в) характеристика пород-коллекторов продуктивного пласта (несцементированные, слабосцементированные плотные и т. д.);
г) термодинамические условия работы ствола сква жины и условия гидратообразования в стволе;
д) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных гори-зонтов;
е) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям;
ж) местоположение скважины по отношению к ГВ (или ВНК).
§ 221. В зависимости от перечисленных условий факторов можно применять следующие способы эксплуа тации газовых и газоконденсатных скважин:
а) эксплуатация по фонтанным трубам (без пакера или распакеровкой затрубного пространства);
б) совместно раздельная эксплуатация двух или не скольких продуктивных пластов посредством фонтанных труб и пакеров.
§ 222. Эксплуатация газовых скважин по эксплуата ционным колоннам без спуска в них фонтанных труб допускается в виде исключения для устойчивых продук тивных пластов сравнительно небольшой мощности (10-15м), с низким пластовым давлением (90—60 кГ/см2) и отсутствием коррозионных компонентов в газе и только в тех высокодебитных скважинах сводовой и присводо-вой части структуры, где происходит полный вынос конденсационной жидкости.
§ 223. Фонтанные трубы спускают для:
а) предохранения эксплуатационной колонны от кор розии и эрозии, вызываемых присутствием в газе твер дых примесей и агрессивных компонентов;
б) выноса жидкостей и механических примесей забоя скважины на поверхность и улучшения тем самым ее продуктивности;
в) создания условий управления скважиной на слу чай возможных осложнений;
г) одновременной и раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов единым стволом (по фонтанным трубам и кольцевому пространству, разделенных при помощи пакера).
§ 224. При наличии в газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота, органические кислоты и т. д.) и при высоких пластовых давлениях, когда не исключена возможность разъедания эксплуатационной колонны, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин должна осуществляться только по фонтанным трубам.
§ 225. В зависимости от конкретных условий затруб-ное пространство может быть изолировано при помощи пакеров и залито нейтральной жидкостью, не дающей осадка, или не изолировано.
Эксплуатация скважин по фонтанным трубам с неизолированным межтрубным пространством допускается только при условии герметичности эксплуатационной колонны, в которую должен подаваться антикоррозионный ингибитор.
§ 226. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:
а) ожидаемого максимального рабочего дебита скважины;
б) максимально-допустимого перепада давления в стволе;
в) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах (скорость у башмака фонтанных труб должна быть в пределах 5—10 м/сек), обеспечивающих вынос с забоя скважины жидких и твердых примесей;
г) диаметра эксплуатационной колонны (в существующих скважинах);
д) наличия или отсутствия агрессивных компонентов в газе.
§ 227. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газовых и газоконденсатных скважин рекомендуется применять также плунжерный лифт, работа которого описана во «Временной инструкции по применению плунжерного лифта в газовых и газоконденсатных скважинах». Можно применять и другие методы удаления воды с забоя — периодическую эксплуатацию, использование вспенивающих жидкостей и эксплуатацию с автоматической продувкой в коллектор и т. д.
§ 228. Одновременная эксплуатация по затрубном пространству и фонтанным трубам при условии постоян ного выноса песка не допускается.
§ 229. На период кратковременных исследовании скважин разрешается, в зависимости от конкретны условий, эксплуатация газовых и газоконденсатных сква жин любым способом, перечисленным выше. При это должны быть приняты меры предосторожности, обеспе чивающие сохранность недр и эксплуатационной ко лонны.
§ 230. Одновременная и раздельная эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной по фонтанным трубам (с пакером) и затрубному пространству може осуществляться при условии отсутствия в газе, добывае мои по межтрубному пространству, агрессивных компо нентов, вызывающих интенсивную коррозию, и отсут ствия возможности прихвата фонтанных труб.
§ 231. Фонтанная арматура должна обеспечить за мер температур и давлений газа на устье скважины при любом способе эксплуатации, а также должна обеспечи вать возможность спуска в скважину глубинных прибо ров во время работы скважины
ГЛАВА 24
УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 232. На каждой скважине в соответствии с геолс гическими и технологическими условиями необходимо устанавливать и постоянно поддерживать оптимальный режим работы, обеспечивающий нормальную работ скважины.
§ 233. Первоначальный технологический режим боты скважин определяется по результатам испытаний этих скважин, проводимых по методу стационарных peжимов фильтрации и результатам предшествующей опыт ной эксплуатации, а также с учетом геолого-промысло вых особенностей залежи.
§ 234. Технологический режим и текущие рабочие дебиты скважин устанавливаются с учетом следующих основных факторов:
а) выноса песка, количество которого устанавливае
ся в процессе исследования скважин и которое не должно приводить к разрушению призабойной зоны пласта и к разъеданию подземного и наземного оборудования;
б) возможности обводнения забоев скважин;
в) конструкции и технического состояния скважины;
г) температурного режима работы газовой скважины с учетом конденсации воды, углеводородов и условий выноса их на поверхность;
д) технологический режим должен быть таким, чтобы в стволе скважины исключалась возможность гидра-тообразования и обеспечивался вынос жидкости на поверхность;
е) необходимого по условию сбора и транспорта газа и конденсата рабочего давления на устье скважины.
§ 235. Технологические режимы работы по отдельным скважинам должны обеспечить получение оптимально возможного дебита газа и соблюдение рациональных условий разработки месторождения (залежи), охраны недр и техники безопасности.
В зависимости от конкретных условий месторождений (залежей, объектов) на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов:
а) режим постоянного градиента давления — в случае возможного разрушения продуктивного коллектора Этот режим можно заменить режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена должна быть обоснована;
б) режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта — также в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, а также очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;
в) режим постоянной депрессии — в случае опасности образования конусов и языков обводнения;
г) режим постоянного давления на головке скважины — при работе скважины без штуцера или для под-Держания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа;
Д) режим постоянного дебита при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита является временным, так как с течением времени величина этого Дебита должна изменяться.
§ 236. Технологические режимы работы скважин составляются ежеквартально на основании результатов текущей эксплуатации и данных исследований скважи-ны и утверждаются объединением (управлением). Технологический режим работы скважин с дебитом 1 млн. м3/сутки и выше утверждается Главгаздобыче Министерства газовой промышленности.
§ 237. Режим работы скважины регулируется:
а) штуцерами, устанавливаемыми для каждой сква жины на групповых сборных пунктах или на устье сква жины;
б) противодавлением газа в системе газосбора.
§ 238. После смены режима скважины необходимо установить показатели работы нового технологического режима, определив:
а) дебит скважин;
б) забойное давление (рабочую депрессию);
в) давление и температуру на буфере, в затрубном пространстве, в межколонном пространстве, до штуцера и после штуцера;
г) количество жидких (конденсата, воды) и твердых примесей.
§ 239. Все показатели, а также любые изменения режиме работы скважины должны обязательно регист рироваться и документироваться в соответствии с суще ствующими формами.
В случае нарушения установленного режима работы скважины руководством газодобывающего предприятия должны быть приняты срочные меры к его восстанов- лению.
§ 240. Регулирование подачи газа в магистральный газопровод осуществляется:
а) отключением части скважин или их регулирова нием;
б) изменением режима работы отдельных, специаль-но выделенных скважин при помощи штуцеров; но этим скважинам пределы изменения технологическою, режима строго ограничиваются геологической служ бой.
Текущее регулирование дебита скважин осущест вляется оператором по добыче по указанию диспетчер промысла с обязательной записью в журнале об измене нии режима работы скважин.
§ 241. По скважинам, где нарушение заданного режима может привести к осложнениям, регулировка режима работы запрещается.
§ 242. Объем текущего отбора газа по газоносному пласту или объекту в целом должен устанавливаться в соответствии с утвержденным проектом разработки.
Нормы отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологический режим) должны составляться ежеквартально промыслами на основе установленных отборов газа по пласту и утверждаться вышестоящими организациями.
§ 243. Планы текущего отбора газа по пластам и объектам составляются добывающими промыслами один раз в квартал в соответствии с проектом разработки и утвержденными нормами отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологическим режимам).
ГЛАВА 25
НАЗЕМНОЕ И ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН,
ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НЕМУ,
И ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭТОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§ 244. К наземному оборудованию газовых скважин по пути движения газа от устья к групповому сборному пункту или газосборному коллектору относятся: а) фонтанная арматура (елка); б) шлейфы, имеющие различную длину и различные диаметры в зависимости от расположения группового пункта и дебитов скважин; в) регулируемый или обыкновенный штуцер; г) сепаратор, рассчитанный на соответствующее давление и пропускную способность, для каждой скважины в отдельности, или общий для нескольких скважин; д) эжекторы, применяемые для транспорта газов, низконапорных пластов, за счет смешения их с газом высокого давления; е) комплект оборудования (метанольный бачок, регенерацион-ная колонна ДЭГ, дозировочный насос, автоматическая печь подогрева газа на устье скважин) для борьбы с гидратами в шлейфах, сепараторах и эжекторах.
§ 245. К наземному оборудованию газоконденсатной скважины относятся: а) фонтанная арматура (елка); б) шлейф; в) сепаратор высокого давления с емкостью Для сбора конденсата; г) теплообменники типа «труба в
трубе»; д) регулируемый или обыкновенный штуцер; е) низкотемпературный сепаратор, рассчитанный на дав-ление и пропускную способность; ж) комплект оборудо-вания для борьбы с гидратами, могущими образовывать-ся как в теплообменнике и регулируемом штуцере, так и в низкотемпературном сепараторе (дозировочные насосы, емкости диэтиленгликоля, печь регенерации ДЭГ, отстойники-разделители ДЭГ и конденсата, тепло-обменники охлаждения и нагревания ДЭГ).
Примечание В зависимости от конкретных условий для обработки газа газоконденсатных место- рождений можно также применять и другое оборудо-вание, приведенное в разделе VI.
§ 246 Наземное оборудование газовых и газоконден- сатных скважин на групповых сборных пунктах (сепа- раторы, штуцеры, теплообменники, конденсатосборники и т. д.) должно находиться под регулярным наблюдени ем оператора по добыче газа, который обязан тщательно следить за их исправностью и нормальной работой. Осо-бое внимание должно быть уделено фланцевым, резьбо-вым сварным соединениям и запорной арматуре тех скважин, в газе которых содержатся коррозионные эле менты (сероводород и углекислота).
В случае неисправности отдельных деталей или узлов оборудования скважин должны быть немедленно приня-ты меры по устранению обнаруженных неисправностей, или замене неисправных деталей и узлов оборудования.
§ 247. Все оборудование, устанавливаемое на скважинах или сборных пунктах (как новое, так и находившееся уже в эксплуатации), должно подвергаться предварительной опрессовке в соответствии с правилами котлонадзора для определения возможности его использования. '
§ 248. Фонтанная и запорная арматура газовых и газоконденсатных скважин должна отвечать следующим основным требованиям:
а) герметичности при многократном открывании и закрывании запорного элемента;
б) возможности полного открытия и закрытия за-порного элемента от усилий рук одного человека;
в) возможности замены сальниковых уплотнений без прекращения подачи газа в газопровод;
д) рассчитана на двухкратный запас от статического устьевого давления.
§ 249. На групповых сборных пунктах должна применяться по необходимости дистанционно управляемая, а в некоторых случаях телеуправляемая запорная арматура, отвечающая всем требованиям § 248.
§ 250 Для эксплуатации скважин, в газе которых имеются коррозионные компоненты, должна применяться специальная запорная арматура, выполненная из материала, устойчивого против коррозии.
§ 251. Фонтанную арматуру для скважин эксплуатационных площадей по прочности необходимо подбирать соответственно ожидаемому максимальному давлению па устье скважины и испытывать на прочность и герметичность при давлениях, предусмотренных техническими условиями на поставку фонтанной арматуры.
Для новых газоносных площадей (разведочные скважины) , если нет более точных данных, расчетное давление на устье скважин принимается равным гидростатическому давлению плюс 25%.
Фонтанную арматуру скважин необходимо выбирать и устанавливать по одной из типовых схем, утвержденных нормалью
§ 252. Во избежание преждевременного износа, а также уменьшения потерь давления проходные сечения задвижек (кранов) и деталей «елки» (катушки, тройники, крестовики, буфер) должны иметь не меньшие сечения, чем сечение фонтанных труб.
Примечание. Данный параграф не распространяется на скважины, имеющие устьевые давления свыше 200 кГ/см2.
§ 253. К подземному оборудованию газовых и газо-конденсатных скважин относятся: фонтанные трубы, применяемые в качестве подъемных для газа и скопившейся на забое жидкости, сифонные трубки, применяемые для очистки забоев скважин от жидкости, забойные штуцеры, пакеры, применяемые для разобщения продуктивных горизонтов или для изоляции эксплуатационной колонны от коррозионных компонентов, содержащихся в газе, предохранительные клапаны, устанавливаемые на фонтанных трубах и предназначаемые для предупреждения открытых фонтанов, вызванных прорывом шлейфов
или коррозионным разрушением фонтанной арматуры, летающие клапаны плунжерных установок.
§ 254. Глубина установки башмака фонтанных и си фонных труб определяется особенностями эксплуатации скважин и устойчивостью коллекторов. Там, где нет опасности прихвата фонтанных труб, их следует спускать до нижних отверстий фильтра, а возможно и в зумпф, если имеются для этого условия (отсутствие сло-ма или смятия колонны, отсутствие пробки).
§ 255. Для предохранения резьбовых соединений фонтанных и сифонных труб от преждевременного износа, а также повышения их герметичности необходимо применять специальные смазки.
ГЛАВА 26
ОПЕРАТИВНОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ЗА РАБОТОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ, НАБЛЮДАТЕЛЬНЫХ
И ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИХ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 256. Одной из основных задач промысловых работников на газовых и газоконденсатных месторождениях является оперативное наблюдение за работой эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин, которое позволяет принимать своевременные меры по контролю, управлению и изменению технологического режима эксплуатационных скважин, а также технологии процесса эксплуатации залежей (объектов).
§ 257. Оперативный контроль непосредственно за эксплуатационными скважинами должен включать:
а) наблюдение за состоянием фонда эксплуатационных скважин;
б) наблюдение за изменением во времени рабочих дебитов скважин, устьевых давлений и температур.
§ 258. По эксплуатационным скважинам необходимо систематически следить за выносом воды, песка, конден сата (и нефти в случае наличия нефтяной оторочки) Пробы конденсата и воды из сепаратора периодически сдавать на анализ. Периодичность замеров (анализов) требования к ним определяются в зависимости от кон кретных геолого-эксплуатационных условий, но не мене одного раза в квартал.
§ 259. Оперативному повседневному наблюдению должно непременно сопутствовать проведение регулярных исследований скважин.
По своему назначению исследования газовых и га-зоконденсатных скважин в процессе промышленной их эксплуатации подразделяются на текущие, контрольные и специальные и проводятся в следующем порядке:
а) текущие исследования имеют цель установления технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины;
б) контрольные исследования проводятся по мере необходимости и имеют своей целью проверку и уточнение данных текущих исследований;
в) специальные исследования, назначение которых сводится к выявлению отдельных факторов, влияющих как на продуктивную характеристику, так и на условия эксплуатации скважин и залежи в целом.
§ 260. При проведении контрольных и специальных исследований, когда имеется опасность разрушения коллектора и выноса песка на поверхность, а также при наличии жидкости в призабойной зоне, необходимы детальные, относительно длительные исследования, чтобы получить представительные данные по количеству выносимых механических примесей и жидкости и условий их выноса. Для этого необходимо проводить исследования при помощи передвижной сепарационной установки и с применением глубинной желонки.
§ 261. Во избежание излишних потерь газа при исследовании скважин на различных режимах газ необходимо подавать в газопровод.
Выпуск газа в атмосферу можно допускать только когда испытуемая скважина не подключена к газопроводу, или если давление в газосборных сетях не дает возможности получить нужный диапазон дебитов и депрессий.
§ 262. По пьезометрическим скважинам при установлении некачественного состояния забоя следует проводить промывку и дополнительную перфорацию продуктивного интервала.
§ 263. По наблюдательным и пьезометрическим скважинам контрольные измерения следует проводить регулярно, не реже одного раза в квартал. Для опера-
тивного контроля следует по каждой наблюдательной скважине вести графики «время — давление» и «отбор давление».
ГЛАВА 27
ЗАМЕР И УЧЕТ ДОБЫЧИ ГАЗА, КОНДЕНСАТА И КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ ПО СКВАЖИНАМ
§ 264. Учет добычи газа, конденсата и количества воды по отдельным скважинам должен проводиться с целью поддержания установленного оптимального для каждой скважины технологического режима, а также контроля за состоянием призабойной зоны, наземного оборудования и текущего контроля за разработкой залежи, за динамикой извлекаемых и остаточных запасов газа.
§ 265. На газовых и газоконденсатных промыслах, где нет групповых газосборных пунктов, измерять дебит газа, конденсата и количество воды по скважинам следует в непосредственной близости от устья скважины.
§ 266. На газовых и газоконденсатных месторождениях, где имеются групповые сборные пункты, замерять дебиты газа, конденсата и количество воды по каждой скважине необходимо на групповых или централизованных пунктах сбора.
§ 267. С целью наилучшего контроля за режимом работы скважин, а также наиболее точного измерения дебитов газа, конденсата и количества воды на групповых сборных пунктах в большинстве случаев следует применять индивидуальную обвязку с одноступенчатым редуцированием газа для газовых скважин и одно- или двухступенчатым редуцированием для газоконденсатных скважин.
§ 268. Когда газовые и газоконденсатные месторождения представлены продуктивными горизонтами небольшой мощности (10—30 м), характеризующимися выдержанной проницаемостью по всей площади, а также стабильными дебитами газа, конденсата и воды по скважинам, следует производить групповую обвязку скважин, работающих в общий сепаратор с одноступенчатым редуцированием газа.
Замерять дебит газа, количество конденсата и воды по каждой скважине следует периодически через специ-
альный замерный сепаратор, устанавливаемый для группы скважин.
§ 269. Для учета добычи газа, конденсата и количества воды, а также наблюдения за режимом работы (и при необходимости изменения этого режима) в газовых скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, последние должны иметь на каждую скважину:
а) технические манометры для измерения давления как до штуцера, так и после штуцера;
б) технические термометры для измерения температуры газа как до штуцера, так и после штуцера;
в) регулируемый штуцер, если давление в шлейфе превышает давление в промысловом коллекторе;
г) сепаратор или группу параллельно работающих сепараторов, рассчитанных на соответствующую производительность и давление;
д) камерную диафрагму для измерения расхода газа, устанавливаемую на участке газопровода после сепаратора или группы сепараторов;
е) автомат по отводу конденсата и воды и учету их количества, устанавливаемый непосредственно на сепараторе или отдельном водосборнике, соединенном с се-паратором;
ж) автомат для контроля подачи гликолей или метанола, закачиваемых перед штуцером для предупреждения гидратообразования после штуцера.
Расположение технологических аппаратов и трубопроводов сборных пунктов должно выполняться с учетом удобного наблюдения и обслуживания устанавливаемых на них контрольно-измерительных приборов (термометров, регуляторов и указателей уровня и др.).