4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ.
Организация обучения и проверки знаний требований данной инструкции в производственных подразделениях ОАО «Варьеганнефть» производится:
инженерно-технических работников цеха добычи – сотрудниками ТОАРС;
операторов по добыче нефти - технологом ЦДНГ;
Проверка знаний для операторов ЦДНГ и персонала технологических служб ЦДНГ – 1 раз в полгода на основании утвержденного графика.
Технологическая и геологическая службы ЦДНГ должны владеть нормами и положениями данного Технологического регламента в обязательном порядке.
Сотрудниками ТОАРС формируются экзаменационные билеты для проверки знаний технологов и операторов ЦДНГ.
Билеты по проверке знаний включают в себя технические вопросы и знание данного Технологического регламента.
Порядок проверки знаний сотрудниками ТОАРС:
Приказом по Обществу назначаются 1-2 сотрудника ТОАРС для проведения проверки знаний в ЦДНГ;
ТОАРС формирует билеты по проверке знаний по запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованный УЭЦН;
ТОАРС составляет график проверки знаний и утверждает его у главного инженера Общества;
разработанные материалы для проверки знаний технологов и операторов ЦДНГ передаются начальнику ЦДНГ под роспись для подготовки его работников к последующей аттестации;
аттестация технологов и операторов ЦДНГ проводится 2 раза в год;
группа, сформированная из работников ТОАРС, направляется в ЦДНГ согласно утвержденного графика и производит аттестацию технологов и операторов ЦДНГ.
По результатам аттестации работников ЦДНГ формируется рейтинг проверки знаний:
сотрудники набравшие 70 % баллов и более;
сотрудники набравшие 50% баллов;
сотрудники набравшие менее 25% баллов.
К работникам показавшим результат менее 25% баллов назначается повторная переаттестация в течение 2-х недель. Если по итогам переаттестации работники показывают результат менее 25% баллов, то руководством Общества ставится вопрос о дальнейшей целесообразности работы данных сотрудников на занимаемых должностях.
5. ПОДБОР УЭЦН К СКВАЖИНЕ.
Подбор оборудования осуществляется перед каждым спуском УЭЦН в скважину, включая случаи ввода скважины из бурения, перевода на механизированный способ добычи и смены отказавшего подземного оборудования.
5.1. ПОРЯДОК ПОДБОРА УЭЦН.
5.1.1. ПТО ДНГ НГДУ совместно с СР и Г НГДУ 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.
5.1.2. ПТО ДНГ НГДУ уточняет геолого-технические данные по скважине (диаметр эксплуатационной колонны, наличие металлических пластырей и других элементов, сужающих колонну, препятствующих и затрудняющих проведение ремонта скважины).
5.1.3. На основании полученных данных и скорректированного объема работ ПТО ДНГ НГДУ (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.
5.1.4. Ответственность за подбор оборудования для скважин несет начальник ПТО ДНГ НГДУ. Ответственность за достоверность и своевременность геологической информации несет начальник СР и Г НГДУ.
5.1.5. После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЦЭПУ (либо сервисное предприятие) принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования, необходимых для комплектации. ЦЭПУ при необходимости производит замену наземного оборудования в соответствии с комплектацией УЭЦН.
Ответственность за своевременную подачу заявки в ЦЭПУ (либо диспетчерскую службу сервисного предприятия) на замену НЭО несет начальник ПТО ДНГ НГДУ. Ответственность за своевременную замену наземного оборудования несет начальник ЦЭПУ (либо соответствующее подразделение сервисного предприятия). В случае, невозможности по каким-либо причинам эксплуатации расчетной УЭЦН в данной скважине, окончательное решение по типоразмеру УЭЦН принимает начальник ПТО ДНГ НГДУ.
5.1.6. Погружное оборудование, предоставляемое в прокат сервисной организацией на месторождениях ОАО «Варьеганнефть», должно соответствовать требованиям только настоящего Технологического регламента, в особенности в части условий эксплуатации.
5.2. ПОДБОР УЭЦН.
5.2.1. Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятым в Обществе программам подбора.
5.2.2. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мех.примесей, работа скважины с низким динамическим уровнем и большом газовом факторе (600 м3/м3 и более), а так же при спуске ЭЦН с пакером, без возможности вывода газа из-под пакерного пространства допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки насоса через НКТ (данное решение принимает начальник ПТО ДНГ НГДУ, учитывая возможные осложнения при выводе скважины на режим).
5.2.3. Подбор УЭЦН для скважины необходимо проводить в следующие этапы:
1) Сбор и анализ информации по истории эксплуатации и ремонтов скважины и причинах отказов оборудования;
2) Определение потенциальной производительности скважины, определение глубины;
установки насоса, требуемой для достижения заданной производительности;
3) Определение объемов жидкости и газа, всасываемых насосом;
4) Определение требований к напору насоса;
5) При заданной производительности и выбранной величине напора выбрать тип насоса, который будет иметь максимальную эффективность при требуемом расходе;
6) Выбрать оптимальные размеры насоса, двигателя, протектора и кабеля, проверить ограничения, связанные с оборудованием;
7) В зависимости от выбранной глубины спуска установки насоса, диаметра и кривизны эксплуатационной колонны скважины, предусмотреть усиленную верхнюю часть спускаемой колонны НКТ применением соответствующих групп прочности (марок стали «К», «N-80» и др.).
5.2.4. Допустимый темп набора кривизны ствола скважины не должен превышать 2 град. на 10 м.
5.2.5. Угол отклонения ствола скважины от вертикали в зоне работы УЭЦН должен быть не более 60 градусов.
5.2.6. Кривизна ствола скважины в зоне расположения погружного агрегата должна быть не более 3’ на 10 м.
5.2.7. 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 СР и Г НГДУ.
5.3. ВЫБОР ДИАМЕТРА НКТ.
Диаметр подъемника (НКТ) выбирается исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Рост гидродинамических сопротивлений приводит к потере напора (табл.5.1). При правильном выборе диаметра НКТ потери напора не должны превышать 15 м на 100 м длины (15%).
|
Потеря напора, м
|
Деби, м3/сут
|
НКТ 2,0"
(dвн 50,3 мм)
|
НКТ 2,5"
(dвн 59,0 мм)
|
НКТ 2,5"
(Dвн 62,0 мм)
|
НКТ 3,0"
(Dвн 75,9 мм)
|
НКТ 3,5"
(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
|
Таблица 5.1 - Потеря напора при подъеме жидкости на 100 м для различных НКТ
* - внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее 154 мм
5.4. ПРОВЕРКА РАСЧЕТА УЭЦН.
5.4.1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН (Qж; Ндин; Р пл; Рзаб) определяется коэффициент продуктивности скважины.
Кпр = Q/(Рпл-Рзаб)
Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.
5.4.2. Исходя из значения забойного давления определяется динамический уровень
Нверт дин = Нверт пласта- [(Ропт заб - Рзатр)* 10] /r см,
где r см - удельный вес газожидкостной смеси в скважине (г/см3).
5.4.3. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение COSa — угла отклонения ствола скважины от вертикали.
COSа = Н верт пласта / Н пласта по стволу
5.4.4. Определяется динамический уровень по стволу скважины
Н дин = Н дин по вертикали / COSa
5.4.5. Вычисляется глубина спуска установки по стволу скважины
Н спуска = Н дин по стволу + (Н погр под уровень / COS a)
5.4.6. Вычисляется планируемый дебит скважины при Р оптимальном забойном
Q планируемый = К пр * (Р пластовое - Р опт заб)
5.4.7. Определяется требуемый напор установки
Н = Н дин по вертикали + дельта Н
где дельта Н - поправка напора на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др. Для насосов производительностью: 20-50 м3/сут. дельта Н = 250 метров; 80-125 м3/сут. дельта Н= 180 метров; 200 м3/сут и более дельта Н = 100 метров.
Подбор УЭЦН к скважине - строго индивидуальная операция, при этом необходимо
руководствоваться таблицей № 5.2 - рекомендациями по выбору конструкций кабелей для
УЭЦН.
Таблица № 5.2
Требования по условиям эксплуатации
|
Рекомендуемые конструкции кабелей
|
Рабочая температура изоляции, оС
до 90
до 95
до 110
до 120
до 160
до 230
|
Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности
Кабели с полипропиленовой изоляцией
Кабели с изоляцией из модифициро-ванного полипропилена
Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена высокой плотности
Кабели с изоляцией из фторсополимера, освинцованный
Кабели с изоляцией из этилен-пропилендиенового каучука EPDM, освинцованный.
|
Температура воздуха на поверхности при перемотках и динамических изгибах кабеля, °С:
до –40
до -51
|
Кабели с полипропиленовой, полиэтиленовой и фторопластовой изоляцией (конкретные ограничения по морозостойкости устанавливаются производителем)
Кабели с изоляцией из этилен-пропилендиенового каучука EPDM
|
Устойчивость к повышенному газосодержанию в скважинкой жидкости
|
Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности (в т.ч. сшитого) или полипропиленовой изоляцией, а также кабели со свинцовыми оболочками жил.
|
Устойчивость к воздействию химически агрессивных скважинных средств.
|
Кабели со свинцовыми оболочками жил, в броне из нержавеющей стали, монель-металла или бронзы.
|
6. Подготовка скважины к эксплуатации ее УЭЦН.
6.1. ПЕРЕДАЧА СКВАЖИНЫ В РЕМОНТ.
6.1.1. Скважины оборудованные УЭЦН, передаются в ремонт после заключения ведущего технолога ЦДНГ и ведущего геолога ЦДНГ на основании наряд - заказа.
6.1.2. Наряд-заказ на ремонт скважины, в котором определяется необходимый объем работ и порядок их выполнения на конкретной скважине с УЭЦН, составляет ведущий технолог и ведущий геолог ЦДНГ исходя из технологического режима работы скважины, причин отказов ГНО в предыдущие периоды эксплуатации, характеристик скважины, факторов осложняющих эксплуатацию.
6.1.3. Наряд - заказ оформляется по причине преждевременного отказа оборудования, либо на основании план - графика движения Бригад Т и КРС утвержденного главным инженером Общества.
6.1.4. Для проведения анализа работы скважин и для корректного подбора оборудования ПТО ДНГ НГДУ формирует сводную информацию по скважинам механизированного фонда (Приложение 9), содержащую следующие данные:
- спущенное ГНО;
- наработка на отказ ГНО;
- поузловой разбор в ЦЭПУ;
- причина отказа по результатам ПДК;
- предварительные данные о причине отказа;
- работающее ГНО в скважине.
6.1.5. Ведущий технолог заполняет планируемые мероприятия по ремонту скважины с учетом опыта предыдущей эксплуатации ГНО согласно прилагаемой формы (Приложение 6).
6.1.6. НГДУ (мастер) сдает по акту исполнителю:
а) комплектность арматуры;
б) наличие всего оборудования на кусту;
в) состояние территории (замазученность, металлолом);
г) расположение подземных нефтегазоводпроводов;
д) наличие циркуляции в скважине;
е) наличие прохода в коллекторе до АГЗУ.
ж) наличие прохода в НКТ (производит СПО скребка при представителе ТРС)
6.1.7.Эксплуатационный паспорт (Приложение № 7) на ремонт скважины выдается технологической службой ЦДНГ мастеру бригады ТиКРС до начала работ по ремонту скважины.
6.1.8.В эксплуатационный паспорт прокатного УЭЦН ведущий технолог обязательно вкладывает распечатанную выкладку из электронной “шахматки” за весь период эксплуатации данного УЭЦН на скважине.
6.2. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИНЫ.
Решение по глушению скважины солевым раствором, ВУС или технической водой принимает СР и Г НГДУ.
6.2.1. Глушение нефтяных скважин производится согласно действующего регламента определяющего технологию глушения скважин и применение составов глушения на месторождениях. Решение о необходимости применения тех или иных добавок принимается на основании регламента на применение составов глушения скважин на месторождениях и согласовывается с СР и Г НГДУ.
6.2.2. ЦДНГ несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.
6.2.3. 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.
6.2.4. Запрещается выдача на скважину жидкости глушения с содержанием мех примесей более чем 100 мг/л.
6.2.5. Глушение производиться в затруб без сбития сбивного клапана в случаях: отсутствия подачи, отсутствия звезды при замере сопротивления изоляции.
6.2.6.При наработке подземного оборудования 1095 суток запрещается проводить опрессовку лифта НКТ перед глушением.
6.3. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ.
6.3.1. Размещение оборудования для подземного ремонта производится в соответствии с утвержденной Главным инженером Общества схемой. 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 (ТП). Служба главного энергетика должна в процессе эксплуатации УЭЦН производить измерения омического сопротивления контура заземления и передавать в ЦЭПУ акты 1 раз 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. Ответственный за рабочее состояние площадки под НЭО и подъездные пути – начальник ЦДНГ НГДУ.
Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО с использованием грузоподъемных механизмов установленных на базе автомобильной техники.
Предприятие ЦЭПУ до запуска УЭЦН проверяет состояние наземного оборудования СУ, ТМПН, силовых кабелей, при выявлении неисправностей производит ремонт либо замену оборудования.
6.3.2. Клеммная коробка (КПК) должна быть установлена на кабельной эстакаде. Силовые кабели от КПК до станции управления (СУ) УЭЦН и от ТП 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, КПК и заземление оборудования выполняет ЦЭПУ. Силовой питающий кабель от КТПН до СУ и ТМПН, предоставляет ЦЭПУ. Кабели должны быть проложены по эстакаде либо загублены не менее чем на 0,5 м в грунт. При отсутствии кабельной эстакады, ЦДНГ предоставляет переносные стойки под кабель. Ответственный за рабочее состояние кабельных эстакад - мастер бригады ЦДНГ.
6.3.3. Кабельный барабан устанавливается в 15м 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.
6.3.4. 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 на мачте подъемника на высоте 5-6м от мостков скважины, и на одной прямой с кабеленаматывателем и устьем скважины.
6.3.5. Между мачтой подъемного агрегата и кабеленаматывателем устанавливается 5-7 подставок, которые предохраняют кабель от касания с поверхностью земли и попадания песка в скважину.
6.3.6. Запрещается подключать питание электроэнергией оборудования бригады ТиКРС от СУ скважины с УЭЦН.
6.3.7. 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.
6.3.8. Запрещается эксплуатация УЭЦН, у которых площадки для размещения НЭО, кабельные эстакады, КПК и заземление не соответствуют требованиям ПУЭ и ТБ. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник ЦДНГ НГДУ.
6.4. ГРАНИЦЫ ОТВЕТСТВЕННОСТИ И КОНТРОЛЬ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИНЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ЕЕ УЭЦН.
6.4.1. Ответственность за качество глушения скважины возлагается на ЦТРС (ЦКРС).
6.4.2.Ответственность за исправное состояние кабельных эстакад, площадки под НЭО возлагается на ЦДНГ, наличие протоколов и контура заземления возлагается на главного энергетика НГДУ.
6.4.3. Ответственность перед заказчиком за исправное состояние НЭО лежит на ЦЭПУ (либо сервисной организации).
6.4.4. Ответственность за проведение замеров сопротивления контура заземления НЭО лежит на службе главного энергетика Заказчика.
6.4.5.ОТ и КРС заказчика несет ответственность, за качественное исполнение технологических операций предусмотренных в плане - работ на подготовку скважины к спуску УЭЦН. При выявлении нарушений заказчик вправе требовать от исполнителя устранения всех замечаний до возобновления работ.
6.4.6. Ответственность за обеспечение подставок под кабельные линии от устья скважины до эстакады возлагается на начальника ЦДНГ НГДУ.
6.4.7.Мастер бригады ТиКРС несет ответственность за прокладку кабеля от устья до клеммной коробки на стойках через 2 метра, не допуская при этом провисов, перекрутов и изгибов радиусом более 380 мм. О количестве необходимых подставок под кабель от устья до эстакады мастер бригады ТиКРС должен сообщить в ЦДНГ заблаговременно.
6.5. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ СКВАЖИНЫ.
Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ на основе анализа оперативных технологических параметров работы установки. В эксплуатационном паспорте ведущий технолог ЦДНГ подробно указывает причины остановки и отклонений от установленного режима, приведших к необходимости ремонта.
|
