какие скважины подлежат глушению при проведении ремонта

Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 30 июля 2020 г. N 530 «Об утверждении Правил разработки месторождений подземных вод»

В соответствии с пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2015 г. N 1384 «О федеральных органах исполнительной власти, уполномоченных на установление правил разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, правил подготовки технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, а также на согласование этих правил» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 52, ст. 7609) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Правила разработки месторождений подземных вод;

2. Настоящий приказ вступает в силу 1 января 2021 г. и действует до 31 декабря 2026 г.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 14 декабря 2020 г.

Регистрационный N 61441

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минприроды
России
от 30.07.2020 N 530

Правила разработки месторождений подземных вод

1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с пунктом 1 постановления Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2015 г. N 1384 «О федеральных органах исполнительной власти, уполномоченных на установление правил разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, правил подготовки технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых, а также на согласование этих правил» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, N 52, ст. 7609).

2. Настоящие Правила устанавливают требования к разработке месторождений (участков) питьевых, технических, минеральных, термальных (теплоэнергетических) и промышленных подземных вод (за исключением добычи подземных вод, которые используются для целей питьевого водоснабжения или технического водоснабжения и объем добычи которых составляет не более 100 кубических метров в сутки), расположенных на территории Российской Федерации, и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в сфере регулирования отношений недропользования, пользователями недр, иными органами и организациями.

3. Настоящие Правила применяются в случаях добычи подземных вод при разработке месторождения (участка) подземных вод, а также вод, добываемых пользователями недр, осуществляющими разведку и добычу полезных ископаемых или по совмещенной лицензии геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых, разработку технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых или по совмещенной лицензии разработку технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых, разведку и добычу таких полезных ископаемых, в границах предоставленных им участков недр, для собственных производственных и технологических нужд.

II. Добыча подземных вод

6. Добыча подземных вод может осуществляться на месторождении (участке), отнесенном по степени изученности к группе:

7. Проведение ОПР месторождения (участка) подземных вод осуществляется в целях уточнения основных геолого-гидрогеологических условий месторождения (участка), фильтрационных и емкостных свойств продуктивного водоносного горизонта (комплекса), производительности водозабора, обоснования проведения выполнения бурения и опробования скважин различного назначения, с целью подтверждения (или корректировки) сведений о количестве и качестве ранее оцененных запасов.

9. Реализация ОПР осуществляется в соответствии с проектом водозабора (при пользовании недрами для разведки и добычи питьевых и технических подземных вод) или проектом опытно-промышленной разработки месторождения (участка) (при пользовании недрами для геологического изучения, разведки и добычи минеральных, термальных (теплоэнергетических) и промышленных подземных вод, осуществляемых по совмещенной лицензии).

10. После завершения разведки и (или) ОПР пользователь недр представляет в орган исполнительной власти, уполномоченный на проведение государственной экспертизы запасов, подсчет запасов подземных вод для проведения государственной экспертизы в порядке, предусмотренном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение.

11. Проектная документация на разработку месторождений (участков) подземных вод подготавливается с учетом результатов государственной экспертизы запасов этих месторождений (участков).

III. Проектная документация на разработку месторождений (участков) подземных вод, на основании которой осуществляется разработка месторождений (участков) подземных вод

12. Разработка месторождений (участков) подземных вод (за исключением добычи подземных вод, которые используются для целей питьевого водоснабжения или технического водоснабжения и объем добычи которых составляет не более 100 кубических метров в сутки) осуществляется на основании проектной документации, указанной в пункте 13 настоящих Правил.

13. К проектной документации, на основании которой осуществляется разработка месторождений (участков) подземных вод, относятся:

б) при пользовании недрами для разведки и добычи, геологического изучения, разведки и добычи минеральных, термальных (теплоэнергетических) и промышленных подземных вод, осуществляемых по совмещенной лицензии:

проект опытно-промышленной разработки месторождения (участка);

технологическая схема разработки месторождения (участка) и дополнения к ней;

проект разработки месторождения (участка) и дополнения к нему.

IV. Требования к разработке месторождения (участка) подземных вод

14. При разработке месторождений (участков) подземных вод в зависимости от вида подземных вод, применяемой технологии и технических средств добычи подземных вод реализуются следующие мероприятия, подлежащие включению в проектную документацию на разработку месторождений (участков) подземных вод:

а) мероприятия по рациональному использованию и охране недр, по охране подземных водных объектов, по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами;

б) мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами;

в) проектные решения в отношении выбора конструкций эксплуатационных скважин, технологий производства буровых работ и оборудования водоприемной части скважин;

г) проектные решения в отношении выбора контрольно-измерительной аппаратуры для обеспечения ведения мониторинга подземных вод;

д) проектные технологические (инженерные) решения по схеме и режиму работы водозабора;

е) наблюдение за техническим состоянием буровых скважин с учетом их назначения.

В случае изменения (планирования изменений) условий разработки месторождения (участка) подземных вод при необходимости в проектную документацию вносятся изменения.

15. Месторождение (участок) подземных вод, отнесенное по результатам государственной экспертизы их запасов по степени изученности к группе разведанных (или оцененных, в случае реализации на данном месторождении (участке) ОПР) и на котором начата добыча подземных вод в соответствии с проектной документацией на разработку месторождения (участка) подземных вод, согласованной и утвержденной в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, считается введенным в разработку.

V. Допустимые отклонения показателей при разработке месторождения (участка) подземных вод

16. Показателями, характеризующими выполнение пользователем недр обязанностей, установленных пунктом 2 части 2 статьи 22 Закона Российской Федерации «О недрах», в части обеспечения соблюдения требований проектной документации на разработку месторождений (участков) подземных вод, являются:

а) среднегодовой объем добычи подземных вод, теплоносителя (для термальных (теплоэнергетических) вод) и полезных компонентов (для промышленных вод), утвержденные по месторождению (участку) подземных вод;

б) динамические уровни подземных вод;

в) нагрузка на конкретную эксплуатационную скважину;

г) фонд эксплуатационных скважин;

д) конструкции эксплуатационных скважин;

е) качество (химический и газовый составы) подземных вод в соответствии с целевым назначением подземных вод;

ж) технические и технологические решения по использованию теплоэнергетического потенциала (для термальных (теплоэнергетических) вод) или по извлечению и переработке полезных компонентов (для промышленных вод);

з) объемы сброса отработанного (использованного) природного теплоносителя или промышленных вод;

и) потери (для термальных (теплоэнергетических), минеральных и промышленных вод).

17. Допускаются отклонения показателя среднегодового объема добычи подземных вод в сторону его уменьшения от установленного в проектной документации на разработку месторождения (участка) подземных вод в соответствии с фактически достигнутым показателем среднегодового объема добычи подземных вод.

19. Соблюдение пользователем недр допустимых отклонений среднегодового объема добычи подземных вод, установленных в пункте 17 настоящих Правил, определяется данными на конец календарного года.

VI. Требования к горным выработкам, скважинам и иным сооружениям, связанным с разработкой месторождений (участков) подземных вод

20. В зависимости от гидрогеологических условий добыча подземных вод осуществляется буровыми скважинами (поисковыми, разведочными, разведочно-эксплуатационными, эксплуатационными, резервными, наблюдательными), колодцами, шахтами, штольнями, а также специально обустроенными иными каптажными сооружениями.

21. Поисковая скважина предназначена для определения общих гидрогеологических условий, выполнения комплекса поисково-оценочных работ на участке недр. Допускается использование поисковых скважин в пределах границ месторождения (участка) подземных вод, предоставленного в пользование.

22. Разведочная скважина предназначена для уточнения геологического строения и гидрогеологических условий, опробования продуктивного водоносного горизонта (комплекса), определения его гидрогеологических параметров и качественного состава подземных вод на участке недр. Допускается использование разведочных скважин в пределах границ месторождения (участка), предоставленного в пользование.

23. Разведочно-эксплуатационная скважина предназначена для определения геологического строения и гидрогеологических условий, параметров продуктивного водоносного горизонта (комплекса), его гидрогеологических параметров и качественного состава подземных вод на участке недр, и последующей эксплуатации разведанного месторождения (участка) подземных вод.

24. Эксплуатационная скважина предназначена для добычи подземных вод.

25. Резервная скважина является дублирующей скважиной по отношению к действующим эксплуатационным скважинам и предназначена для оперативного использования на случай выхода основной скважины из эксплуатации. Также резервная скважина может использоваться в качестве наблюдательной скважины при осуществлении мониторинга подземных вод. Количество резервных скважин обосновывается пользователем недр в проектной документации на разработку месторождения (участка) подземных вод.

26. Наблюдательная скважина предназначена для ведения режимных наблюдений за уровнем и качественным составом подземных вод на месторождениях (участках) на действующих водозаборах и водозаборах, требующих переоценки запасов, на стадиях разработки и опытно-промышленной разработки месторождения (участка) подземных вод. Количество и местоположение наблюдательных скважин обосновываются пользователем недр в проектной документации на разработку месторождения (участка) подземных вод. В качестве наблюдательных скважин допускается использование эксплуатационных скважин.

27. Требования к конструкции и опробованию буровых скважин на месторождениях (участках) подземных вод обосновываются в проектной документации на бурение скважин, где должны быть указаны:

а) способ бурения и крепления ствола скважины;

б) сведения о затрубной цементации с указанием используемых материалов;

в) конструкция скважины: глубина, диаметры обсадных и фильтровых колонн труб, тип водоприемной части, водоподъемного оборудования и оголовка скважины;

г) виды и объемы исследований и опробования (геофизические исследования, опытно-фильтрационные работы, гидрохимическое опробование, специальные исследования). Для поисковых и разведочных скважин, при необходимости, определяются интервалы отбора керна;

д)тип контрольно-измерительного оборудования, рекомендуемого в использовании при эксплуатации водозабора.

28. Пользователь недр обязан следить за техническим состоянием эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин и проводить проверки технического состояния эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин в соответствии с периодичностью, указанной в проектной документации на разработку месторождения (участка) подземных вод.

29. Пользователь недр обеспечивает своевременное проведение ремонтных работ скважин.

30. В случае невозможности проведения ремонтных работ скважин или при возникновении риска загрязнения окружающей среды (в том числе, неконтролируемые выпуски подземных вод на поверхность рельефа или в смежные водоносные горизонты), пользователь недр осуществляет ликвидацию скважины.

31. Каптажные сооружения могут эксплуатироваться на режиме самоизлива, когда движение подземных вод по эксплуатационной колонне или лифтовым трубам происходит за счет энергии пласта, либо принудительным способом, когда подача подземных вод на поверхность осуществляется с помощью технических средств.

При каптаже подземных вод с положительным пьезометрическим уровнем конструкция скважин обеспечивает их вывод преимущественно самоизливом на расчетный срок эксплуатации, если это соответствует выводам, содержащимся в заключении государственной экспертизы запасов.

32. Каптажное сооружение оборудуется комплексом контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей качественное проведение режимных наблюдений, учета объемов добычи подземных вод и защищается от внешних воздействий и доступа посторонних лиц.

VII. Мероприятия по охране подземных водных объектов

33. При разработке месторождений (участков) подземных вод осуществляются следующие мероприятия по охране подземных водных объектов:

а) мероприятия по предотвращению поступления загрязняющих веществ в подземные воды;

б) мероприятия по ликвидации последствий загрязнения, засорения подземных вод и истощения их запасов;

в) наблюдение за химическим, микробиологическим и радиационным состоянием подземных вод;

г) наблюдение за уровенным режимом подземных вод;

д) определение объемов добычи (извлечения) подземных вод из подземных водных объектов.

Указанные в настоящем пункте мероприятия по охране подземных водных объектов осуществляются пользователями недр в соответствии с Правилами охраны подземных водных объектов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2016 г. N 94 «Об утверждении Правил охраны подземных водных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, N 8, ст. 1115; 2020, N 1, ст. 31).

VIII. Завершение разработки месторождения (участка) подземных вод

34. Горные выработки, скважины и иные сооружения, связанные с разработкой месторождений (участков) подземных вод, подлежат ликвидации или консервации при прекращении (в том числе досрочном) права пользования недрами.

Добыча подземных вод разрешается только после проведения государственной экспертизы их запасов. Исключением является добыча для питьевого или технического водоснабжения в объеме не более 100 кубометров в сутки.

Разработка месторождений проводится на основании проектной документации, которая подготавливается с учетом результатов государственной экспертизы запасов этих месторождений.

Горные выработки, скважины и иные сооружения, связанные с разработкой месторождений, ликвидируются или консервируются при прекращении права пользования недрами.

Приказ вступает в силу 1 января 2021 г. и действует до 31 декабря 2026 г.

Приказ Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 30 июля 2020 г. N 530 «Об утверждении Правил разработки месторождений подземных вод»

Зарегистрировано в Минюсте РФ 14 декабря 2020 г.

Регистрационный N 61441

Вступает в силу 1 января 2021 г. и действует до 31 декабря 2026 г.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Инструкция по глушению скважин

— жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами ;

— фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды ;

— жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм / год ;

— жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях ;

— жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной ;

— жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании ;

— содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг / л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

— подтоварной водой (технической) ;

— водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций, хлористый калий) ;

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

Y жг=Кз х (Рпл х 10 2 ) / (Н х 9.81) (формула 1)

2.1.1. Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 / м 3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

2.2. Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

2.3. При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

2.3.2. На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

2.4. Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения

Раствор хлористого натрия

Раствор Хлористого кальция

2.5. Количество реагента ( NaCl, CaCl ₂ ), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

жидкости глушения, г / см 3

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1».

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м

Допустимые отклонения при плотности

жидкости глушения, кг / м 2

Раздел 3. Расчет объема жидкости и количества

циклов глушения скважины.

3.1. Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

3.2. Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

где: V эк=( p D 2 /4)xH;

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

— внутренний диаметр э / к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

3.3. Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э / к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

3.4. Количество циклов определяется:

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

объем второго цикла

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

Раздел 4. Подготовительные работы к глушению скважины.

4.1. Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

4.2. Определяется величина текущего пластового давления.

4.3. Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

4.4. Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

4.5. Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

4.6. Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины.

5.2. Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

5.4. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

5.5. При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

где: V отн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см 3 и воды плотностью 1.0 г/см 3 ) ;

t о – продолжительность отстоя, час.

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в “Приложении 3”.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п.3.2. Формула 4).

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин

5.7.1. В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

5.7.3. К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

Глушение скважин, оборудованных насосами.

5.8.1. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.

5.8.2. Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время.

5.8.3. Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.

Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением

5.9.1. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

5.9.2. Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.

5.9.3. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.

5.9.4. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

Меры безопасности при глушении скважин.

6.1. Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС и представитель ПДНГ, ЦППД).

6.2. Глушение скважины производится по заданию мастера КРС. Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

6.3. Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.

6.4. Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

6.5. Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании ; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.

6.6. Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

6.7. В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.

6.8. При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

6.9. Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

6.10. После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.

6.11. После окончания всех работ по глушению скважины составляется “Акт на глушение скважины”.

В акте на глушение скважины должно быть указано:

— дата глушения скважины ;

— удельный вес жидкости глушения ;

— объем жидкости глушения по циклам ;

— время начала и окончания циклов глушения ;

— начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

6.12. “Акт на глушение скважины” подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.

Ответственность за выполнение требований инструкции.

7.1. За подготовку территории куста и скважины к глушению скважины отвечает мастер ЦДНГ, ЦППД.

7.2. За достоверность данных по текущему пластовому давлению, на момент глушения скважины, отвечает геологическая служба ЦДНГ, ЦППД.

7.3. За соответствие удельного веса жидкости глушения расчетной величине – указанной в плане-задании на глушение скважины, выполнение всего комплекса работ по подготовке скважины к глушению, соблюдение технологии глушения скважины и мер безопасности при глушении скважины отвечает мастер бригады КРС.

материалов необходимых для приготовления одного кубометра жидкости глушения соответствующей плотности.

Источник