8.2.6. Третий этап. Для определения виновной стороны создается комиссия ПДК, состоящая из представителей Исполнителя, Заказчика и ТКРС. На основании актов первого и второго этапов расследования, эксплуатационного паспорта УЭЦН, а также дефектных ведомостей анализируются причины отказа. По результатам расследования составляется акт ПДК с указанием виновной Стороны. Также стороны разрабатывают мероприятия по предотвращению подобных отказов УЭЦН. Ответственность за качественную и своевременную подготовку к заседанию ПДК возлагается на начальника отдела Качества.
8.2.7. В спорных случаях при составлении заключения о причинах преждевременного отказа УЭЦН и определении виновной Стороны на третьем этапе расследования, Стороны привлекают представителя независимой Стороны, решение которой по данному вопросу является окончательным. Кандидатура представителя независимой Стороны в этом случае письменно согласовывается Заказчиком, Исполнителем и представителем ТКРС.
8.2.8. В исключительных случаях, при невозможности доставить преждевременно отказавшую УЭЦН на базу Исполнителя (в периоды весеннего и осеннего бездорожья или по иным причинам), оперативное решение по замене ЭПУ на скважине с целью исключения простоев производится на основании анализа данных, полученных в процессе первого этапа расследования. Второй этап расследования производится после доставки УЭЦН на базу Исполнителя в установленном порядке.
8.2.9. Заключение о причине преждевременного отказа, принятое комиссией по первому этапу расследования и оформленное актом с подписями представителей Сторон, является основанием для принятия решения о необходимых дополнительных работах на скважине с целью предупреждения повторного отказа.
8.3. Отказавшая УЭЦН, находившаяся в скважине после отказа более 1 года, расследованию не подлежит, причина отказа считается не установленной.
8.4. Во всех спорных ситуациях, не охваченных данным положением, стороны действуют по письменному согласованию.
9. Порядок расчета суток проката станций управления с частотным преобразователем.
9.1. Если условиями договора между Заказчиком и Исполнителем оговорено, что оплате подлежат только станции управления с частотным преобразователем свыше 50% действующего фонда, то расчет производится следующим образом:
9.1.1. Действующий фонд - это все скважины, оборудованные УЭЦН Исполнителя, находящиеся в работе и в простое (т. е. в ожидании ремонта не более 1 месяца) по состоянию на последний день отчетного месяца (действующий фонд обозначается «Д»)
9.1.2. Исполнителем составляется и согласовывается с Заказчиком перечень скважин с УЭЦН, оборудованных станциями управления с частотными преобразователями по состоянию на последний день отчетного месяца (количество СУсЧП обозначается «С») .
9.1.3. Из расчета исключаются скважины, в стоимость проката УЭЦН которых уже включены СУсЧП (обозначается «БС»).
9.1.4. Определяется количество скважин, по которым будет производиться расчет по прокату СУсЧП по формуле: К = С-БС - (Д-БС)/2
9.2. Оплате подлежат СУсЧП, смонтированные на последних «К» скважинах.
Начальник ПТО «АКИ-ОТЫР»
СОГЛАСОВАНО:
Директор департамента добычи нефти и газа
Главный энергетик «АКИ-ОТЫР»
Начальник ЦИТС «АКИ-ОТЫР»
Начальник технологической службы
Начальник СБсРС
Начальник нефтепромысла
Начальник нефтепромысла
Приложение 1
____________________месторождения «АКИ-ОТЫР»
Форма 1
Месторождение_____________________ Куст__________
Скважина_____________ Пласт_________
Данные по проработавшей в скважине установке
Параметры | Единицы измерения | Величина | |
1 | Дата пуска установки в работу | ||
2 | Типоразмер насоса (ЭЦН) | ||
3 | Типоразмер двигателя (ПЭД) | ||
4 | Марка кабеля | ||
5 | Марка удлинителя | ||
6 | Диаметр компрессорных труб | мм | |
7 | Длина подвески | м | если эксплуатация велась ранее |
8 | Динамический уровень | м | |
9 | Дебит жидкости в мернике | м3/сут | |
10 | Давление в линии | атм | |
11 | Давление в затрубном пространстве | атм | |
12 | Давление буферное | атм | |
13 | Дата останова | ||
14 | Причина подъёма | ||
15 | Газосепаратор | ||
16 | Давление на приёме насоса (по данным ТМС) | атм | |
17 | Частота | Гц |
Примечание: 1.При эксплуатации другим способом, указать каким ____ ______________
Форма 2
Параметры скважины
№ | Параметры лифта | Единицы измерения | Величина |
1 | Дата замера | ||
2 | Коэффициент продуктивности промысловый | (м3/сут)/(атм) | |
3 | Статический уровень | М | |
4 | Обводненность | % | |
5 | Давление пластовое на глубине верхних отверстий перфорации | атм | |
6 | Дебит жидкости в мернике (планируемый) | м3/сут | |
7 | Плотность жидкости глушения | кг/м3 |
Примечание: Ваши предложения по увеличению срока службы из опыта предыдущей
работы
_______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Форма 3
Данные по конструкции и инклинометрии скважины
1.Расстояние до верхних отверстий перфорации, м ________________
2.Затрубье: закрытое или соединенное с нагнетательной линией (нужное подчеркнуть)
Интервал, м | Зенитный угол, град. | Азимутальный угол, град. | Диаметр эксплуатационной колонны, мм | Толщина стенки эксплуатационной колонны, мм |
Примечание: Инклинометрия требуется от устья до забоя в электронном виде.
Форма 4
Физические свойства откачиваемой продукции
№ п/п | Параметры | Единицы измерения | Величина | Температура замера |
1. | Давление насыщения | кгс/см2 | ||
2. | Газовый фактор пластовый | м3/м3 | ||
3. | Физические свойства нефти | |||
3.1 | Степень кривой разгазирования | |||
3.2 | Объёмный коэффициент нефти при давлении насыщения | |||
3.3 | Температура в пласте | о С | ||
3.4 | Геотермический градиент | оС/м*102 | ||
3.5 | Плотность нефти сепарированной | кг/м3 | ||
3.6 | Плотность нефти пластовой | кг/м3 | ||
3.7 | Динамическая вязкость нефти при первой температуре | мПа*с | ||
3.8* | Динамическая вязкость нефти при второй температуре | мПа*с | ||
3.9* | Динамическая вязкость нефти при температуре пласта | мПа*с | ||
4. | Физические свойства пластовой воды | |||
4.1 | Плотность пластовой воды | |||
4.2 | Динамическая вязкость пластовой воды | мПа*с | ||
5. | Физические свойства попутного газа | |||
5.1 | Плотность газа | кг/м3 | ||
5.2 | Динамическая вязкость газа | мПа*с | ||
5.3 | Водородный показатель | |||
6. | Характеристика пластовой жидкости | |||
6.1 | Максимальная весовая концентрация твердых частиц | г/л | ||
6.2 | Микротвёрдость частиц по Моосу | ед. | ||
6.3 | Максимальная концентрация сероводорода | г/л | ||
6.4 | Содержание асфальтенов | % | ||
6.5 | Содержание парафина | % | ||
6.6 | Содержание смол | % | ||
7 | Характеристика попутного газа | |||
7.1 | Содержание углеводородных компонентов | % | ||
7.2 | Содержание не углеводородных (без азота) компонентов | % | ||
7.3 | Содержание азота | % | ||
7.4 | Содержание метана | % |
Должность
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 |
