Регламент на ремонт, монтаж и эксплуатацию скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (стр. 1 )

ПРИЛОЖЕНИЕ №5

к договору № ________________ от _______________

РЕГЛАМЕНТ

на ремонт, монтаж и эксплуатацию скважин,

оборудованных электроцентробежными

погружными насосными установками

Нижневартовск,

2014 год

Зам. начальника ОТДН                                                        

Ведущий инженер ОТДН                                                

Содержание

1.        Подбор типоразмера УЭЦН        4

1.1.        Требования к расчету подбора УЭЦН        4

1.2.        Требования к комплектации УЭЦН        5

1.3.        минимальные Требования к Обеспеченности приборами и инструментами персонала подрядчика по эпо        5

2.        ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ        6

2.1.        Технология глушения  скважины.        6

2.2.        Размещение оборудования.        7

2.3.        Подъем и демонтаж УЭЦН        7

2.4.        Определение текущего забоя.        11

2.5.        Шаблонирование эксплуатационной колонны.        11

2.6.        Монтаж УЭЦН.        14

2.7.        Спуск УЭЦН.        14

2.8.        Монтаж устьевого оборудования.        16

3.        ЗАПУСК, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН        17

3.1.        Подготовка скважины к запуску.        17

3.2.        Запуск УЭЦН.        20

3.3.        Вывод на режим скважины с УЭЦН        26

3.4.        Порядок запуска и вывод на режим УЭЦН со Станцией Управления с частотным регулированием.        30

3.5.        Процесс эксплуатации УЭЦН.        34

3.6.        Технология проведения работ при аварийных остановках УЭЦН и нештатных режимах работы        36

3.7.        Эксплуатация  УЭЦН  в  осложненных  условиях.        38

4.        ПОЛОЖЕНИЕ по определениЮ и расследованиЮ причин отказов погружного оборудования на скважинах, оборудованных УЭЦН        …………………………………………………………………………………….44

4.1.        Общие сведения        44

4.2.        ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ.        45

4.3.        РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ:        46

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 «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 «АНГГ».

Ответственность за подбор и расчет глубины спуска УЭЦН несет Технологическая служба «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;

ρжг – 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