|
Если изоляция снижена в муфте и место снижения невозможно обнаружить визуально – необходимо извлечь муфту из металлического корпуса и попробовать сделать ряд срезов (для полиэтиленовой муфты) толщиной 4-5 мм - возможно на поверхности этих срезов обнаружатся следы прогара, трещин, пустот или посторонних включений. 59
Если изоляция снижена в самой кабельной линии - перемотать ее, при этом попытаться с помощью имеющихся приборов или визуально определить место снижения. В местах повреждения брони снять ее, что бы определить, не повреждена ли изоляция жил. Регулярно проверять сопротивление изоляции мегаомметром. Тщательно осмотреть сальниковую разделку и конец кабеля, отрезать кабель в 1 метре от сальниковой разделки (в сторону удлинителя) и проверить смещение и оплавление изоляции. Отметить полную фактическую длину кабельной линии. 59
Если место снижения изоляции не выявлено - отправить кабель на высоковольтное испытание (прожиг). После прожига, вновь перемотайте кабель для обнаружения места прожига. Тщательно осматривать локализованное место снижения изоляции – отметить состояние, что здесь не было повреждения (задира, удара, вдавливания, надреза, жучка и проч.). 59
При обрыве кабеля тщательно осмотреть концы медных жил - если на них имеются капли меди или следы оплавления - обрыв произошел при работе УЭЦН. 59
При отсутствии цепи - обрыве жилы (жил), если кабель не разорван и не перерублен, вскрыть подряд все сростки - 99 % вероятности, что разрыв жилы произошел в одном из них. Естественно, необходимо регулярно проверять цепь омметром или низковольтным электрическим пробником. Все замеченные отклонения отметить в отметить в акте комиссионного разбора. 59
1)Копия плана-работ на ремонт скважины до спуска отказавшего УЭЦН, 60
2)Распечатка с электронного индикатора веса (ИВЭ) подъемного агрегата во время спуска и подъема, отказавшего УЭЦН, 60
3)Сертификат качества (паспорт) НКТ, при спуске подвески НКТ, 60
4)Акт ревизии поднятых НКТ, если не произведена замена подвески НКТ и спуск произведен на прежней подвеске, 60
5)Информационная карточка НКТ, 60
6)Акт замера длины спущеных НКТ, 60
7)Инклинометрия эксплуатационной колонны скважины до глубины спуска УЭЦН, 60
8)Акт отбивки забоя скважины (при производстве отбивки забоя перед спуском УЭЦН), 60
9)Результаты глушения скважины (тип жидкости глушения, удельный вес, объем), 60
10)Результаты шаблонирования ЭК скважины, местонахождение опасных участков колонны, 60
11)Акт на окончательную опрессовку НКТ, при наличии ОК, 60
12)Акт замера длины спущенных НКТ, 60
13)Технологическую шахматку за весь период работы УЭЦН. 60
14)Иные документы необходимые для установления причины отказа УЭЦН. 60
15)Паспорт на отказавший ЭЦН, 60
16)Акт на монтаж отказавшего УЭЦН, 60
17)Результаты проверки УЭЦН перед запуском (сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД», правильность подключения напряжения, работоспособность защиты станции управления, фазировка, время автоматического запуска после подачи напряжения), 60
18)Акт на производство запуска УЭЦН, 60
19)Результаты подбора оптимального напряжения питания ПЭД, настройка защит после вывода скважины на режим, 60
20)Карту вывода на режим с результатами контрольного замера установившегося динамического уровня, дебита, буферного давления, тока нагрузки, напряжения сети после ВНР. 60
21)Акт на демонтаж отказавшего УЭЦН, 60
22)Дефектовки узлов при разборе на базе Подрядчика по ЭПО, 60
23)Результат обкатки (испытания) УЭЦН на стенде после демонтажа (при наличии). 60
24)Предварительную информацию о причине преждевременного отказа погружного оборудования (проект протокола ПДК). 60
25)Распечатка протокола данных с контролера СУ за весь период эксплуатации УЭЦН с интервалом записи данных не менее 10минут. 60
Проводится ежемесячно или по согласованию со всеми участниками (Подрядчик по ЭПО, подрядчик по ТКРС). 60
Технологическая служба ОАО МПК «АНГГ», назначает дату проведения ПДК и сообщает ее всем сервисным предприятиям, участвующим в подготовке, ремонте оборудования, ремонте скважин, обслуживании механизированного фонда скважин, оборудованного УЭЦН, где указывает место, время проведения совещания, а так же №скважин и даты отказов. 61
Проводит заседание Главный инженер ОАО МПК «АНГГ» - председатель комиссии или его заместитель. 61
В работе заседания участвуют представители ОАО МПК «АНГГ», сервисных предприятий, назначенные внутренними приказами «О создании комиссии по расследованию причин преждевременных отказов УЭЦН». 61
После рассмотрения всех материалов и обмена мнениями председатель комиссии выносит заключение о причине отказа УЭЦН. 61
В случае несогласия какой-то из сторон с причиной отказа и определением виновного, председатель комиссии направляет материалы по отказу УЭЦН на дорасследование, и рассмотрение отказа переносится на следующее ПДК, но не более одного раза. 61
В случае невозможности корректного определения истинной причины отказа УЭЦН из-за отсутствия (не полностью предоставленной) информации председатель комиссии вправе определить виновной сторону отвечающей за предоставление данной информации. 61
Все материалы расследования остаются в распоряжении Подрядчика по ЭПО, заинтересованным лицам передаются необходимые копии. 61
По результатам заседания составляется протокол ПДК (приложение 1), в котором расписаны все без исключения результаты расследования с причинами отказов оборудования и указанием служб допустивших брак в работе или брак при оформлении документов. Протокол подписывается, представителями ОАО МПК «АНГГ», сервисного блока и является документом, обязательным для исполнения работниками подразделений и служб ОАО МПК «АНГГ» и сервисных предприятий. 61
Протокол утверждается Главным инженером ОАО МПК «АНГГ» - председателем ПДК, после чего руководителем производственного подразделения издается приказ о наказании лиц, допустивших брак в работе. В случае выявления брака со стороны подрядных организаций в курирующий отдел передаются копии документов для дальнейшего проведения претензионной работы согласно заключенных договоров. Все споры и претензии решаются в соответствии с договором и законодательством РФ. В договорах или в отдельных Регламентах по претензионной работе между предприятиями должны быть оговорены взаимные экономические санкции за брак в выполнении работ. 61
На основании результатов ПДК при необходимости вносятся оперативные изменения в план работ бригад ремонта скважин, принимаются решения об дополнительных исследованиях на скважине, изменении типоразмера УЭЦН в рассматриваемой скважине или о прекращении вообще эксплуатации в ней УЭЦН. 61
-
Подбор типоразмера УЭЦН
-
Требования к расчету подбора УЭЦН
Подбор оборудования основывается на потенциале скважины, который при необходимости может быть отражен в графическом виде (IPR-кривая построенная в программе "PERFORM"). Расчет УЭЦН производится специалистами УДН ОАО МПК «АНГГ», исходя из максимально возможного снижения забойного давления (если нет геологических или эксплуатационных ограничений) при соблюдении следующих условий оптимальной работы ЭЦН:
расчетный дебит жидкости на поверхности должен находиться в пределах рабочей зоны заводской характеристики Q-H (приведены в программах подбора оборудования, каталогах заводов производителей). Допускается отклонение в 20% от левой или правой зоны;
давление на приеме не менее 20 кгс/см2 или расчетный уровень жидкости над приемом насоса не менее 100м;
максимальное содержание свободного газа на приеме насоса по объему – 25%,
с применением газосепаратора или диспергатора - 55%,
с применением "газосепаратора-диспергатора" - 65%;
температура среды не более 120гр.С; обводненность до 100%;
интенсивность пространственного искривления ствола скважины в интервале подвески установки не должна превышать 0.3гр. на 10м. Зенитный угол не более 60гр, кроме специальных насосных систем;
исходя из эксплуатационных условий, подбирается окончательная схема подземного оборудования и объем дополнительных работ (шаблонировка эксплуатационной колонны, защита кабеля, струйные вставки, системы шламоуловителей, фильтров, кожухов, подача ингибиторов и т.д.).
Ответственность за подготовку данных по потенциалу скважины (IPR-кривая построенная в программе PERFORM) и геологических ограничений несет Геологическая служба ОАО МПК «АНГГ».
Ответственность за подбор и расчет глубины спуска УЭЦН несет Технологическая служба ОАО МПК «АНГГ» (УДН).
Все технологические операции на скважине осуществлять бригадами ТКРС и освоения на технологической трубе, которую предоставляет подрядчик, производящий ремонт на скважине.
Основные принципы, которые должны быть соблюдены при проектировании системы УЭЦН - скважина:
Исходные данные для расчетов (PVT характеристики пластовых жидкостей, результаты КВД, КВУ и текущим параметрам эксплуатации) должны быть достоверны;
Рабочий дебит скважины не должен отличаться на 35% от номинальной подачи насоса;
В зоне эксплуатации УЭЦН интенсивность набора кривизны не должна превышать 0,3гр. на 10 метров.
-
Требования к комплектации УЭЦН
ЭЦН (износостойкая модификация в коррозионностойком исполнении для работы в среднеагрессивных средах с КВЧ до 500 мг/л, температура среды - 120гр.С.);
ПЭД (допустимая температура среды - 120гр.С, обмоток - 170гр.С), с кожухами для охлаждения при необходимости;
Гидрозащита в соответствии к модификации ПЭД;
ТМС (система погружной телеметрии) на 100% фонда (при несовместимости ТМС и СУ, использовать автономный наземный блок с ЖК-дисплеем)
Газосепаратор (или диспергатор, или газосепаратор -диспергатор) в соответствии к модификации ЭЦН;
Мультифазная секция насоса – по дополнительной заявке.
Фильтр модульный противопесочный (тип ЖНШ) с тонкостью фильтрации 100/200 микрон (в соответствии к модификации ЭЦН) для защиты погружного оборудования при необходимости;
Кабельная линия в составе:
Кабельный удлинитель-230гр.С. Кабельная термовставка до 1000м - 230гр.С.
Основная длина кабельной линии (без учета термовставки) 2300м – 130-150гр.С.
Кабельный шлейф от клемной коробки до ТМПН не более 400м - 90гр.С.
Кабельный шлейф для обвязки СУ и ТМПН;
-
Клемная коробка;
ТМПН для диапазона частот 30-60Гц;
СУ типа "Электон-04" или СУ типа "Электон-05" с частотным преобразователем и выходным фильтром при необходимости;
Шламоуловитель (устанавливается в НКТ над обратными клапанами);
Клапан сливной;
Клапан обратный - 2шт;
Пояса крепления кабеля.
По дополнительной заявке Подрядчик по ЭПО предоставляет в прокат подвесные контейнера с ингибиторами АСПО, солеотложений, коррозии.
-
минимальные Требования к Обеспеченности приборами и инструментами персонала подрядчика по эпо
Подрядчик по ЭПО при выполнении работ по договорам обслуживания, проката и ремонта УЭЦН гарантирует обеспеченность своего персонала приборами и инструментами по следующему минимальному перечню:
Мегаомметр.
Индикатор вращения (при монтаже УЭЦН).
Фазоуказатель высокого напряжения.
Мультиметр в составе: а) делитель высокого напряжения; б) токоизмерительные клещи.
Набор инструмента для монтажа УЭЦН.
Имитатор для проверки работы ТМС.
Прибор контроля уровня жидкости в скважине.
ПК для хранения и анализа данных со станций управления.
Съемники информации со СУ.
при дефектации оборудования:
Прибор для ММП – анализа (метод неразрушающего контроля на основе магнитной памяти металла).
Спектрометр.
Толщинометр.
Каверномер.
Микрометр.
Штангенциркуль.
-
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ
Данный раздел регламента предусматривает порядок и объем технологических работ при ремонте скважин, оборудованных УЭЦН и/или переводимых на УЭЦН после бурения или другого способа эксплуатации.
Технология ремонта скважин обеспечивает комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинных УЭЦН, работ по изменению режима их работы и способа эксплуатации.
Объем работ определяется на основании изучения режима эксплуатации, отказавшей УЭЦН, причин отказов предыдущих установок, характеристики скважин, вида работ (смена УЭЦН, перевод или ввод после бурения, смена УЭЦН после КРС или выполнения ГТМ).
-
Технология ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ.
Персонал НП после отказа УЭЦН замеряет не ранее чем через 8 часов статический уровень и избыточное давление и по результатам замера геологическая служба НП принимает решение о глушении скважины или ремонте без глушения в соответствии с утвержденным перечнем скважин.
Глушение нефтяных скважин производится бригадой ТКРС Подрядчика с использованием материалов Заказчика в рамках действующей в инструкции по глушению скважин, оборудованных УЭЦН и «Инструкции по глушению скважины при капитальном и текущем ремонте».
Технологическая служба НП несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.
Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле:
где:
К – коэффициент =1,07 если Нпер до 2500м;
=1,05 если Нпер более 2500м;
жг – плотность жидкости глушения, кг/м3
Рпл – пластовое давление, атм
g – ускорение свободного падения, м/с2
Нпер – расстояние от устья до середины интервала перфорации (по вертикали), м
Ответственность за расчет объема и плотности жидкости глушения несет геологическая служба НП.
Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием состояния сливного клапана, типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, циклов, давления, который составляется исполнителем работ и подписывается мастером бригады ТКРС Подрядчика, мастером ДНГ НП (технологом НП). Акт находится в бригаде ТКРС, где и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
Данные акта глушения (тип жидкости глушения, плотность, объем) заносятся мастером ТКРС Подрядчика в эксплуатационный паспорт УЭЦН перед монтажом.
Линия подачи жидкости глушения должна быть оборудована фильтром. Ответственный за состояние и работоспособность фильтра – мастер ТКРС. Фильтр хранится в бригаде ТКРС Подрядчика.
|
