6.7.2 Ключові заходи безпеки при експлуатації свердловин.

Діаметри експлуатаційних колон свердловин, діаметр і інтервал спуску НКТ визначається технологічною схемою розробки родовища і уточнюється в процесі його експлуатації.

Експлуатація свердловин здійснюється, як правило, по трубному простору. Для експлуатації свердловин по затрубному простору потрібно відповідне техніко-економічне обґрунтування та погодження з Держгірпромнаглядом.

Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не меншим від тиску, очікуваному на усті свердловини.

Опресування фонтанної арматури в зібраному стані до встановлення на усті слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом та ТУ на поставку, згідно зі стандартом ГОСТ 13846-89, а після встановлення на усті свердловини на тиск опресування експлуатаційної колони.

При проведенні робіт з інтенсифікації, які вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на усті спеціальну арматуру, а для захисту експлуатаційної колони – глибинний пакер.

Для обв’язки устя свердловини повинні використовуватись тільки безшовні труби, а їх з’єднання проводитись зварюванням. Фланцеві та муфтові з’єднання допускаються тільки в місцях установлення запірної, регулюючої, запобіжної арматури та в місцях, передбачених проектом для демонтажу обв’язки свердловини.

Фонтанні свердловини з дебетом 400 т/добу нафти чи 500 тис.м³/добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500 м від населеного пункту повинні бути оснащенні внутрішньосвердловинним обладнанням (пакер, клапан, відсікач, циркуляційний клапан та ін.), що у випадку аварійного фонтанування автоматично перекриває стовбур і припиняє приплив продукції до устя свердловини.

Перед переведенням свердловини на газліфтну експлуатацію експлуатаційна колона та устьове обладнання опресовуються на максимальний (пусковий) тиск.

На лініях, що підводять газліфтний газ та інгібітори до свердловин, повинні встановлюватись зворотні клапани.

Під час ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі необхідно знизити до атмосферного, а підігрівання цих ділянок здійснювати парою.

На кожній свердловини повинна бути змонтована площадка для монтажу підйомної установи КРС ( поточного ремонту свердловини) та площадка для встановлення автовимотки і барабана з кабелем. Територія навколо устя свердловини в межах виділеної ділянки землі повинна бути вирівняна та виконано її обвалування.

При експлуатації свердловин штанговими насосами рама верстату - качалки повинна бути зв’язана з кондуктором (технічною колоною) не менше ніж двома заземлювальними сталевими провідниками, привареними в різних місцях і заглибленими в землю не менше ніж на 0,5 м.

У разі експлуатації свердловин заглибленими електронасосами прохідний отвір для силового кабелю в устьовій арматурі повинен мати герметичне ущільнення. Такі свердловини можуть обладнуватись вибійними клапанамивідсікачами, що дозволяють заміняти свердловинне обладнання без глушіння.

Швидкість спуску (підйому) заглибного обладнання в свердловину не повинно перевищувати 0,25 м/с, а у похилоспрямованих свердловинах з набором кривизни 1,5° на 10м - не більше 0,1м/с.

Перед спуском пакера при експлуатації свердловин гідропрошневими і струменевими насосами експлуатаційна колона повинна бути прошаблована

( прорайбована), промита до вибою та опресована.

Кожна нагнітальна лінія повинна бути обладнана манометром і регулятором витрати робочої рідини. Силові насоси обладнуються електроконтактними і показуючими манометрами, а також запобіжними клапанами. Відвід від ЗК силового насоса повинен з’єднуватись з його прийомом.

Устьова арматура нагнітальних свердловин повинна бути обладнана зворотнім клапаном для запобігання перетіканню закачуваних агентів із свердловини у разі аварії на нагнітальному ТП або при тимчасовому припиненні їх нагнітання.

Закачування робочих агентів у нагнітальні свердловини повинно здійснюватись тільки через НКТ.

Низ НКТ потрібно обладнувати камерою для забезпечення безаварійного підняття глибинних замірних приладів.

Закачування робочих агентів у свердловини при тисках на усті більше від тиску, на який опресована експлуатаційна колона, повинно здійснюватись через НКТ, з пакером, який ізолює колону від впливу високих тисків і встановлюється над пластом ( об’єктом), у який закачується робочий агент.

Для контролю за технологічними режимами роботи свердловини і гирлового обладнання нагнітальні свердловини повинні бути обладнані манометрами і термометрами та пристроями для регулювання тиску.

При закачуванні в пласти агресивних робочих агентів ( кислоти, стічні води, СО₂, Н₂S, та ін.) для запобігання корозії повинно застосовуватись обладнання в антикорозійному виконанні, а системи ТП і НКТ повинні мати спеціальне покриття або інгібіторний захист.

На виході з компресорної установки високого тиску перед подачею сухого газу в шлейфі нагнітальних свердловин повинні встановлюватись фільтри- сепаратори масла.

Випробування та дослідження свердловин повинні виконуватись у світлий час доби під керівництвом відповідної особи.

Спускання глибинних приладів і пристроїв на канаті, кабелі або дроті у свердловину, яка перебуває під тиском, повинно здійснюватись лише через встановлений на усті свердловини лубрікатор з герметизуючим сальниковим пристроєм та направляючим роликом для каната.

Лубрікатор періодично, але не рідше одного разу на 6 місяців повинен піддаватись гідравлічним випровуванням на тиск, що на 10% перевищує його робочий тиск.

Дріт, який застосовується для глибинних досліджень, повинен бути суцільним, без скруток, а для роботи в свердловинах, що містять понад 6% сірководню, виконаним з матеріалу, стійкого до сірководневої корозії.

При підйомі глибинного приладу зі свердловини лебідкою з ручним приводом необхідно вмикати храповий пристрій.

Роботи з нагнітання в свердловину води, газу, теплоносіїв (гарячої води, пари), хімічних реагентів (полімерів, ПАР, розчинників), та інших агентів, проводяться відповідно до проекту і плану, який затверджується нафтогазовидобувним підприємством і під керівництвом відповідального інженерно-технічного працівника.

Пересувні насосні агрегати, призначені для роботи на свердловинах, повинні обладнуватись запірними та запобіжними пристроями та мати прилади контролю основних параметрів технологічного процесу. Вони повинні встановлюватись на відстані не менше ніж 10м від устя свердловини і не менш ніж 1м один від одного.

Інші установки для виконання робіт на свердловинах повинні розміщуватись на відстані не менше 25м від устя. Агрегати встановлюються кабінами від устя свердловини і оснащуються іскрогасниками.

Нагнітальні лінії після їх збирання (до початку закачування) повинні бути опресовані на півторакратний очікуваний робочий тиск. При цьому весь обслуговуючий персонал повинен бути видалений за межі небезпечної зони.

При закачуванні хімічних реагентів, пари, гарячої води тощо на нагнітальній лінії біля устя повинен встановлюватись зворотній клапан.

Напірний колектор блоку маніфольдів при гідророзриві пласта повинен бути обладнаний датчиками КВП, запобіжними клапанами та лінією скидання рідини, а нагнітальні трубопроводи зворотними клапанами.

Застосування пакерувальних пристроїв при ГРП є обов’язковим, якщо тиск ГРП перевищує допустимий для експлуатаційної колони. При проведенні гідрокислотних розривів необхідно застосовувати інгібітори корозії.