7. Воздействие на призабойную зону пласта

7.1. Под воздействием на призабойную зону пластов следует понимать комплекс осуществляемых в скважинах работ по изме­нению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или фи­зико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосред­ственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшении охвата пластов воздействием.

7.2. Работы по воздействию на призабойную зону пласта про­водятся на всех этапах разработки месторождений (залежей).

7.3. Методы воздействия на призабойную зону подразделяются на химические, физические к термические. Возможны также раз­личные сочетания этих методов.

7.4. Основные методы воздействия на призабойную зону долж­ны предусматриваться в проектах и в работах по авторскому над­зору за разработкой месторождения (залежи).

7.5. Методы технологии и периодичность проведения работ по воздействию на призабойную зону обосновываются геологической и технической службами нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с рекомендациями проектных документов на разра­ботку на основе технико-экономической оценки их эффективности.

7.6. Работы по воздействию на призабойную зону пласта осу­ществляются в соответствии со специальными планами.

Эти планы составляются геологической и технической служ­бами нефтегазодобывающего предприятия, утверждаются главным инженером и главным геологом предприятия.

7.7. При планировании и осуществлении работ по воздействию на призабойную зону следует руководствоваться:

а) действующими инструкциями по отдельным видам воздей­ствия на призабойную зону;

б) правилами безопасности в нефтегазодобывающей промыш­ленности;

в) требованиями и нормами по охране недр и окружающей среды.

7.8. Работы по воздействию на призабойную зону оформляют­ся специальным актом, подписываемым мастером, начальником цеха по капитальному ремонту скважин и начальником цеха (про­мысла) по добыче нефти, и регистрируются в паспорте скважины.

8. Учет добычи и использования нефти и нефтяного газа

8.1. Учет добычи нефти на промыслах

8.1.1. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуще­ствляется на основании данных замера дебита скважин по жидко­сти с помощью групповых замерных установок (ГЗУ),расходоме­ров и других замерных устройств с учетом отработанного сква­жинами времени и процентного содержания воды.

8.1.2. Объем добытой нефти по бригадам определяется как сумма добытой нефти по работающим скважинам, обслуживаемым данной бригадой, или на основании данных замера бригадных узлов учета.

8.1.3. Учет добытой нефти по бригадам и промыслам осущест­вляется по показаниям приборов бригадных и промысловых уз­лов учета.

8.1.4. Нормируемые технологические потери нефти и конденса­та определяются по фактическому учету в соответствии с отрас­левой инструкцией (согласованной с Госгортехнадзором СССР), подтверждаются специальными актами списания потерь.

8.2. Учет добычи и использования нефтяного газа

8.2.1. Нефтяной газ, извлекаемый из недр и отделенный от неф­ти, подлежит сбору, учету и рациональному использованию в на­родном хозяйстве.

8.2.2. Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляет­ся на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на про­мысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после послед­ней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и от­дельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержден­ному главным геологом и главным инженером нефтегазодобываю-щего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гид­родинамических исследований,

8.2.3. При содержании в нефтяном газе ценных сопутствую­щих компонентов (этана, пропана, бутана, сероводорода, гелия), запасы которых утверждены в ГКЗ СССР, их добыча и использо­вание учитываются по компонентам в соответствии с действующи­ми инструкциями.