XI. Експлуатація свердловин на підземних сховищах газу
1. Основним показником, що визначає експлуатацію газових свердловин на ПСГ, є добова продуктивність, яку заміряють та контролюють на газозбірному пункті (далі - ДСП).
2. Технологічний режим експлуатаційних свердловин під час відбору (закачування) визначають з урахуванням результатів гидрогазодинамических досліджень.
3. За експлуатаційними свердловинами газосховища повинен встановлюватися технологічний режим, що забезпечує безпечну роботу свердловин та заданий добовий відбір (закачування) газу зі сховища.
4. Технологічний режим експлуатації газових свердловин у процесі експлуатації ПСГ може коригуватись на основі результатів газодинамічних досліджень.
5. Дослідження експлуатаційних газових свердловин проводять без випуску газу в атмосферу шляхом реєстрації витрати та відповідного тиску в пласті-колекторі, вибої, гирлі свердловини, ДСП, на вході та виході компресорної станції (далі - КС) (при закачуванні та компресорному відборі газу), газопроводі підключення та діаметра штуцера. Дослідження свердловин проводять на 5 режимах при різних пластових тисках (максимальному, гідростатичному та мінімальному) в об'єкті зберігання. Результатом проведених досліджень є розробка технологічної моделі експлуатації свердловин та наземного облаштування, що є складовою технологічної моделі експлуатації сховища.
6. Дослідження свердловин в атмосферу допускається за її освоєння.
7. Послідовність та частота досліджень експлуатаційних свердловин у процесі експлуатації газосховища визначаються при складанні забезпечення (додаток А).
8. При необхідності виконують додаткові дослідження з метою з'ясування причин, що впливають на зміну продуктивної характеристики пласта.колектора (винесення рідини, піску, утворення гідратних пробок тощо).
9. Запобігання гідратоутворенню в пласті-колекторі та стовбурах експлуатаційних свердловин здійснюють шляхом:
- Вибори відповідного технологічного режиму;
- безперервної або періодичної подачі на забій (гирло) діючої свердловини інгібітора гідратоутворення;
- покриття внутрішньої поверхні обсадної колони та ліфтових труб речовинами, що перешкоджають відкладенню гідратів (епоксидними смолами, полімерними плівками тощо).
10. Ліквідацію гідратних відкладень у стовбурах свердловин виробляють:
- продуванням з необхідною попередньою витримкою свердловини в закритому стані з метою часткового розкладання гідратів теплом навколишніх порід;
- циркуляцією інгібітора трубками, що спускаються в свердловину через сальникове ущільнення на гирлі.
11. Якщо встановлено наявність у газі небезпечних концентрацій сірководню або вуглекислоти, необхідно провести попередні дослідження з з'ясування фактичної корозійної агресивності газорідинного потоку.
12. При встановленні небезпеки розвитку корозії необхідне проведення спеціальних досліджень розробки та вибору раціональних методів захисту від корозії. Спосіб захисту від корозії повинен бути обґрунтований у технологічному проекті ПСГ та реалізований у період підготовки ПСГ до експлуатації.
13. Як заходи для захисту від внутрішньої корозії підземного та наземного обладнання свердловин застосовують:
- обладнання із спеціальних сталей з урахуванням встановленого виду корозії;
- термічна обробка обладнання за спеціально розробленими режимами;
- очищення газу від корозійно-агресивних компонентів;
- захисні металеві танеметалеві покриття.
14. На ПСГ, що характеризуються корозійною активністю продукції свердловин, необхідно вести систематичний контроль за застосуванням вибраних методів захисту від корозії, їх ефективністю та станом свердловин.
15. Експлуатацію газових свердловин на ПСГ проводять за НКТ. Необхідність ізоляції затрубного простору визначають у технологічному проекті ПСГ.
16. В окремих випадках за відсутності в газі агресивних та ерозійних компонентів допускають експлуатацію свердловин по експлуатаційній колоні за умови дотримання індивідуально розроблених заходів, що забезпечують безпеку такого способу експлуатації, які узгоджують у територіальних органах Держгіртехнагляду України та затверджують у встановленому порядку.
17. За технічним станом та експлуатацією свердловин на ПСГ здійснюють постійний контроль, який включає:
- зовнішній огляд колонної головки, засувок та обв'язки гирла;
- спостереження за зміною тиску та температури;
- Замір міжколонного тиску;
- замір рідини, що виноситься потоком газу;
- контроль за виносом піску та інших домішок;
- періодичний відбір та аналіз проб газу та пластової рідини, що виноситься;
- Контроль продуктивності свердловини;
- контроль втрат тиску на вибої, стовбурі та шлейфі свердловини;
- геофізичні та інші види спеціальних досліджень.
18. В експлуатаційних, спостережних, контрольних, поглинальних свердловинах необхідно періодично перевіряти стан привибійної зони, наявність сполучення з пластом-колектором, а також відсутність забруднень у стовбурі свердловини. При виявленні пробок, погіршенні повідомлення з пластом, забрудненні стовбура та привибійної зони повинні бути вжиті заходивідновлення працездатності свердловин.
- техніко-економічної недоцільності подальшої експлуатації;
- неможливості (з технічних причин) експлуатації свердловиною проектного горизонту;
- відсутність технологічної необхідності використання свердловини за своїм функціональним призначенням.
21. Ремонтні роботи у свердловині здійснюють за планом, який складає служба капітального ремонту свердловин, погоджують із геологічною службою ПСГ та затверджують у встановленому порядку.
22. При капітальному ремонті свердловин з аномально низькими пластовими тисками слід використовувати спеціальні полегшені розчини, емульсії та піни, що виключають поглинання у процесі проведення робіт.
23. Справа свердловини є основним документом на ПСГ для всіх видів свердловин. Основні дані зі справи свердловини дублюються в електронному вигляді у складі ІБД.
24. Усі роботи на свердловинах, пов'язані з:
- поточним та капітальним ремонтом свердловин;
- різними ускладненнями під час експлуатації,
заносять у Справу свердловин та ІБД.
27. Авторський нагляд за експлуатацією ПСГ забезпечують системою контролю та спостережень, яка включає гідрогазодинамічні, термодинамічні, фізико-хімічні, геохімічні, промислово-геофізичні, комп'ютерні та інші види досліджень, у тому числі і виконувані спеціалізованими організаціями, які визначаються Забезпеченням об'єктного моніторингу надр під час експлуатації підземних сховищ газу (далі - Забезпечення) (додаток А), і включає роботи з:
- оцінки відповідності фактичних та проектних показників експлуатації газосховища, пробуреного фонду свердловин, встановленого підземного та наземного обладнання та інших технологічних вузлів;
- розрахункурежимів закачування (відбору) газу;
- оптимізації технологічних параметрів експлуатації штучних газових покладів з уточненням активного та буферного обсягів газу, продуктивності та необхідної кількості експлуатаційних свердловин;
- аналізу адекватності геологічної та технологічної моделі експлуатації ПСГ та їх удосконалення;
- аудиту запасів газу у сховищі;
- коригування режимів закачування та відбору газу з урахуванням деталізації геологічної будови та виявлених гідродинамічних особливостей об'єкта зберігання, стану свердловин та можливостей газотранспортної системи;
- встановлення аномальних напрямів переважного поширення газу в об'єкті зберігання, оцінки зон максимального та мінімального газонасичення, регулювання процесу заповнення порового обсягу структурної пастки;
- Оцінка герметичності об'єкта зберігання;
- встановлення технологічних параметрів експлуатації газосховища на тривалий період його функціонування при виявлених у ході поточної експлуатації особливостях, що змінилися в умовах ЄСГ та інших відхиленнях вихідної інформації;
- Проведення додаткових видів газодинамічних досліджень;
- інтенсифікації технологічних процесів закачування та відбору газу, підвищення коефіцієнта використання експлуатаційного фонду свердловин;
- оцінки та скорочення витрат газу на СТН;
- удосконаленню технології та пошуку принципово нових рішень щодо енергозберігаючої та безвідходної експлуатації об'єктів;
- Видачі висновків з технічного стану свердловин;
- підготовка довідок та висновків щодо поточного стану сховища, оперативних матеріалів для замовника та контролюючих органів.
Закон простий: Нумерація пунктівнаведено відповідно до офіційного тексту документа.