ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 20.06.2003 N 4812)

ра в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил.
Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются документацией, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.9.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение не допускается.
2.9.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.9.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";
- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров;
- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;
- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
- охрану недр и окружающей среды.
2.9.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается организацией по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.
2.9.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:
- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;
- использования пенных систем;
- использования специальных технических средств и технологий (струйный насос УГИС и т.п.).
2.9.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.
Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.9.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки - на давление опрессовки колонны.
2.9.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.
План утверждается техническим руководителем буровой организации и согласовывается с заказчиком.
2.9.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организации.
Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил бе



> 1 2 3 ... 42 43 44 ... 139 140 141

	Поделиться:	Tweet