ГОСТ Р 59305-2021 (ИСО 13628-1:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации

Приложение D
(справочное)

Типовые процедуры ввода в эксплуатацию

D.1 Примеры мероприятий по вводу в эксплуатацию

D.1.1 Пример 1 - Процедура пуска подводной скважины (с типичными параметрами)

Исходное положение: все дистанционно управляемые клапаны закрыты (при использовании устьевой арматуры вертикального типа). Давление в стволе скважины контролируется с помощью системы управления добычей и составляет 17 МПа, давление в линии нагнетания метанола до 7 МПа, давление между главной эксплуатационной задвижкой и дистанционно управляемый скважинный клапан-отсекатель составляет приблизительно 18 МПа, давление в закрытой скважине - 18 МПа; выкидные линии рассчитаны на давление до 18 МПа.

Операции пуска выполняются в следующем порядке:

a) запускается насос нагнетания метанола и устанавливается заданное значение давления 7 МПа. Открывается верхний отсекающий клапан для подачи метанола в линию нагнетания;

b) давление подачи метанола доводится до 18 МПа, чтобы свести к минимуму перепад давления на клапане для дозированного введения метанола;

c) открывается клапан для дозированного введения метанола;

d) давление подачи метанола доводится до 18 МПа, чтобы свести к минимуму перепад давления на главной эксплуатационной задвижке;

e) открывается главная задвижка эксплуатационной линии;

f) давление подачи метанола доводится до 20 МПа для закачки метанола в продуктивный пласт. Проводится текущий контроль восстановления давления в стволе скважины. После стабилизации давления метанол нагнетается в продуктивный пласт через дистанционно управляемый скважинный клапан-отсекатель;

g) открывается дистанционно управляемый скважинный клапан-отсекатель;

h) в скважину нагнетается необходимое количество метанола;

i) проверяется давление в выкидной линии, которое должно составлять 18 МПа для снижения перепада давления на эксплуатационной задвижке отводящей линии;

j) открывается эксплуатационная задвижка на отводящей линии;

k) открываются отсекающие задвижки на платформе;

I) открывается штуцер на платформе. Далее необходимо руководствоваться процедурой "увеличения дебита скважины" путем изменения диаметра штуцера;

m) регулируется расход метанола до эксплуатационного значения;

n) контролируется повышение температуры в скважине;

o) нагнетание метанола останавливается закрытием клапана подачи метанола после того, как температура входящего потока углеводородов на штуцере платформы станет выше температуры образования гидратов.

Процедура должна быть утверждена после успешно проведенных испытаний.

D.1.2 Пример 2 - Порядок испытания на герметичность главной эксплуатационной задвижки

Исходное положение: все дистанционно управляемые клапаны закрыты, нижняя устьевая задвижка открыта. Давление в стволе скважины контролируется системой управления добычей и составляет 17 МПа, давление в линии нагнетания метанола составляет 7 МПа, давление между главной эксплуатационной задвижкой и дистанционно управляемый скважинный клапан-отсекатель составляет приблизительно 10 МПа; давление в закрытой скважине - 18 МПа.

Типовая проверка на герметичность выполняется следующим образом:

a) запускается насос нагнетания метанола и устанавливается заданное значение давления - 7 МПа. Открывается верхний отсекающий клапан для направления метанола в линию;

b) давление подачи метанола доводится до 17 МПа, чтобы свести к минимуму перепад давления на клапане нагнетания метанола;

c) открывается клапан подачи метанола;