6.5. Содержание фонда скважин

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.