измерений (замер дебитов нефти, обводненности продукции, газовых факторов, шаблонирование, глубинные измерения температур и давлений, промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабочего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.).
6.2.4. Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются нефтегазодобывающими управлениями совместно с научно-исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями в соответствии с рекомендациями проектных документов и утверждаются руководством объединения.
6.2.5. Исследования по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.
6.2.6. Документами, регламентирующими объемы, методы и технологию исследований, являются действующие обязательные комплексы, инструкции и другие руководящие документы, по технологическим, гидродинамическим и лабораторным исследованиям, наблюдениям и операциям.
6.2.7. Материалы по контролю за работой оборудования систематически анализируются и используются инженерной службой нефтегазодобывающих предприятий для обеспечения установленных технологических режимов работы скважины.
6.2.8. Все первичные материалы исследований подлежат обязательному хранению на протяжении всего периода эксплуатации скважин (кроме эхограмм и динамограмм, срок хранения которых устанавливается не менее трех лет).
6.3. Технологический режим работы добывающих скважин
6.3.1. Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;
б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;
в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).
6.3.2. Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.
6.3.3. Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.
6.3.4. Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора СССР.
6.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т. д.).
Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.
6.3.6. Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:
а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;
б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.
6.4. Ремонт скважин
6.4.1. Ремонт скважин подразделяется на капитальный и подземный (текущий):
а) к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;
б) к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.
6.4.2. При производстве ремонтных работ в скважинах не допускается применение рабочих жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта. Оборудование устья и ствола скважины, плотность "рабочих" жидкостей должны предупреждать открытые нефте- и газопроявления.
6.4.3. При подземных ремонтах, связанных с полным подъемом труб, при необходимости, проводятся работы по обследованию чистоты забоя и проверке состояния цементного камня за колонной (геофизическими методами).
6.4.4. Ремонт скважин должен производиться в строгом соответствии с действующими правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, требованиями охраны недр и окружающей среды, а также правилами и инструкциями по эксплуатации применяемого оборудования и проведению технологических процессов.
6.4.5. Информация о проведенных ремонтных работах, их содержании, межремонтном периоде работы оборудования и скважины и технико-экономической эффективности подлежит хранению нефтедобывающим предприятием на протяжении всего периода разработки эксплуатационного объекта.
6.5. Содержание фонда скважин
6.5.1. Техническое состояние скважин и установленного на них оборудования должно обеспечивать:
- эксплуатацию скважин в соответствии с утвержденными технологическими режимами их работы;
- изменение и контроль этих режимов (замер устьевых и затрубных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов, обводненности продукции, рабочего давления и расхода газа при газлифтной эксплуатации скважин, подача насосов при механизированной эксплуатации, отборов устьевых проб и т. д.);
- промыслово-гидродинамические исследования скважин с целью контроля процессов разработки, состояния подземного оборудования и призабойных зон пластов;
- проведение мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.
6.5.2. Обслуживание скважин различных категорий проводится в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации скважин и установленного на них оборудования.
6.5.3. Для выполнения работ по контролю процессов разработки и технологических режимов работы скважин, последние должны быть оборудованы:
а) при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации скважин - манометрами для контроля буферного и затрубного давлений, устройствами для отбора устьевых проб, арматурными площадками и лубрикаторами, позволяющими спускать в скважины глубинные приборы (манометры, термометры, дебитомеры, пробоотборники и др.). При газлифтном способе эксплуатации выкидные линии устьевых арматур дополнительно оборудуются манометрами, расходомерами, различными устройствами для замера и регулирования давления и расхода рабочего газа;
б) при эксплуатации скважин ШГН - устройствами для отбора проб жидкости и затрубного газа, динамометрирования, измерения уровня эхолотом;
в) при эксплуатации скважин погружными ЭЦН - станциями управления, устройствами для контроля подачи насоса, манометрами для замера давления на буфере и в затрубном пространстве;
г) при эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами - устройствами для контроля числа ходов погружного агрегата, манометрами для контроля давления рабочей жидкости.
6.5.4. Обусловленные образованием в скважинах песчаных пробах, эррозией штуцера и рабочей поверхности насосов жидкостью (особенно при значительном выносе песка), отложениями парафина, гидратов, солей, продуктов коррозии в трубах, штуцерах, насосах или наземном оборудовании, прорывами газа из газовой шапки, посторонних вод, нарушения технологических режимов работы скважин определяются по резкому изменению дебитов скважин, газового фактора и обводненности их продукции, давлений на буфере, в затрубном пространстве и на выкидных линиях. При обнаружении таких нарушений принимаются немедленно меры по выявлению и устранению их причин, восстановлению утвержденного режима работы скважин.
6.5.5. В скважинах со значительным выносом песка проводятся мероприятия по закреплению призабойной зоны. Методы закрепления (установка фильтров, цементирование, обработка смолами, полимерами и т. д.) выбирается в зависимости от конкретных условий.
6.5.6. Перевод скважин на других объектах разработки осуществляется в соответствии с действующими положениями и инструкциями.
6.5.7. Приобщение новых объектов для совместной эксплуатации с ранее эксплуатируемыми в данной скважине объектами производится в соответствии с требованиями действующей инструкции по приобщению.
6.5.8. Работы по консервации скважин и оформление соответствующей документации должны осуществляться в соответствии с действующими положениями о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин.
6.5.9. Все пробуренные на территории СССР скважины (разведочные, добывающие, специальные и др.), выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых в народном хозяйстве нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации в соответствии с действующим положением.
7. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
7.1. Под воздействием на призабойную зону пластов следует понимать комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшении охвата пластов воздействием.
7.2. Работы по воздействию на призабойную зону пласта проводятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).
7.3. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические и термические. Возможны также различные сочетания этих методов.
7.4. Основные методы воздействия на призабойную зону должны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому надзору за разработкой месторождения (залежи).
7.5. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разработку на основе технико-экономической оценки их эффективности.
7.6. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осуществляются в соответствии со специальными планами.
Эти планы составляются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.
7.7. При планировании и осуществлении работ по воздействию на призабойную зону следует руководствоваться:
а) действующими инструкциями по отдельным видам воздействия на призабойную зону;
б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;
в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.
7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляются специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (промысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.
8. УЧЕТ ДОБЫЧИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
8.1. Учет добычи нефти на промыслах
8.1.1. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью групповых замерных установок (ГЗУ), расходомеров и других замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды.
8.1.2. Объем добытой нефти по бригадам определяется как сумма добытой нефти по работающим скважинам, обслуживаемым данной бригадой, или на основании данных замера бригадных узлов учета.
8.1.3. Учет добытой нефти по бригадам и промыслам осуществляется по показаниям приборов бригадных и промысловых узлов учета.
8.1.4. Нормируемые технологические потери нефти и конденсата определяются по фактическому учету в соответствии с отраслевой инструкцией (согласованной с Госгортехнадзором СССР), подтверждаются специальными актами списания потерь.
8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа
8.2.1. Нефтяной газ, извлекаемый из недр и отделенный от нефти, подлежит сбору, учету и рациональному использованию в народном хозяйстве.
8.2.2. Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований.
8.2.3. При содержании в нефтяном газе ценных сопутствующих компонентов (этана, пропана, бутана, сероводорода, гелия), запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, их добыча и использование учитываются по компонентам в соответствии с действующими инструкциями.
9. ВЕДЕНИЕ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
9.1. Документация по разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех звеньях управления нефтедобывающей промышленности с целью систематизации и хранения информации, необходимой для:
а) перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений и составления отчетных документов по выполнению планов;
б) проектирования разработки нефтяных месторождений;
в) обоснования и планирования мероприятий, направленных на повышение эффективности систем разработки залежей (объектов), а также работы отдельных скважин, установок и оборудования, используемых в технологическом процессе добычи нефти;
г) контроля и анализа разработки залежей (объектов), оценки эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки;
д) планирования и контроля эффективности мероприятий по охране недр и окружающей среды.
9.2. Документация, ведущаяся различными звеньями управления, должна соответствовать установленным единым формам и удовлетворять требованиям автоматизированных систем управления.
9.3. По видам документация подразделяется на первичную, сводную и обобщающую.
9.4. Первичная документация включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющих отношение к технологическим процессам добычи нефти, акты о проведении различных работ на скважинах и других нефтепромысловых объектах, заполняется в тех звеньях, где непосредственно проводятся соответствующие работы, исследования и наблюдения (цеха и бригады по добыче нефти, подземному и капитальному ремонту скважин, ЦНИПРы, ЦНИЛы и др.).
К основным первичным документам относятся:
а) описание кернового материала;
б) данные определения коллекторских свойств и параметров пластов;
в) результаты лабораторных анализов нефти, воды и газа;
г) данные литолого-фациальных исследований пластов;
д) журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов;
е) суточный рапорт о работе скважин или сведения о работе скважин, полученные по системе телемеханики;
ж) данные гидродинамических и геофизических исследований скважин (пластовое и забойное давление, профили притока, поглощения, температуры и т. п.);
з) результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке;
и) акты о перфорации скважин;
к) акты и материалы о подземном и капитальном ремонтах скважин;
л) акты и материалы о прочих работах, проведенных в стволе скважин (возврат, дострел, воздействие на призабойную зону пласта и т. д.);
м) материалы, полученные от организаций, проводивших разведку, бурение скважин, подсчет запасов и т. д.
9.5. Сводная документация систематизирует и объединяет информацию, содержащуюся в первичной документации и заполняется в соответствующих цехах, ЦНИПРах, ЦНИЛах и других организациях. К основным сводным документам относятся:
а) дело скважины (паспорт, карточки добывающих и нагнетательных скважин, карточки по исследованию скважин);
б) технологические режимы;
в) сводные ведомости по отбору нефти, газа, воды, обводненности, учету времени работы скважины и др.;
г) каталоги, таблицы, графики, диаграммы и др.
9.6. Обобщающая документация содержит обработанную первичную информацию по укрупненным объектам и показателям и ведется в различных звеньях (цех, ЦНИПР, НГДУ, объединение, отраслевые НИПИ) в соответствии с распределением функций в данном объединении. К основным обобщающим документам относятся:
а) паспорт производственного нефтегазодобывающего предприятия;
б) каталог структуры запасов;
в) геологические отчеты;
г) отчеты по состоянию и движению фонда скважин;
д) паспорт месторождения (залежи, объекта);
е) геологические профили и карты (структурные, разработки, изобар, распределения запасов и др.);
ж) отчетные формы для ЦСУ и Госплана СССР.
9.7. Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автоматизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий ЦНИПРов, ЦНИЛов, НИПИ.
9.8. Ответственность за ведение сводных и обобщающих документов несет руководство цехов, НГДУ, объединений в соответствии с типовыми положениями и должностными инструкциями.
9.9. Все документы* составляются по утвержденным Миннефтепромом (Мингазпромом) формам. При введении новых форм указывается звено управления, ответственное за их заполнение.
---------------
* Кроме отчетных форм для ЦСУ и Госплана СССР.
10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
10.1. Общие положения
10.1.1. В соответствии с основами законодательства СССР и союзных республик о недрах, основами водного законодательства и водного кодекса РСФСР, действующим положением о Госгортехнадзоре СССР, постановлениями ЦК КПСС и Совета Министров СССР по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.
10.1.2. Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, нарушении технологий разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней и т. п.
10.1.3. Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников, охранных зон и т. п.
10.1.4. Охрана окружающей среды (воздушного бассейна и морской среды) в процессах разбуривания и разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе осуществляется в соответствии с утвержденными Мингазпромом и Госгортехнадзором СССР правилами по безопасному ведению работ на морских стационарных платформах.
10.1.5. Ответственность за охрану недр и окружающей среды возлагается на руководителей предприятий, осуществляющих разведку, разбуривание и разработку нефтяных месторождений.
10.1.6. Контроль за выполнением правил, положений, норм и инструкций по охране недр возложен на Госгортехнадзор СССР и его органы на местах. Предписания органов Госгортехнадзора СССР обязательны для всех предприятий и организаций, осуществляющих поисковое, разведочное, эксплуатационное бурение и разработку.
10.1.7. Контроль за выполнением правил, положений, норм и инструкций по охране окружающей среды при разведке, разбуривании и разработке нефтяных месторождений осуществляется соответствующими организациями и службами на местах (местными органами Госгортехнадзора СССР, бассейновыми управлениями по использованию и охране поверхностных вод, санитарной службой, инспекцией рыбоохраны и др.).
10.2. Охрана недр и окружающей среды в процессе разбуривания нефтяного месторождения
10.2.1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:
а) предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;
б) надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;
в) необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;
г) предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.
10.2.2. Пласты с признаками нефтегазоносности, обнаруженные в процессе бурения скважины по данным керна, каротажа и непосредственных нефтегазопроявлений, должны быть изучены с целью определения возможности получения из них промышленных притоков нефти и газа. Пласты с благоприятными показателями должны быть обязательно взяты на учет. При прохождении их скважинами должны быть приняты меры по охране недр.
10.2.3. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отмечена по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.
10.2.4. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с применением промывочной жидкости в соответствии с техническим проектом на бурение скважин.
10.2.5. Противовыбросовое оборудование и его обвязка должны монтироваться в соответствии с типовой схемой, утвержденной объединением и согласованной с органами Госгортехнадзора и военизированными частями по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины с противодавлением на пласты. Перед установкой противовыбросовое оборудование должно быть испытано на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины превентор опрессовывается вместе с колонной на давление, величина которого определяется максимальным давлением, ожидаемым на устье скважины при возможном открытом фонтанировании.
10.2.6. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).
10.2.7. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе промывочной жидкости в разрабатываемые верхние пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.
10.2.8. Перфорация и торпедирование скважин должны производиться при строгом соблюдении действующих инструкций.
10.2.9. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.
10.2.10. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно "снизу вверх". После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности снижением уровня и опрессовкой.
10.2.11. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционные работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.
10.2.12. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с проектом разведки, утвержденными проектными документами на разработку и проектами на строительство скважин.
10.2.13. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:
а) планировку и обвалку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;
б) многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс в поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;
в) рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения скважин.
10.3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений
10.3.1. Разработка нефтяного месторождения в целом и каждого его отдельного объекта должна осуществляться в соответствии с утвержденными проектными документами.
10.3.2. Вносимые в процессе эксплуатации месторождения (залежи) не предусмотренные проектом (технологической схемой) предложения по совершенствованию системы разработки, ведущие к изменению принятых проектных положений по количеству добывающих и нагнетательных скважин, уровней добычи нефти и закачки воды, могут быть начаты внедрением только после переутверждения проектного документа.
10.3.3. Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.
В процессе промышленной разработки нефтяных месторождений должны быть обеспечены сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном технологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в случае, когда в нем решены вопроси сбора и рационального использования нефтяного газа.
10.3.4. На разрабатываемых месторождениях (залежах) должен проводиться обязательный комплекс исследований и систематических измерений по контролю разработки, соответствующий утвержденному Министерством нефтяной или газовой промышленности принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.
В этот комплекс должны быть включены исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.
10.3.5. Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться в соответствии с технологическим режимом, утвержденным в установленном порядке.
10.3.6. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должны производиться при соответствующем оборудовании устья скважины, которое должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.
10.3.7. Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т. д.) не допускается.
В виде исключения эксплуатация дефектных скважин может быть разрешена объединением по согласованию с местными органами Госгортехнадзора. Одновременно с выдачей такого разрешения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, обеспечивающие охрану недр и окружающей среды, а также план ремонтно-восстановительных работ.
В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.
10.3.8. При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.
В скважинах, где раздел между нефтеносными и газоносными, нефтеносными и водоносными пластами невелик, мероприятия по интенсификации добычи должны производиться при условии создания допустимого перепада давления на перемычку.
10.3.9. Если до обработки призабойной зоны вынос породы и разрушение пласта не наблюдались, а после обработки началось интенсивное поступление породы пласта в скважину, необходимо прекратить или ограничить отбор нефти из скважины и осуществить технические мероприятия по ограничению доступа породы пласта в ствол скважины.
10.3.10. Практическому осуществлению любого метода интенсификации добычи нефти на каждом новом нефтяном месторождении должны предшествовать экспериментальные исследования, проводимые с целью обоснования основных параметров процесса, соблюдение которых обеспечивает сохранность колонны и цементного кольца скважины.
10.3.11. Освоение скважин после бурения, подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважины герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование.
10.3.12. При обводнении эксплуатационных (добывающих) скважин, помимо контроля за обводненностью их продукции, необходимо проводить специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания.
Решение вопроса о прекращении эксплуатации добывающей скважины должно приниматься в соответствии с действующим положением по определению предела разработки нефтяного месторождения и эксплуатации скважин.
10.3.13. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести к безвозвратным потерям нефти и газа в недрах, то нефтегазодобывающие предприятия обязаны установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов.
10.3.14. На нефтяных месторождениях, содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и попутного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.
10.3.15. Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:
а) полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;
б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее заражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;
в) использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;
г) полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;
д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;
е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;
ж) исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и др. химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей;
з) применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования;
и) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.