346. На месторождениях с высокой коррозионной агрессивностью продукции скважин следует в течение всего периода разработки и эксплуатации месторождений вести контроль за применением выбранных методов защиты, их эффективностью и состоянием скважин и промыслового оборудования.
347. Следует иметь в виду, что в процессе эксплуатации скважин многие факторы, влияющие на характер и распределение коррозии (температура, давление, дебит воды и углеводородного конденсата, их химические свойства и другое), могут изменяться, что в свою очередь может вызвать изменение характера распределения и интенсивности коррозии, повлиять на эффективность применяемых защитных мероприятий.
348. Контроль проводится согласно «Инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений».
349. Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения аварий на месторождениях, где отмечается высокая скорость коррозии, систематически проводится ревизии и профилактические ремонты скважин и оборудования по графикам, утвержденным газодобывающей организацией. Сроки между двумя очередными ревизиями назначаются с учетом интенсивности коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты от коррозии.
350. Для проведения работ по осуществлению мероприятий по борьбе с коррозией и контролю эффективности этих мероприятий на промыслах, где отмечается интенсивная коррозия, создаются специальные бригады по борьбе с коррозией.
351. На промыслах, для которых характерна интенсивная внутренняя коррозия оборудования, имеются специальные журналы, где регистрируются:
1) результаты систематических анализов газа, воды и углеводородного конденсата на содержание агрессивных компонентов;
2) сведения о коррозионных разрушениях, обнаруженных при осмотрах, ревизиях, профилактических и аварийных ремонтах скважин и оборудования с указанием места расположения прокоррозировавшего оборудования, условий его работы, срока службы, характера разрушения и других сведений согласно «Инструкции по контролю коррозионной стойкости внутренней поверхности оборудования газовых и газоконденсатных месторождений»;
3) сведения о проводимых мероприятиях с целью защиты скважин и оборудования от коррозии и результатах проверки эффективности этих мероприятий.
352. Защита промысловых подземных трубопроводов от внешней коррозии проводится согласно «Инструкции по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов», СП 34-116-97, утвержденной приказом Минтопэнерго России от 23 декабря 1997 года, № 441.
Параграф 8. Капитальный ремонт газовых и газоконденсатных скважин. Перевод скважин на вышележащие горизонты
353. Перевод скважин на вышележащие горизонты следует производить в соответствии с действующим положением и инструкцией о порядке перевода нефтяных и газовых скважин на другие горизонты.
Перевод на вышележащие горизонты допускается:
1) при истощении в данной скважине эксплуатируемого газового горизонта;
2) при обводнении в данной скважине эксплуатируемого газового горизонта краевой или подошвенной водой;
3) если после проведения технических мероприятий в газовой скважине не удается получить промышленного притока газа или же добиться нормальной эксплуатации;
4) при невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной нижележащего горизонта;
5) при отсутствии необходимости использования скважины в качестве наблюдательной или контрольной;
6) в случаях, предусмотренных в проекте разработки месторождения.
354. Для оформления перевода скважины на вышележащий горизонт промысел представляется вышестоящей газодобывающей организации документы, перечисленные в действующей инструкции о порядке перевода нефтяных и газовых скважин на другие горизонты.
355. Газодобывающая организация составляет акт о переводе скважины, подписываемый начальником, главным геологом, техническим руководителем, и направляет на заключение в национальную компанию. При положительном заключении национальной компании материалы о переводе скважины направляются в территориальные подразделения уполномоченного органа на согласование, после чего утверждаются руководством газодобывающей организации.
356. В том случае, если перевод скважин на другие промышленные горизонты приведет к существенным изменениям в системе разработки, следует внести коррективы в проект разработки соответствующих горизонтов.
357. Очистка забоев скважин от песчаных пробок и замена насосно-компрессорных труб относится к подземному ремонту скважин.
358. До начала любых ремонтных работ в скважине следует разработать технический план ремонта. План организации работ составляется геологической службой газодобывающей организации и окончательно утверждается техническим руководителем и главным геологом организации.
359. Выполнению ремонтных работ предшествует обследование мест дефектов в колонне, подлежащих исправлению плоской или конусной печатью с промывкой исправление смятой колонны производится посредством оправочных долот. После окончания исправления колонны она проверяется плоской печатью или шаблоном.
360. На каждую скважину, сдаваемую в капитальный ремонт, газодобывающая организация представляет специализированной организации, занимающейся капитальным ремонтом скважин, помимо утвержденного плана, наряд-задание (заказ) по установленной форме с обязательным заполнением всех граф.
361. Наряд-задание подписывается руководителем и главным геологом газодобывающей организации.
362. На основании наряд-задания специализированная организация, занимающееся капитальным ремонтом скважин составляет геолого-технический наряд на производство капитального ремонта с разработкой всего технологического процесса и всех расчетов.
363. Геолого-технический наряд для глубоких и сверхглубоких скважин утверждается руководством национальной компании; во всех остальных случаях руководством специализированной организации, занимающейся капитальным ремонтом скважин.
364. До начала ремонтно-изоляционных работ необходимо провести все подготовительные работы и отпрессовать все соединения от заливочного агрегата до заливочной головки на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.
365. Перед заливкой под давлением следует испытать скважину на степень поглощения.
366. После цементирования каждая скважина подвергается испытанию для проверки качества цементирования и герметичности колонны.
367. В случае неудовлетворительного цементирования, выявленного испытанием, в скважине следует проводить повторные работы с предварительным выяснением причин неудавшейся изоляции.
368. Для цементирования скважин следует применять только цемент, предварительно испытанный лабораторией согласно инструкции и показавший удовлетворительные качества.
369. В скважинах, переведенных на вышележащие горизонты, испытания на герметичность проводится снижением уровня или способом опрессовок.
370. Очистка забоев скважин от пробок может производиться продувкой в атмосферу до восстановления рабочего дебита или промывкой со спуском насосно-компрессорных труб до проектного забоя скважины.
371. Чистка и промывка пробки на забое газовой или газоконденсатной скважины допускается только по специально разработанному плану и специализированной бригадой, проводящей спуско-подъемные операции.
Параграф 9. Консервация и ликвидация скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях
372. Консервация газовых и газоконденсатных скважин проводится в строгом соответствии с действующим «Положением о порядке консервации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, подземных хранилищах газа (ПХГ) и месторождениях термальных вод, утвержденных Министерством нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан, Министерством геологии и охраны недр Республики Казахстан, 02июня 1995 года. № 62/120 П», № 61, 119-П от 02 июня 1995 года.
373. Консервация скважин осуществляется так, чтобы было возможно повторно ввести ее в эксплуатацию или выполнять в ней ремонтные и другие работы.
374. Работы по консервации проводятся в соответствии с действующей «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин при их ликвидации и консервации», РД 08-492-02, утверждена Госгортехнадзором РФ от 22 мая 2002 года № 22;
375. При ликвидации скважин следует выполнить все условия, обеспечивающие охрану недр, в соответствии с «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин при их ликвидации и консервации». РД 08-492-02, утверждена Госгортехнадзором РФ от 22 мая 2002 года № 22;
376. Ликвидация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в
строгом соответствии с действующим «Положением о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение», утвержденных Министерством нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан, Министерством геологии и охраны недр Республики Казахстан, 02 июня 1995 года № 63/121-П.
377. Консервация и ликвидация газовых и газоконденсатных скважин, с высоким содержанием сероводорода, следует проводить в строгом соответствии с «Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода», утвержденной Госгортехнадзором СССР, 12 октября 1989 года № 17.
Параграф 10. Ведение технической документации при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
378. Документация по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации скважин ведется во всех дочерних компаниях акционерного общества, занимающихся добычей газа и газового конденсата, с целью систематизации и хранения информации для:
1) перспективного и оперативного планирования технико-экономических показателей разработки месторождений и составления отчетных документов по выполнению планов;