273. Технологический режим и текущие рабочие дебиты скважин устанавливаются с учетом следующих основных факторов:
1) выноса песка, количество которого устанавливается в процессе исследования скважин и которое не приводит к разрушению призабойной зоны пласта и к разъеданию подземного и наземного оборудования;
2) возможности обводнения забоев скважин;
3) конструкции и технического состояния скважины;
4) температурного режима работы газовой скважины с учетом конденсации воды, углеводородов и условий выноса их на поверхность;
5) технологический режим такой, чтобы в стволе скважины исключалась возможность гидратообразования и обеспечивался вынос жидкости на поверхность;
6) необходимого по условию сбора и транспорта газа и конденсата рабочего давления на устье скважины.
274. Технологические режимы работы по отдельным скважинам обеспечивают получение оптимально возможного дебита газа и соблюдение рациональных условий разработки месторождения (залежи), охраны недр и техники безопасности.
275. В зависимости от конкретных условий месторождений (залежей, объектов) на определенный период времени назначается один из следующих технологических режимов:
1) режим постоянного градиента давления - в случае возможного разрушения продуктивного коллектора. Этот режим можно заменить режимом постоянной депрессии, однако в каждом конкретном случае такая замена обосновывается;
2) режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта - также в случае возможного разрушения продуктивного коллектора, очищения призабойной зоны пласта от глинистого раствора;
3) режим постоянной депрессии - в случае опасности образования конусов и языков обводнения;
4) режим постоянного давления на головке скважины- при работе скважины без штуцера или для поддержания определенного давления перед установкой первичной обработки природного газа;
5) режим постоянного дебита при отсутствии какого-либо ограничения, за исключением пропускной способности колонны. Режим постоянного дебита является временным, так как с течением времени величина этого дебита изменяется.
276. Технологические режимы работы скважин составляются ежеквартально на основании результатов текущей эксплуатации и данных исследований скважины и утверждаются акционерным обществом. Технологический режим работы скважин с дебитом 1 млн. м3/сутки и выше утверждается национальной компанией.
277. Режим работы скважины регулируется:
1) штуцерами, устанавливаемыми для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;
2) противодавлением газа в системе газосбора.
278. После смены режима скважины следует установить показатели работы нового технологического режима, определив:
1) дебит скважин;
2) забойное давление (рабочую депрессию);
3) давление и температуру на буфере, в затрубном пространстве, в межколонном пространстве, до штуцера и после штуцера;
4) количество жидких (конденсата, воды) и твердых примесей.
279. Все показатели, любые изменения в режиме работы скважины регистрируются и документируются в соответствии с существующими формами.
280. В случае нарушения установленного режима работы скважины руководством газодобывающей организаций принимаются срочные меры к его восстановлению.
281. Регулирование подачи газа в магистральный газопровод осуществляется:
1) отключением части скважин или их регулированием;
2) изменением режима работы отдельных, специально выделенных скважин при помощи штуцеров; по этим скважинам пределы изменения технологического режима строго ограничиваются геологической службой.
282. Текущее регулирование дебита скважин осуществляется оператором по добыче по указанию диспетчера промысла с обязательной записью в журнале об изменении режима работы скважин.
283. По скважинам, где нарушение заданного режима может привести к осложнениям, регулировка режима работы не допускается.
284. Объем текущего отбора газа по газоносному пласту или объекту в целом должен устанавливаться в соответствии с утвержденным проектом разработки.
285. Нормы отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологический режим) составляются ежеквартально промыслами на основе установленных отборов газа по пласту и утверждаются вышестоящими организациями.
286. Планы текущего отбора газа по пластам и объектам составляются добывающими промыслами один раз в квартал в соответствии с проектом разработки и утвержденными нормами отбора газа по эксплуатационным скважинам (технологическим режимам).
Параграф 3. Наземное и подземное оборудование скважин, обслуживание этого оборудования
287. К наземному оборудованию газовых скважин по пути движения газа от устья к групповому сборному пункту или газосборному коллектору относятся:
1) фонтанная арматура (елка);
2) шлейфы, имеющие различную длину и различные диаметры в зависимости от расположения группового пункта и дебитов скважин;
3) регулируемый или обыкновенный штуцер;
4) сепаратор, рассчитанный на соответствующее давление и пропускную способность, для каждой скважины в отдельности, или общий для нескольких скважин;
5) эжекторы, применяемые для транспорта газов, низконапорных пластов, за счет смешения их с газом высокого давления;
6) комплект оборудования (метанольный бачок, регенерационная колонна ДЭГ, дозировочный насос, автоматическая печь подогрева газа на устье скважин) для борьбы с гидратами в шлейфах, сепараторах и эжекторах.
288. К наземному оборудованию газоконденсатной скважины относятся:
1) фонтанная арматура (елка);
2) шлейф;
3) сепаратор высокого давления с емкостью для сбора конденсата;
4) теплообменники типа «труба в трубе»;
5) регулируемый или обыкновенный штуцер;
6) низкотемпературный сепаратор, рассчитанный на давление и пропускную способность;
7) комплект оборудования для борьбы с гидратами, могущими образовываться как в теплообменнике и регулируемом штуцере, так и в низкотемпературном сепараторе (дозировочные насосы, емкости диэтиленгликоля (далее - ДЭГ), печь регенерации ДЭГ, отстойники-разделители ДЭГ и конденсата, теплообменники охлаждения и нагревания ДЭГ).
289. Наземное оборудование газовых и газоконденсатных скважин на групповых сборных пунктах (сепараторы, штуцеры, теплообменники, конденсатосборники) находится под регулярным наблюдением оператора по добыче газа, который тщательно следить за их исправностью и нормальной работой. Особое внимание уделяется фланцевым, резьбовым, сварным соединениям и запорной арматуре тех скважин, в газе которых содержатся коррозионные элементы (сероводород и углекислота).
290. В случае неисправности отдельных деталей или узлов оборудования скважин срочно принимаются меры по устранению обнаруженных неисправностей, или замене неисправных деталей и узлов оборудования.
291. Все оборудование, устанавливаемое на скважинах или сборных пунктах (как новое, так и находившееся уже в эксплуатации), подвергается предварительной опрессовке в соответствии с правилами котлонадзора для определения возможности его использования.
Кроме того, на импортное оборудование получается разрешение на применение, выдаваемое уполномоченным органом в области промышленной безопасности.
292. Фонтанная и запорная арматура газовых и газоконденсатных скважин отвечают следующим основным требованиям:
1) герметичности при многократном открывании и закрывании запорного элемента;
2) возможности полного открытия и закрытия запорного элемента от усилий рук одного человека;
3) возможности замены сальниковых уплотнений без прекращения подачи газа в газопровод;
4) рассчитана на двухкратный запас от статического устьевого давления.
293. На групповых сборных пунктах применяется по необходимости дистанционно управляемая, а в некоторых случаях телеуправляемая запорная арматура.
294. Для эксплуатации скважин, в газе которых имеются коррозионные компоненты, применяются специальная запорная арматура, выполненная из материала, устойчивого против коррозии.
295. Фонтанную арматуру для скважин эксплуатационных площадей по прочности следует подбирать соответственно ожидаемому максимальному давлению на устье скважины и испытывать на прочность и герметичность при давлениях, предусмотренных техническими условиями на поставку фонтанной арматуры.
296. Для новых газоносных площадей (разведочные скважины), если нет более точных данных, расчетное давление на устье скважин принимается равным гидростатическому давлению плюс 25 %.
297. Фонтанную арматуру скважин следует выбирать и устанавливать по одной из типовых схем, утвержденных нормалью.
298. Во избежание преждевременного износа, уменьшения потерь давления проходные сечения задвижек (кранов) и деталей «елки» (катушки, тройники, крестовики, буфер) имеют не меньшие сечения, чем сечение фонтанных труб.
Примечание: данный подпункт не распространяется на скважины, имеющие устьевые давления свыше 200 кг/см2.
299. К подземному оборудованию газовых и газоконденсатных скважин относятся: фонтанные трубы, применяемые в качестве подъемных для газа и скопившейся на забое жидкости, сифонные трубки, применяемые для очистки забоев скважин от жидкости, забойные штуцеры, пакеры, применяемые для разобщения продуктивных горизонтов или для изоляции эксплуатационной колонны от коррозионных компонентов, содержащихся в газе, предохранительные клапаны, устанавливаемые на фонтанных трубах и предназначаемые для предупреждения открытых фонтанов, вызванных прорывом шлейфов или коррозионным разрушением фонтанной арматуры, и летающие клапаны плунжерных установок.