Движение (ввод, вывод) скважин парафинообразующего фонда

Фонд скважин, осложненный гидратопарафиноотложениями, выявляется:

При осмотре ГНО, поднято из скважины:

- при обнаружении отложений парафина на внутренней поверхности НКТ толщиной более 3 мм с наработкой менее 90 суток;

- при обнаружении отложений парафина на внутренней поверхности НКТ толщиной более 5 мм с наработкой менее 150 суток;

- при обнаружении гидратных пробок в НКТ.

Если причиной отказа установки явилось парафиноотложения;

В случае обнаружения отложений парафина толщиной более 10 мм или гидратопарафиновых пробок при осмотре, обслуживании и ревизии устьевого оборудования, выкидных коллекторов и АГЗУ (операторами ДНГ, слесарями отбираются образцы и передаются технологу);

При ревизии и разборе насосов на базе подрядных организаций, участвующих в процессе ремонта, эксплуатации и обслуживания скважин, их наземного и подземного оборудования;

После ввода скважин из б/д, консервации, ранее находившихся в гидратопарафинообразующем фонде;

После отслеживания параметров работы скважин (УШГН, УЭЦН), результатов обработок скребком (УЭЦН) в течение трех месяцев после ввода скважин в эксплуатацию (из бурения, после перевода на другой горизонт, после проведения ГРП, при смене способа эксплуатации).

Выбытие скважин из фонда, осложненного гидратопарафиноотложениями, производится в следующих случаях:

- При остановке и переводе в бездействие, нерентабельный фонд, консервацию;

- При переводе скважин под нагнетание, в пьезометрические, контрольные;

- При смене способа эксплуатации, после отслеживания параметров работы скважины в течение трех месяцев, если не наблюдается снижение дебита;

- При достижении 90% обводненности скважинной продукции (кроме скважин осложненных гидратами);

- При значительном увеличении дебита скважин (80 м3/сут и более), после отслеживания параметров работы скважины в течение трех месяцев;

- При отсутствии АСПО на ГНО, выявленном при проведении ТКРС и отсутствии осложнений при эксплуатации скважин.

 

3. Порядок проведения работ по глушению скважины.

Перед началом работ оператор по добыче нефти и газа на кустовой площадке проверяет объем и плотность раствора глушения на соответствие план-заказу. (Запрещается начинать глушение при неполном объёме раствора, а также при отклонении фактической плотности раствора глушения!). После того, как произведена проверка объема и плотности раствора оператором д/н производится разрядка затрубного пространства скважины. Затем производится обвязка устья скважины нагнетательной линией с ЦА-320, который устанавливается не ближе 10м от устья скважины с подветренной стороны. После обвязки устья нагнетательная линия прессуется на 1,5 кратное ожидаемое давление, но не более давления опрессовки эксплуатационной колонны. После опрессовки лифта НКТ на скважинах оборудованных УЭЦН оператор д/н устанавливает на буферную задвижку лубрикатор и сбивает сбивной сливной клапан УЭЦН. Убедившись в стабильной работе систем ЦА-320, исправности контрольно-измерительных приборов (манометров), наличия циркуляции (в зимнее время) оператор д/н дает команду на начало глушения. В процессе глушения контролируется давление по манометру на ЦА-320, контролируется наличие утечек раствора глушения, отбираются пробы жидкости на выходе из скважины для определения удельного веса. На заключительном этапе, после проведения всех технологических операций производится подписание акта о выполненных работах установленного образца с последующей его передачей в тех. службу ЦДНГ.