Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных УШГН, после ремонта
Запуск и вывод на режим производятся после приема скважин из ремонта под контролем мастера по добыче нефти и газа (инженера-технолога) оператором по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 3 разряда после приема скважины из ремонта.
Обязательное выполнение следующих работ до запуска:
– ознакомиться с данными о скважине и УШГН по записям в эксплуатационном паспорте;
– проверить оснащенность скважины исправным обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией (в случае неисправности произвести его замену с отметкой в эксплуатационном паспорте УШГН), патрубком для отбивки уровня жидкости в затруб-ном пространстве, исправными манометрами на буфере и выкидной линии;
– проверить исправность, при необходимости произвести ревизию сальникового устройства (СУСГ);
– проверить, при необходимости установить соответствующий режим работы СК. Запуск скважины производится с уже установленными запланированными длиной хода и числом качаний СК;
– проверить исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств фонтанной арматуры, задвижек в АГЗУ, на ма-нифольде и секущих задвижек.
– с помощью прибора опреде лить перед запуском статический, а после запуска – динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте ШГН.
Процесс запуска и вывод на режим
В присутствии представителя ЦДНГ (оператора) производится запуск скважины в работу. После появления подачи на устье скважины производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности подъемного лифта темп падения буферного давления не должен превышать:
– для НВ (НН) – 27 и 32 – 5 кгс/см2 за 1 мин;
– для НВ (НН) – 38 и выше – 10 кгс/см2 за 1 мин.
Если темп падения давления выше указанных величин или давление на буфере не поднимается, то:
– определяется герметичность спущенной компоновки при помощи наземной техники (ЦА-320). Для этого производится присоединение к линейной задвижке и проведение опрессовки компоновки через НКТ);
– проверяется правильность посадки насоса в замковой опоре.
Для этого следует приподнять насос (произвести срыв насоса с замковой опоры) и заново плавно посадить в замковую опору. Повторно опрессо-вать компоновку наземной техникой.
Если герметичности добиться не удалось, необходимо произвести обратную промывку насоса. Для этого следует собрать выкидную линию, присоединить наземную технику (ЦА-320) к затрубной задвижке, открыть
затрубную и линейную задвижки, запустить СК и при работающем СК произвести обратную промывку насоса. После проведения работ опрессовать компоновку при помощи СК и снять динамограмму.
Если после проведения всех работ результата добиться не удалось, спущенная в скважину компоновка считается негерметичной. Работы по ремонту скважины продолжаются по согласованию с ответственными лицами в установленном порядке.
Поднятые из скважины подвеска НКТ и насос (в сборе с замковой опорой) вывозятся на комиссионный разбор для определения причины негерметичности.
Вызов подачи производится только с помощью СК, использование подъемного агрегата для этого не допускается. В случаях, если запуск скважины невозможен по причинам неисправности СК, необходимости центровки головки балансира относительно устья скважины или переобвязки скважины и т.п., запуск в работу производится после проведения соответствующих ремонтных работ в течение не более одних суток после окончания ремонта.
На скважинах, подверженных солеотложению, перед запуском производить замещение раствора глушения на сеноманскую воду или нефть. Рассмотреть возможность использования при глушении растворов, содержащих ингибитор солеотложений.
Если подвеска НКТ (в комплекте «замковая опора+насос») герметична, установка запускается и производится вывод ее на установившийся технологический режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве.
В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа отслеживает и фиксирует в эксплуатационном паспорте статический и динамический уровни, дебит жидкости, буферное, линейное, затрубное давления и производит снятие динамограмм:
– статический уровень замеряется перед запуском установки;
– динамический уровень замеряется после запуска и далее, с периодичностью не менее одного замера в сутки, до полной стабилизации динамического уровня и затрубного давления;
– дебит жидкости замеряется после запуска и в процессе вывода на стабильный режим эксплуатации;
– динамограмма снимается после запуска и после вывода на стабильный режим эксплуатации.
Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 100 м, то установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ.
Установка считается выведенной на установившийся технологи ческий режим работы, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень, а также буферное и затрубное давления стабилизировались, погружение насоса под уровень жидкости составляет более 100 метров.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 5531;