Приложение № 8
к договору № _____ от «___» ________200__г
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
на производство
работ по ремонту и эксплуатации скважин,
оборудованных установками УЭЦН.
Версия 1.0
г. Самара
2015 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................................................................4
2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.................................................................................................................................4
2.1. ПРИНЯТЫЕ ТЕРМИНЫ И ОБОЗНАЧЕНИЯ ................................................................................................................. 4
3...................................................................................................................... ПОДБОР УЭЦН К СКВАЖИНЕ
..................................................................................................................................................................................5
3.1. ПОРЯДОК ПОДБОРА УЭЦН ................................................................................................................................... 5
3.2. ПОДБОР УЭЦН ..................................................................................................................................................... 6
3.2.3. ПОДБОР УЭЦН ДЛЯ СКВАЖИНЫ НЕОБХОДИМО ПРОВОДИТЬ В СЛЕДУЮЩИЕ ЭТАПЫ:....................................... 6
3.3. ВЫБОР ДИАМЕТРА ПОДЪЕМНИКА .......................................................................................................................... 7
4............................................................... ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ЕЕ УЭЦН
..................................................................................................................................................................................7
4.1. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН............................................................................................................................................ 7
4.2. ШАБЛОНИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ......................................................................................... 8
4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ...................................................................................................... 8
4.4. ОЧИСТКА ЗАБОЯ, ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ ............................................................................................................ 9
4.5. ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ............................................................................................................ 9
4.6. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ.............................................................................................................................. 9
4.7. ГРАНИЦЫ ОТВЕТСТВЕННОСТИ И КОНТРОЛЬ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИНЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ЕЕ УЭЦН ........ 10
5. ПОДГОТОВКА УСТАНОВКИ К СПУСКУ В СКВАЖИНУ. ...............................................................11
6. МОНТАЖ УЭЦН ...........................................................................................................................................11
6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ........................................................................................................................................... 11
6.2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПРОВЕДЕНИЯ МОНТАЖА УЭЦН НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ .................................................... 12
6.3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ ДЕМОНТАЖА УЭЦН НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ............................................ 13
6.4. ГРАНИЦЫ ОТВЕТСТВЕННОСТИ И КОНТРОЛЬ ........................................................................................................ 13
7. СПУСК УЭЦН В СКВАЖИНУ ...................................................................................................................13
8. ЗАПУСК УЭЦН ..............................................................................................................................................15
8.1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ЗАПУСКУ. ............................................................................................................... 15
8.2. ПУСК УЭЦН В РАБОТУ ....................................................................................................................................... 15
8.2.1.
Обязанности мастера бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор) перед запуском
УЭЦН. 16
8.2.2. Обязанности электромонтера перед запуском УЭЦН. ........................................................................ 16
8.2.3.
Обязанности оператора ЦДНГ перед запуском УЭЦН .................................................................. 17
8.2.4.
Пуск и определение правильного направления вращения вала УЭЦН. ........................................... 17
8.3.
ОГРАНИЧЕНИЯ ПО ЗАПУСКУ УЭЦН В РАБОТУ .............................................................................................. 20
9. ВЫВОД НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ С УЭЦН .........................................................................................21
9.1.
ТЕХНОЛОГИЯ ВЫВОДА ................................................................................................................................... 21
9.2.
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ............................................................................................... 22
9.2.1.
Расчет притока по темпу отбора жидкости . ............................................................................... 22
9.2.2.
Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне .................................. 23
9.3.
ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ ........................................................................... 24
10. ПОДТВЕРЖДЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ УЭЦН ................................................................................24
11. КОНТРОЛЬ НАД ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ УЭЦН .....................................................................................25
12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ..........................................................26
12.1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОДВЕРЖЕННЫХ КАРБОНАТНЫМ ОТЛОЖЕНИЯМ (СОЛИ) ...................................... 26
12.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ КВЧ ................................................................ 27
12.2.1. Причины появления механических примесей ......................................................................................... 27
12.2.2. Методы борьбы с искусственными механическими примесями ........................................................ 27
12.2.3. Методы борьбы с натуральными механическими примесями............................................................ 27
12.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ АСПО ............................................................. 28
12.3.1. Причины появления АСПО ...................................................................................................................... 28
12.3.2. Методы борьбы с АСПО......................................................................................................................... 28
12.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В ПЕРИОДИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ АПВ .......................................................... 28
12.5. РАБОТА С ФОНДОМ ЧОС ................................................................................................................................... 29
12.6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН С ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ .................. 29
13. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ОБ ОТКАЗЕ, ПОДЪЕМ УЭЦН И ДЕМОНТАЖ УЭЦН .......................................32
14. РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИНЫ ОТКАЗА УЭЦН ...............................................................................33
1. Введение
1.1. Настоящий технологический регламент вводится с целью установления единых требований на всех
этапах работы с УЭЦН.
1.2. В тексте настоящего регламента, независимо от фактического названия, предприятия по сервисному
обслуживанию УЭЦН обозначены как ЭПУ-Сервис.
1.3. В основе данного технологического регламента лежат действующие Технические Условия и Руководство по Эксплуатации УЭЦН.
1.4. Технологический регламент является обязательным руководящим документом для всех подразделений Общества и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН на производственных территориях Общества.
1.5. Дополнением к технологическому регламенту являются разработанные в соответствии с ним методические указания и инструкции. Взаимоотношения между ЭПУ-Сервис и Общества определяются договорными отношениями. С введением данного технологического регламента прекращается действие
других ранее изданных распоряжений, инструкций и указаний, противоречащих данному регламенту.
2. Общие положения
2.1. Принятые термины и обозначения
АВР– автоматический ввод резерва;
АПВ – автоматическое повторное включение;
АГЗУ – автоматическая групповая замерная установка;
АИН - автономный инвертор напряжения.
Демонтаж - комплекс работ по разборке, технической проверке и подготовке к транспортировке
электропогружной установки при ее извлечении из скважины.
ЗИП
- запасной инструмент и принадлежности;
ЗП – защита от перегруза;
ЗСП – защита от срыва подачи;
ЗУМПФ – зона успокоения механических примесей и флюидов;
КВЧ – количество взвешенных частиц;
Компания –
Монтаж - комплекс работ по сборке, технической проверке и подготовке электропогружной установки для спуска в скважину.
МТЗ - максимальная токовая защита;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
НЭО – наземное электрооборудование;
ОПЗ – обработка призабойной зоны;
ПЗП – призабойная зона пласта;
ПКИ – прибор контроля за изоляцией;
ПУЭ - правила устройства электроустановок;
ПЭД - погружной электродвигатель;
СКО – соляно-кислотная обработка;
СПО - спуско - подъемные операции;
СУ – станция управления;
ТКРС – текущий и капитальный ремонт скважин;
ТМПН – трансформатор маслонаполненный повышающий наружный;
ТМС - телеметрическая система;
ТП - трансформаторная подстанция;
УППР – управление повышения производительности резервуаров
Управляемое общество – управляемое Общество на основании договоров о передаче полномочий
исполнительных органов.
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса;
ФА – фонтанная арматура;
ЦДНГ – цех добычи нефти и газа.
АПВ - автоматическое повторное включение;
ЧОС – часто останавливающиеся скважины;
ЧРП – частотный регулируемый привод;
ШПВ - шкаф подключения выносной (клеммная коробка).
Энергонефть – предприятия энергоснабжения.
ЭПУ-Сервис - предприятия по сервисному обслуживанию УЭЦН.
2.2. Настоящий Регламент вступает в силу с момента его утверждения и распространяется на работников
Общества и сервисных предприятий, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН на производственных территориях Общества.
2.3. Производственные подразделения Общества при оформлении договоров с сервисными предприятиями, обязаны включить пункт о неукоснительном выполнение данного Регламента.
2.4.Организация обучения и проверки знаний требований данного регламента в производственных подразделениях Общества:
инженерно-технических работников цеха добычи, производится региональным технологом по добыче нефти;
операторов по добыче нефти, производится технологом ЦДНГ;
супервайзеров, производится региональными менеджерами по супервайзингу.
2.5.Руководители сервисных предприятий в участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН на производственных территориях Общества должны обеспечить:
организацию изучения требований данного регламента, с последующей проверкой знаний ИТР и
рабочих;
организацию подготовки и исполнения графика целевых проверок по исполнению требований регламента;
организацию проведения мероприятий, обеспечивающих приведение в соответствие производственных процессов сервисного предприятия, требованиям данного регламента.
3. Подбор УЭЦН к скважине
Подбор УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу, при проведении работ, связанных со спуском УЭЦН в скважину путем расчета с применением программных продуктов для подбора УЭЦН.
3.1. Порядок подбора УЭЦН
3.1.1. ЦДНГ совместно с УППР определяет необходимый объем работы, который нужно провести на
данном этапе со скважиной на основании имеющейся информации о фактическом коэффициенте
продуктивности (по результатам гидродинамических исследований скважины), инклинограммы
обсаженного ствола, газовом факторе, пластовом давлении, обводненности пластового флюида,
давлении насыщения, состояния призабойной зоны.
3.1.2. Служба супервайзинга уточняет совместно с ЦДНГ геолого-технические данные по скважине
(диаметр эксплуатационной колонны, наличие металлических пластырей и других элементов,
сужающих колонну, препятствующих и затрудняющих проведение ремонта скважины).
3.1.3. На основании полученных данных и скорректированного объема работ технологическая служба
ЦДНГ и УППР (для скважин ГТМ) производит подбор компоновки УЭЦН для спуска в скважину.
Для правильного расчета подбора и комплектации УЭЦН, проводит анализ режимов работы и
причины отказов предыдущих УЭЦН.
3.1.4. Ответственность за подбор оборудования для скважин ГТМ несет начальник сектора по подбору
оборудования в остальных случаях Ведущий технолог ЦДНГ. Ответственность за достоверность и
своевременность геологической информации несет Ведущий геолог ЦДНГ.
3.1.5. После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЭПУ-Сервис принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного
оборудования, необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. ЭПУ-Сервис при необходимости производит замену наземного
оборудования в соответствии с комплектацией УЭЦН. Ответственность за своевременную замену
наземного оборудования несет начальник цеха добычи. В случае если при этом выясняется невозможность по каким-либо причинам эксплуатации расчетной УЭЦН в данной скважине, окончательное решение о спуске в нее УЭЦН может дать в письменном виде под личную ответственность
начальник начальника цеха добычи.
После проведения ремонта и вывода скважины на режим Ведущий технолог ЦДНГ совместно с
Ведущим геологом сравнивает фактические данные работы ЭЦН (дебит жидкости, динамический
уровень) с расчетными параметрами в течении не менее 5 суток . В случае не достижении расчетного дебита определяется предполагаемая причина отклонения. Производится перерасчет потенциала скважины. При необходимости производится опрессовка лифта, промывка УЭЦН, оптимизация рабочего напряжения и частоты ПЭД. Проверка АГЗУ.
3.2. Подбор УЭЦН
3.2.1. Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятым в Обществе программам подбора.
3.2.2 В случае если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в
насосе, допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ (данное решение принимает технологическая служба ЦДНГ,
учитывая возможные осложнения при выводе скважины на режим).
3.2.3. Подбор УЭЦН для скважины необходимо проводить в следующие этапы:
Сбор и анализ всех характеристик скважины, которые потребуются при проектировании;
Определение потенциальной производительности скважины, определение глубины; установки
насоса, требуемой для достижения заданной производительности;
Определение объемов жидкости и газа, всасываемых насосом;
Определение требований к напору насоса;
При заданной производительности и выбранной величине напора выбрать тип насоса, который будет иметь максимальную эффективность при требуемом расходе;
Выбрать оптимальные размеры насоса, двигателя, протектора и кабеля, проверить ограничения,
связанные с оборудованием.
3.2.4 В скважинах с осложнениями (вынос механических примесей, опасность разгазирования при большой скорости восходящего потока, прорыва воды или газа из других пластов), значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничивается геологической службой ЦДНГ
(ответственность возлагается на Ведущего геолога ЦДНГ).
3.2.5. При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, превышающей 2°/10 м, в недельной заявке от ЦДНГ должна быть указана необходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт включительно).В случае необходимости предусмотреть шаблонирование э/колонны.
3.3. Выбор диаметра подъемника
Диаметр подъемника (НКТ) выбирается исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Рост гидродинамических сопротивлений приводит к потере напора (табл.3.3). При правильном выборе диаметра НКТ потери напора не должны превышать 15 м на
100 м длины (15%).
Таблица 3.3 Потеря напора при подъеме жидкости на 100 м для различных диаметров подъемников.
Потеря напора, м
Дебит,
НКТ 2,0"
НКТ 2,5"
НКТ 2,5"
НКТ 3,0"
НКТ 3,5"
м3/сут (dвн 50,3 мм)
(dвн 59,0 мм)
(Dвн 62,0 мм) (Dвн 75,9 мм) (Dвн 88,6 мм)*
80
3,4
1,6
1,2
0,5
0,2
120
7,0
3,2
2,6
1,0
0,5
160
11,7
5,4
4,3
1,6
0,8
180
14,4
6,7
5,3
2,0
1,0
200
17,5
8,1
6,4
2,4
1,2
250
26,1
12,1
9,6
3,6
1,7
280
32,0
14,9
11,7
4,4
2,1
320
40,7
18,9
14,9
5,6
2,7
400
60,8
28,3
22,3
8,4
4,0
540
104,4
48,5
38,3
14,5
6,9
640
141,7
65,9
51,9
19,7
9,4
820
221,4
103,0
81,1
30,7
14,6
1000
316,5
147,2
116,0
43,9
20,9
* - внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее 154 мм
4 Подготовка скважины к эксплуатации ее УЭЦН
Подготовка скважины ведется по Плану - работ составленному на основании "План заказа" выданного цехом добычи нефти и газа. Определенные геолого-технологической службой ЦДНГ мероприятия
(объемы работ) оформляются в плане заказе на ремонт скважины, утверждаются начальником ЦДНГ и
согласовываются с отделом главного технолога, отделом по ремонту скважин производственных подразделений, региональным менеджером управления скважинных технологий и супервайзинга. План - заказ
на производство капитального ремонта скважины согласовывается региональным менеджером управления скважинных технологий и супервайзинга.
Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на сервисное предприятие, производившее глушение и ремонт скважины.
4.1. Глушение скважин
После отказа УЭЦН замерить статический уровень, по результатам принимается решение о глушении скважины в соответствии с перечнем скважин, согласованным с Госгортехнадзором.
4.1.1. Глушение нефтяных скважин производится согласно действующего регламента определяющего технологию глушения скважин и применение составов глушения на месторождениях. При использовании традиционной жидкости глушения при проникновении раствора в пласт потери проницаемости достигают 62 %, добавками ПАВ удается снизить потери проницаемости до 20%. Блокирующие составы и
инвертные жидкости позволяют полностью сохранить проницаемость. Решение о необходимости приме-
нения тех или иных добавок принимается на основании регламента на применение составов глушения
скважин на месторождениях.
4.1.2. ЦДНГ несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.
4.1.3. Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием типа жидкости глушения,
ее объема, удельного веса, циклов, давления, который составляется исполнителем работ и подписывается
ответственным ИТР исполнителя. Акт передается в бригаду ТКРС, где и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
4.1.4. Запрещается выдача на скважину жидкости глушения с содержанием мех примесей более
чем 100 мг/л.
4.2. Шаблонирование эксплуатационной колонны
Шаблонирование эксплуатационной колонны стандартным шаблоном производится:
- при переводе из другого способа или вводе после бурения на эксплуатацию УЭЦН, вводе из б/д,
после 3-х лет эксплуатации;
- при увеличении диаметра или глубины спуска УЭЦН;
- после подъема аварийных, "полетных" УЭЦН;
- при наличии вмятин, деформации узлов, демонтированных УЭЦН;
- при повторном повреждении кабеля в процессе СПО;
- при наличии затяжек, посадок в процессе СПО.
Эксплуатационная колонна шаблонируется до глубины спуска УЭЦН плюс 100 метров или на 5 метров выше интервала перфорации. Рекомендуется совместить спуск шаблона и "ерша" для очистки ствола
скважины. Размеры шаблона указаны в таблице.
Тип насоса
1
УЭЦН-5
УЭЦН-5А
УЭЦН-6
УЭЦН-6А
МаксимальМинимальноный диаметр
допустимый
габаритов
погружного внутр. диаметр обагрегата,
садной колонны,
мм
мм
2
116
124
137
142,5
Размеры элементов шаблона
Диаметр, мм
3
121,7
130
144,3
148,3
4
120
124
140
144
Длина, м
5
≥ L- УЭЦН
≥ L- УЭЦН
≥ L- УЭЦН
≥ L- УЭЦН
Диаметр шаблона перед спуском импортных УЭЦН согласовывается с фирмой-изготовителем
УЭЦН.
Применять шаблон жесткой конструкции (основа УБТ или НКТ 3”), длиной не менее длины установки.
Если при спуске - подъеме шаблона будут наблюдаться затяжки или не прохождение шаблона, то
ствол эксплуатационной колонны необходимо проработать механическим или гидравлическим скрепером
до глубины спуска шаблона.
Опасные участки отметить в акте на шаблонирование за подписью мастера бригады ТКРС и ЦДНГ.
4.3. Определение текущего забоя скважины
Определение текущего забоя скважины производится:
- при переводе на эксплуатацию УЭЦН;
- после проведения шаблонирования колонны;
- после очистки забоя желонкой, промывки;
- после аварии, «полетов» УЭЦН на забой скважины;
- после эксплуатации скважины более 1 года;
- при засорении УЭЦН и обратного клапана песком, мех. примесями, продуктами коррозии.
Определение текущего забоя скважины при помощи канатного инструмента или магнитного локатора муфт.
4.4. Очистка забоя, промывка скважины
Очистка забоя, промывка скважины производится:
по результатам измерения текущего забоя. Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь
ЗУМПФ не менее 10 метров.
после проведения соляно - кислотных обработок, других обработок призабойной зоны.
после скреперования ствола скважины (скреперование производится после 3х лет эксплуатации,
после ввода из бездействующего фонда).
при засорении УЭЦН и обратного клапана песком, мех. примесями.
по результату анализа глубинных проб на КВЧ (при КВЧ более 100мг/л).
не реже чем через каждые 4 ремонта.
Промывка производится с допуском НКТ до уровня на 10 метров ниже нижних отверстий перфорации; на скважинах с пластовым давлением ниже давления насыщения гидровакуумная очистка забоя производится гидростатический желонкой.
После завершения промывки забоя необходимо провести циркуляцию при максимальной производительности через систему очистки раствора в объеме не менее двух объемов ствола скважины. Система
очистки раствора должна обеспечивать естественный, ручной или механический отстой (очистку) раствора до принятых норм. Выбор приоритета между использованием гидравлической желонки и промывкой
скважины определяется на основании технологического регламента о проведении работ с применением
гидравлических желонок на месторождениях.
После очистки забоя обязательно выполняется контрольная отбивка забоя.
Допускается совмещать операции промывки и шаблонирование скважины. В процессе каждой операции производится замер труб, с указанием лица ответственного за достоверность замера. Количество
спускоподъемных операций с НКТ производится согласно регламента Регламент по эксплуатации, ремонту и учета движения НКТ и технологических колонн
4.5. Обработка призабойной зоны пласта
Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП) производится:
перед первым спуском в скважину УЭЦН по решению ЦДНГ с тщательной очисткой ствола
скважины и ПЗП от продуктов реакции, а при необходимости проработка скрепером эксплуатационной колонны.
если при работе скважины наблюдалось падение дебита скважины и снижение динамического
уровня (при обеспечении реальной компенсации системой ППД).
4.6. Размещение оборудования
4.6.1. Размещение оборудования для подземного ремонта производится в соответствии со схемой,
утвержденным главным инженером подрядной организации и согласованной с начальником ЦДНГ. В соответствии с проектом обустройства кустов скважин на расстоянии не менее 25 м от скважин должна
быть подготовлена площадка для размещения наземного оборудования (НЭО) УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции
(ТП6/0,4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика обязана передать ЭПУ-Сервис акт замера сопротивления контура до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН
производить измерения омического сопротивления контура заземления и передавать ЦП ЭПУ акты 2 раза
в год. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления
ими станций управления (СУ) и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН. Площадка для размещения НЭО должна быть защищена от затопления в паводковый период и заноса снегом в зимний.
Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО с использованием грузоподъемных механизмов установленных на базе автомобильной техники.
Предприятие ЭПУ-Сервис до запуска УЭЦН проверяет состояние наземного оборудования СУ,
ТМПН, силовых кабелей, при выявлении неисправностей производит ремонт либо замену оборудования.
4.6.2. В 3-5 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели от ШВП до станции управления (СУ) УЭЦН и от ТП 6/0,4 до СУ прокладываются службой Заказчика.
Кабель от ТП до СУ, а также между СУ и повышающим трансформатором (ТМПН) по стороне 380в должен иметь сечение, соответствующее требованиям ПУЭ. Подключение кабелей к СУ, ШВП и заземление
оборудования выполняет ЭПУ-Сервис. Кабели должны быть проложены по эстакаде либо загублены не
менее чем на 0,5 м в грунт. Ответственный за рабочее состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычи ЦДНГ.
4.6.3. Кабельный барабан устанавливается в 20м от устья скважины в поле зрения машиниста агрегата на специально подготовленной площадке. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центр барабана, кабельного ролика и устье скважины. Под барабаном должен быть установлен
поддон.
4.6.4. Кабель, идущий в скважину, должен разматываться с верхней части барабана. Конец его с
муфтой кабельного ввода должен быть пропущен через обойму направляющего ролика. Кабельный ролик,
диаметром не менее 0,84м, должен быть поднят и подвешен с помощью цепи на мачте подъемника на высоте 8-10м от мостков скважины, и на одной прямой с кабеленаматывателем и устьем скважины.
4.6.5. Между мачтой подъемного агрегата и кабеленаматывателем устанавливается 5-7 подставок,
которые предохраняют кабель от касания с поверхностью земли и попадания грязи в скважину.
4.6.6. Запрещается подключать питание электроэнергией оборудования бригады ТКРС от СУ
скважины с УЭЦН.
4.6.7. Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность приемных
мостков не менее 10 лк и не менее 100 лк рабочей площадки, талевая система - отцентрирована относительно оси устья скважины.
4.6.8. Запрещается эксплуатация УЭЦН, у которых площадки для размещения НЭО, кабельные эстакады, ШПВ и заземление не соответствуют требованиям ПУЭ и ТБ. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха добычи нефти и газа.
4.7. Границы ответственности и контроль при подготовке скважины к эксплуатации ее УЭЦН
4.7.1. Ответственность за организацию качества производства работ при глушении скважины со стороны заказчика несет региональный отдел управления скважинных технологий и супервайзинга.
4.7.2. Ответственность перед заказчиком за качество глушения скважины возлагается на сервисное
предприятие, производившее ремонт или освоение скважины
4.7.3. Ответственность перед заказчиком за качество подготовки скважины к спуску УЭЦН возлагается на сервисное предприятие, производившее ремонт или освоение скважины.
4.7.4. Ответственность за исправное состояние кабельных эстакад, наличие контура заземления
несет начальник цеха добычи нефти и газа.
4.7.5. Ответственность перед заказчиком за исправное состояние НЭО лежит на предприятии ЭПУСервис.
4.7.6. Ответственность за проведение замеров сопротивления контура заземления НЭО лежит на
службе главного энергетика Заказчика.
4.7.7. Управление скважинных технологий и супервайзинга заказчика несет ответственность, за качественное исполнение технологических операций предусмотренных в плане - работ на подготовку сква-
жины к спуску УЭЦН. При выявлении нарушений заказчик (супервайзер) вправе требовать от исполнителя устранения всех замечаний до возобновления работ.
5. Подготовка установки к спуску в скважину.
5.1. ЭПУ-Сервис разрабатывает комплектацию оборудования УЭЦН, согласованную с Заказчикомом, при
этом должно быть учтено требование запаса мощности ПЭД не менее 15 %.
5.2.Номера и типы узлов скомплектованной УЭЦН заносится в эксплуатационный паспорт, паспорт сопровождает УЭЦН на всех этапах от монтажа до возврата на ремонтную базу.
5.3.Двигатель ПЭД и кабельная линия должны пройти перед отправкой на скважину полный цикл испытаний в соответствии программой контроля. Гидрозащита должна быть подвергнута гидравлическим
испытаниям; насос ЭЦН и гидрозащита должны быть проверены на легкость вращения валов и посадки на их шлицевые концы соединительных муфт, биение шлицевых концов вала, а также на соответствие вылетов валов требованиям чертежей. Результаты всех измерений должны быть занесены в
рабочий журнал ЭПУ-Сервис.
5.4.В зимний период рабочие ступени насоса должны быть покрыты незамерзающей смазкой типа индустриального или веретенного масла.
5.5.Ответственность за качество подготовки и комплектации УЭЦН возлагается на начальника цеха ремонта ЭПУ-Сервис.
6. Монтаж УЭЦН
6.1. Общие положения
6.1.1. Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте,
с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.
6.1.2
Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и электромонтером ЭПУ-Сервис с использованием грузоподъемных устройств, предназначенных для работ с
ЭПУ. Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки
бригады ПКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автовымотку. При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится. При разгрузке необходимо оберегать узлы
УЭЦН и кабель от ударов и повреждений. Автовымотка размещается в 15-20 м от устья скважины в зоне
видимости бригады. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автовымоткой через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 8-10 м. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.
6.1.3. Все демонтажно-монтажные работы с УЭЦН производятся в соответствии с технологическими процессами на производство данных работ, которые ежегодно разрабатываются исполнителем и
согласовываются с заказчиком.
6.1.4. Не позднее 24 часов до начала производства работ предприятие, производящее ремонт на
скважине подает заявку (в ЦИТС заказчика и исполнителя) на выполнение демонтажно-монтажных работ.
Порядок подачи и приёма заявок определяется в договорах заключаемых между исполнителем и заказчиком.
6.1.5. В случае превышения количества заявок на текущие сутки, над объемом указанным в договоре между заказчиком и исполнителем, приоритетность выполнения работ определяет заказчик.
6.1.6. При производстве монтажа на устье скважины экспериментального оборудования обязательно присутствие представителя заказчика и изготовителя.
6.2. Общие требования проведения монтажа УЭЦН на устье скважины
6.2.1. Перед началом производства монтажа мастер ТКРС (бурильщик, ст. оператор) сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номера узлов записанных в паспорте фактическим номерам
указанным на каждом узле оборудования.
6.2.2. Монтаж производится совместно электромонтером ЭПУ-сервис и бригадой ТКРС, под руководством электромонтера ЭПУс.
6.2.3. Мастер бригады ТКРС, контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см2*10
минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; производит контрольный замер сопротивления изоляции установки в сборе (не менее 50 МОм), проверяет наличие маркировки и фазировки на конце кабеля.
6.2.4. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе ЭПУ, метизы (крепежные болты, шпильки, гайки), уплотнительные кольца должны применяться только новые, использоваться один раз. Для контроля момента затяжки крепежа, при монтаже обязательно
использование динамометрического ключа. Обратный, сливной клапаны, а также патрубок ловильной
головки проходят проверку состояния корпуса и резьбы, с регистрацией количества свинчиваний - развинчиваний в паспортах клапанов (аналогично условиям эксплуатации подвески НКТ)). Должны иметь
сертификат качества на материал, из которого изготовлены. В эксплуатационный паспорт УЭЦН заносятся номера обратного и сливного клапанов и заверяются подписью ответственного за комплектацию.
Резьбовые соединения обратного и сливного клапанов должны соответствовать ГОСТ 633-80. Компоновку УЭЦН обратным и сливным производит ЭПУ-Сервис.
6.2.5. Монтажник ЭПУс передает бригаде исправные и паспортизованные хомуты для монтажа
УЭЦН, которые подвешиваются на штропа подъемного агрегата. Бригада ТКРС, под контролем монтажника, устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН, а также поднимает узлы над устьем
скважины после готовности монтажника ЭПУс к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на
узлы УЭЦН, кабель
6.2.6. Особенностями монтажно-демонтажных работ с УЭЦН импортного производства является
применение специальных хомутов-элеваторов, одеваемых проточкой под уступ. Хомуты подвешиваются
на элеватор подъемника с помощью специальных цепных стропов. Прокачка протектора маслом производится в зависимости от типа, согласно схеме расположения пробок.
6.2.7. В случае комплектации УЭЦН погружным датчиком регистрирующим параметры работы
УЭЦН, сопротивление изоляции и наличие звезды проверяется прибором, рекомендованным фирмой изготовителем погружного датчика.
6.2.8. Для снижения риска повреждения погружного кабеля при монтаже УЭЦН импортного производства в зимнее время применяются утепленные автовымотки с гидроприводом, позволяющие производить сростки кабеля внутри автовымотки на специальном монтажном столике, а также спуск УЭЦН при
низких температурах.
6.2.9. Результаты монтажа отражаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН. После окончания
монтажа электромонтер ЭПУс и мастер бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор) расписываются в
эксплуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска.
6.2.10. Запрещается производство монтажа на скважине в случаях (ЕЮТИ.Н..354.000 ИЭ):
- при температуре окружающей среды ниже минус 30оС. С утепленной автовымоткой и
устьевой площадкой - до предельных температур проведения спускоподъемных операций;
- после второго подряд повторного ремонта, до комиссионного определения причин отказов
предыдущих УЭЦН и их устранения;
- В случае атмосферных осадков (дождь, снег, пыльная буря), монтаж выполняется при
наличии в бригаде ТКРС укрытия, защищающего собираемые узлы УЭЦН от осадков;
- скорости ветра более 15 м/сек;
- нефтегазопроявлениях на скважине (в т. ч. если скважина переливает жидкостью, при выбросах или прорывах газа);
- низкой освещенности рабочей площадки (менее 100 люкс);
- при замазучености рабочей площадки;
- при отсутствии на скважине кабельного ролика (либо неправильной его установке), подставок под кабель, автонаматывателя, других отклонений от табеля оснащенности бригад
ремонта скважин для спуска УЭЦН или расстановки / размещения бригадного оборудования.
6.2.11. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ТКРС, либо представитель заказчика имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН
до устранения выявленных нарушений. В случае невозможности устранения на месте выявленных нарушений решение о необходимости замены оборудования принимается совместно ЦИТС ЭПУ-Сервиса и
ЦИТС заказчика.
6.3. Общие требования к проведению демонтажа УЭЦН на устье скважины
6.3.1. Демонтаж производится на основании разработанного технологического процесса при любой
погоде, позволяющей выполнение спускоподъемных операций.
6.3.2.Демонтаж производится совместно электромонтером ЭПУ-Сервиса и бригадой ТКРС, под руководством электромонтера ЭПУ-Сервиса.
6.3.3. При демонтаже УЭЦН с повторным ремонтом или наработкой менее 180 суток с момента запуска обязательно проводится комиссионный демонтаж с участием представителя заказчика (ИТР ЦДНГ,
супервайзер).
6.3.4. При демонтаже особое внимание обратить на вращение валов каждой секции ЭЦН, вылеты
валов, состояние крепежа на фланцовых соединениях секций, состояние шлицевых соединений и муфт,
состояние удлинителя, приемной сетки насоса
6.3.5.При расчленении секций двигателя, гидрозащиты, кабельной муфты обратить особое внимание на состояние масла (наличие в нём воды, пластовой жидкости, посторонних частиц или следов горения), следы плавления и прогара.
6.3.6. При преждевременном отказе УЭЦН с наработкой до 180 суток необходимо, чтобы демонтаж
выполнялся не монтажником, производившим её монтаж. Результаты демонтажа, и все обнаруженные отклонения записываются в эксплуатационный паспорт УЭЦН, и составляется акт комиссионного разбора
членами ПДК, с подписями всех сторон.
6.4. Границы ответственности и контроль
6.4.1. Управление скважинных технологий и супервайзинга Заказчика осуществляет контроль, за
качеством проведения демонтажно-монтажных работ УЭЦН на устье скважины. При выявлении нарушений супервайзер вправе требовать от исполнителя устранения всех замечаний до возобновления работ.
6.4.2. Ответственность за наличие и исправное состояние контрольно-измерительных приборов и
инструмента необходимого для проведения демонтажно-монтажных работ несет ЭПУ-Сервис.
7. Спуск УЭЦН в скважину
7.1.Спуск установки производится согласно карте спуска УЭЦН, составленной технологической
службой цеха добычи нефти, со скоростью не выше 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении
УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с неотцен-
трованного подъемника. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо.
В начале спуска УЭЦН, после посадки на клинья подвески труб, на НКТ устанавливается двухстропный элеватор.
7.2. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от вымотки до устья должен быть
постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.
7.3. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри
скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямцы располагать в
свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый
конец клямцы плотно прижать к пряжке.
7.4. Обратный клапан устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчету. НКТ, которые
находятся ниже обратного клапана, должны быть опрессованы, резьбовая часть проверена калибром, при
свинчивании применена лента ФУМ. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора, и облегченного запуска установки, поэтому его конструкция допускает незначительный пропуск жидкости (примерно 15
капель в минуту). Сливной клапан, паспортизированный и прошедший опрессовку установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен иметь штамп изготовителя, загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом. Паспорт сливного клапана вклеивается в паспорт УЭЦН.
В паспорте указывается номер сливного клапана, давление опрессовки, дата, ФИО ответственного лица.
После окончания ремонта скважины паспорт передается в ЦДНГ. Обеспечением бригад ТКРС качественными сливными и обратными клапанами занимается сервисное предприятие, осуществляющее спуск
УЭЦН.
7.5.При спуске УЭЦН применять сертифицированные технологический и подвесной патрубки. Подвесной патрубок должен быть толстостенным, замена подвесного патрубка производится вместе со сменой подвески НКТ, либо при отбраковке. Технологический (монтажный) патрубок заменяется при каждом
СПО УЭЦН.
7.6. Через каждые 300 м спуска, бригада, выполняющая его должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 1000 В) (для УЭЦН импортного производства специальным прибором допущенным фирмой производителем) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЭПУ-Сервис, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.
7.7. После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 Мом) до и
после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце
устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), вызывает представителя ЭПУ-Сервис и цеха добычи нефти для пробного запуска.
7.8. Перед выполнением операций с наземным оборудованием проверить наличие металлической связи контура заземления с эксплуатационной колонной скважины.
7.9. При запуске УЭЦН, оборудованных ПЭД мощностью 63 кВт и выше, для определения правильности чередования фаз, электромонтер ЭПУ-Сервис должен в обязательном порядке использовать фазоуказатель. Данный прибор позволяет определить правильность вращения (фазировки) УЭЦН до начала запуска установки в работу. Отсутствие данного прибора у электромонтеров является нарушением регламента при подготовке и запуске УЭЦН со стороны ЭПУ-Сервис.
7.10.Токоизмерительными клещами измерить нагрузку ПЭД по фазам, напряжение от КТПН и выход ТМПН. Действительные значения параметров работы УЭЦН записать в эксплуатационный паспорт.
7.11.В процессе пробного запуска производится первичная опрессовка лифта работающим насосом
ЭЦН до давления 60 атм., проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного
клапана затрубья и сбор жидкости глушения (при необходимости её повторного использования). Вторич-
ная опрессовка лифта производится на выводе скважины, непосредственно перед сдачей её в режим, т.е.
на установившемся динамическом уровне до давления 60 атм (определение герметичности лифта).
7.12.При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой
ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде
ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.
7.13.Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ТКРС,
службу супервайзинга Заказчика и персонально на всех членов бригады производивших спуск.
8. Запуск УЭЦН
8.1. Подготовка скважины к запуску.
После производства монтажа УЭЦН, электромонтер ЭПУ-Сервиса должен подготовить (до запуска) наземное электрооборудование (ТМПН, СУ, клеммная коробка). Для этого необходимо:
- произвести внешний осмотр наземного электрооборудования УЭЦН, при этом особое внимание
обратить на наличие защитного заземления СУ и ТМПН, на наличие масла в ТМПН;
- проверить соответствие мощности и напряжения ТМПН, СУ комплектуемой мощности и
напряжению ПЭД (при необходимости заменить);
- проверить СУ, ТМПН, клеммную коробку, произвести протяжку болтовых соединений силовых
токоведущих частей и присоединений к нулевой шине;
- проверить правильность чередования фаз в клеммной коробке;
- проверить электрическое соединение станции управления (в дальнейшем СУ) и масляного
трансформатора (в дальнейшем ТМПН) между собой, необходимое сечение жил кабеля рассчитывается в
зависимости от расчетной токовой нагрузки, типа кабеля.
Примечание: электромонтер ЭПУ-Сервиса имеет право не производить работы в случае:
отсутствия, нарушения контура заземления;
несоответствия площадки обслуживания и расстановки оборудования ТМПН, СУ на ней требованиям ПУЭ НГДП;
отсутствия подъездных путей к площадкам с наземным оборудованием, для его замены;
несоответствия напряжения питающей сети 380В (Uмин=340В., Uмах=420В);
несоответствие наземного электрического хозяйства требованиям ПУЭ, а также характеристикам УЭЦН (мощности, напряжения питания).
О выявленных нарушениях немедленно сообщить в технологическую службу ЦДНГ для принятия мер по устранению.
Ответственность за своевременность и качество подготовки наземного электрооборудования
(ТМПН, СУ, клеммная коробка) возлагается на ЭПУ-Сервис.
После производства монтажа УЭЦН, по заявке ЦДНГ, электромонтер Энергонефти должен подготовить до запуска наземное электрооборудование (КТППН, АВР):
- проверить соответствие мощности и напряжения КТПН, АВР комплектуемой мощности и
напряжению ПЭД (при необходимости заменить).
Ответственность за своевременность и качество подготовки наземного электрооборудования
(КТПН, АВР) возлагается на главного инженера Энергонефти.
8.2. Пуск УЭЦН в работу
После получения заявки от бригады ТКРС на запуск УЭЦН в работу, ЦДНГ ставит в известность
о времени пуска установки диспетчерскую службу ЭПУ-Сервиса.
При получении заявки от технологической службы ЦДНГ на запуск УЭЦН ЭПУ-Сервис обеспечивает выполнение данной заявки не позднее 2-х часов от заявленного времени.
Пробный запуск производится персоналом:
прошедшим обучение, сдавшим экзамены и имеющим квалификационное удостоверение по
основной профессии;
допущенным к самостоятельной работе со вспомогательным оборудованием, имеющим квалификационную группу допуска по электробезопасности согласно функциональных обязанностей, сдавшим экзамены по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.
В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят:
оператор по добыче нефти и газа 4-6 разряда;
электромонтер ЭПУ-Сервиса 4-5 разряда;
мастер бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор).
8.2.1. Обязанности мастера бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор) перед запуском УЭЦН.
После окончания спуска необходимо замерить сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1
МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от
устья до СУ или клеммной коробки, не допуская при этом его перекрутов, и изгибов радиусом менее 380мм;
Произвести демонтаж технологического оборудования (подъёмник, рабочая площадка, санимостки и т.д.);
Произвести уборку замазученности территории скважины;
Заполнить раздел «подготовка скважины» «спуск установки» эксплуатационного паспорта;
Передать заполненный эксплуатационный паспорт на УЭЦН электромонтёру ЭПУ-Сервиса.
8.2.2. Обязанности электромонтера перед запуском УЭЦН.
При отсутствии замечаний (по пункту 8.2.1) принять заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН от бригады ТКРС;
Проверить наличие металлической связи (контура заземления) между наземным оборудованием и колонной скважины, а также заземление брони погружного кабеля на фонтанной арматуре запускаемой скважины;
Произвести подготовку и подключение наземного электрооборудования (в дальнейшем НЭО)
в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации;
Проверить все электрические соединения силовой цепи, которые должны быть выполнены с
учетом правильного чередования фаз, что обеспечит правильное направление вращения вала
ПЭД. Для этого использовать фазоуказатель, данный прибор позволяет определить правильность вращения (фазировки) УЭЦН до начала запуска установки в работу. Отсутствие данного прибора у электромонтеров является нарушением регламента при подготовке к запуску
УЭЦН;
Проверить состояние изоляции системы: кабель – ПЭД; кабель от СУ до клеммной коробки
(не менее 1 МОм), запуск УЭЦН с изоляцией менее 1 МОм производится после определения
технических мероприятий и согласования технологической службой ЦДНГ и ЭПУ-Сервиса. В
эксплуатационном паспорте делается запись с указанием ответственных лиц за запуск установки со сниженной изоляцией;
Произвести расчет необходимого напряжения на выходе ТМПН по формуле:
Uтмпн= Uном + 0,026*Jном*L /S*К т (В), где
Uном- номинальное напряжение ПЭД (из паспорта ЭЦН), В;
Jном – номинальный ток ПЭД (из паспорта ЭЦН), А;
L – общая длина кабеля (из паспорта ЭЦН), м;
S – сечение кабеля, мм2;
Кт – температурный коэффициент из таблицы;
Т, град С 20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Кт
1
1,06 1,12 1,18
1,24
1,30 1,35 1,41 1,47 1,53
где Т – температура пластовой жидкости.
Переключатель отпаек ТМПН установить в положение, ближайшее к расчетному;
Перед запуском установить потенциометр «Настройка» ячейки ЗСП в крайнее правое положение;
После запуска УЭЦН установить уставку на срабатывание защиты от перегрузки ЗП потенциометром ячейки ЗП по показанию прибора субблока ИП в соответствии со следующей
формулой: (если Iр< Iном.)
Iном. дв.
Iуст. =
(2),
Ктр.
где:
Iуст. - значение показания прибора миллиамперметра ИП;
Iном.дв. - номинальный ток ПЭД в амперах, при запуске допускается превышение номинального тока (см. таблицу 12.1);
Ктр. - коэффициент трансформации трансформаторов тока Т1, Т2.
После работы УЭЦН в течение одного часа, убедившись в правильности вращения после замера подачи на АГЗУ, необходимо настроить защиту от срыва подачи ЗСП;
Проверить питающее напряжение СУ, предельно допустимые значения которое должно быть
равным 380 В (Uмин=340В., Uмах=420В.);
Проверить функционирование СУ в режиме «контроль»;
Удалить информацию из СУ (вкладыш) о работе предыдущей погружной установке и записать новые данные с эксплуатационного паспорта;
По результатам проделанной работы произвести заполнение соответствующих разделов эксплуатационного паспорта на УЭЦН.
8.2.3. Обязанности оператора ЦДНГ перед запуском УЭЦН
Проверить состояние и работоспособность автоматической групповой замерной установки (в
дальнейшем АГЗУ). Отсутствие или временная неработоспособность АГЗУ не является причиной запрета на запуск УЭЦН;
Проверить состояние фонтанной арматуры (в дальнейшем ФА);
Проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений;
Проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если установлен регулируемый штуцер, выкрутить его до появления метки максимального диаметра;
Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре;
Установить технический манометр на буферном коллекторе ФА;
Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА;
8.2.4. Пуск и определение правильного направления вращения вала УЭЦН.
Произвести пробный запуск УЭЦН от сети.
При пуске УЭЦН необходимо контролировать, чтобы установившийся рабочий ток не превышал номинального и не был близок к току холостого хода (Iх.х.<Iраб<Iном). В первоначальный момент пуска допускается кратковременное превышение рабочего тока над номинальным током (Iпуск>Iном). Быстрое падение пускового тока свидетельствует о нормальном запуске УЭЦН.
Токоизмерительными клещами измерить нагрузку ПЭД по фазам, измерительным прибором
напряжение от КТППН до ТМПН и от ТМПН по высокой стороне напряжения. Действительные значения параметров работы УЭЦН записать в эксплуатационный паспорт.
В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после первого запуска УЭЦН разрешается
произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно п.12 настоящего регламента;
После запуска УЭЦН определяют правильность направления вращения вала ПЭД. Время необходимое для подъема жидкости на поверхность из скважины, в зависимости от типоразмера
спущенной установки, зависит от статического уровня и диаметра НКТ. Ожидаемое время
появления подачи после запуска УЭЦН на устье указано в таблице 8.1:
Ожидаемое время появления подачи после запуска УЭЦН
для НКТ – 73 мм
Тип УЭЦН
10
20
30
35
50
80
125
160
200
Таблица 8.1
250
400
500
Q, л/мин
6,9
14
20,8
24,3
35
56
87
111
139
174
278
347
Нстат, 100 м
44
21,5
14,5
12,4
9
5,4
3,5
2,8
2,.2
1,.7
1,1
0,9
Нстат, 200м
88
43
29
24,8
17
10,8
7
5,6
4,4
3,4
2,2
1,8
Нстат, 300м
132
65
44
37
26
16
10
8,4
6,5
5,2
3,2
2,6
Далее на каждые 100м статического уровня добавлять значение первой строки.
для НКТ – 60 мм
Тип УЭЦН
10
20
30
35
50
80
125
160
200
250
400
500
Q, л/мин
Нстат, 100 м
6,9
28
14
21
20,8
9,5
24,3
8,1
35
5,6
56
3,5
87
2,3
111
1,8
139
1,4
174
1,1
278
0,7
347
0,5
Нстат, 200м
56
42
19
16,2
11,2
7
4,5
3,5
2,8
2,2
1,4
1,1
Нстат, 300м
84
63
28,5
24,3
16,8
10,5
6,8
5,3
4,2
3,3
2,1
1,7
Далее на каждые 100м статического уровня добавлять значение первой строки.
Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического
уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Объем жидкости (м3) на 100
метров эксплуатационной колонны определяется по таблице 8.2:
Объем жидкости на 100 метров эксплуатационной колонны, м3/сут
Таблица 8.2
наружный
диаметр
эксплуатационной
колонны,
мм
139.7
146.1
168.3
Толщина
стенки, мм
6
7
8
9
10
11
6.5
7
8
9
10
11
6.5
7
8
9
10
11
внутренний диаметр
V* (м3) участка V* (м3) участка V* (м3) участка
V (м3) участка 100
эксплуатационной
100 метров с НКТ 100 метров с
100 метров с
метров без НКТ
колонны, мм
60 мм.
НКТ 73 мм.
НКТ 89 мм.
127.7
125.7
123.7
121.7
119.7
117.7
133.1
132.1
130.1
128.1
126.1
124.1
155.3
154.3
152.3
150.3
148.3
146.3
1.28
1.24
1.20
1.16
1.13
1.09
1.39
1.37
1.33
1.29
1.25
1.21
1.89
1.87
1.82
1.77
1.73
1.68
0.95
0.91
0.87
0.83
0.79
0.75
1.06
1.04
0.99
0.95
0.91
0.87
1.56
1.53
1.49
1.44
1.39
1.35
0.81
0.77
0.73
0.70
0.66
0.62
0.92
0.90
0.86
0.82
0.78
0.74
1.43
1.40
1.35
1.31
1.26
1.21
0.61
0.57
0.53
0.49
0.46
0.42
0.72
0.70
0.66
0.62
0.58
0.54
1.22
1.20
1.15
1.10
1.06
1.01
12
144.3
1.64
7
164.8
2.13
8
162.8
2.08
9
160.8
2.03
178.8
10
158.8
1.98
11
156.8
1.93
12
154.8
1.88
* - с учетом плоского погружного кабеля сечением 3х16 мм.
1.30
1.80
1.75
1.70
1.65
1.60
1.55
1.17
1.67
1.61
1.56
1.51
1.46
1.41
0.97
1.46
1.41
1.36
1.31
1.26
1.21
Скорость снижения динамического уровня приведена в таблице 8.3:
Таблица 8.3
Скорость падения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 139,7 мм в зависимости от типа
УЭЦН и диаметра НКТ
Тип
ЭЦН
5 минут
10 минут
20 минут
60 минут
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
10
4
5
7
9
15
18
44
53
20
7
9
15
18
30
37
91
107
30
11
13
23
27
45
53
136
160
35
13
16
26
31
53
62
158
187
50
19
22
38
44
75
89
226
267
80
30
36
60
71
121
142
362
427
125
47
56
94
111
189
223
566
668
160
60
71
121
142
241
285
725
855
200
75
89
151
178
302
356
906
1068
250
94
111
189
223
377
445
1132
1335
400
151
178
302
356
604
712
1812
2137
500
189
223
377
445
755
890
2264
2671
Скорость падения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 146,1 мм в зависимости от типа
УЭЦН и диаметра НКТ
Тип
ЭЦН
5 минут
10 минут
20 минут
60 минут
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
10
3
4
7
8
14
16
42
47
20
7
8
14
16
28
32
83
95
30
10
12
21
24
42
47
125
142
35
12
14
24
28
49
55
146
166
50
17
20
35
40
69
79
208
237
80
28
32
56
63
111
126
333
379
125
43
49
87
99
174
197
521
592
160
56
63
111
126
222
252
667
758
200
69
79
139
158
278
316
833
947
250
87
99
174
197
347
395
1042
1184
400
139
158
278
316
556
631
1667
1894
500
174
197
347
394
694
789
2083
2367
Скорость падения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 168,3 мм в зависимости от типа
УЭЦН и диаметра НКТ
Тип
ЭЦН
5 минут
НКТ 60
НКТ 73
10 минут
НКТ 60
НКТ 73
20 минут
НКТ 60
НКТ 73
НКТ 60
НКТ 73
10
2
3
4
5
9
10
27
30
20
4
5
9
10
18
20
55
60
30
7
8
14
15
28
30
83
90
35
8
9
16
18
32
35
96
106
50
11
13
23
25
46
50
137
151
80
18
20
36
40
73
80
219
241
125
29
32
57
63
114
125
343
377
160
36
40
73
81
146
161
439
483
200
46
50
91
101
183
201
548
604
250
57
63
114
126
228
252
685
755
400
91
101
183
201
365
402
1096
1208
500
114
126
228
252
457
503
1371
1510
60 минут
В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют необходимо остановить установку ЭЦН и дать время на охлаждение ПЭД равное времени работы, но не менее 30 минут,
затем вновь запустить, изменив направление вращения (при правильном вращении развиваемое давление УЭЦН при опрессовке растёт значительно быстрее). Во избежание создания избыточного давления при опрессовке, около СУ УЭЦН должен находиться представитель бригады (электромонтер ЭПУ-Сервис), который при возникновении опасности отключит УЭЦН
по команде оператора;
Допустимое время работы УЭЦН на обратном вращении определяется по типоразмеру ПЭД в
скважине (при отсутствии притока из пласта скважины достаточного для охлаждения двигателя);
Если при правильном направлении вращения подача появляется позже и дебит УЭЦН меньше, чем указано в таблице 8.1, необходимо проверить герметичность НКТ и наличие в них
свободного прохода;
Длительная безостановочная работа УЭЦН, без притока из пласта, недопустима. Время непрерывной работы при этом ограничивается: для УЭЦН с ПЭД до 32 кВт включительно не
более 2 часов, для УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт, но менее 45 кВт включительно – 1
час, для УЭЦН с ПЭД свыше 45 кВт – не более 30 минут.
После производства пробного запуска и отсутствия замечаний по работе УЭЦН (т.е. параметры работы установки соответствуют вышеперечисленным критериям) электромонтёру ЭПУСервис необходимо произвести настройку защит CУ, заполнить соответствующие разделы
эксплуатационного паспорта и передать его для дальнейшего вывода скважины на режим
оператору ДНГ.
Ответственность за своевременность и качество запуска скважины в работу возлагается на
начальника ЦДНГ.
8.3.
Ограничения по запуску УЭЦН в работу
Запрещается производить работы с установкой в случае:
неисправности фонтанной арматуры;
сопротивления изоляции ниже 1 МОм (без согласования с технологической службой ЦДНГ и
ЭПУ-Сервиса);
неисправности СУ и ТМПН;
отсутствия данных в эксплуатационном паспорте о типоразмере УЭЦН и глубине спуска;
отсутствия или нарушения контура заземления;
несоответствия напряжения питающей сети (Uмин=340В. Uмах=420В.).
9. Вывод на режим скважины с УЭЦН
9.1.
Технология вывода
Основная задача вывода на режим состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и
обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до приёма ЭЦН менее
300м. При обводненности пластовой жидкости более 75% допускается снижение динамического уровня до приема насоса менее 300 метров, при условии стабильных показаний токовых
нагрузок и достаточного притока из пласта для охлаждения данного ПЭД;
Произвести запуск установки. В процессе пускового режима необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД
(Iх.х.<Iраб.<Iном.);
В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН разрешается произвести
не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях
защит дальнейшие работы производить согласно п.7 настоящего регламента;
Проверить наличие подачи на устье скважины по показаниям манометра, а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ. Время появления подачи в зависимости от статического
уровня, типа УЭЦН и диаметра НКТ приведены в таблице 8.1;
Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического
уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Расчетные данные по скорости падения динамического уровня, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны,
диаметра НКТ и типа УЭЦН приведены в таблице 8.3;
В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то дальнейшие работы по этой
скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ;
После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического
уровня;
В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:
изменение уровня жидкости в скважине;
дебит;
буферное, линейное и затрубное давление;
рабочий ток;
первичное напряжение (напряжение с КТППН);
сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».
Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта (пункт 9.2). Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением
технологии вывода на режим.
После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения
необходимо произвести отбор пробы на КВЧ. Содержание механических примесей в перекачиваемой
жидкости не должно превышать:
Для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л;
Для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.
Контроль производится: для скважин, пласт которых еще не заработал – укомплектованных
ПЭД мощностью до 32 кВт включительно – каждые 40 минут, с ПЭД мощностью более 32
кВт, но менее 45 кВт включительно – 30 минут, для УЭЦН с ПЭД свыше 45 кВт – 20 минут
до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.
Недопустима непрерывная работа УЭЦН при первом цикле откачки: для УЭЦН с ПЭД до 32
кВт включительно не более 2 часов, для УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт, но менее 45
кВт включительно – 1 час, для УЭЦН с ПЭД свыше 45 кВт – не более 30 минут. Необходимо
производить остановку УЭЦН на охлаждение, при отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера ПЭД в скважине, на время не менее чем на 1 час 30 минут. При
появлении притока, необходимого для охлаждения ПЭД, контроль над параметрами работы
УЭЦН производить каждые 30 минут;
Запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при первых циклах отбора жидкости глушения, т.к. при этом насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что
приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;
При использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит
к ухудшению к.п.д установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД не должен выходить за пределы указанные
в таблице 8. Запрещается работа УЭЦН на штуцер менее 3,5мм. Запуск УЭЦН, после установки штуцера необходимо производить при динамическом уровне 800 метров выше L спуска
УЭЦН с глубиной спуска установки до 1700 метров и 1000 метров выше – с глубиной спуска
установки свыше 1700 метров. При выходе на установившейся режим установки обязательно
произвести замер дебита с указанием результатов в эксплутационном паспорте. Если штуцированием не удается добиться требуемого режиме работы следует переходить на работу с
АПВ.
Допускается «авто вывод» УЭЦН с применением СУ имеющих соответствующее программное обеспечение и подключенных к системе телемеханики, при этом в карте вывода записываются параметры скважины до установки «автовывода», параметры заданной программы
«автовывода», расчёт ожидаемых и фактических параметров скважины по прибытию оператора;
Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине. Контроль за правильностью и своевременностью заполнения карты вывода на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ;
Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если её дебит соответствует рабочей
характеристике насоса, динамический уровень после трёх замеров установился на постоянной отметке
или поднимается, объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения, а также произведён контрольный замер динамического уровня через 1-1,5 часа работы скважины, который не показал падения уровня.
Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.
Ответственность за своевременность и качество вывода скважины на режим силами ЦДНГ возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. В случае вывода силами подрядной организации – на подрядную
организацию.
9.2.
Методы определения притока из пласта
9.2.1. Расчет притока по темпу отбора жидкости .
Оценка величины потока жидкости охлаждающего ПЭД (приток из пласта), определяется в
процессе вывода на режим как разность между общим замером дебита жидкости по АГЗУ и
темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым
по таблице 8.2. При этом приток определенный по замеру АГЗУ (по сравнению с КВУ) является приоритетным. Приток рассчитывается как:
Qпр.= Qгзу – (Нд2-Нд1)*V*24/Т (м3/сут) где,
Qгзу – дебит скважины замеренный по АГЗУ за время Т, в пересчете на сутки, м3/сут;
Нд1 – начальный динамический уровень в скважине при определении притока, м;
Нд2 – конечный динамический уровень в скважине за время Т, м;
V – объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства;
T - время исследования (откачки), час.
Минимально достаточным для охлаждения ПЭД считается приток жидкости из пласта, удовлетворяющий значениям, приведенным в таблице 9.1.
Таблица 9.1
Значение минимального притока (м3/сут) из пласта, необходимого для охлаждения ПЭД.
ПЭД
мощно- Скорость охлажд.
D э/к, 168,3мм
стью,кВт
жидк. не менее,м/с
D э/к, 146,1мм
D э/к, 139,7мм
22(103)
0,1
86,4 м3/cут
42,3 м3/cут
34,6 м3/cут
22(117)
0,05
34,6 м3/cут
13 м3/cут
8,6 м3/cут
32(103) 45(103)
0,1
86,4 м3/cут
43,2 м3/cут
34,6 м3/cут
32(117) 45(117)
0,08
55,3 м3/cут
20,7 м3/cут
13,8 м3/cут
0,12
82,9 м3/cут
31,1 м3/cут
20,7 м3/cут
0,3
207,4 м3/cут
77,8 м3/cут
51,8 м3/cут
0,7
483,9 м3/cут
181,5 м3/cут
120,9 м3/cут
0,8
553 м3/сут
204,1 м3/сут
137,1 м3/сут
50(117)
56(117) 63(117)
70(117) 90(117)
100(117)
125(117)
140(117)
180(117)
РППЭД-Я180(117)
9.2.2. Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне
Приток жидкости из пласта после остановки УЭЦН необходимо определять после прекращения слива жидкости из колонны НКТ (если клапан негерметичен или отсутствует);
Время в течение, которого происходит слив жидкости из НКТ, определяется методом определения изменения уровня жидкости в НКТ с помощью скважинного уровнемера (эхолот).
Момент времени когда уровень в компрессорных трубах остановился (или начал расти) считается что слив жидкости из НКТ прекратился и с этого времени можно определять приток по
восстановлению уровня в затрубном пространстве эксплуатационной колонны.
Приток жидкости из пласта необходимо определять по восстановлению уровня жидкости в
затрубном пространстве скважины после каждой остановки УЭЦН в процессе вывода, используя расчетные данные из таблицы 8.4. Приток рассчитывается следующим образом:
Q=Н*V*24/ Т (м3/сут),
где, Н – восстановление уровня (разница уровней) за время Т, м;
V – объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства, м3;
T - время восстановления, час.
Постоянный контроль притока из пласта в процессе работы и остановки УЭЦН на охлаждение позволяет сократить время вывода скважины на режим и исключить необоснованные запуски и остановки
насоса, что неблагоприятно влияет на работоспособность погружного оборудования.
Заключительный этап вывода скважины на режим
9.3.
Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов использованной при ремонте жидкости глушения;
Если в процессе вывода скважины на режим не удалось добиться расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами:
Использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение промышленной частоты тока). Минимально допустимый дебит, обеспечивающий
охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы указанные в таблице 9.1;
Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы
штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению К.П.Д.
установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы указанные в
таблице 9.1;
Если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то следует переходить на работу
в режим автоматического повторного включения (АПВ, программная ячейка). При
определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:
- режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт
на протяжении времени его работы;
- время работы ПЭД, при отсутствии притока достаточного для его охлаждения,
должно быть ограничено его типоразмером;
- время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 1 час
30 минут;
- время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты ЗСП).
Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную работу, принимается ведущим технологом ЦДНГ;
По окончании вывода скважины на режим оператор ЦДНГ передаёт в технологическую
службу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые хранятся в
архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи её в ремонт.
10. Подтверждение режима работы УЭЦН
После 3-х суток работы скважины с УЭЦН в стабильном режиме представитель ЦДНГ в присутствии
представителя ЭПУ-Сервис производит подтверждение режима работы УЭЦН с контрольным замером
дебита, динамического уровня, линейного, буферного и затрубного давления, определяет герметичность обратного клапана установленного над УЭЦН для выставления времени самозапуска. Промежу-
ток времени от остановки скважины до времени стабилизации уровня в колонне НКТ (с учетом слива)
является временем самозапуска УЭЦН;
представитель ЭПУ-Сервис в присутствии представителя ЦДНГ производит проверку сопротивления
изоляции УЭЦН, регулировку ступеней напряжения трансформатора. После этого, исходя из достигнутого рабочего тока, настраивает защиты СУ;
все эти данные представители ЦДНГ и ЭПУ-Сервис заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН и в
формуляр СУ.
Ответственность за качественное подтверждение работы УЭЦН возлагается на лиц непосредственно выполняющих работы на скважине.
11. Контроль над эксплуатацией УЭЦН
В процессе эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН необходимо:
не менее 4-х раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – динамический уровень (не менее 5 замеров с вычислением среднего), дебит (суточный замер - для УЭЦН производительностью до 80
м3/сут, и часовой - для УЭЦН производительностью выше 80 м3/сут), давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана (в зимний период ежедневно);
рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется 2 раза в сутки оператором ЦДНГ при объезде фонда скважин;
не менее чем один раз в месяц, а также при обнаружении изменения режима работы скважины с
УЭЦН, по заявке ЦДНГ электромонтер ЭПУ-Сервиса, совместно с оператором ДНГ, производит
проверку и корректировку настройки защит в СУ, с записью о проделанной работе в эксплуатационном паспорте, вкладыше СУ, и рабочем журнале;
не менее 4-х раз в месяц необходимо отбирать пробы для определения обводненности продукции
скважины оборудованной УЭЦН, при необходимости на КВЧ и шести компонентный состав. Полученные данные немедленно записываются в паспорт УЭЦН;
не менее одного раза в год необходимо проводить планово - предупредительный ремонт наземного
электрооборудования (СУ, ТМПН, наземная кабельная обвязка, клеммная коробка) на основании
утверждённого графика ППР ЭПУ-Сервиса. Для снижения потерь в добычи нефти при производстве ППР на скважинах, эксплуатируемых с УЭЦН, необходимо корректировать график проведения работ с учётом плановых отключений электроэнергии, замене НЭО, технологических простоях
скважин и выполнения заявок электромонтёром ЭПУ-Сервиса «по незапуску» установки в работу.;
в случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ УЭЦН разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно п.12;
при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, с осложненными условиями (вынос КВЧ, отложение соли или парафина) необходимо проводить профилактические мероприятия по очистке и
защите погружного оборудования от механических примесей, соли или парафина. Способ и периодичность мероприятий устанавливается ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с главным
технологом Управления добычи с разработкой и утверждением графика производства работ;
основные распространённые работы по защите и удалению механических примесей, соли или парафина:
для удаления механических примесей из УЭЦН – прямая, обратная или комплексная промывка
УЭЦН технологическими жидкостями (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде
УЭЦН);
для защиты от солеотложений внутренних органов насоса – постоянная подача химического реагента в затрубное пространство скважины на приём УЭЦН с помощью УДЭ;
для удаления солеотложений с внутренних органов насоса – прямая, обратная или комплексная
химическая промывка УЭЦН (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН);
для предотвращения отложения солей на погружном оборудований - периодическая закачка химического реагента через систему поддержания пластового давления (ППД);
для удаления парафиноотложений с внутренних органов насоса и полости НКТ – прямая или обратная промывка горячей нефтью (не более 80С в зависимости от наличия обратного клапана на
выкиде УЭЦН);
для удаления парафиноотложений из внутренней полости НКТ – спуск шаблона (скребка) в колонну НКТ;
при длительных остановках УЭЦН в процессе эксплуатации запуск в работу необходимо производить согласно п.9 с контролем параметров работы установки (динамического уровня, дебита, давления затрубного, буферного и линейного, рабочего тока, сопротивления изоляции и напряжения)
с периодичностью 30 минут. Для каждой скважины, период времени в течение, которого УЭЦН
был остановлен, после которого необходимо производить повторный вывод на режим определяется индивидуально по мощностным характеристикам пласта. После каждого снятия параметров работы УЭЦН производить расчёт притока из пласта (п.9.2), сравнивая полученные результаты с
данными из таблицы 9.1 и прекращать контроль работы УЭЦН только после выхода скважины на
установившийся режим работы.
поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования
УЭЦН, подъездные пути к ним.
ответственность за качество эксплуатации скважин с УЭЦН возлагается на начальника ЦДНГ.
12. Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях
12.1. Эксплуатация скважин подверженных карбонатным отложениям (соли)
Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ,
накапливающихся в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационной
колонны и лифтовых труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и
подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с
нефтью. Процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции;
выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную. Выпадение осадка может происходить:
- при смешивании вод различного состава несовместимых друг с другом;
- при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий в скважине либо
насосе;
- при испарении воды и т.д.;
смешивание несовместимых вод, приводящее к солеобразованию, происходит при выводе скважины на режим из глушения, при реализации различных способов заводнения месторождения, при
смешивании на забое скважины вод различных нефтяных пропластков несовместимых друг с другом и т.д. При выводе скважины после глушения, поступающая из пласта попутно-добываемая вода смешивается с раствором глушения. В процессе смешивания раствора глушения на основе хлористого кальция с пластовой водой гидрокарбонатно-натриевого типа возможно образование перенасыщенного карбонатом кальция водного раствора из-за увеличения содержания в смеси ионов
кальция и снижения содержания растворенного в пластовой воде СО2, что приводит к выпадению
избыточного количества карбоната в стволе скважины и насосном оборудовании. Солеобразование
карбоната кальция протекает и при глушении скважин раствором хлористого натрия. В этом случае выпадение карбоната обусловлено только снижением содержания растворенного СО2 при смешивании насыщенной либо близкой к насыщению пластовой воды и раствора глушения. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в стволе скважины происходит смешивание попутно-добываемых вод с различным содержанием солеобразующих ионов и растворенного СО2,
что зачастую приводит к образованию пересыщенных в отношении карбоната кальция водных растворов и выпадению карбонатных осадков в стволе скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве нагнетаемых вод в призабойную зону скважины;
подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением температуры и давления.
При снижении давления происходит нарушение сложившегося в пластовых условиях равновесного
водного состава. Устанавливается новое соотношение растворенного диоксида углерода между
водной и нефтяной фазами. Снижение содержания диоксида углерода в воде приводит к выпадению карбоната кальция из насыщенных солеобразующими ионами сред:
Ca(HCO3)2 = CaCO3 + H2O + CO2
Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти
выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в
нефти и водной фазе и, как следствие, к выпадению новых порций карбоната кальция. В результате
происходит отложение солей в эксплуатационной колонне, на поверхности насосного оборудования, рабочих колес электроцентробежных насосов (ЭЦН) и т.д;
существенным фактором, оказывающим влияние на солеотложение в низкообводненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе разгазирования скважинной
продукции. В процессе испарения воды происходит общее понижение растворимости солей. В
осадок могут перейти растворимые в обычных условиях соли – хлориды щелочных и щелочноземельных металлов;
интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения
температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного
электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.
12.2. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧ
12.2.1. Причины появления механических примесей
Механические примеси можно разделить на две категории по времени выноса, это искусственные
(материалы, использованные при ГРП) - вынос продолжается примерно около 2-х недель с массовым содержанием от 1000 мг/л и выше и натуральные - непосредственно разрушенная порода пласта (от 500 мг/л) – вынос постепенно уменьшается и зависит от времени. Методы, используемые
для борьбы с механическими примесями, соответственно различаются.
12.2.2. Методы борьбы с искусственными механическими примесями
Искусственные механические примеси состоят из пропнета, проппанта. Вынос механических примесей после ГРП (1,5-2,0 тонны) происходит из-за увеличения депрессии, плохого цементирования
эксплуатационной колонны в зоне продуктивных пластов, который приводит к значительному износу рабочих органов УЭЦН, заклиниванию вала насоса. Основные методы борьбы это:
- очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров;
- освоение скважин после ГРП комплексом ГНКТ (гибкая труба);
- освоение скважин при помощи установки нагнетания газов (УНГ).
12.2.3. Методы борьбы с натуральными механическими примесями
Вынос происходит из-за разрушения скелета породы пласта. Размер частиц от 0,001 мм и больше.
Вынос продолжителен по времени, всплески наблюдаются при запуске УЭЦН после смены. Основные методы борьбы - это:
очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров;
использование УЭЦН в износостойком исполнении.
12.3. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО
12.3.1. Причины появления АСПО
Одной из причин образования АСПО (асфальтосмолопарафиновые осадки) в процессе нефтедобычи является разгазирование добываемой нефтепромысловой продукции из-за снижения давления в
стволе скважины ниже давления насыщения. Выделение газообразных легкокипящих алифатических углеводородов из нефтяной фазы приводит к снижению растворимости высокомолекулярных
парафиновых углеводородов и их выпадению в лифтовых трубах и выкидных линиях.
12.3.2. Методы борьбы с АСПО
Одним из распространенных методов борьбы против отложений парафинов в НКТ является промывка горячей нефтью, в процессе которой происходит размягчение и плавление АСПО с их последующим растворением в теплоносителе. Необходимым условием качественной очистки НКТ от
АСПО является предотвращение их повторного осаждения из раствора в осложненном коллекторе.
Это может быть обеспечено поддержанием на выходе из НКТ температуры, при которой растворенные АСПО не осаждаются из раствора. Верхней границей этой температуры для раствора является температура кристаллизации (плавления) растворенного вещества. Основные технологические
параметры промывки (объем горячей нефти, ее начальная температура) непосредственным образом
зависят от количества АСПО, отложившихся в коллекторе, физико-химических характеристик
нефти и АСПО (температуры плавления, теплоемкости, теплоты плавления), геометрических характеристик и условий эксплуатации коллектора. Количество горячей нефти, необходимой для
очистки НКТ, в значительной степени зависит от физико-химических свойств АСПО. Это связано
с тем, что с ростом молекулярной массы парафиновых углеводородов, входящих в состав АСПО,
возрастает их температура плавления и количество тепла, необходимое для их перевода из твердого в расплавленное состояние;
для очистки НКТ от отложений парафина возможно применение шаблона (скребка), в процессе
спуска которого происходит удаление АСПО с внутренней поверхности лифтовых труб.
12.4. Эксплуатация скважин в периодическом режиме работы АПВ
При эксплуатации скважин в периодическом режиме работы необходимо:
не менее 2-х раз в неделю проверять режим работы УЭЦН – статический уровень запуска УЭЦН,
динамический уровень остановки УЭЦН (не менее 5 замеров с вычислением среднего), суточный
замер дебита, буферное, линейное и затрубное давление, работоспособность обратного клапана (в
зимний период ежедневно);
рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется 2 раза в сутки оператором ЦДНГ при объезде фонда скважин;
при наличии системы телемеханики (ТМ) необходимо проверить корректность срабатывания защит по времени работы УЭЦН;
при несоответствии или изменениях режима работы системы «скважина-насос» необходимо проведение дополнительных работ направленных на выявление и устранение причин вызвавших некорректную работу оборудования (проверка защит СУ, программных ячеек, изменение режима работы системы «скважина-УЭЦН»);
при сбоях в работе программных ячеек и ячеек АПВ цехом передается заявка по определению корректности работы станции управления, замену ячеек или блоков управления СУ в ЭПУ-Сервис;
составляется отчетность для мониторинга работы периодического фонда, в которой четко видно
время запуска и остановки УЭЦН (распечатка с ТМ), а также при сбоях в режиме АПВ и программы ведётся сводка;
при отсутствии остановок УЭЦН или остановках периодического фонда скважин 1 раз в 4 и более
суток технолог принимает решение о переводе скважины из периодического фонда в постояннодействующий или фонд ЧОС.
12.5. Работа с фондом ЧОС
в ЦДНГ ежесуточно диспетчером ведется сводка по часто останавливающемуся фонду, под контролем технолога;
фонд ЧОС (остановки чаще 1 раза в 4 дня) определяется руководством ЦДНГ ;
на часто останавливающиеся скважины производится оперативный выезд оператора цеха для снятия контрольных измерений и установления истинных причин остановок УЭЦН;
при определении истинных причин остановок УЭЦН производится совместно с ЭПУ – сервис полный комплекс измерений параметров работы скважины и УЭЦН;
в ежедневной сводке указываются фактические причины остановок и предпринятые действия со
стороны ЦДНГ;
если после предпринятых действий со стороны ЦДНГ количество остановок не изменилось, а
именно: больше 1 раза в 4 суток, то данная скважина переводится из фонда ЧОС в периодический
фонд с указанием истинной причины частых остановок (снижение производительности УЭЦН за
левую границу рабочей зоны из-за износа оборудования, недостаточного притока с пласта, повышенного газосодержания на приёме насоса, недостаточного напора УЭЦН и т.д.).
12.6. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН с частотно-регулируемым приводом
Эксплуатация УЭЦН с помощью частотно-регулируемого привода позволяет преследовать следующие
цели:
- достижение максимального дебита скважины за счет оптимизации работы погружного оборудования;
- принятие решения о дальнейшей оптимизации скважин за счет спуска большего типоразмера
УЭЦН (если при достижении максимальной частоты не выбран потенциал скважины);
- сохранить работоспособность погружного оборудования.
При повышении частоты питающего напряжения необходимо учитывать зависимости изменения параметров погружного оборудования (закон подобия). Ограничивающими факторами при повышении частоты являются:
- запас мощности погружного двигателя – при повышении частоты мощность изменяется линейно, в то время, когда потребляемая насосом мощность изменяется с кубической зависимости, и
наступает момент, когда двигатель не сможет выдать необходимую насосу мощность (вырастет ток
и произойдет остановка по перегрузу);
- прочность валов погружной системы – при повышении частоты растет нагрузка на вал (т.к. меняется напор, производительность, и момент сопротивления вращению вала) и, выбрав погружной
двигатель с большим запасом по мощности имеется риск скручивания вала, особенно при наличии
в перекачиваемой жидкости механических примесей (эффект подклинивания);
- глубина спуска УЭЦН – при повышении частоты в квадратичной зависимости увеличивается
напор насоса и существует риск, что напор может превысить глубину спуска УЭЦН и произойдет
остановка по недогрузу (когда насос откачает всю жидкость до приема насоса и перейдет в режим
холостого хода).
При понижении частоты ограничивающими факторами являются:
- напор насоса – при снижении частоты напор насоса ЭЦН снижается в квадратичной зависимости
и может произойти момент, когда энергии насоса (напора) не хватит, чтобы поднять столб жидкости с динамического уровня и произойдет срыв подачи и остановка УЭЦН от срабатывания защиты по недогрузу (ЗСП).
Учитывая ограничивающие факторы при повышении частоты, максимальной частотой для работы с УЭЦН считать частоту, при которой рабочий ток не превышает номинальные значения. В других
случаях, максимальной частотой для погружных систем считать:
- для УЭЦН отечественного производства – 60 Гц;
- для УЭЦН импортного производства – 70 Гц.
До принятия решения по «раскрутке» скважин необходимо оценить следующие критерии:
максимально возможные токовые нагрузки на наземное электрооборудование;
максимально возможные нагрузки на автомат в трансформаторной подстанции;
сечение силового кабеля по стороне 0,4 кВ для работы с необходимыми нагрузками;
текущую и ожидаемую загрузку трансформаторной подстанции 35/6 кВ;
текущую и ожидаемую загрузку кустовой трансформаторной подстанции КТППН 6/0,4 кВ;
столб жидкости над приемом насоса должен быть достаточным для обеспечения работы УЭЦН без
срыва подачи;
- при наличии погружного датчика на УЭЦН условный столб жидкости над приемом насоса (глубина погружения) можно рассчитать по формуле:
Рдатч Рзатр 10 ;
Нпогр
НЕФТИ
где, Рдатч – давление на приеме насоса по показаниям датчика, атм.;
Рзатр – затрубное давление, атм.;
рнефти – плотность пластовой нефти.
- при отсутствии погружного датчика на УЭЦН условный столб жидкости над приемом насоса можно рассчитать по формуле:
Нпогр LСПУСКА Ндин ;
где, L спуска – глубина спуска насоса, метров;
Н дин – динамический уровень в скважине, метров.
- содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости при работе на повышенных частотах не должно превышать:
для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мл/л;
для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л;
- режим работы УЭЦН по токовым характеристикам должен быть стабильным (отсутствие скачков
тока характерных подклиниванию насоса или прорывам газа).
- уровень токовых нагрузок УЭЦН не должен быть близким к значению уставки защиты по перегрузу (ЗП). В этом случае необходимо выполнить оптимизацию выходного напряжения на повышающем трансформаторе (подобрать оптимальное напряжение, при котором значение тока минимально). Напряжение на трансформаторе должно быть рассчитано исходя из напряжения, необходимого для двигателя и потерь напряжения в кабельной линии, относительно глубины спуска УЭЦН,
(согласно п.8.2.2).
При оптимизации скважин выделяются следующие технологические фазы:
- Разгон – работа УЭЦН по определенной программе в сторону увеличения рабочей частоты;
- Отработка – временное прекращение разгона при достижении определенной частоты для снятия
контрольных параметров (замеры дебита и КВЧ производить в период после непрерывной отработки в период от 6 до 12 часов);
- Стабилизация – прекращение разгона на определенном уровне при ухудшении режима работы
или выносе КВЧ до возвращения параметров в нормальный режим;
- Оптимальный режим – режим, при котором достигнут оптимальный режим по дебиту и частоте;
- Отход – снижение рабочей частоты ниже ранее достигнутой, вследствие остановок УЭЦН по срабатыванию защит, резкого ухудшения режима работы или залповом выносе КВЧ.
Темпы разгона обозначить следующими условиями:
- Нормальный разгон – программа разгона 0.1/3600 (2Гц в сутки);
Критерии применения:
режим работы УЭЦН стабильный (токовые нагрузки ровные);
давление на приеме насоса более 40 атм.;
- Осторожный разгон – программа разгона 0.1/7200 – 0,1/5400 (1 – 1,5 Гц в сутки);
Критерии применения:
режим работы УЭЦН удовлетворительный (колебания токовых нагрузок не приводят к
остановке УЭЦН по недогрузу (ЗСП) или перегрузу (ЗП));
-
давление на приеме насоса более 40 атм.;
Быстрый разгон (до ранее достигнутой рабочей частоты) – программа разгона 0.1/120-360
(1Гц за 20 мин - 1Гц за 60 мин);
Критерии применения:
применяется для быстрого возврата на рабочую частоту после текущих или плановых отключений УЭЦН при стабильном режиме работы до остановки (токовые нагрузки ровные).
Действия персонала при остановках скважин во время оптимизации.
Отключения электроэнергии (плановые или аварийные):
- произвести запуск на частоте ниже ранее достигнутой (допускается снижение частоты на 10 Гц.);
- проверить и при необходимости произвести корректировку защиты по недогрузу (ЗСП);
- по результатам запуска принять решение по дальнейшему «разгону» по программе - 0.1/120-7200;
Отключается автомат в ТП:
- запустить УЭЦН на пониженной частоте (допускается снижение частоты на 10 Гц.) для обеспечения его стабильной работы без отключений;
- проверить и при необходимости произвести корректировку защиты по недогрузу (ЗСП);
- произвести ревизию нагрузок на ТП, при необходимости согласовать замену автомата;
Недогруз (отключение по защите от недогруза – ЗСП):
- проанализировать причину снижения нагрузки (снижение динамического уровня, негерметичность
НКТ, заморожена линия, недостаточный напор, слом вала и др.);
- принять меры к устранению препятствий к запуску;
- произвести запуск УЭЦН;
- проверить и при необходимости произвести корректировку защиты по недогрузу (ЗСП);
- предпринять меры для дальнейшей стабильной работы УЭЦН и продолжить разгон;
Перегруз (отключение по защите от перегруза – ЗП). Остановки УЭЦН по причине повышения
рабочего тока выше допустимого значения (остановка по перегрузу – ЗП), могут происходить по следующим причинам:
- повышенное сопротивление вращению в насосе ЭЦН (засорения абразивами, отложение солей и
т.д.);
- недостаточная мощность двигателя;
- не оптимальный подбор напряжения на силовом трансформаторе ТМПН;
- снижение изоляции в кабельной линии.
Персонал ЦДНГ при остановках УЭЦН по перегрузу (ЗП) должен:
- определить время и рабочую частоту, при которой произошла остановка (для принятия решения с
какой частоты запускать УЭЦН и до какой частоты подниматься, после запуска и разгона рекомендуется не превышать частоту предыдущей остановки на 2-3 Гц до стабилизации или устранения
причин перегруза);
- дождаться окончания слива столба жидкости из НКТ (уровень жидкости в НКТ начинает увеличиваться, турбинное вращение ЭЦН прекратилось);
- произвести не более 3-х попыток запуска УЭЦН на частоте на 10 Гц ниже ранее достигнутой в
ручном режиме на различных режимах расклинки, в том числе на режимах «расклинки» с промежутками между пусками не менее 30 минут (для охлаждения двигателя);
- произвести замер изоляции системы «кабель-двигатель»;
- если изоляция в норме, произвести запуск УЭЦН с агрегатом после окончания скачивания не менее одной цистерны нефти, создавая избыточное давление в затрубном пространстве для облегчения пуска УЭЦН. Количество не успешных попыток запуска с агрегатом не должно превышать 3-х
с промежутками между пусками не менее 10 минут (для охлаждения двигателя);
- если УЭЦН запустилась, то оставить в работе на стартовой частоте для стабилизации выноса механических примесей (1-5 дней), далее продолжить разгон в режиме «осторожный разгон».
При выполнении программы необходимо осуществлять контроль текущих параметров работы
УЭЦН (таблица 14.1).
-
Таблица 14.1
Контрольный параметр
1.Дебит скважины
разгон
1-3 раза в
сутки
2.Замер на КВЧ
-
3.Динамический уровень
1-3 раза в
сутки
4.Давление по
(если имеется)
1-3 раза в
сутки
датчику
Периодичность контроля по фазам
отработка
стабилизация оптимальный
1 раз - в
не реже 1
не реже 2-х
промежутке
раза в сутки
раз в неделю
от 6 до 12
часов
1 раз - в
не реже 1
не реже 1-го
промежутке
раза в сутки
раза в 1-ю
от 6 до 12
неделю, дачасов
лее – не реже
1 раза в 2
недели.
1 раз в сут1 раз в сутки
не менее 2-х
ки - после
раз в неделю
отработки
не менее 6
часов
не реже 1
не реже 1
не реже 2-х
раза в сутки
раза в сутки
раз в неделю
отход
1 раз в
сутки
-
1 раз в
сутки
1 раз в
сутки
Границы ответственности персонала при оптимизации работы скважин, оборудованных ЧРП:
Ответственность за расчет планируемого прироста от оптимизации несет УППР;
Ответственность за технологическое исполнение программы несет главный технолог Управления
добычи;
Ответственность за текущую работу по программе и принятие оперативных решений по действиям
несет ведущий технолог ЦДНГ;
Ответственность за достоверность данных о выполнении программы оптимизации несет служба
ЦИТС ;
Ответственность исправность замерных устройств и скважинной арматуры несет начальник ЦДНГ.
13. Заключение об отказе, подъем УЭЦН и демонтаж УЭЦН
13.1.Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимает ведущий технолог ЦДНГ на основании данных
паспорта установки, заполненного представителями ЦДНГ и ЭПУ-Сервис.
13.2. Глушение скважины и подъем УЭЦН бригада ТКРС производит в соответствии с планом работ.
13.3. Бригада ТКРС производит контрольный замер сопротивления изоляции кабеля до разбора устья, после срыва план шайбы и после подъема НКТ, с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.
13.4. При подъеме бригада ТКРС отмечает все случаи повреждений либо прогаров кабеля, повязывая эти
места полосками ветоши. Отметки об этом делаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН.
13.5. В случаи комиссионного демонтажа УЭЦН, при появлении сливного клапана бригада должна прекратить подъем. Дальнейшие операции только в присутствии или комиссии.
13.6. При остановке из-за отсутствия подачи необходимо произвести прокрутку (запуск) УЭЦН на устье.
Для этого после появления ловильной головки ЭЦН необходимо долить скважину до устья, запустить
УЭЦН и убедиться в наличии либо отсутствии подачи. Если подача есть - ввернуть в ловильную головку заглушку с манометром, вновь запустить УЭЦН и проверить развиваемое им давление. Результаты прокрутки записать в паспорт установки. Возможна прокрутка (запуск) УЭЦН на специальном
стенде в ЭПУ-Сервис.
Остальные организационные требования в соответствии с разделом 4 настоящего регламента.
14. Расследование причины отказа УЭЦН
14.1. Основной документ расследования причины отказа УЭЦН - эксплуатационный паспорт установки.
Персональную ответственность за своевременное корректное заполнение разделов паспорта, несут
специалисты, выполняющие соответствующие этапы работ с УЭЦН.
14.2.Результаты разборки узлов установки в цехе ремонта отражаются в паспорте с росписью представителей ЭПУ-Сервиса и ЦДНГ (сервисных предприятий, проч.) участвовавших в разборке. В случае неявки представителей заказчика на расследование ЭПУ-Сервис проводит его самостоятельно, с отметкой об этом в паспорте.
14.3.Процесс расследования происходит согласно Положению по расследованию причин отказов погружного оборудования.
14.4.Ответственность за качество расследования возлагается на руководителя службы технического контроля ЭПУ-Сервис и УСТиС.
