СТО Газпром 2-3.3-423-2010

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.3-423-2010

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.3-423-2010

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПЛАНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.
ПОРЯДОК ПЛАНИРОВАНИЯ И ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ФОНДУ СКВАЖИН ОАО «ГАЗПРОМ»

СТО Газпром 2-3.3-423-2010

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Открытое акционерное общество
«Северо-Кавказский научно-исследовательский
проектный институт природных газов»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2010

Предисловие

1

РАЗРАБОТАН

Открытым акционерным обществом «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

2

ВНЕСЕН

Управлением по добыче газа, газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

3

УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

распоряжением ОАО «Газпром» от 27 января 2010 г. № 18

4

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Общие положения

6 Принципы планирования геолого-технических мероприятий по фонду скважин

7 Ранжирование скважин

7.1 Принципы ранжирования

7.2 Ранжирование скважин по показателю критичности отказов

7.3 Определение ранга скважины по критерию «техническое состояние»

7.4 Определение ранга скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»

7.5 Определение ранга скважины по критерию «рентабельность геолого-технических мероприятий»

7.6 Итоговое ранжирование скважин

8 Формирование Программы геолого-технических мероприятий

9 Оптимизация Программы геолого-технических мероприятий

Приложение А (обязательное) Схема планирования и формирования производственной Программы геолого-технических мероприятий

Приложение Б (обязательное) Алгоритм ранжирования скважин

Приложение В (обязательное) Форма представления информации о текущей эффективности геолого-технических мероприятий

Приложение Г (рекомендуемое) Признаки неисправного, неработоспособного и предельного состояния скважин. Тяжесть последствий отказов

Приложение Д (справочное) Шкалы тяжести последствий, вероятности возникновения последствий отказов

Приложение Е (рекомендуемое) Ранжирование скважин по геолого-промысловому состоянию

Приложение Ж (справочное) Ранжирование скважин в соответствии с требованиями, предъявляемыми к функционированию фонда скважин и газодобывающей деятельности, приведено в таблице

Библиография

 

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамках создания автоматизированной системы планирования, управления и оценки эффективности геолого-технических мероприятий на фонде скважин ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан в целях обеспечения единообразия подходов к планированию и обоснованию геолого-технических мероприятий дочерними обществами и направлен на решение задачи формирования Программы геолого-технических мероприятий на фонде скважин (далее - Программа), исходя из принципов:

- поддержания проектного уровня добычи углеводородного сырья;

- обеспечения промышленной безопасности фонда скважин;

- экономической эффективности Программы;

- документального подтверждения необходимости работ.

Настоящий стандарт разработан в соответствии с договором от 28 октября 2008 г. № 1023-08-5 «Разработка системы планирования, управления и оценки эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) фонда скважин ОАО «Газпром», этап 1 «Разработать СТО Газпром «Планирование и оценка эффективности геолого-технических мероприятий. Порядок планирования и оценка эффективности геолого-технических мероприятий по фонду скважин ОАО «Газпром».

Стандарт разработан в ОАО «СевКавНИПИгаз» авторским коллективом в составе: Р.А. Гасумов, М.Н. Пономаренко, К.С. Ахмедов, Д.П. Шустиков, В.А. Суковицын, А.А. Жданова, Д.В. Полужников, В.А. Толпаев, Т.А. Шевченко. В разработке стандарта принимали участие А.Г. Филиппов, В.Ю. Артеменков (ОАО «Газпром»).

СТО Газпром 2-3.3-423-2010

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

ПЛАНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИЙ. ПОРЯДОК ПЛАНИРОВАНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ФОНДУ СКВАЖИН ОАО «ГАЗПРОМ»

Дата введения - 2010-08-09

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет порядок формирования и технико-экономического обоснования Программы геолого-технических мероприятий на эксплуатационном фонде скважин.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к деятельности структурных подразделений дочерних обществ ОАО «Газпром» в сфере планирования геолого-технических мероприятий на эксплуатационном фонде скважин месторождений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения

ГОСТ Р 51365-99 Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия

СТО Газпром 2-1.19-214-2008 Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газпром». Производственный экологический мониторинг. Термины и определения

СТО Газпром 2-2.3-213-2008 Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации

СТО Газпром 2-2.3-312-2009 Методика проведения технического диагностирования газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-3.1-079-2006 Технология анализа данных об эффективности режимно-технических воздействий на скважинный фонд как система методик принятия решений при выборе эффективности ГТМ в СТОИРС

СТО Газпром 2-3.2-144-2007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические требования и решения

СТО Газпром 2-3.3-120-2007 Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин

СТО Газпром 2-3.3-078-2006 Основные правила оценивания надежности скважинного фонда на этапе эксплуатации (сеноман, неоком)

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии со статьей 1 Федерального закона «Об охране окружающей среды» [1], статьей 1 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [2], ГОСТ 28996, ГОСТ Р 51365, СТО Газпром 2-3.1-079, СТО Газпром 2-3.2-144, СТО Газпром 2-2.3-213, СТО Газпром 2-2.3-312, ВРД 39-1.10-004-99 [3], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 геолого-техническое мероприятие; ГТМ: Работы, проводимые на скважинах для повышения и/или стабилизации дебита газа и/или обеспечения их безаварийной эксплуатации.

[СТО Газпром 2-3.1-079-2006, пункт 2.1]

3.2 поддерживающее мероприятие: Работы, проводимые на скважинах действующего фонда с целью поддержания их технического состояния и эксплуатационных характеристик на допустимом уровне.

Примечание - Такими мероприятиями могут быть снижение действующих нагрузок, более интенсивный контроль, техническое обслуживание, текущий ремонт.

3.3 Программа геолого-технических мероприятий: Комплекс ежегодно выполняемых мероприятий по работе с фондом скважин, направленных на содержание скважин в состоянии, обеспечивающем эффективную эксплуатацию в соответствии с проектными показателями разработки месторождений и отвечающем действующим нормам и требованиям, предъявляемым к техническому состоянию, экологической и промышленной безопасности.

3.4 техническое состояние скважины: Совокупность технических характеристик (свойств) скважины, подверженных изменению в процессе эксплуатации и характеризуемых на определенный момент времени и при определенных условиях внешней среды признаками, установленными в технической документации.

Примечание - Виды технического состояния определены в ГОСТ 27.002 (пункт 2) следующим образом:

исправное состояние: Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

неисправное состояние: Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и/или конструкторской (проектной) документации.

предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

[СТО Газпром 2-3.3-078-2006, пункт 3.1.7]

 

3.5 риск аварии: Мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть ее последствий.

[РД 03-418-01 [4], пункт 2.8]

 

3.6 опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуществу и/или окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте. Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разрушения сооружений и/или технических устройств, взрывом и/или выбросом опасных веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и/или нанесением вреда окружающей природной среде.

[РД 03-418-01 [4], раздел 2]

 

3.7 экологический риск: Вероятность наступления события, имеющего неблагоприятные последствия для природной среды и вызванного негативным воздействием хозяйственной или иной деятельности, чрезвычайными ситуациями природного и техногенного характера.

[Федеральный закон «Об охране окружающей среды» [1], статья 1]

 

3.8 инцидент: Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте.

[Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [2], статья 1]

 

3.9 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 3.3]

Примечание - В рамках настоящего стандарта под отказом понимается также и повреждение.

3.10 повреждение: Событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 3.2]

 

3.11 критерии отказа: Признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта, установленные в нормативной, технической и/или конструкторской (проектной) документации, при которых использование объекта по назначению должно быть прекращено и его следует отправить в ремонт или списать.

[СТО Газпром 2-2.3-312, пункт 3.1.7]

 

3.12 тяжесть последствий отказа: Качественная или количественная оценка вероятного (наблюдаемого) ущерба от отказа (и/или повреждения) элемента и/или системы.

[ГОСТ 27.310-95, пункт 3.4]

3.13 критичность отказа: Произведение тяжести последствий отказа (и/или повреждения) на вероятность их возникновения.

3.14 показатель критичности отказа: Оценка в баллах критичности отказа (и/или повреждения).

3.15 технологический режим работы скважины: Заданное условие движения газожидкостной смеси в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемое значением дебита, устьевого и забойного давления (или его градиента) и определяемое естественными или искусственными ограничениями.

Примечание - В качестве ограничений могут приниматься близость подошвенных или контурных вод, устойчивость породы к разрушению, гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, температурный режим движения газа по стволу, накопление и вынос столба жидкости и песчаной пробки, ограничения по устьевому давлению, сезонные колебания спроса.

3.16 ожидаемый ущерб: Математическое ожидание величины ущерба от возможной аварии за определенное время.

[РД 03-418-01 [4], пункт 2.8]

 

3.17 ущерб от аварии: Потери (убытки) в производственной и непроизводственной сфере жизнедеятельности человека, вред окружающей природной среде, нанесенные в результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном эквиваленте.

[РД 03-418-01 [4], пункт 2.10]

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

АСПО - асфальто-смолисто-парафиновые отложения;

ГДИ - газодинамические исследования;

ГПС - геолого-промысловое состояние;

ГТМ - геолого-техническое мероприятие;

КГ - колонная головка;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

МКД - межколонное давление;

ММП - многолетнемерзлые породы;

МТР - материально-технические ресурсы;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ФА - фонтанная арматура;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ЭЦН - электро-центробежный насос.

5 Общие положения

5.1 Целями проведения геолого-технических мероприятий на фонде скважин являются:

- обеспечение соответствия качества функционирования и количественных характеристик фонда скважин требованиям проекта разработки месторождений;

- предупреждение аварийного выхода из строя скважин и скважинного оборудования, снижение количества аварий и отказов;

- своевременное восстановление неисправных и неработоспособных элементов скважины, внутрискважинного и устьевого оборудования.

5.2 Целью планирования ГТМ является выбор и обоснование мероприятий и скважин для их проведения исходя из требований допустимого риска, технической целесообразности, экономической эффективности в условиях ограниченности финансовых ресурсов.

5.3 Задачей планирования ГТМ является формирование текущих (1 год) программ геолого-технических мероприятий и оценка объема работ на фонде скважин в среднесрочной (3-5 лет) перспективе.

5.4 Планирование геолого-технических мероприятий является обязанностью дочернего общества ОАО «Газпром», эксплуатирующего фонд скважин.

5.5 Схема планирования и формирования производственной Программы ГТМ по дочернему обществу ОАО «Газпром» приведена в приложении А. Алгоритм ранжирования скважин приведен в приложении Б.

6 Принципы планирования геолого-технических мероприятий по фонду скважин

6.1 Скважины включаются в Программу на основании ранжирования, проведенного по совокупности факторов риска, целесообразности и эффективности.

Примечание - Факторами риска являются условия, при которых существует опасность возникновения аварий и инцидентов на скважине. Данные условия определяются техническим состоянием скважины и ее элементов. К факторам целесообразности относится совокупность эксплуатационных характеристик скважины: ожидаемый дебит, дренируемые запасы, степень дренирования запасов, уровень газо-водяного контакта, наличие или отсутствие рядом скважин, позволяющих разрабатывать данный участок месторождения или контролировать параметры разработки месторождения. Целесообразность определяется также следующими факторами: сложность ремонтных работ, технико-технологический уровень развития услуг в данной области, вероятность повторного отказа скважины, время действия эффекта, ожидаемая успешность работ, последствия отказа от работ (ожидаемое время эксплуатации до остановки, уровень добычи). К факторам эффективности относятся рентабельность ГТМ, прирост рентабельности добычи, эффективность эксплуатации скважины без проведения ГТМ.

6.2 Скважины, на которых существует опасность возникновения аварии или экологический риск, обязательно (при условии целесообразности работ) включаются в Программу ГТМ вне зависимости от уровня прогнозной экономической эффективности. В качестве альтернативы рассматривается вопрос консервации или ликвидации скважины. Планирование мероприятий по консервации и ликвидации скважин осуществляется с учетом положений СТО Газпром 2-3.3-120.

6.3 Неисправные и неработоспособные скважины, техническое состояние которых не представляет прямой угрозы для промышленной и экологической безопасности, включаются в Программу по результатам технико-экономической оценки.

6.4 Технико-экономическая оценка проводится в два этапа. На первом этапе проводится оценка технико-экономических показателей эксплуатации скважин без ГТМ, но с учетом поддерживающих мероприятий по обеспечению режима эксплуатации и безопасности. В случае если эксплуатация эффективна, скважина подлежит подконтрольной эксплуатации с осуществлением всех запланированных мероприятий. Скважины с положительным показателем эффективности эксплуатации по варианту «без ГТМ» в формировании Программы ГТМ на планируемый период не участвуют. В противном случае проводится технико-экономическая оценка ГТМ на скважине. Если результаты оценки положительные, скважина включается в Программу мероприятий, в противном случае рассматривается вопрос о консервации или ликвидации скважины.

6.5 Экономическая эффективность Программы ГТМ по дочернему обществу должна быть положительной. При этом по отдельным скважинам допускается планирование работ с отрицательной прогнозной экономической эффективностью.

Примечание - Низкая экономическая эффективность может быть у работ, вызывающих уменьшение эффективной мощности работающих интервалов и снижение коллекторских свойств пласта. Такими работами могут быть, например, водоизоляция, укрепление ПЗП или работы в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой проницаемости пласта. Эти работы, хотя и характеризуются низкой экономической эффективностью, позволяют выводить скважины из бездействующего фонда и обеспечивать максимальное извлечение запасов углеводородного сырья.

6.6 Необходимость работ должна подтверждаться документально. Основаниями, определяющими состав работ и подтверждающими необходимость проведения работ на скважинах, являются:

- акты по результатам оперативной диагностики скважин;

- акты проведения работ по техническому освидетельствованию скважин;

- акты по результатам газогидродинамических и геофизических исследований скважин;

- статистические данные по контролю за разработкой месторождений;

- результаты анализа постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений;

- предписания надзорных органов;

- дефектные ведомости;

- предложения проектных институтов в рамках авторского сопровождения проектов разработки;

- решения соответствующих комиссий дочерних обществ;

- проектно-сметная документация;

- нормативные акты дочернего общества ОАО «Газпром»;

- техническая документация;

- информационные письма ОАО «Газпром», заводов изготовителей скважинного оборудования и др.

6.7 Результаты работ на скважинах должны подтверждаться фактическими показателями технико-экономической эффективности, основанными на результатах, проводящихся после ГТМ плановых работ по оперативной диагностике скважин, контролю эксплуатационных параметров, газогидродинамических и геофизических исследований, технического освидетельствования скважин.

6.7.1 Расчеты фактической эффективности работ на скважинах должны осуществляться эксплуатирующими дочерними обществами в течение периода, принятого в качестве расчетного при оценке ожидаемой эффективности ГТМ, или до прекращения эксплуатации скважины.

6.7.2 Информация о текущей эффективности ГТМ по скважинам должна предоставляться в Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» (далее - производственный департамент) ежеквартально до 20 числа месяца, следующего за отчетным периодом, по форме, приведенной в приложении В.

6.7.3 Дочерние общества ОАО «Газпром» с привлечением научных организаций должны проводить анализ причин несоответствия фактической и ожидаемой эффективности ГТМ по скважинам и вырабатывать решения по повышению качества планирования и обоснования геолого-технических мероприятий в будущем.

7 Ранжирование скважин

7.1 Принципы ранжирования

7.1.1 Ранжирование проводится для всего фонда скважин месторождения и периодически уточняется по мере поступления данных о техническом состоянии скважин и скважинного оборудования и параметрах технологического процесса.

7.1.2 Ранжирование представляет собой процесс, проводящийся последовательно по данным о техническом состоянии скважин и скважинного оборудования, риске возникновения осложнений и аварий, экологическом риске, критичности отказов элементов скважины, геолого-промысловом состоянии, ожидаемой экономической эффективности.

7.1.3 Каждая скважина оценивается по следующим критериям:

- показатель критичности отказов;

- техническое состояние;

- геолого-промысловое состояние;

- рентабельность ГТМ.

7.1.4 Все критерии, за исключением показателя критичности отказов, оцениваются с использованием десятибалльной шкалы. Каждому из этих критериев присваивается коэффициент весомости, отражающий относительную значимость критерия.

Примечание - Коэффициенты весомости устанавливаются для каждого месторождения экспертно специалистами производственной, геологической и экономической служб эксплуатирующей организации с учетом существующих ограничений. Коэффициенты для формирования Программы ГТМ планируемого года должны быть согласованы с производственным департаментом, а в последующие периоды при необходимости могут быть изменены.

7.1.4.1 При установлении коэффициентов весомости необходимо соблюдение условия, чтобы сумма коэффициентов весомости всех критериев была равна единице.

Ориентировочные коэффициенты весомости критериев для формирования Программы ГТМ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Коэффициенты весомости для групп критериев ранжирования скважин

Группа критериев

Коэффициент весомости

Техническое состояние скважины

0,2-0,3

Геолого-промысловое состояние скважины

0,2-0,3

Рентабельность ГТМ

0,4-0,6

Сумма коэффициентов

1,0

7.2 Ранжирование скважин по показателю критичности отказов

7.2.1 Ранжирование производится по всему фонду скважин.

7.2.2 На основании данных о техническом состоянии скважин и скважинного оборудования по признакам неисправного, неработоспособного и предельного состояния выявляются неисправные и неработоспособные скважины и скважины, эксплуатация которых недопустима или нецелесообразна. Требования к контролю технического состояния изложены в Методике [5]. Порядок проведения технического диагностирования скважин установлен в СТО Газпром 2-2.3-312. Признаки неисправного, неработоспособного и предельного состояния приведены в приложении Г.

7.2.3 Признаками неисправного состояния скважины является несоответствие хотя бы одного из ее элементов техническим требованиям, приведенным в конструкторской и эксплуатационной документации.

Признаками неработоспособного состояния скважины является несоответствие хотя бы одного из ее элементов функциональным требованиям.

Признаками предельных состояний скважин являются:

- механический, коррозионный, эрозионный износ, закритические дефекты ответственных узлов или снижение физических свойств материалов до предельно допустимого уровня;

- негерметичность крепи скважины, сопровождаемая межпластовыми перетоками, образованием техногенных залежей, грифонов;

- негерметичность устьевого оборудования скважины, сопровождаемая утечками и разливами, не ликвидируемая методами технического обслуживания и текущего ремонта;

- разрушение конструктивных элементов скважины;

- межколонные давления с параметрами, превосходящими установленные в инструкциях по эксплуатации скважин с межколонными давлениями, действующих на данном месторождении.

7.2.4 По данным скважинам на основании сведений об отказах, тяжести и вероятности возникновения последствий скважины определяется показатель критичности отказа.

7.2.5 Основные принципы оценки критичности отказов вытекают из положений нормативных документов РД 03-418-01 [4] и РД 03-496-02 [6]. Оценка критичности отказов скважины проводится на основе идентификации опасности и оценки степени критичности отказа элементов скважины.

7.2.6 Оценка критичности отказов проводится с учетом требований ГОСТ 27.310 и включает:

- оценку тяжести последствий и/или ожидаемого ущерба от возможных осложнений, аварий и инцидентов для различных компонентов окружающей природной среды и для технологического процесса;

- оценку вероятности возникновения неблагоприятных последствий;

- проведение (на основе полученных оценок) ранжирования фонда скважин по показателю критичности отказов.

7.2.7 Качественная оценка (в баллах) тяжести последствий установленных отказов проводится с использованием таблиц Г.1 (приложение Г) и Д.1 (приложение Д). При наличии информации, позволяющей определить ожидаемый ущерб от отказа, проводится его количественная оценка в соответствии с положениями РД 03-496-02 [6] или других действующих документов по оценке ущерба.

7.2.8 Оценка вероятности (в баллах) возникновения неблагоприятных последствий в результате установленного отказа проводится по отношению интервала контроля технического состояния данного элемента скважины к ожидаемому времени появления последствий отказа с использованием таблицы Д.2 (приложение Д). В качестве ожидаемого времени появления последствий может приниматься остаточный или назначенный ресурс, определенный по результатам технического диагностирования, а при отсутствии расчетных данных - заключение экспертов.

7.2.9 Показатель критичности отказа определяется как произведение тяжести последствий отказа на вероятность их возникновения по формуле

КОТП×ВП×k1×k2×k3×k4,                                                                                                       (1)

где KOi - показатель критичности отказа i-го элемента скважины;

ТП - тяжесть последствий (в баллах) отказа, повреждения;

ВП - вероятность возникновения последствий отказа (в баллах);

k1k2k3k4 - коэффициенты, учитывающие содержание агрессивных компонентов, аномальность давления, рабочее давление и близость жилой зоны соответственно. Определяются по таблице Д.4 (приложение Д).

7.2.10 Критичность отказа по скважине определяется по максимальному показателю критичности отказа ее элементов. Скважины с показателем критичности элементов «очень высокий» (количество баллов более 69,75) характеризуются риском аварий или экологическим риском (приложение Д, таблица Д.3). Указанные скважины на основании экспертной оценки специалистов эксплуатирующей организации о необходимости неотложного проведения работ должны быть включены в Программу ГТМ текущего года вне зависимости от уровня экономической эффективности работ либо приведены в состояние, обеспечивающее безопасность до проведения восстановительных работ. Включение этих скважин в Программу ГТМ планируемого года проводится по результатам оценки их геолого-промыслового состояния и ожидаемой эффективности ГТМ.

7.3 Определение ранга скважины по критерию «техническое состояние»

7.3.1 Ранг по критерию «техническое состояние» определяется по всему фонду скважин.

7.3.2 Определение ранга скважины по критерию «техническое состояние» осуществляется в следующем порядке:

- оценивается уровень технического состояния скважин по формуле

                                                                                                                     (2)

где ТСскв - уровень технического состояния скважины;

- определяется балльное значение технического состояния по каждой скважине Бскв:

                                                                                          (3)

где Бскв - балльное значение технического состояния скважины;

ТСmin - минимальное значение уровня технического состояния в анализируемой выборке скважин;

ТСmax - максимальное значение уровня технического состояния в анализируемой выборке скважин;

- ранг скважины по критерию «техническое состояние» определяется по формуле

                                                                                                                    (4)

где Rтс - ранг скважины по критерию «техническое состояние»;

βтс - коэффициент весомости критерия «техническое состояние» (принимается в соответствии с 7.1.4).

7.4 Определение ранга скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»

7.4.1 Ранг по критерию «геолого-промысловое состояние» определяется по всему эксплуатационному фонду скважин.

7.4.2 На основе данных о геолого-промысловом состоянии определяется ранг скважины по критерию «геолого-промысловое состояние». По этому критерию ранжируются все скважины, в том числе и технически исправные.

7.4.3 Распределение скважин по геолого-промысловому состоянию проводится по четырем признакам: удельные запасы газа, текущий дебит, количество попутно выносимой воды, количество попутно выносимых механических примесей. Каждому из признаков присваивается одно из трех значений: «хорошо», «удовлетворительно», «плохо».

7.4.4 Ранг скважины по критерию «геолого-промысловое состояние» определяется по формуле

                                                                                                                  (5)

где Rгпс - ранг скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»;

βгпс - коэффициент весомости критерия «геолого-промысловое состояние» (принимается в соответствии с 7.1.4);

Бгпс - балльное значение скважины по критерию «геолого-промысловое состояние» (определяется по таблице Е.1 (приложение Е)).

7.5 Определение ранга скважины по критерию «рентабельность геолого-технических мероприятий»

7.5.1 На основе данных о технико-экономических показателях эксплуатации скважин по вариантам «без ГТМ» и «с ГТМ» определяется ранг скважины по экономической эффективности. Эффективность характеризуется рентабельностью ГТМ. Рентабельность ГТМ измеряется отношением экономического эффекта проведенного ГТМ к затратам на проведение ГТМ. Экономический эффект измеряется как разница между прибылью, полученной в результате проведения ГТМ, и прибылью, полученной без проведения ГТМ.

7.5.2 На первом этапе проводится оценка эффективности эксплуатации скважин списка по варианту «без ГТМ» с учетом поддерживающих мероприятий по обеспечению режима эксплуатации и безопасности. Скважины с положительным показателем эффективности эксплуатации по варианту «без ГТМ» в формировании Программы ГТМ на планируемый период не участвуют.

7.5.3 Балльное значение по критерию «рентабельность ГТМ» определяется по формуле

                                                                                                           (6)

где  - балльное значение скважины по критерию «рентабельность ГТМ»;

Rχ - рентабельность ГТМ, %;

Rmax - максимальное значение рентабельности ГТМ в анализируемой выборке скважин, %.

7.5.4 Ранг скважины по критерию «рентабельность ГТМ» определяется по формуле

                                                                                                             (7)

где RГТМ - ранг скважины по критерию «рентабельность ГТМ»;

βГТМ - коэффициент весомости критерия «рентабельность ГТМ» (принимается в соответствии с 7.1.4).

7.6 Итоговое ранжирование скважин

7.6.1 Ранг скважины, характеризующий ее приоритет для включения в Программу ГТМ, вычисляется по формуле

                                                                                                     (8)

где Rcкв - итоговый ранг скважины;

Rтс - ранг скважины по критерию «техническое состояние» (определяется по формуле 4);

Rгпс - ранг скважины по критерию «геолого-промысловое состояние» (определяется по формуле 5);

Rгтм - ранг скважины по критерию «рентабельность ГТМ» (определяется по формуле 7).

7.6.2 Ранжирование скважин проводится в порядке убывания рангов.

7.6.3 В Программу ГТМ включаются скважины с максимальными значениями ранга и далее в порядке убывания до соответствия суммы ожидаемых затрат доведенным лимитам. В случае положительной экономической эффективности оставшихся скважин и при технической возможности осуществления мероприятий может быть рассмотрен вопрос о корректировке лимитов в сторону увеличения.

8 Формирование Программы геолого-технических мероприятий

8.1 Дочерние общества ОАО «Газпром» на основании ранжирования фонда скважин в срок до 01 марта года, предшествующего планируемому, представляют в производственный департамент по установленной форме прогнозные данные по основным показателям Программы ГТМ в планируемом году. Пример ранжирования скважин приведен в приложении Е.

8.2 Производственный департамент в срок до 15 марта года, предшествующего планируемому, производит уточнение и корректировку прогнозных данных по основным показателям Программы в планируемом году в разрезе дочерних обществ ОАО «Газпром».

8.3 Согласование лимитов затрат на выполнение Программы ГТМ производится в соответствии с принятым в ОАО «Газпром» порядке.

8.4 Лимиты на выполнение Программы доводятся до производственного департамента и дочерних обществ в срок до 15 апреля года, предшествующего планируемому.

8.5 Дочерние общества ОАО «Газпром» в срок до 20 апреля года, предшествующего планируемому, представляют в производственный департамент:

- проект Программы ГТМ на планируемый год с поквартальной разбивкой, указанием необходимых работ на каждой скважине в соответствии с классификатором, разделением затрат на работы и МТР, учетом затрат на страхование строительно-монтажных рисков подрядных организаций на период проведения ремонта, а также с указанием предполагаемого подрядчика или необходимости проведения конкурса;

- проект плана-графика с указанием сроков работ на скважинах с помесячной разбивкой;

- сводные заказные спецификации на планируемый год, отражающие потребность в МТР с поквартальной разбивкой и разделением по видам МТР по номенклатуре дочерних обществ ОАО «Газпром» и подрядных организаций.

8.6 Производственный департамент в срок до 30 апреля года, предшествующего планируемому:

- совместно с дочерними обществами ОАО «Газпром» производит уточнение проекта Программы и ее корректировку в соответствии с доведенными Финансово-экономическим департаментом ОАО «Газпром» лимитами затрат на эти работы;

- утверждает Программу в разрезе дочерних обществ ОАО «Газпром» и доводит ее до дочерних обществ ОАО «Газпром» и региональных сервисных компаний.

9 Оптимизация Программы геолого-технических мероприятий

9.1 Дочерними обществами ОАО «Газпром» по мере поступления сведений об изменении состояния скважин ежеквартально производится пересчет рангов с целью оптимизации Программы ГТМ.

9.2 Скважины, имеющие наивысшие ранги, включаются в Программу ГТМ в последующие периоды текущего года. При этом из Программы исключаются скважины, имеющие низшие ранги, либо рассматривается вопрос о корректировке лимитов на выполнение работ.

9.3 Дочерние общества ОАО «Газпром» не позднее 05 числа второго месяца квартала, предшествующего планируемому кварталу, направляют в производственный департамент предложения по оптимизации Программы ГТМ и изменению лимитов затрат на проведение геолого-технических мероприятий на скважинах с приложением материалов, подтверждающих необходимость корректировок.

9.4 Производственный департамент после рассмотрения представленных предложений по оптимизации Программы ГТМ и их согласования корректирует лимиты затрат на ГТМ скважин на следующий квартал и до окончания года с поквартальной разбивкой. Корректировка и утверждение плановых показателей затрат на проведение геолого-технических мероприятий производится в соответствии с принятым в ОАО «Газпром» порядком.

9.5 Скорректированные планы затрат на проведение геолого-технических мероприятий скважин производственный департамент направляет в дочерние общества ОАО «Газпром».

Приложение А
(обязательное)

Схема планирования и формирования производственной Программы геолого-технических мероприятий

Приложение Б
(обязательное)

Алгоритм ранжирования скважин

Таблица Б.1 - Алгоритм ранжирования скважин

№ шага

Порядок действий

Примечание

1

Ранжирование скважин по показателю критичности отказов

1.1

Определение характера неисправности скважин и скважинного оборудования

Определяется по результатам оперативной диагностики и контроля технического состояния скважин. Результаты формализуются в соответствии с наименованиями отказов по таблице В.1

1.2

Определение тяжести последствий по каждому выявленному отказу (в баллах)

Баллы присваиваются в соответствии со шкалой тяжести последствий отказов (таблица Г.1) и рекомендуемыми значениями по каждому виду отказа, приведенными в таблице В.1

1.3

Оценка вероятности возникновения последствий отказа (в баллах)

Определяется в соответствии с 7.2.8 и шкалой для установления вероятности возникновения последствий отказов по таблице Г.2

1.4

Определение показателя критичности каждого выявленного отказа

Определяется по формуле

КОТП×ВП×k1×k2×k3×k4,                                         (1)

 

1.5

Ранжирование скважин по показателю критичности выявленных отказов

Составление ранжированного списка скважин со значением показателя критичности отказа более 69,75. Такие скважины характеризуются риском аварии или экологическим риском и являются первоочередными кандидатами для проведения ремонтных работ

2

Определение ранга скважины по критерию «техническое состояние»

2.1

Оценка уровня технического состояния скважин

Определяется по формуле

                                               (2)

2.2

Определение балльного значения уровня технического состояния

Определяется по формуле

                  (3)

2.3

Определение ранга скважины по критерию «техническое состояние»

Определяется по формуле

                                                (4)

3

Определение ранга скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»

3.1

Определение балльного значения для заданного геолого-промыслового состояния

Определяется в соответствии с кодом геолого-промыслового состояния по таблице Д.1

3.2

Определение ранга скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»

Определяется по формуле

                                             (5)

4

Определение ранга скважины по критерию «рентабельность ГТМ»

4.1

Оценка рентабельности ГТМ

Рассчитывается согласно соответствующим нормативным документам

4.2

Определение балльного значения для рентабельности ГТМ

При рентабельности ГТМ более 100 % определяется по формуле

                                   (6)

При рентабельности ГТМ 100 % и менее присваивается балльное значение 0

4.3

Определение ранга скважины по критерию «рентабельность ГТМ»

Определяется по формуле

                                       (7)

5

Итоговое ранжирование

5.1

Определение итогового ранга скважины

Определяется по формуле

                               (8)

5.2

Составление ранжированного списка скважин

Список начинается со скважин со значением показателя критичности отказа более 69,75. Далее скважины включаются в список в порядке убывания итогового ранга скважины

Приложение В
(обязательное)

Форма представления информации о текущей эффективности геолого-технических мероприятий

Таблица В.1 - Информация о текущей эффективности ГТМ по скважинам

№ п/п

№ СКВ.

Дата ремонта

Вид ремонта

Стоимость работ

Дата ввода в эксплуатацию

Накопленная добыча с даты ввода в эксплуатацию после ГТМ

Чистая прибыль от реализации товарной продукции нарастающим итогом с даты ввода в эксплуатацию после ГТМ*, тыс. руб.

Прогнозный срок окупаемости (месяц, год)

 

 

 

 

 

 

газ, тыс. м3

г/к, т

газ

г/к

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

* Рассчитывается как произведение показателя удельной чистой прибыли на объем добычи.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Признаки неисправного, неработоспособного и предельного состояния скважин. Тяжесть последствий отказов


 

Таблица Г.1 - Признаки неисправного, неработоспособного и предельного состояния скважин. Тяжесть последствий отказов

Элемент скважины

Функциональные требования

Технические требования

Отказ, повреждение

Техническое состояние скважины

Тяжесть последствий (в баллах)

неисправное

неработоспособное

предельное

катастрофическая

критическая

значительная

существенная

незначительная

Крепь скважины

Эксплуатационная колонна

Разобщение ствола скважины от разреза горных пород, в том числе водоносных горизонтов

Безопасное выдерживание внутреннего давления скважинной среды и наружного давления окружающих горных пород, сохранение несущей способности, герметичности и геометрических параметров в течение нахождения скважины в процессе эксплуатации, ремонта, консервации или ликвидации

Нарушение герметичности по резьбам

+

 

 

 

 

4

 

 

Нарушение герметичности по телу труб

+

+

 

 

 

6

 

 

Слом колонны труб

+

+

 

 

8

 

 

 

Смятие колонны труб

+

 

 

 

 

6

 

 

Смятие или слом обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород

 

 

1)

 

8

 

 

 

Изгиб в результате просадки

 

 

+

 

7

 

 

 

Утонение толщины стенок трубы по причине коррозионного и эрозионного износа металла или механических повреждений свыше допустимых значений, не обеспечивающее требуемую (расчетную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации

 

 

+

 

8

 

 

 

Негерметичность эксплуатационной колонны по причине ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде

 

 

+

 

8

 

 

 

Тампонажный камень

Разобщение устья и пластов в интервале от башмака обсадной колонны до верхней границы интервала цементирования, указанного в проекте на строительство скважин. Закрепление и предотвращение смещения и изгиба обсадных колонн

Сплошное заполнение заколонного пространства в интервале цементирования, непроницаемость для пластового флюида по тампонажному камню и контактам с колонной и породой, стойкость тампонажного камня и его контакта к деформациям изгиба, сжатия, растяжения, коррозионная стойкость, морозостойкость

Межпластовый переток по тампонажному камню или его контактам с колонной или породой

 

 

+

 

7

 

 

 

Скважина является источником образования техногенной залежи

 

 

+

 

8

 

 

 

Скопления газа за обсадной колонной

+

 

 

 

 

 

3

 

Поступление воды в заколонное пространство по нарушениям в тампонажном камне

 

+

 

 

 

5

 

 

Приустьевая часть

-

-

Провалы, воронка вокруг устья скважины, образовавшиеся при протаивают ММП

 

 

+

 

7

 

 

 

Грифоны вокруг устья скважины

 

 

+

10

 

 

 

 

Устьевое оборудование

 

 

Безопасное выдерживание внутреннего давления скважинной среды, отсутствие утечек при долговременной эксплуатации. Обеспечение оптимальных режимов работы скважины, герметизации трубного, затрубного и межтрубного пространств, возможности технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры

Наличие давления в отводах колонных головок с параметрами большими, чем установлено в соответствующих инструкциях

 

 

+

 

7

 

 

 

Наличие давления в отводах колонных головок с параметрами меньшими, чем установлено в соответствующих инструкциях

+

 

 

 

 

 

2

 

Ухудшение в процессе эксплуатации физико-химических характеристик и структуры металла, не обеспечивающее требуемую (расчетную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации

 

 

+

9

 

 

 

 

Утонение толщины стенок корпусных деталей по причине коррозионного и эрозионного износа металла свыше допустимых значений, не обеспечивающее требуемую (расчетную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации

 

 

+

10

 

 

 

 

Негерметичность фланцевых и резьбовых соединений, не восстанавливаемая методами технического обслуживания и текущего ремонта

 

 

+

 

7

 

 

 

Дефекты, образовавшиеся в процессе эксплуатации (вмятины, сколы, деформационные напряжения), снижающие несущую способность нагруженных элементов ниже требуемого (расчетного) уровня. Трещины всех видов и направлений

 

 

+

10

 

 

 

 

Достижение установленного (предельного) срока эксплуатации по результатам технического диагностирования при невозможности переаттестации

 

 

+

 

7

 

 

 

 

Неквалифицированные и несанкционированные изменения конструкции узлов и деталей

 

 

+

 

 

4

 

 

Наклон ФА в результате потери продольной устойчивости

 

 

+

9

 

 

 

 

Неуправляемость запорно-регулирующих устройств одним оператором, не восстанавливаемая методами технического обслуживания и текущего ремонта

 

 

+

 

8

 

 

 

Нарушение герметичности в затворах запорных органов и уплотнений по штоку, не устранимое методами технического обслуживания и текущего ремонта

 

 

+

 

 

5

 

 

КИП и А

Контроль, автоматическое управление работой скважины

Работоспособность в течение всего срока эксплуатации

Отсутствие или неработоспособность средств контроля и управления скважиной, предусмотренных проектом

 

+

 

 

 

5

 

 

Подземное оборудование

Лифтовая колонна НКТ

Транспортировка газа, жидкости или их смеси от объекта (к объекту) эксплуатации до устья (от устья) скважины и предохранение эксплуатационной колонны от коррозии и термобарических нагрузок в процессе эксплуатации скважины

Безопасное выдерживание внутреннего давления скважинной среды, сохранение несущей способности, герметичности и геометрических параметров в течение нахождения скважины в процессе эксплуатации. Соответствие технико-экономических характеристик условиям эксплуатации

Отложения на внутренней стенке насосно-компрессорных труб солей, газогидратов, АСПО, образование ледяных пробок

+

+

 

 

 

5

 

 

Нарушение герметичности лифтовой колонны по резьбам, нарушение герметичности по телу трубы

+

+

 

 

 

5

 

 

Уменьшение толщины стенки труб лифтовой колонны в результате коррозионного или эрозионного износа до уровня, не обеспечивающего требуемую (расчетную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации

 

 

+

 

 

6

 

 

Зацепы и непрохождение геофизических приборов по телу и на выходе из НКТ

+

 

 

 

 

 

2

 

Прихват лифтовой колонны НКТ

+

 

 

 

 

4

 

 

Обрыв лифтовой колонны

+

+

 

 

 

6

 

 

Моральный износ лифтовой колонны

 

+

 

 

 

4

 

 

 

Эксплуатационный пакер

Герметизация затрубного пространства скважины между эксплуатационной и лифтовой колоннами

Герметичность в течение всего периода эксплуатации

Пакер негерметичен

+

+

 

 

 

6

 

 

Непрохождение геофизических приборов в пакере

+

 

 

 

 

 

2

 

 

Циркуляционный клапан

Временное сообщение затрубного пространства с внутренней полостью лифтовой колонны при проведении различных технологических операций

Работоспособность в течение всего периода эксплуатации, герметичность клапана, проходное сечение не менее площади проходного сечения лифтовой колонны

Клапан не открывается

+

 

 

 

 

 

 

1

 

Ингибиторный клапан

Подача ингибиторов разного назначения из затрубного пространства скважины в трубное пространство

Работоспособность в течение всего периода эксплуатации, герметичность клапана

Ингибиторный клапан не срабатывает. Скважинная среда - коррозионно-активная

 

 

+

 

 

5

 

 

Ингибиторный клапан не срабатывает. Пласт обводнен. Скважина - в зоне распространения ММП

+

+

 

 

 

 

3

 

Ингибиторный клапан негерметичен

 

+

 

 

 

5

 

 

 

Посадочный ниппель

Установка глубинных измерительных приборов или глухой пробки

Проходное сечение не более чем на 2-3 мм больше проходного сечения пакера

Сужение проходного сечения. Непрохождение геофизических приборов

+

 

 

 

 

 

2

 

 

Клапан-отсекатель

Перекрытие проходного сечения лифтовой колонны при возникновении аварийной ситуации или при проведении технологических операций, требующих отсечения пласта от устья

Работоспособность в течение всего периода эксплуатации, герметичное перекрытие проходного сечения лифтовой колонны

Клапан-отсекатель не срабатывает. Основная задача клапана - перекрытие проходного сечения лифтовой колонны при возникновении аварийной ситуации

 

 

+

 

7

 

 

 

Клапан-отсекатель не срабатывает. Основная задача клапана - перекрытие проходного сечения лифтовой колонны при проведении технологических операций, требующих отсечения пласта от устья

+

 

 

 

 

5

 

 

Сменный клапан не извлекается с целью проведения ревизии

+

 

 

 

 

4

 

 

 

Противопесочный фильтр

 

 

Разрушение фильтра

+

+

 

 

 

6

 

 

Кольматация фильтра

+

+

 

 

 

 

2

 

 

ЭЦН, ШГН и т.д.

Механизированная добыча скважинного флюида

 

Обрыв и падение на забой подземного оборудования

+

+

 

 

 

5

 

 

Поломка подземного оборудования

+

+

 

 

 

4

 

 

Снижение производительности подземного оборудования

+

 

 

 

 

 

3

 

Достижение предельного срока эксплуатации, установленного технической документацией и условиями эксплуатации

+

 

 

 

 

4

 

 

 

Интервал перфорации и забой скважины

 

 

Разрушение интервала перфорации

 

+

 

 

 

5

 

 

Образование на забое песчано-глинистых пробок

+

+

 

 

 

 

2

 

Наличие посторонних предметов на забое

+

 

 

 

 

 

3

 

 

Пласт

 

 

Интенсивный вынос песка, создающий угрозу разрушения подземного и устьевого оборудования

 

 

+

9

 

 

 

 

Разрушение ПЗП

 

+

 

 

7

 

 

 

Кольматация ПЗП

 

+

 

 

 

4

 

 

Обводнение призабойной зоны

 

+

 

 

 

5

 

 

Отклонение технологических режимов работы скважин (давление, температура, дебит) от проектных, безопасных режимов эксплуатации

 

+

 

 

 

5

 

 

1 Ликвидация скважины по категории III д.


 

Приложение Д
(справочное)

Шкалы тяжести последствий, вероятности возникновения последствий отказов

Таблица Д.1 - Шкала для установления тяжести последствий отказов

Тяжесть последствий

Характеристика тяжести последствий отказов

Оценка последствий в баллах

Катастрофическая

Отказ, который быстро и с высокой вероятностью может повлечь за собой возникновение аварии, открытое фонтанирование, нанесение значительного ущерба окружающей среде

9-10

Критическая

Отказ, который с высокой степенью вероятности может повлечь за собой нанесение значительного ущерба окружающей среде или полную остановку скважины. Угроза возникновения аварии пренебрежимо мала

7-8

Значительная

Отказ, который может повлечь за собой прекращение эксплуатации скважины, осложнение технологического процесса, снижение готовности и эффективности функционирования элемента скважины. Опасность для окружающей среды и самого элемента отсутствует

4-6

Существенная

Отказ, который может повлечь за собой снижение качества функционирования элемента и/или скважины. Опасность для окружающей среды и самого элемента отсутствует

2-3

Незначительная

Заметных последствий нет

1

Таблица Д.2 - Шкала для установления вероятности возникновения последствий отказа

Вероятность возникновения последствий отказа

Значение показателя (пункт 7.2.8)

Оценка вероятности в баллах

Максимальная

>1

10

Высокая

0,75-1

7,75

Средняя

0,5-0,75

5,5

Низкая

0,25-05

3,25

Очень низкая

<0,25

1

Таблица Д.3 - Показатели критичности отказов

Вероятность возникновения последствий

Значение в баллах

Катастрофическая

Критическая

Значительная

Существенная

Незначительная

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Максимальная

10

100,00

90,00

80,00

70,00

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

Высокая

7,75

77,50

69,75

62,00

54,250

46,50

38,75

31,00

23,25

15,50

7,75

Средняя

5,5

55,00

49,50

44,00

38,50

33,00

27,50

22,00

16,50

11,00

5,50

Низкая

3,25

32,50

29,25

26,00

22,75

19,5

16,25

13,00

9,75

6,50

3,25

Очень низкая

1

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

3,00

2,00

1,00

Таблица Д.4 - Значения поправочных коэффициентов к определению показателя критичности отказов

Коэффициент

Критерий

Характеристика

Значение коэффициента

k1

Концентрация сероводорода в добываемой продукции

Отсутствует

1

Вне области сульфидного растрескивания металлических материалов под напряжением

1,1

В области сульфидного растрескивания металлических материалов под

1,2

напряжением

 

k2

Аномальность пластового давления

До 1

1

>1

1,1

k3

Рабочее давление

До 21 МПа

1

21-35 МПа

1,1

> 35 МПа

1,2

k4

Близость жилой зоны

> 500 м < 500 м

1 1,1

Приложение Е
(рекомендуемое)

Ранжирование скважин по геолого-промысловому состоянию

Таблица Е.1 - Определение балльного значения по признакам геолого-промыслового состояния

Показатель признака

Код ГПС

Рекомендуемые ГТМ

Показатель приоритета

Балльное значение показателя приоритета

удельные запасы газа

дебит скважины

количество попутно выносимой воды

количество попутно выносимых механических примесей

+1

+1

+1

+1

1

Не требуется

-

0

0

2

Не требуется

-

0

-1

3

П (ликвидация пескопроявлений)

8

8,7

0

+1

4

Не требуется

-

0

0

5

Не требуется

-

0

-1

6

В, П

16

7,1

-1

+1

7

В (водоизоляция)

7

8,9

0

8

В, П

15

7,3

-1

9

В, П

14

7,5

0

+1

+1

10

Не требуется

-

0

0

11

Не требуется

-

0

-1

12

П

6

9,0

0

+1

13

Не требуется

-

0

0

14

Не требуется

-

0

-1

15

В, П

13

7,7

-1

+1

16

В

5

9,2

0

17

В, П

12

7,9

-1

18

В, П

11

8,1

-1

+1

+1

19

И (интенсификация притока)

4

9,4

0

20

И

3

9,6

-1

21

И, П

10

8,3

0

+1

22

И

2

9,8

0

23

И

1

10

-1

24

И, П, В

19

6,6

-1

+1

25

И, В

9

8,5

0

26

И, В, П

18

6,7

-1

27

И, В, П

17

6,9

0

+1

+1

+1

28

Не требуется

-

0

0

29

Не требуется

-

0

-1

30

П

27

5,0

0

+1

31

Не требуется

-

0

0

32

Не требуется

-

0

-1

33

В, П

35

3,5

-1

+1

34

В

25

5,4

0

35

В, П

34

3,7

-1

36

В, П

33

3,9

0

+1

+1

37

Не требуется

-

0

0

38

Не требуется

-

0

-1

39

П

26

5,2

0

+1

40

Не требуется

-

0

0

41

Не требуется

-

0

-1

42

В, П

32

4,1

-1

+1

43

В

24

5,6

0

44

В, П

31

4,3

-1

45

В, П

30

4,4

-1

+1

+1

46

И

23

5,8

0

47

И

22

6,0

-1

48

И, П

29

4,6

0

+1

49

И

21

6,2

0

50

И

20

6,4

-1

51

И, П, В

38

2,9

-1

+1

52

И, В

28

4,8

0

53

И, В, П

37

3,1

-1

54

И, В, П

36

3,3

-1

+1

+1

+1

55

Не требуется

-

0

0

56

Не требуется

-

0

-1

57

П

39

2,7

0

+1

58

Не требуется

-

0

0

59

Не требуется

-

0

-1

60

В, П

43

2,0

-1

+1

61

В

40

2,5

0

62

В, П

44

1,8

-1

63

В, П

45

1,6

0

+1

+1

64

Не требуется

-

0

0

65

Не требуется

-

0

-1

66

П

41

2,3

0

+1

67

Не требуется

-

0

0

68

Не требуется

-

0

-1

69

В,П

46

1,4

-1

+1

70

В

42

2,1

0

71

В, П

47

1,2

-1

72

В, П

48

1

-1

+1

+1

73

Нецелесообразно

-

0

0

74

Нецелесообразно

-

0

-1

75

Нецелесообразно

-

0

0

+1

76

Нецелесообразно

-

0

0

77

Нецелесообразно

-

0

-1

78

Нецелесообразно

-

0

-1

+1

79

Нецелесообразно

-

0

0

80

Нецелесообразно

-

0

-1

81

Нецелесообразно

-

0

Е.2 Пояснения по определению показателей признаков ГПС

Е.2.1 Присвоение одного из трех значений (-1; 0 и +1) для признаков «удельные запасы газа» и «дебит скважины» осуществляется по следующему алгоритму:

- вычисляется среднее значение  признака Хi по формуле

                                                                                                                    (Е.1)

где xik - значение i-го признака k-й скважины.

Е.2.2 С помощью Хi и значений Хi min (минимальное значение признака) и Хi max (максимальное значение признака) на шкале возможных значений признака Хi определяются две точки деления 

Данные точки весь отрезок от Хi min до Хi max значений от признака Хi разделят на три интервала: Аi = [Хi minZ1i), Вi = Z1iZ2i] и Ci = (Z2iХi max].

Е.2.3 Присвоение одного из трех значений (-1; 0 и +1) для признаков «количество попутно выносимой воды» и «количество попутно выносимых механических примесей» осуществляется по следующему алгоритму:

- с помощью Хi min (минимальное значение признака - 0) и Хi max (максимальное значение признака, определяемое технологически допустимым значением, установленным на промысле) на шкале возможных значений признака Хi определяются две точки деления  Данные точки весь отрезок от Хi min до Хi max значений от признака Хi также разделят на три интервала: Аi = [Хi minZ1i), Вi = Z1iZ2i] и Ci = (Z2iХi max]. Пояснения по показателям признаков ГПС приведены в таблице Е.2.

Таблица Е.2 - Показатели признаков геолого-промыслового состояния скважин

Код признака

Показатель признака

удельные запасы газа

дебит скважины

количество попутно выносимой воды

количество попутно выносимых механических примесей

+1

Высокое значение остаточных удельных запасов газа

х1j  С1

Высокое значение дебита скважины

х2j  С2

Низкий уровень выноса воды

х3j  А3

Низкий уровень выноса механических примесей

х4j  А4

0

Среднее значение остаточных удельных запасов газа

х1j  В1

Среднее значение дебита скважины

х2j  В2

Средний уровень выноса воды

х3j  В3

Средний уровень выноса механических примесей

х4j  В3

-1

Низкое значение остаточных удельных запасов газа

х1j  А1

Низкое значение дебита скважины

х2j  А2

Высокий уровень выноса воды

х3j  С3

Высокий уровень выноса механических примесей

х4j  С4

Приложение Ж
(справочное)

Ранжирование скважин в соответствии с требованиями, предъявляемыми к функционированию фонда скважин и газодобывающей деятельности, приведено в таблице


 

Таблица - Ж.1 - Пример ранжирования скважин в соответствии с требованиями, предъявленными к функционированию фонда скважин и газодобывающей деятельности

№ СКВ.*

Характер неисправности (отказ, повреждение)1)

Тяжесть последствий в баллах, ТП2)

Оценка вероятности возникновения последствий отказа3)

Показатель критичности отказов, КОi4)

Поправочные коэффициенты5)

Уровень технического состояния скважины, ТСскв6)

Балльное значение уровня технического состояния, - Вскв7)

Ранг скважины по критерию «техническое состояние»8)

Геолого-промысловое состояние (код ГПС)9)

Балльное значение показателя критичности по ГПС10)

Ранг скважины по критерию «геолого-промысловое состояние»11)

Рентабельность ГТМ, %12)

Балльное значение по критерию «рентабельность ГТМ»13)

Ранг скважины по критерию «рентабельность ГТМ»14)

Итоговый ранг скважины15)

характеристика

в баллах

k1

k2

k3

k4

2

Нарушение герметичности эксплуатационной колонны по резьбам

4

Максимальная

10

48,40

1,0

1,1

1,0

1,1

169,40

9,41

1,88

10

0

0

90

0,00

0,00

1,88

Грифоны вокруг устья скважины

10

Максимальная

10

121,00

 

Обрыв и падение на забой подземного оборудования

5

Максимальная

10

55,00

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

Дефекты КГ, образовавшиеся в процессе эксплуатации (вмятины, сколы, деформационные напряжения), снижающие несущую способность нагруженных элементов ниже требуемого (расчетного) уровня. Трещины всех видов и направлений

10

Высокая

7,75

85,25

1,0

1,1

1,0

1,0

140,25

7,85

1,57

10

0

0

102

0,50

0,15

1,72

9

Прихват лифтовой колонны НКТ

4

Максимальная

10

44,00

1,0

1,1

1,0

1,0

180,40

10,00

2,00

18

8,1

1,62

117

4,25

4,28

7,9

Кольматация ПЗП

4

Высокая

7,75

34,10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разрушение ПЗП

7

Высокая

7,75

59,70

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Обводнение призабойной зоны

5

Высокая

7,75

42,60