Запуск скважины после ремонта

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/см 2 ) уста­новка отключается. При герметичности подъемного лифта темп падения буферного давления не должен превышать:

– для НВ (НН) – 27 и 32 – 5 кгс/см 2 за 1 мин;

– для НВ (НН) – 38 и выше – 10 кгс/см 2 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.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Запуск и вывод на режим скважины оборудованной УЭЦН

Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется

уровень жидкости в скважине;

· производительность насоса по ЗУ;

· буферное и затрубное давление;

· рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если:

-дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса;

— динамический уровень установился на постоянной отметке или начал подниматься.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

Монтаж наземного оборудования УЭЦН на площадке производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН. Наземную кабельную линию от устья скважины до СУ УЭЦН прокладывает НГДУ.

Подключение наземной кабельной линии к СУ УЭЦН и клемной коробке (сростку) производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН.

Присоединение концов кабеля к питающей сети должно производиться в соответствии с действующей системой фазировки УЭЦН.

Подготовка скважины к выводу на режим

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

· Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

· ток холостого хода,

· глубину спуска насосной установки (положение приема),

· диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см 2 . Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

Вывод скважины на режим

Замерить статический уровень.

Электромонтер 000 «ЭПУ-Сервис», согласно требований по номинальному напряжению и току устанавливает защиты, выбирает соответствующую отпайку на ТМПН и производит запуск УЭЦН в присутствии оператора по добыче скважин.

Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени (таблица 3.1) можно предположить:

· неверное вращение ПЭД,

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса:

После запуска установки производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут.

Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет).

После запуска установки через один час работы УЭЦН электромонтер 000 «ЭПУ-Сервис» отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

· Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут.

· Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

· Производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН через каждые 15 минут

· По скорости падения динамического уровня определить согласно приложению №2 отбор жидкости из затрубного пространства.

· По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

· Если приток из пласта меньше допустимого не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).

Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

· Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

· В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

· Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом ЦДНГ. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Источник

Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН

Перед запуском скважины с УЭЦН должна быть обеспечена исправность оборудования:

— устьевая арматура должна иметь работоспособные обратный клапан и задвижку между затрубным пространством и выкидной линией; исправные задвижки и манометры; патрубок для эхолотирования со свободным доступом к нему; пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

— работоспособная замерная установка’ «Спутник «;

— должна быть проверена герметичность с помощью агрегата ЦА-320 насосно-компрессорных труб и сальникового уплотнения в кабельном вводе фонтанной арматуры.

На момент запуска УЭЦН в эксплуатационном паспорте УЭЦН (далее по тексту — ЭП) должны быть заполнены все строки разделов. Запуск и вывод на режим скважины с УЭЦН осуществляется бригадой в составе:

— оператор по добыче нефти (с разрядом не ниже 4-го);

— электромонтер ЭМЦ (с разрядом не ниже 4-го);

— оператор ЦНИПР (с разрядом не ниже 4-го).

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) ЦДНГ. Совместно с электриком ЭПУ определяет правильность направления вращения привода ПЭД. В зимнее время осуществляет отогрев фонтанной арматуры, коллектора до АГЗУ Спутник и АГЗУ Спутник. Сразу после запуска УЭЦН отбирает устьевую пробу жидкости на содержание мехпримесей. В случае недопустимо, высокого содержания мехпримесей- 1000 мг/л и более, установка отключается и производится промывка скважины нефтью, силами ПРС. В э/п записывает величину замера Qж, либо причину невозможности замера, работоспособность обратного клапана фонтанной арматуры, давление опрессовки системы НКТ+обр. клапан ЭЦН, время до появления подачи. В течение одного часа после запуска контролирует работу УЭЦН совместно с электриком ЭПУ и оператором ЦНИПР.

Электромонтер ЭМЦ производит запуск УЭЦН, обеспечивает нормальное функционирование станции управления, работоспособность защит. Совместно с оператором по добыче нефти и оператором ЦНИПР определяет правильность направления вращения привода ПЭД, при необходимости производит смену направления вращения привода ПЭД и заполняет соответствующую графу в ЭП. В течение одного часа после запуска УЭЦН контролирует функционирование СУ и работоспособность защит.

Оператор ЦНИПР делает замер статического уровня, после запуска установки ведет контроль за снижением динамического уровня, по которому определяет производительность насоса, правильность направления вращения привода ПЭД (принимая, что сразу после запуска притока из пласта нет и отбор жидкости идет из затрубного пространства). Производит вывод скважины на режим, при необходимости, после 3-й откачки, снимает КВУ, прослеживает основные параметры работы УЭЦН (1р, Qж, Рб, Рз, Ндн ) во время всего вывода скважины на режим, заполняет соответствующую графу в ЭП.

Ответственность за вывод на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных ситуациях, либо запуск при неготовности оборудования, (неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность обратного клапана ЭЦН, обратного клапана на затрубье и др.) лежит на технологической службе ЦДНГ. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог ЦДНГ совместно с мастером ЦНИПР. Целью операции по выводу скважины УЭЦН на режим является обеспечение работоспособности УЭЦН в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта и недопущение нештатных режимов работы, способных сократить ресурс УЭЦН, либо вообще преждевременно вывести УЭЦН из строя.

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при перегреве, или срыве подачи. С этой целью в ближайшее после запуска время осуществляется регулярный контроль за величиной подачи из скважины и темпом снижения динамического уровня на основании чего для конкретного промежутка времени определяется величина притока из пласта, являющегося охлаждающим фактором для погружного электродвигателя и УЭЦН в целом. Основным при выводе на режим является способ ускоренной откачки задавочной жидкости и снятия тем самым противодавления на пласт. При этом применительно к низко дебитным скважинам, в случае откачки уровня и невыходе в первый период на режим работы, практикуют чередующийся сразу же после восстановления уровня повторные циклы откачки. В качестве вспомогательного способа вывода на режим, для скважин с неустойчивым коллектором и интенсивными пескопроявлениями может быть применен метод частичного штуцирования сразу же после запуска УЭЦН для недопущения быстрого темпа увеличения депрессии на пласт из-за опасности обильного выброса в этот период мех примесей вместе с пластовой жидкостью. При таком способе вывод на режим выполняется силами ЦДНГ и ЦНИПР. Оценка величины охлаждающего ПЭД потока, равного притоку из пласта определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером по АГЗУ «Спутник» и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым по таблице 3.

Величина динамического уровня в скважине определяется с помощью эхолота. При невозможности применить эхолот, для приблизительной оценки величины динамического уровня может быть использован метод опрессовки. Он заключается в кратковременном, не более чем на 3 минуты перекрытий задвижки на выкидном манифольде фонтанной арматуры и снятии давления на буфере. При необходимости этим методом можно воспользоваться, когда динамический уровень уже значительно снижен (не менее чем до 700÷800 м) с тем, чтобы при перекрытии задвижки буферное давление не возрастало более опасных пределов 60 атм. Необходимо иметь в виду, что метод опрессовки дает хорошую сходимость при откачке насосом дегазированой жидкости, например, раствора глушения при первых циклах откачки. Величина динамического уровня тогда может быть определена по формуле:

Ндин. = Но- (10 Ропр + 10 Рзатр), метры

где: Но — напор, развиваемый насосом на закрытую задвижку (паспортные данные), γ — удельный вес откачиваемой жидкости,

Рзатр — давление газа в затрубном пространстве, атм.

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3-х измерений динамического уровня, выполненных с интервалом в 30 мин., близки по значению (+/-50 метров), либо наблюдаются повышение уровня при равенстве заверенных дебитов по ГЗУ в пределах рабочей характеристики насоса. Исключением может быть случай применения газосепаратора.

Циклом откачки считается снижение динамического уровня до значений, близких к срыву подачи насоса. Не допускается откачка уровня ниже, чем 300 м над приемом УЭЦН. После появления водо – газо – нефтяной смеси на выходе УЭЦН, снижение динамического уровня не допускается ниже 400 – 600 м. над приемом насоса (в зависимости от % Н20). Если скважина после 3-го цикла не выходит на режим, она подлежит дальнейшему довыводу силами ЦДНГ и ЦНИПР путем штуцирования, либо переводу на периодический режим работы, после снятия КВУ и определения продолжительности циклов откачки и наполнения. Для установления программного режима ЦДНГ подает соответствующую заявку в ЭМЦ. При регулировании производительности насоса путем штуцирования, не допускается снижать подачу более чем на 30% от номинальной величины.

При достаточном для охлаждения ПЭД притоке из пласта дальнейший вывод на режим производится согласно вышеуказанному положению. При недостаточном притоке, производится остановка УЭЦН на 30 минут, для охлаждения ПЭД. После этого цикл повторяется до появления притока из пласта. При невозможности длительного пребывания на скважине обслуживающего персонала, для периодического отключения на охлаждение ПЭД (в низкодебитных скважинах) применяются программные блоки управления БРГ, функционирующие в режиме: 2 часа работы и 30 минут остановки, учитывая при этом, что оценка необходимости охлаждения ПЭД (замер Ндн и Qж через 15 минут) на этих скважинах должна быть произведена не позднее, чем через 3 цикла работы в автоматическом режиме. Если по каким либо объективным причинам нет возможности произвести контрольную оценку работы скважины через 3 цикла работы в данном режиме, необходимо это сделать не позднее указанного времени. В зимнее время в случаях длительной.осгановки скважины на приток должны быть приняты меры против замораживания коллектора.

Список литературы

1. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – РД 08-200-98 с изм. и доп.ПБИ 08-375(200)-00.
2. «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов». ПБ 10-382-00.
3. «Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек)». ПБ 10-256-98.
4. «Учебные планы и программы для профессиональной подготовки и повышения квалификации рабочих на производстве» – М., 2004.
5. А.В.Беззубов, В.Н.Шаров, В.И.Дубовой, «машинист насосной станции по закачке рабочего агента в пласт» — М., Недра, 1997.
6. А.Т.Нагиев, В.В.Жеребцов, В.Б.Мазепа, «Справочник мастера по добыче нефти и газа» — Ноябрьск., 2004.
7. В.В.Андреев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» — Уфа, 2000.
8. В.Н.Васильевский, А.И.Петров, «Техника и технология определения параметров скважин и пластов» — М., Недра, 1989.
9. Г.В.Молчанов, АГ.Молчанов, «Машины и оборудование для добыче нефти и газа» — М., Недра, 1984.
10. И.М.Муравьев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» Т.2, М., — 1959.
11. К.В.Иогансен, «Спутник буровика» — М., Недра, 1990.
12. Методическое руководство по технологии проведения и методике интерпретации гидродинамических исследований скважин на объектах ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» — М., 2001.
13. Н.А.Гукасов, «Механика жидкости и газа» — М., Недра, 1996.
14. Регламент на проведение работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью гелеобразующих композиций — Ноябрьск, 2001.
15. С.А.Махмудов, «Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок» — М., Недра, 1987.
16. Технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. АО «Химеко-ГАНГ» — М., 1997.
17. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» — от 21.07.97 № 1160Ф3.
18. Федеральный закон «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» — от 24.07.98 № 125-ФЗ.
19. Ю.В.Вадецкий, «Бурение нефтяных и газовых скважин» — М., Недра, 1993.

Источник