Технологический регламент ёганнефть» по подготовке, запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН (стр. 8 )

г) замерены токи нагрузки установки по фазам;

д) замерено напряжение на высокой и низкой стороне ТМПН;

е) произведена промывка насоса с подробным указанием всех параметров (объем, давление - начальное, максимальное, конечное, удельный вес).

6.5.3.1. Перед подъёмом установки замерить сопротивление изоляции системы “кабель - двигатель”.

6.5.3.2. При демонтаже УЭЦН мастеру (ст. оператору) бригады ПРС (КРС) и электромонтёру ЦЭПУ проконтро­лировать:

а) состояние сетки насоса на наличие парафина, солей, мех. примесей;

б) вращение валов установки в сборе и каждого узла (секций насоса, протектора, электродвигателя);

в) измерение сопротивления изоляции кабеля:

- между каждой жилой и бронёй;

- между жилами кабеля;

г) измерение сопротивления изоляции электродвигателя: наличия “звезды” об­мотки ПЭД.

6.5.3.3. Установку демонтировать и заменить на новый комплект.

6.5.3.4. Результаты подъёма и демонтажа подробно записать в эксплуатационный пас­порт за подписями ст. оператора ПРС (КРС) и электромонтера ЦЭПУ.

6.6. ДЕМОНТАЖ УЭЦН.

6.6.1. Демонтаж производится на основании разработанного технологического процесса при любой погоде, позволяющей выполнение спускоподъемных операций.

6.6.2. Демонтаж производится совместно электромонтером ЦЭПУ и бригадой ТКРС, под руководством электромонтера ЦЭПУ начиная с подъёма КСН, сливного и обратного клапана.

6.6.3. При демонтаже особое внимание обратить на вращение валов каждой секции ЭЦН, вылеты валов, состояние крепежа на фланцевых соединениях секций, состояние шлицевых соединений и муфт, состояние удлинителя, приемной сетки насоса.

6.6.4. 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.

6.6.5.При преждевременном отказе УЭЦН с наработкой до 180 суток собственного оборудования и до 365 оборудования сторонних организаций, необходимо, чтобы демонтаж выполнялся не электромонтером, производившим её монтаж. Результаты демонтажа, и все обнаруженные отклонения записываются в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

6.6.6.Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

6.6.7.Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и электромонтером ЦЭПУ 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 0,5 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 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.

6.6.8. Все демонтажно-монтажные работы с УЭЦН производятся в соответствии с технологическими процессами на производство данных работ, которые ежегодно разрабатываются исполнителем и согласовываются с заказчиком.

Проведение демонтажно-монтажных работ производится только в соответствии с «Отдельной инструкцией на проведение демонтажно-монтажных работ с УЭЦН на скважине с определённым типом гидрозащит».

6.6.9. Не позднее 24 часов до начала производства работ предприятие, производящее ремонт на скважине подает заявку в диспетчерскую службу ЦЭПУ (либо диспетчерскую службу сервисного предприятия) на выполнение демонтажно-монтажных работ. Порядок подачи и приёма заявок определяется в договорах, заключаемых между исполнителем и заказчиком.

6.6.10.В случае превышения количества заявок на текущие сутки приоритетность выполнения работ определяет заказчик.

6.6.11.При производстве монтажа на устье скважины экспериментального оборудования обязательно присутствие представителя заказчика и изготовителя.

6.7.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; по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ и ОТ и КРС;

- 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. Размеры шаблона указаны в таблице.

________________________________________________________________________________________

Тип насоса Максимал. диам. Минимал. допустим. Размеры элементов

габаритов погруж. внутр. диаметр обсадн. шаблона

агрегата колонны. ------------------------------------

диаметр длина

____________________________________________________мм_________мм________

УЭЦН-5 116 121,7 119 30000

УЭЦН-5А 124 130 127 30000

УЭЦН-6 137 144,3 140 30000

УЭЦН-6А 142,5 148,3 145 30000

__________________________________________________________________________

Диаметр шаблона перед спуском установок импортного производства определяется согласно технических условий для данного оборудования.

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. Глубину спуска УЭЦН согласовать со службами главного технолога и главного механика.

6.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ.

Определение текущего забоя скважины производится:

- при переводе на эксплуатацию УЭЦН;

- после очистки забоя желонкой, промывки;

- после аварии, «полетов» подземного оборудования 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 ЦКР или геофизической партией.

6.9. ОЧИСТКА ЗАБОЯ, ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ.

Очистка забоя, промывка скважины производится:

1) по результатам измерения искусственного(текущего) забоя. В случае недостижения искусственного забоя, скважины, эксплуатирующиеся УЭЦН должны иметь текущий забой и ЗУМПФ, соответственно, не менее 10 метров. В случае недостижения согласовывать с СР и Г НГДУ.

2) после проведения соляно - кислотных обработок, других обработок призабойной зоны.

3) при засорении УЭЦН и обратного клапана песком, мех. примесями.

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.

При проведении геолого-технических мероприятий, связанных с отсыпкой проппантом или песком нижележащего пласта в обязательном порядке устанавливать цементный мост гидрожелонкой.

В процессе каждой операции производится замер труб, с указанием лица ответственного за достоверность замера.

Количество спускоподъемных операций с НКТ производится согласно Регламента по проведению работ с применением НКТ на месторождениях ОАО “Варьеганнефть”.

6.10. ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП) производится:

1) перед первым спуском в скважину УЭЦН с тщательной очисткой ствола скважины и ПЗП от продуктов реакции, а при необходимости проработка скрепером эксплуатационной колонны.

2) если при работе скважины наблюдалось падение дебита скважины и снижение динамического уровня (при обеспечении реальной компенсации системой ППД)

6.11. ПОДГОТОВКА УСТАНОВКИ ЭЦН В ЦЕХЕ ЭПУ.

6.11.1.ЦЭПУ разрабатывает комплектацию оборудования УЭЦН, согласованную с Заказчиком, при этом должно быть учтено требование запаса мощности ПЭД не менее 15 %.

6.11.2.Номера и типы узлов скомплектованной УЭЦН заносится в эксплуатационный паспорт, паспорт сопровождает УЭЦН на всех этапах от монтажа до возврата на ремонтную базу.

6.11.3.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 ЦЭПУ.

6.11.4.В зимний период рабочие ступени насоса должны быть покрыты незамерзающей смазкой типа индустриального или веретенного масла.