ГОСТ Р 55415—2013
- поддержания скорости потока газа в стволе и на устье скважины, обеспечивающей надежные
защитные свойства ингибиторов коррозии и гидратообразования;
- максимального использования пропускной способности скважины и наземных коммуникаций,
связанной с конструкцией и техническим состоянием скважины, а также с условиями работы систем
сбора и промысловой подготовки углеводородов.
Минимальнодопускаемый рабочий дебит скважин определяют в зависимости от следующих фак
торов:
- минимальной скорости газа у башмака лифтовой колонны труб, обеспечивающей вынос жидко
сти и механических примесей с забоя скважины:
- предотвращения обусловленного охлаждением газа гидратообразования в стволе скважины,
устьевом оборудовании и шлейфах:
- оптимизации условий совместной работы скважин, имеющих общую устьевую обвязку.
9.2.4 Рабочие дебиты добывающих скважин определяют на основе данных промысловых иссле
дований скважин и пластов. При этом учитывают результаты работ по интенсификации притока, прово
димые в процессе освоения скважины.
9.2.5 Значения рабочих дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин, другие
параметры технологического режима их работы устанавливают в пределах выделенных ограничений с
учетом изменения во времени пластового давления и регулярно уточняют в процессе разработки по
результатам промысловых исследований.
9.2.6 Технологические режимы работы добывающих газовых и газоконденсатных скважин регули
руют штуцерами (устьевыми или забойными) или регулирующими устройствами, устанавливаемыми в
обвязке устьев скважин. Регулирование работы нефтяных скважин по ГОСТ Р 53713.
9.2.7 Установленные технологические режимы работы скважин должны обеспечивать проектные
уровни добычи углеводородов по месторождению (объекту разработки). При составлении технологи
ческого режима по промыслу в целом учитывают коэффициент эксплуатации скважин и параметры
работы скважин, эксплуатируемых периодически.
9.2.8 Коэффициент эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин обосновывают, исходя
из условий проведения исследовательских работ и профилактического обслуживания оборудования, в
техническом проекте разработки.
9.2.9 Показатели технологических режимов работы скважин пересматривает и утверждает руко
водство добывающего предприятия не реже одного раза в квартал.
9.3 Контроль за эксплуатацией
9.3.1 Оперативный контроль за работой эксплуатационных скважин должен включать в себя:
- суточный учет фонда скважин, дающих продукцию:
- измерения рабочих дебитов, устьевых давлений и температур, обеспечивающих возможность
контроля за технологическим режимом и техническим состоянием скважин (затрубные и межколонные
пространства).
9.3.2 По добывающим скважинам необходимо систематически следить за выносом конденсата,
нефти, воды, песка. На газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях система сбора
продукции должна предусматривать возможность проведения индивидуальных газоконденсатных ис
следований скважин.
9.3.3 Наземное оборудование добывающих (газовых и газоконденсатных) и нагнетательных сква
жин должно быть под регулярным визуальным наблюдением, периодичность которого определяет экс
плуатирующая организация. Утечки добываемой продукции или закачиваемого рабочего агента через
сальники, неплотности в арматуре должны быть немедленно устранены.
9.3.4 При проведении газодинамических и газоконденсатных исследований скважины должны
быть приняты необходимые меры по утилизации добываемой продукции. При отсутствии технической
возможности утилизации газа допускаются исследования с выпуском газа в атмосферу и утилизацией
жидкой части продукции.
9.3.5 Контроль за техническим состоянием скважин включает: шаблонирование. определение
уровня жидкости в скважине, определение высоты песчаной пробки, контроль межколонных давлений.
При необходимости предусматривают возможность оборудования межколонного пространства скважин
дополнительными задвижками, факельным отводом.
15