4.2.7. 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.