§ 270. На газоконденсатных месторождениях, эксплуатирующихся без поддержания давления, для учета газа, контроля за количеством конденсата и воды, а также наблюдения за режимом работы (а в случае надобности изменения этого режима) в газоконденсатных скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, при обработке газа с помощью низкотемпературной сепарации необходимо предусматривать на каждую скважину:
а) сепаратор высокого давления, предназначенный для отделения капельной жидкости и, возможно, глинистого раствора, выносимых вместе с газом из скважины;
б) технические манометры для измерения давления до теплообменника (перед штуцером) и в низкотемпера-турном сепараторе;
в) теплообменники дл предварительного снижения температуры газа, идущего со скважины в низкотемпе-ратурный сепаратор;
г) технические термометры для измерения темпера- туры газа до теплообменника, после теплообменника (перед штуцером) и на выходе из низкотемпературного сепаратора;
д) автомат для подачи метанола или дозировочный насос для подачи гликолей до первого теплообменника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и температурного режима установки;
е) регулируемый штуцер, если давление газа в шлей- , фе превышает принятое давление в магистральном газопроводе;
ж) низкотемпературный сепаратор газа, рассчитанный на определенную производительность и давление;
з) камерную диафрагму для расходомера газа, устанавливаемую на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор или межтрубье одного или двух теплообменников в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации;
и) два автоматических отводчика жидкости, устанавливаемых на разделительной емкости, соединенной с низкотемпературным сепаратором; один из автоматических отводчиков служит для отвода и контроля количества конденсата, а другой —для отвода отработанного гликоля.
§ 271. Измерение дебита газа на высокодебитных газовых и газоконденсатных скважинах с неустойчивым режимом работы должно производиться непрерывно самопишущим прибором; контроль количества конденсата и воды должен осуществляться счетчиком конденсато-отводчика по циклам срабатывания или другими прибо- рами, сигнализирующими об изменении количества жид- кости.
§ 272. Учет газа, контроль за количеством конденсата и воды по каждой скважине группового пункта должен производиться с соответствующей записью в вахтенном журнале. Время и продолжительность замеров устаиав-
ливается в зависимости от особенностей эксплуатации скважин и залежей.
§ 273. При осуществлении комплексной автоматизации и телемеханизации газодобывающих промыслов измерение дебитов газа, контроль за количеством конденсата и воды должны осуществляться по правилам, приведенным в главе 38.
ГЛАВА 28 БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ
§ 274. Гидратами называются твердые кристаллические соединения, образованные природным газом с водой. Основными факторами, определяющими условия гидратообразования, являются давление газа, его температура и наличие воды.
§ 275. В промысловых условиях гидраты образуются: в стволах скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в шлейфах, в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах и технологическом оборудовании.
Образующиеся гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, фитингов, запорной и регулирующей аппаратуры и т. д., уменьшают проходное сечение вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима добычи и транспорта газа и даже к выводу из эксплуатации скважин, а также отдельных участков газосборной системы.
§ 276. Мероприятия по борьбе с гидратами делятся на:
а) мероприятия по предупреждению гидратообразования и
б) мероприятия по ликвидации образовавшихся гид-ратных отложений.
В обоих случаях необходимые мероприятия должны основываться на тщательном изучении режима температуры, давления, а также состава газа (особенно содержания влаги, конденсата) на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.
§ 277. Предотвращение гидратообразования в стволах скважин должно осуществляться путем:
а) выбора соответствующего подземного оборудования скважины и установления надлежащего (оптимального) технологического режима работы скважины;
б) непрерывной или периодической подачи на забой антигидратных ингибиторов;
в) покрытия внутренней поверхности обсадной ко-лонны и фонтанных труб веществами, которые препят-ствуют отложению гидратов (эпоксидными смолами, по лимерными пленками и т. д.);
г) систематического удаления с забоя скапливав щейся жидкости;
д) устранения причин, вызывающих пульсацию газа в стволе скважины;
е) создания теплоизолированных конструкций газо вых скважин, т. е. конструкций, имеющих высокое тер мосопротивление.
§ 278. Ликвидация гидратных отложений в стволе скважин должна производиться:
а) продувкой газа в атмосферу с необходимой пред-варительной выдержкой скважины в закрытом состоя-нии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;
б) циркуляцией антигидратного ингибитора по си фонным трубкам, спускаемым в скважину через сальни-ковое уплотнение на устье;
в) промывкой горячим солевым раствором под давлением.
§ 279. Предупреждение гидратообразования в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа может осуществляться при помощи следующих мероприятий, проводимых как в отдельности, так и в комплексе, в зависимости от конкретных условий:
а) обогрев отдельных узлов и участков для повышения температуры газа выше равновесной температурь возможного гидратообразования;
б) ввод в поток газа антигидратных ингибиторов снижающих равновесную температуру гидратообразо вания.
В качестве антигидратных ингибиторов могут слу жить метанол, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгли коль, триэтиленгликоль) и др.;
в) устранение резких перепадов давления (которые вызывают снижение температуры газа и образование гидратов), что достигается путем ликвидации утечек газа через сальники, через неплотности в арматуре
использованием плавных переходов от одного диаметра к другому;
г) снижение давления в системе сбора и транспорта газа ниже равновесного давления гидратообразования;
д) уменьшение степени турбулентности потока газа с целью снижения интенсивности перемешивания газа и жидкости;
е) систематическое удаление жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутри-промыслового транспорта газа, при помощи конденсато-сборников или дренажных патрубков.
§ 280. Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспорта газа и в обвязке скважины могут применяться:
а) более интенсивный непосредственный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно на гидратную пробку;
б) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидратного ингибитора;
в) разрушение гидратной пробки путем резкого одностороннего снижения давления (продувка в атмосферу);
г) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;
д) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.
§ 281. Если перепад давления в штуцере вызывает гидратообразование, то это явление должно быть предотвращено одним из следующих методов:
а) путем обогрева горячей жидкостью узла установки штуцера и выкидной линии от штуцера до конца участка, охлаждающегося в результате перепада давления в штуцере;
б) применением многоступенчатого штуцирования;
в) подачей антигидратных ингибиторов в выкидную линию непосредственно перед местом установки штуцера. Подача ингибитора должна осуществляться из сосуда высокого давления, расчетное рабочее давление которого должно быть выше максимального давления в скважине. Расход ингибитора должен автоматически регулироваться при помощи дозировочного насоса высокого
давления, регулировочного игольчатого вентиля и соответствующего автомата.
§ 282. В случае образования гидратов в теплообмен-никах необходимо повысить температуру охлаждающего газа до величины, превышающей равновесную темпера-туру гидратообразования, или осуществить подачу ингибиторов в линию газа высокого давления.
ГЛАВА 29
БОРЬБА С КОРРОЗИЕЙ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОДЗЕМНОГО И НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§ 283. Основными агрессивными компонентами продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений, вызывающими коррозию внутренней поверхности оборудования, далее именуемую «внутренняя коррозия», являются кислые газы (сероводород и углекислота) в присутствии влаги, которая содержится в газожидкостном потоке в виде водного конденсата, смешанного в раз-личном соотношении с пластовой водой. Усиливающую роль в процессе внутренней коррозии играют органические кислоты, которые могут присутствовать в продукции скважин в виде солей или в свободном виде. К числу органических кислот, наиболее часто встречающихся в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, в первую очередь относятся муравьиная, уксусная, пропионовая, щавелевая.
§ 284. Сероводород может вызвать серьезную прогрессирующую во времени коррозию уже при парциальном его абсолютном давлении 0,0015 кГ/см2 и выше, поэтому для обеспечения достаточного снижения коррозии следует при очистке газа стремиться к этой величине. Однако интенсивность сероводородной коррозии приданной концентрации H2 Sможет быть весьма различной, так как на процесс коррозии влияют и многие другие факторы.
§ 285. Присутствие углекислого газа считается бесспорно опасным, если его парциальное давление составляет 2 кГ/см2 и более, причем с повышением парциального давления скорость коррозии увеличивается.
При парциальном давлении СО2 менее 0,5 кГ/см2 коррозии обычно не наблюдается. При парциальном дав-
лении СО2 от 0,5 до 2 кГ/см2 коррозия возможна, но не обязательна.
§ 286. Интенсивность коррозии во многом зависит также от следующих факторов: химического состава водной и углеводородной жидких фаз потока, рН водной среды, количественного соотношения между водной и углеводородной жидкими фазами, давления и температуры газожидкостного потока, скорости его движения, величины и характера механических напряжений металла оборудования и др.
§ 287. Первые сведения о возможности развития внутренней коррозии скважин и оборудования необходимо получать при первичных испытаниях и исследованиях разведочных скважин, давших газ, путем отбора проб газа и жидкости и анализа их на количественное определение агрессивных компонентов, определения температуры и давления среды.
§ 288. Если анализами будет установлено наличие в газе опасных концентраций H2 Sили СО2, необходимо провести предварительные исследования по выяснению действительной коррозионной агрессивности газожидкостного потока.
Эти исследования должны быть выполнены разведочной организацией (или добывающим предприятием, которое будет вести разработку месторождения) по методике, описанной во «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».
§ 289. При установлении опасности развития коррозии следует немедленно организовать проведение специальных коррозионных исследований (с привлечением научно-исследовательских организаций) для выявления характера коррозионных процессов, разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии как всей системы оборудования промысла, так и отдельных ее элементов.
§ 290. Выбор способов защиты газопромыслового оборудования от коррозии должен решаться организацией, осуществляющей разработку и эксплуатацию месторождения, с привлечением соответствующих специализированных научно-исследовательских организаций. Выбор способов защиты от коррозии должен быть осуществлен в течение периода подготовки месторождения
к промышленной разработке (во время промышленной разведки месторождения и проведения опытной эксплуатации скважин).
§ 291. В качестве защитных мероприятий от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования могут быть выбраны один или комбинация нескольких способов из числа известных в настоящее время:
а) использование ингибиторов коррозии;
б) изготовление оборудования из специальных кор-розионностойких сталей;
в) применение защитных металлических и неметаллических покрытий.
§ 292. На месторождениях с высокой коррозионной агрессивностью продукции скважин необходимо в течение всего периода разработки и эксплуатации месторождений вести контроль за применением выбранных методов защиты, их эффективностью и состоянием скважин и промыслового оборудования.
Следует иметь в виду, что в процессе эксплуатации скважин многие факторы, влияющие на характер и распределение коррозии (температура, давление, дебит воды и углеводородного конденсата, их химические свойства и др.), могут изменяться, что в свою очередь может вызвать изменение характера распределения и интенсивности коррозии, а также повлиять на эффектив ность применяемых защитных мероприятий.
Контроль проводится согласно «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».
§ 293. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии, необходимо систематическое проведение периодических ревизий и профилактических ремонтов скважин и оборудования по графикам, утвержденным газопромысловым управлением. Сроки между двумя очередными ревизиями назначаются с учетом интенсивности коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты от коррозии.
§ 294. Для проведения работ по осуществлению мероприятий по борьбе с коррозией и контролю эффектив-
ности этих мероприятий на промыслах, где отмечается интенсивная коррозия, создаются специальные бригады по борьбе с коррозией.
§ 295. На промыслах, для которых характерна интенсивная внутренняя коррозия оборудования, необходимо иметь специльные журналы, где регистрируются:
а) результаты систематических анализов газа, воды и углеводородного конденсата на содержание агрессивных компонентов;
б) сведения о коррозионных разрушениях, обнаруженных при осмотрах, ревизиях, профилактических и аварийных ремонтах скважин и оборудования с указанием места расположения прокоррозировавшего оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений согласно «Временной инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газокон-денсатных месторождений»;
в) сведения о проводимых мероприятиях с целью защиты скважин и оборудования от коррозии и результатах проверки эффективности этих мероприятий.
§ 296. Защита промысловых подземных трубопроводов от внешней коррозии проводится согласно «Правилам защиты подземных металлических сооружений от коррозии».
ГЛАВА 30
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
СКВАЖИН. ПЕРЕВОД СКВАЖИН НА ВЫШЕЛЕЖАЩИЕ
ГОРИЗОНТЫ
§ 297. Перевод скважин на вышележащие горизонты должен производиться в соответствии с действующим положением и инструкцией о порядке перевода нефтяных и газовых скважин на другие горизонты.
Перевод на вышележащие горизонты допускается:
а) при истощении в данной скважине эксплуатируемого газового горизонта;
б) при обводнении в данной скважине эксплуатируемого газового горизонта краевой или подошвенной водой;
в) если после проведения технических мероприятий в газовой скважине не удается получить промышленного
притока газа или же добиться нормальной эксплуатации;
г) при невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной нижележащего горизонта;
д) при отсутствии необходимости использования скважины в качестве наблюдательной или контрольной;
е) в случаях, предусмотренных в проекте разработки месторождения.
§ 298. Для оформления перевода скважины на вышележащий горизонт промысел должен представить вышестоящей газодобывающей организации документы, перечисленные в действующей инструкции о порядке перевода нефтяных и газовых скважин на другие горизонты.
§ 299. Газопромысловое управление составляет акт о переводе скважины, подписываемый начальником, главным геологом, главным инженером, и направляет на заключение в объединение. При положительном заключении объединения материалы о переводе скважины направляются в территориальные органы госгортехнад-зора на согласование, после чего утверждаются руководством газодобывающего объединения (треста).
§ 300. В том случае, если перевод скважин на другие промышленные горизонты приведет к существенным изменениям в системе разработки, необходимо внести коррективы в проект разработки соответствующих горизонтов.
§ 301. Очистка забоев скважин от песчаных пробок и замена насосно-компрессорных труб относится к подземному ремонту скважин.
§ 302. До начала любых ремонтных работ в скважине необходимо разработать технический план ремонта. План работы составляется геологической службой промысла, подписывается старшим инженером и старшим геологом промысла, согласовывается с директором (заведующим) промысла, а если имеется цех капитального ремонта, то и с цехом капитального ремонта, и окончательно утверждается главным инженером и главным геологом газопромыслового управления.
§ 303. Выполнению ремонтных работ должно предшествовать обследование мест дефектов в колонне, подлежащих исправлению плоской или конусной печатью с промывкой.
Исправление смятой колонны производится посредством справочных долот.
После окончания исправления колонны она должна быть проверена плоской печатью или шаблоном.
§ 304. На каждую скважину, сдаваемую промыслом в капитальный ремонт, промысел представляет цеху капитального ремонта (ЦКРС), помимо утвержденного плана, наряд-задание (заказ) по установленной форме с обязательным заполнением всех граф.
Наряд-задание подписывается заведующим и старшим геологом промысла.
§ 305. На основании наряд-задания ЦКРС составляет геолого-технический наряд на производство капитального ремонта с разработкой всего технологического процесса и всех расчетов.
Геолого-технический наряд для глубоких и сверхглубоких скважин утверждается руководством вышестоящей организации; во всех остальных случаях руководством ЦКРС.
§ 306. До начала ремонтно-изоляционных работ необходимо провести все подготовительные работы и опрессовать все соединения от заливочного агрегата до заливочной головки на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.
§ 307. Перед заливкой под давлением необходимо испытать скважину на степень поглощения.
§ 308. После цементирования каждая скважина должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования и герметичности колонны.
§ 309. В случае неудовлетворительного цементирования, выявленного испытанием, в скважине должны проводиться повторные работы с предварительным выяснением причин неудавшейся изоляции.
§ 310. Для цементирования скважин следует применять только цемент, предварительно испытанный лабораторией согласно инструкции и показавший удовлетворительные качества.
§ 311. В скважинах, переведенных на вышележащие горизонты, испытания на герметичность должны проводиться снижением уровня или способом опрес-совок.
§ 312. Очистка забоев скважин от пробок может производиться продувкой в атмосферу до восстановления
рабочею дебита или промывкой со спуском насосно-ком-прессорных труб до проектного забоя скважины.
Чистка и промывка пробки на забое газовой или га-зоконденсатной скважины допускается только по специально разработанному плану и специализированной бригадой, проводящей спуско-подъемные операции.
ГЛАВА 31
КОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 313. Консервация газовых и газоконденсатных скважин должна проводиться в строгом соответствии с действующим «Положением о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин».
§ 314. Консервация скважин должна осуществляться так, чтобы было возможно повторно ввести ее в эксплуатацию или выполнять в ней ремонтные и другие работы.
Работы по консервации проводятся в соответствии с действующей «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин при их ликвидации или консервации».
§ 315. Ликвидация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в строгом соответствии с действующим «Положением о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение».
§ 316. При ликвидации скважин должны быть выполнены все условия, обеспечивающие охрану недр, в соответствии с «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин при их ликвидации и консервации».
ГЛАВА 32 ВЕДЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ и ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
§ 317. На каждую эксплуатационную скважину на промысле должно быть заведено дело, в котором должны храниться паспорт скважины, перечень протоколов, актов, предписаний, распоряжений, касающихся данной скважины, и первичные документы по скважине: акты, каротажные диаграммы, анализы газа, воды и т. д
§ 318 Основными документами скважины являются ее паспорт и журнал по добыче газа, конденсата и воды. Паспорт хранится в деле скважины.
§ 319. Паспорт скважины составляется по утвержденной форме. Геологическая служба газодобывающего предприятия должна непрерывно пополнять паспорт новыми данными в течение всей жизни скважины.
§ 320. Журнал по добыче газа, конденсата и воды составляется по принятой форме и заполняется ежедневно. Журналы по добыче должны заполняться в геологическом отделе промысла.
§ 321. Первичными документами при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин являются: