Читайте также:
|
підводне устьове обладнання свердловин, підводні шлейфи та маніфольди при підводному („мокрому”) облаштуванню;
технологічні платформи і судна;
житлові блоки;
інші види допоміжних платформ.
15.2.3 Технологічний комплекс облаштування родовища повинен і забезпечити раціональне використання енергії пласта, герметизований збір, промислове підготовляння, облік та транспортування продукції свердловин, замір дебіту нафти і газу для кожної свердловини, комплексну автоматизацію технологічних процесів, охорону навколишнього природного середовища.
15.2.4. Облаштування устя свердловини, що призначено для їх експлуатації, проведення ремонтів і обслуговування, включає будівництво викидних ліній (шлейфів) від свердловини до замірної установки, газопроводів для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводів для подачі на устя свердловини інгібіторів гідрато- або солеутворення, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (ГРП), обладнання для підготовки газліфтного газу і стискування газу при компресорному газліфті (КС), будівництво групових (індивідуальних) замірних установок для заміру продукції свердловини.
Облаштування устя свердловин передбачає монтаж і обв’язку наземного обладнання свердловин в залежності від способу їх експлуатації, площадку для обслуговування наземного обладнання і проведення підземних і капітальних ремонтів свердловин.
Обв'язку устя свердловини виконують на підставі схеми затвердженої надрокористувачем і погоджують з Держгірпромнаглядом.
15.2.5. Устьове обладнання свердловин, режим роботи яких регулюється устьовими штуцерами (фонтанних, газліфтних), як правило, обв’язують шлейфами з двома маніфольдами (робочим і запасним) для заміни штуцера без зупинки свердловини..
15.2.6. За умов одночасно-роздільної експлуатації однією свердловиною двох пластів (об’єктів) для роздільного заміру продукції свердловини для кожного пласта, на усті свердловин встановлюють індивідуальні дебітоміри або прокладають окремі шлейфи від свердловини до групової замірної установки.
15.2.7. Для запобігання і боротьби з можливими ускладненнями під час експлуатації видобувних свердловин і викидних ліній вони повинні бути обладнані відповідними пристроями для проведення робіт з очищення від парафіну, відкладення гідратів, підключення промивальних і нагрівальних агрегатів.
15.2.8. Комплекс внутрішньопромислового збору, транспортування та обліку продукції свердловин включає викидні лінії (шлейфи), від свердловини до замірної установки, газогідропроводи для подачі газліфтного газу на свердловини, інгібіторопроводи для подачі на устя свердловини інгібіторів гідрато- або солеутворення, обладнання для розподілу газліфтного газу між свердловинами (ГРП), групові (індивідуальні) замірні установки для заміру продукції свердловини, нафтогазозбірні трубопроводи від замірних установок, дотискувальні насосні станції та інше устаткування та комунікації, що необхідні для забезпечення технологічних процесів, що передбачені проектом на облаштування свердловин та/або родовища.
15.2.9. Шлейфи від свердловин до замірних установок повинні розраховуватись на проектний дебіт свердловини по рідині (газу) і максимальний статичний тиск на усті свердловини.
15.2.10. Групова замірна установка повинна забезпечуватми відділення та індивідуальний замір продукції (нафти, газу, конденсату та води) кожної свердловини окремо.
15.2.11. Кількість видобувних свердловин, що підключаються до однієї групової замірної установки, визначають у технологічному проектному документі у залежності від розміру родовища (покладу), числа свердловин та їх розташування.
15.2.12. Установки попередньої і комплексної підготовки продукції свердловин (УППН, УППГ, УКПН, УКПГ) повинні забезпечити підготовку нафти, газу і конденсату до кондицій (норм), встановлених нормативними документами (ДСТУ, ГСТУ) на нафту і газ, що подається споживачам,
Підготовка пластової води для її подальшого використання під час ППТ, а також утилізація шламів має відповідати встановленим нормам
15.2.13. Система збору та заміру продукції свердловин повинна бути герметизованою та забезпечувати раціональне використання енергії пласта при дотриманні вимог охорони навколишнього природного середовища.
15.2.14. За наявності в продукції свердловин агресивних компонентів (H2S, CO2 та ін.) передбачають застосування обладнання в антикорозійному виконанні або заходи захисту від корозії (інгібітори, спеціальні покриття тощо).
15.2.15. Технологічний комплекс облаштування родовища повинен і забезпечувати раціональне використання енергії пласта, герметизований збір, підготовленим, облік та транспортування продукції свердловин, замір дебіту нафти і газу для кожної свердловини, комплексну автоматизацію технологічних процесів, охорону навколишнього природного середовища.
15.2.16. На морських родовищ основними об’єктами облаштування є технологічні платформи та технологічні судна. які умовно класифікуються, у залежності від конструкції основи, на:
стаціонарні;
гнучкі башти;
з розтягнутими опорами;
напівзанурені;
буй-платформи.
Стаціонарні платформи будуються на бетонній (гравійній) або металевій основі, опори стаціонарної платформи спираються на морське дно. На опорах розташовуються декілька палуб з буровою вишкою, обладнанням для буріння, видобутку та підготовки нафти та газу, житлові блоки для обслуговуючого персоналу і таке інше.
Платформи з розтягнутими опорами стаціонарно швартуються до дна моря за допомогою попередньо натягнутих металевих або композиційних прив’язей. Група прив'язей називається ногою платформи.
Платформи-буї – це закріплений вертикальний плаваючий циліндр, значне заглиблення якого робить платформу більш стійкою, спрощує її стабілізацію практично без активного регулювання баласту.
Технологічні судна, на відміну від звичайних технологічних платформ, оснащені маршевим силовим устаткуванням і відповідною системою керування, мають мобільність, близьку до звичайних суден та можливість переміщуватись поверхнею моря самостійно.
15.2.17. Під час вибору принципу облаштування свердловин на морських родовищах перевага повинна віддаватися сухому облаштуванню, незалежно від типу технологічної платформи.
Для сателітних родовищ, у більшості випадків, може бути використано підводне облаштування з забезпеченням виведення продукції на технологічну платформу основного родовища.
При підводному облаштуванні свердловин під гирлом свердловини колонна головка з підвішеними в ній обсадними трубами. У цьому випадку на дні моря установлюють і цементують плиту зі слотами, по одному на кожну свердловину, а зв'язок між буровою і устям свердловини здійснюють райзерами, до якого кріпляться викидні лінії підводних превенторів та інші комунікації.
При підводному облаштуванні свердловин передбачають комплекс обладнання для контролю за експлуатацією свердловин.
15.3. Вимоги до обладнання та облаштування нагнітальних свердловин
15.3.1. Нагнітальні свердловини, через які в продуктивні пласти закачуються робочі агенти (вода, газ, повітря, пара, розчини поверхнево-активних речовин, кислоти і інші реагенти), з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтогазоконденсатовилучення, обладнують наземним і внутрішньосвердловинним (підземним) обладнанням.
15.3.2. На усті нагнітальних свердловин, в залежності від закачуваного агента для впливу, установлюють спеціальну устьова арматура, що розрахована на максимально очікуваний тиск нагнітання.
Арматуру випробують на міцність і герметичність при тисках, передбачених технічними умовами на її поставку.
15.3.3. Устьову арматура або нагнітальний трубопровід обладнують зворотним клапаном для запобігання перетоку агентів для впливу із свердловини під час аварії на нагнітальному трубопроводі або тимчасовому припиненні їх нагнітання.
15.3.4. Нагнітання робочих агентів в нагнітальні свердловини здійснюють тільки через НКТ.
Конструкцію колони НКТ визначають на основі розрахунків, що виконують за діючими інструкціями та методиками. Низ колони НКТ обладнують воронкою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів під час проведення дослідних робіт.
15.3.5. Нагнітання робочих агентів в нагнітальні свердловини при тисках на усті більше тиску, на який опресована експлуатаційна колона, здійснюють через НКТ з пакером, що ізолює колону від впливу високих тисків і установлють над пластом (об’єктом), в який закачується робочий агент.
15.3.6. Для одночасно-роздільного нагнітання (ОРЗ) робочих агентів в два пласти (об’єкти) в нагнітальну свердловину спускають спеціальне обладнання.
Обладнання для одночасно-роздільного нагнітання (ОРЗ) повинно забезпечити надійну ізоляцію (розділення) між собою двох пластів (об’єктів) і диференційоване, за тисками і приймальністю, нагнітання робочих агентів, можливість проведення дослідних і ремонтних робіт у свердловинах.
15.3.7. Для контролю за технологічними режимами роботи свердловин і устьового обладнання нагнітальні свердловини обладнують манометрами і термометрами для контролю за тисками і температурою агентів для впливу, пристроями для регулювання тиску і приймальності свердловин.
15.3.8. Обладнання для нагнітання робочих агентів в пласти (насосне, компресорне, парогенератори, водонагрівачі) за продуктивністю і тисками нагнітання повинні забезпечити нагнітання робочих агентів в нагнітальні свердловини в об’ємах, передбачених технологічними проектними документами.
15.3.9. Від обладнання для нагнітання робочих агентів або розподільчих пунктів до кожної свердловини прокладають нагнітальні трубопроводи. Діаметри нагнітальних трубопроводів і їх довжини визначають у залежності від об’єму (приймальності) свердловин, тиску нагнітання, розташування свердловин по відношенню до розподільчих пунктів і обладнання для нагнітання робочих агентів.
15.3.10. При нагнітанні води в нагнітальні свердловини водопроводи до свердловин закладаються в траншеї на глибину, яка запобігає замерзанню води на випадок припинення нагнітання води в зимовий період.
15.3.11. Для зменшення втрат тепла під час нагнітання в пласти теплоносіїв (пари, гарячої води) трубопроводи від парогенераторних і водонагрівальних установок до нагнітальних свердловин, устьова арматура і насосно-компресорні труби повинні бути теплоізольовані.
15.3.12. Під час нагнітання в пласти агресивних робочих агентів (високомінералізовані пластові і стічні води, CO2, H2S, кислоти і інші реагенти) для запобігання корозії застосовують обладнання в антикорозійному виконанні, а система трубопроводів і НКТ повинна мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.
16. СПОРУДЖУВАННЯ та освоєння свердловин
16.1. Складання проектів на споруджування свердловин
16.1.1. Споруджування свердловин є одним із основних етапів реалізації запроектованої системи розробки родовища (покладу, експлуатаційного об’єкта) і повинно здійснюватись у відповідності із затвердженими робочими проектами (індивідуальним або груповим).
16.1.2. Робочі проекти на споруджування свердловин розробляють науково-дослідними і проектними інститутами, а також іншими організаціями, які мають дозвіл на проведення таких робіт, та проходять технічну експертизу.
16.1.3. Підставою для складання робочого проекту на споруджування свердловини є завдання на проектування, яку видає оператор з розробки.
16.1.4. У робочих проектах на споруджування свердловин передбачається безаварійне проведення їх стовбура, якісне розкриття продуктивних горизонтів, їх ізоляцію один від одного, надійність свердловин протягом всього періоду їх експлуатації, виконання всіх вимог, передбачених в технологічних проектних документах на розробку родовища.
16.1.5. Під час проектування будівництва свердловин слід керуватись чинними нормативними документами, які регламентують виконання усіх основних видів робіт.
16.1.6. Оформлення проектних документів на споруджування свердловини (проектно-кошторисна документація) здійснюють згідно з розробленим і затвердженим макетом на робочий проект.
Проекти на споруджування свердловин узгоджує оператор з розробки. затверджує користувач надрами та погоджує Держгірпромнагляд на підставі висновку експертизи про відповідність проекту вимогам нормативно-правових актів з охорони праці та охорони навколишнього природного середовища.
16.1.7. Споруджування свердловини здійснюється на підставі договорів між буровою організацією або іншими структурами різних форм власності, що мають дозвіл на право проведення бурових робіт – підрядником і оператором з розробки – замовником робіт.
16.1.8. За узгодженням із замовником проекту, організацію-проектувальник на договірних засадах зобов’язано:
здійснювати авторський нагляд за виконанням проекту;
вносити в установленому порядку пропозиції щодо зміни проектних рішень з урахуванням фактичних гірничо-геологічних умов, обумовлених розробкою родовища. Зміни до проектних рішень узгоджують з підрядником робіт та погоджують з Держгірпромнаглядом;
погоджувати зміну проектних рішень зі сторони підрядника робіт за умов об’єктивного обґрунтування;
зупиняти роботи з будівництва свердловин у випадках значних відхилень від проектних рішень.
16.1.9. Відповідальність за виконання проектів на буріння якість споруджування свердловин покладається на керівників бурової організації (підрядника).
16.1.10. Замовник зобов’язаний здійснювати контроль за виконанням робочого проекту на всіх етапах будівництва свердловини.
16.1.11. Розпочинають роботи з будівництва свердловини за актом, підписаним замовником та підрядником і погодженим з Держгірпромнаглядом.
16.2 Типи та конструкція свердловин
16.2.1. Типи свердловин і їх призначення обґрунтовуються в:
проектах геологорозвідувальних робіт;
технологічних схемах (проектах) дослідно-промислової та промислової розробки родовища, а також аналізах і уточненнях проектів розробки нафтового чи газового родовищ (покладу);
індивідуальних чи групових робочих проектах на споруджування свердловин.
16.2.2. Усі етапи робіт, пов’язані з споруджування м свердловини, повинні виконуватись у повній відповідності з вимогами робочого проекту і кошторису з обов’язковою маркшейдерською прив’язкою точок розміщення устя свердловини і відповідності їх вибоїв згідно із запроектованими рішеннями.
16.2.3. З метою одержання даних, необхідних для підрахунку запасів вуглеводнів і складання проектних технологічних документів на розробку родовищ нафти і газу, в період буріння параметричних, пошукових, розвідувальних і окремих експлуатаційних (видобувних) свердловин в інтервалах залягання продуктивних пластів ведеться відбір керну. Перелік таких свердловин, інтервали і об’єми відбору керну визначаються проектами розвідки і технологічними проектними документами з розробки родовищ (покладів) нафти і газу. Роботи з відбору керна обов’язково передбачаються в проектно-кошторисній документації на споруджування свердловин.
16.2.4. Вибір експлуатаційних свердловин, у яких під час буріння повинен відбиратися керн, здійснюється розробником технологічної схеми (проекту), геологічною і технологічною службою оператора з розробки родовища.
16.2.5. Конструкція експлуатаційних (видобувних) свердловин повинна забезпечувати:
можливість реалізації запроектованих способів і режимів експлуатації свердловин, створення максимально допустимих депресій і репресій на пласт, які прогнозуються на всіх стадіях розробки родовища;
можливість здійснення одночасно-роздільного видобування нафти з декількох експлуатаційних об’єктів в одній свердловині (якщо це передбачено проектом розробки);
умови для проведення в свердловинах протягом всього періоду їх експлуатації всіх видів ремонтних і дослідних робіт;
можливість проведення робіт з інтенсифікації припливу вуглеводнів хімічним або фізико-хімічним методом;
можливість проходження внутрішньосвердловинного обладнання і ремонтного інструменту в експлуатаційній колоні вертикальних, похило-спрямованих і горизонтальних свердловин;
якісне цементування обсадних колон і ізоляцію продуктивних горизонтів з використанням сучасної оснастки обсадних колон;
додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища.
16.2.6. Конструкція експлуатаційної колони (хвостовиків) повинна забезпечувати можливість установки пакерів і інших пристроїв, клапанів-відсікачів і т. ін., якщо це передбачено проектом.
16.2.7. Конструкція свердловин, що планується експлуатувати газліфтним способом, повинна задовольняти вимогам, які ставляться до конструкцій газових свердловин.
16.2.8. Конструкції нагнітальних свердловин для нагнітання води, в тому числі гарячої, пари, газу або інших реагентів, а також конструкції водозабірних свердловин повинні задовольняти особливим вимогам, що мають бути обґрунтовані в проектах на їх споруджування.
16.2.9. Конструкція свердловин на морських родовищах повинна враховувати:
особливості геологічного розрізу, який, як правило, складається з більш молодих гірських порід, у яких градієнти порового тиску і гідророзриву мають невелику різницю;
необхідність забезпечення замкнутого циклу циркуляції промивальної рідини і виносу пробуреної породи в умовах наявності товщі морської води;
підводне розташування (у більшості випадків) устя свердловини та його обладнання (конструкція верхньої частини свердловини визначається типом платформи із якої ведеться буріння, глибиною води, місцем розташування противикидного обладнання);
підвищену вірогідність проявів газу на малих глибинах;
тривалі простої, пов'язані з відмовою обладнання.
16.3. Розкриття продуктивних пластів бурінням та кріплення свердловин
16.3.1. Основною вимогою, яка пред’являється до розкриття продуктивного пласта під час буріння (первинне розкриття), є забезпечення максимально можливого збереження природного стану присвердловинної зони, уникнення її забруднення і руйнування.
16.3.2. Проектно-кошторисна документація на споруджування свердловин повинна мати спеціальний розділ з розкриття продуктивних пластів.
16.3.3. Параметри розчину промивальної рідини, технологічні параметри та режим буріння в інтервалі продуктивного пласта повинні забезпечувати якісне розкриття продуктивного об’єкта.
16.3.4. Тип і параметри розчину промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта повинні бути обґрунтовані в проекті на споруджування свердловин згідно з особливостями геологічної будови, колекторськими і фільтраційними характеристиками пластів з урахуванням мети і методів досліджень, які проводяться в процесі буріння. Для якісного розкриття продуктивного об’єкта необхідно використовувати спеціальні розчини, що забезпечують максимальне збереження природної проникності і насиченості колектора, можливість виконання необхідного комплексу геофізичних досліджень
16.3.5. На родовищах з пластовим тиском нижче гідростатичного первинне розкриття пластів повинно переважно проводитись на рівновазі або депресії.
16.3.6. Контроль за якістю розкриття продуктивних пластів здійснюється відповідними службами бурових і нафтогазовидобувних підприємств.
16.3.7. У період буріння і після розкриття продуктивних горизонтів виконується комплекс геофізичних досліджень свердловини, який передбачено робочою документацією на споруджування свердловини. Цей комплекс робіт визначається нафтогазовидобувним підприємством на підставі проектної технологічної документації на розробку родовища, погоджується з буровою організацією-підрядником робіт і геофізичною організацією, яка виконуватиме вказані дослідження.
16.3.8. Роботи з цементування обсадних колон повинні здійснюватись спеціалізованими підрозділами або організаціями на замовлення бурової організації.
Роботи з цементування повинні забезпечити:
підняття цементного розчину на проектну висоту;
надійну ізоляцію нафтових, газових і водяних горизонтів між собою, яка б виключала циркуляцію флюїдів (нафти, газу і води) у заколонному просторі;
високу ступінь надійності цементного каменю за обсадними трубами, його стійкість до агресивних пластових рідин, механічних і температурних навантажень;
забезпечення запроектованих депресій і репресій на продуктивні пласти;
додержання вимог з охорони надр і навколишнього природного середовища, запобігання проникнення цементного розчину в продуктивні пласти.
16.3.9. Якість цементування обсадних колон обов’язково повинна визначатись відповідними геофізичними методами.
16.3.10. Роботи з цементування обсадних колон закінчуються обов’язковим випробуванням колон на герметичність, які виконуються згідно з чинними нормативами і інструкціями.
16.3.11. Під час буріння свердловин на морі повинно бути забезпечено умови для:
прийому, зберігання і перевалку вантажів;
надання сервісних послуг і ремонт технічних засобів;
загрузки і бункеровка плавзасобів матеріально-технічними ресурсами;
відстою плавзасобів у міжрейсовий і міжсезонний періоди, а також їх стоянка у ремонті;
утилізації виробничих відходів
16.4. Розкриття продуктивних пластів перфорацією
16.4.1. Розкриття продуктивних пластів перфорацією (вторинне розкриття) повинно відбуватись згідно із затвердженим планом на проведення перфораційних робіт.
Надрокористувач має право залучати до проведення перфорації спеціалізовані організації, які мають ліцензію на виконання таких робіт, видану відповідно до Закону України «Про ліцензування певних видів діяльності»вiд 01.06.2000 № 1575-III.
Дозвіл на проведення робіт підвищеної небезпеки виданий з Держгірпромнаглядом.
16.4.2 Інтервали перфорації продуктивних пластів визначають за результатами інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень свердловин.
16.4.3. Способи перфорації та порядок проведення робіт визначаються чинними інструкціями з вибухових робіт у свердловинах та Єдиними правилами безпеки при вибухових роботах, затвердженими Держгірпромнаглядом 25.03.1992 зі змінами (далі - НПАОП 0.00- 1.17-92)
16.4.4. Спосіб, тип і щільність перфорації та технологія її проведення повинно вибиратись з урахуванням геолого-промислової характеристики об’єктів, забезпечувати найбільш повну гідрогазодинамічну досконалість привибійної зони свердловини та не призводити до порушення обсадних труб і цементного кільця за межею інтервалу перфорації, що може спричинити перетоки рідини і газу між горизонтами.
16.4.5. Вторинне розкриття пластів перфорацією здійснюється на рівновазі або депресії, за умови виконання вимог протифонтанної безпеки.
16.4.6. Перед проведенням перфораційних робіт стовбур свердловини (навпроти продуктивного пласта) заповняють спеціальною рідиною перфорації, забезпечуючи максимальне збереження природної проникності та нафтогазонасиченості колекторів, виключаючи можливість нафтогазопроявлень і не викликає складності під час освоєння свердловини (виклику припливу рідини і газу).
Перед початком перфораційних робіт перевіряють працездатність противикидного устаткування (ПВУ), рівень промивальної рідини у свердловині, її параметри та відповідність стану устя свердловини вимогам правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості.
16.4.7 З метою уточнення фактичного інтервалу перфорації здійснюються контроль геофізичними методами.
16.5. Освоєння свердловин
16.5.1. Комплекс робіт з освоєння свердловин, у т.ч. роботи з відновлення і підвищення продуктивності пласта, необхідні для їх реалізації, технічні засоби та матеріали, передбачають в проектах на споруджування свердловин.
16.5.2. Освоєння свердловини здійснюють згідно з планом, що складено оператором з розробки та буровим підприємств та затверджується ними.
У плані робіт на освоєння свердловини визачають відповідальну особу в залежності від того, яка організація здійснює освоєння свердловини (бурове або нафтогазовидобувне підприємство).
16.5.3. У планах з освоєння свердловин визначають умови, що забезпечують збереження цілісності скелета пласта у присвердловинній зоні і цементного каменю за експлуатаційною колоною, а також заходи, які б запобігали:
деформації експлуатаційної колони;
прориву пластових вод і газу із газової шапки;
відкритому фонтануванню;
утворенню вибухової суміші;
зменшенню проникності привибійної зони;
забрудненню навколишнього природного середовища.
16.5.4. Перед освоєнням свердловини виконують обв’язку устя необхідним технологічним обладнанням, що узгоджують з нафтогазовидобувним підприємством і опресовують на заданий тиск.
Типову схему обв’язки устя свердловини перед освоєнням погоджують з воєнізованою аварійно-рятувальною (газорятувальною) службою для запобігання виникнення та ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів та з Держгірпромнаглядом.
16.5.5. Освоєння свердловин з аномально високим пластовим тиском, в продукції яких міститься значна кількість H2S i CO2, здійснюють за індивідуальним планом та за дозволом воєнізованою аварійно-рятувальною (газорятувальною) службою для запобігання виникнення та ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів після обв’язки устя згідно з чинними вимогами і правилами.
16.5.6. Освоєння закінчених бурінням свердловин виконують методами, що передбачено в технологічних регламентах, затверджених для гірничо-геологічних умов кожного родовища (покладу).
16.5.7. З метою одержання інформації, необхідної для підрахунку запасів вуглеводнів і проектування розробки родовища, в період освоєння свердловини здійснюють комплекс досліджень продуктивного горизонту, обсяг яких визначається геологічною службою та службою розробки родовищ нафтогазовидобувного підприємства згідно з технологічним проектним документом і робочим проектом на споруджування свердловини.
16.5.8. Свердловина вважається освоєною, якщо в підсумку проведених робіт визначена продуктивність пласта і одержано приплив флюїду, який характерний для інтервалу, що випробовується. У іншому випадку складають та затверджують план подальших робіт.
16.5.9. Продуктивність свердловини може бути відновлено та підвищено за допомогою ущільнюючої перфорації або внаслідок проведення робіт з інтенсифікації. Способи проведення цих операцій у залежності від геолого-фізичних властивостей покладу, здійснюють у відповідності з керівними документами.
16.5.10. Вибір способу експлуатації, підбір і установлення внутрішньосвердловинного обладнання, а також подальші роботи з підвищення продуктивності та досягнення проектної приймальності свердловин здійснює оператор з розробки відповідно до технологічних проектних документів на розробку, особливостей геологічної будови покладу та поточного стану розробки родовища.
16.5.11. Споруджування свердловини вважають завершеним після виконання усіх робіт, що робочим проектом на споруджування та планом освоєння свердловини.
16.6. Передача свердловин в експлуатацію
16.6.1. Закінчені споруджуванням свердловини із встановленим свердловинним обладнанням передають оператору з розробки.
16.6.2. Умови передавання свердловини буровим підприємством (підрядником) – оператору з розробки (замовнику) регламентовані умовами виконання робіт зі споруджування свердловин підрядним способом.
16.6.3. Під час передачі свердловини в експлуатацію, бурове підприємство (розвідувальна експедиція) зобов’язано передати оператору з розробки такі документи:
акт про закладення свердловини;
типовий геолого-технічний наряд буріння свердловини;
акти про початок і закінчення бурінням свердловини;
акт про вимір альтитуди устя обсадної колони (стола ротора);
матеріали усіх геофізичних досліджень і висновки на них;
розрахунки обсадних колон, їх міру, діаметр, товщину стінки, групу міцності сталі і інші необхідні характеристики;
акти про цементування обсадних колон, лабораторні дані якості цементного розчину і його густини, дані про виміри густини цементу в процесі цементування, дані про висоту підняття цементу, про оснащення колон, дані про стан і якість глинистого розчину в колоні перед цементуванням і т. ін.;
акти випробувань всіх обсадних колон на герметичність;
акти на випробування пластів в процесі буріння;
акти про перфорацію обсадної колони з даними про інтервали, спосіб перфорації і кількість простріляних отворів;
плани робіт на випробування або освоєння кожного об’єкта;
Дата добавления: 2015-07-15; просмотров: 102 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Правові відносини під час розробки родовищ 4 страница | | | Правові відносини під час розробки родовищ 6 страница |