Запуск, вывод на режим и эксплуатация скважин, оборудованных
реклама
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ ОАО «ВАРЬЁГАННЕФТЬ» ПО ПОДГОТОВКЕ, ЗАПУСКУ, ВЫВОДУ НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН ПРИЛОЖЕНИЕ 6 № Э-001 СГТ - 002 ВЕРСИЯ 1.00 г. РАДУЖНЫЙ 2014 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ ПО ПОДГОТОВКЕ, ЗАПУСКУ, ВЫВОДУ НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН. 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ........................................................................................................................................... 6 ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................................................................... 6 ЦЕЛИ ............................................................................................................................................................................ 6 ЗАДАЧИ ........................................................................................................................................................................ 6 ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ ................................................................................................................................................ 6 ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ ДОКУМЕНТА, ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ........................................................ 7 1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ .................................................................................................................................................... 8 2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ .......................................................................................................................................... 10 3. КОМПЛЕКТАЦИЯ УЭЦН. .......................................................................................................................................................... 11 3. 1. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ УЭЦН.................................................................................................................................. 11 3.2.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ЭЦН....................................................................... 12 3.2.2 ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ЭЦН. ............................................................................................................ 14 3.2.3. РЕВИЗИЯ, ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ЭЦН. ........................................................................................................................... 14 3. 3. ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ. ................................................................................................................................ 15 3.3.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПЭД .............................................................................................................................................................................................................. 15 3.3.2. ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ПЭД ............................................................................................................. 17 3.3.3. РЕВИЗИЯ ПЭД ........................................................................................................................................................................ 17 3.4. ПОГРУЖНОЙ КАБЕЛЬ............................................................................................................................................................. 18 3.4.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ПОГРУЖНОГО КАБЕЛЯ ............................................... 19 3.5. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ, ДИСПЕРГАТОРЫ. .............................................................................................................................. 20 3.5.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ. .................................. 20 3.5.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ. .............................................. 21 3. 6. ГИДРОЗАЩИТА. ..................................................................................................................................................................... 21 3.6.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГИДРОЗАЩИТЫ. ...................................................... 21 3.7. ТРАНСФОРМАТОР И СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ. ........................................................................................................... 22 3.7.1 ПРИМЕР РАСЧЕТА НАПРЯЖЕНИЯ ОТПАЙКИ: ............................................................................................................. 22 3.7.2. ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В ПОГРУЖНОМ КАБЕЛЕ(В ВОЛЬТАХ НА 100М) ............................................................ 23 3 4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ................................................................................................................................................... 23 5. ПОДБОР УЭЦН К СКВАЖИНЕ. ................................................................................................................................................ 24 5.1. ПОРЯДОК ПОДБОРА УЭЦН. ................................................................................................................................................... 24 5.2. ПОДБОР УЭЦН. ......................................................................................................................................................................... 24 5.3. ВЫБОР ДИАМЕТРА НКТ. ........................................................................................................................................................ 25 5.4. ПРОВЕРКА РАСЧЕТА УЭЦН. ................................................................................................................................................. 26 РЕКОМЕНДУЕМЫЕ КОНСТРУКЦИИ КАБЕЛЕЙ ..................................................................................................................... 27 6. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ЕЕ УЭЦН. ........................................................................................... 28 6.1. ПЕРЕДАЧА СКВАЖИНЫ В РЕМОНТ. .................................................................................................................................. 28 6.3. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ. ....................................................................................................................................... 29 6.4. ГРАНИЦЫ ОТВЕТСТВЕННОСТИ И КОНТРОЛЬ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИНЫ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ЕЕ УЭЦН. .................................................................................................................................................................................................. 30 6.5. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ СКВАЖИНЫ. ......................................................................................................................................... 30 6.5.1. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ-ЗА СНИЖЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ СИСТЕМЫ “КАБЕЛЬ – ДВИГАТЕЛЬ”. ................................... 31 6.5.2. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ-ЗА ПРЕКРАЩЕНИЯ ПОДАЧИ (ПОВТОРНЫЙ РЕМОНТ ИЗ-ЗА ОТСУТСТВИЯ ПОДАЧИ ПРИ ЗАПУСКЕ). ................................................................................................................................................................................ 32 6.5.3. ПОДЪЕМ УЭЦН ПРИ ЗАКЛИНИВАНИИ. ........................................................................................................................ 33 6.7.ШАБЛОНИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ............................................................................................ 34 6.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ. ......................................................................................................... 35 6.9. ОЧИСТКА ЗАБОЯ, ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ.................................................................................................................... 35 6.10. ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА. ............................................................................................................... 36 6.13. СПУСК УЭЦН В СКВАЖИНУ. .............................................................................................................................................. 38 7. ТРЕБОВАНИЯ К НАЗЕМНОМУ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ УЭЦН. ............................................................................ 40 8. ЗАПУСК УЭЦН .............................................................................................................................................................................. 40 8.1. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ К ЗАПУСКУ .......................................................................................... 41 8.2. ПУСК УЭЦН В РАБОТУ............................................................................................................................................................ 41 8.3.ОБЯЗАННОСТИ МАСТЕРА БРИГАДЫ ТКРС (БУРИЛЬЩИК, СТАРШИЙ ОПЕРАТОР) ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН. .................................................................................................................................................................................................. 42 4 8.4. ОБЯЗАННОСТИ ЭЛЕКТРОМОНТЕРА ЦЭПУ ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН. ................................................................... 43 8.5. ОБЯЗАННОСТИ ОПЕРАТОРА ЦДНГ ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН .................................................................................. 45 8.6.ПУСК, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРАВИЛЬНОГО НАПРАВЛЕНИЯ ВРАЩЕНИЯ ВАЛА УЭЦН И ГЕРМЕТИЧНОСТИ НКТ. ..................................................................................................................................................................................................... 46 8.7. ОГРАНИЧЕНИЯ ПО ЗАПУСКУ УЭЦН В РАБОТУ ............................................................................................................. 55 8.8. ЗАПУСК И ВНР СИЛАМИ СЕРВИСНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ............................................................................................... 55 8.9. ЗАПУСК И ВНР БЕЗ ПРИВЛЕЧЕНИЯ СЕРВИСНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ. ........................................................................ 56 8.10. ВЫВОД НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ С УЭЦН...................................................................................................................... 57 8.10.1. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫВОДА ..................................................................................................................................................... 57 8.10.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ..................................................................................................... 60 8.10.2. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ ............................................................................ 61 8.10.3. ОСОБЕННОСТИ ВЫВОДА НА РЕЖИМ С ПОМОЩЬЮ ЧАСТОТНОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ .......................... 63 8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ 65 8.11. ПОДТВЕРЖДЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ УЭЦН ................................................................................................................ 66 8.12. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ АВАРИЙНЫХ ОСТАНОВКАХ УЭЦН И НЕШТАТНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.............................................................................................................................................................................................. 67 8.12.1. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ КОНТРОЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПКИ ........................................................................... 67 8.12.2. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ ЗП ............................................................................................ 67 8.12.3. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ ОТ СРЫВА ПОДАЧИ ЗСП ................................................................................... 68 8.12.4. ЗАПУСК, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН С ТМС ........................................................................... 69 9. КОНТРОЛЬ НАД ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ УЭЦН. ......................................................................................................................... 73 9.1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ............................................................................................. 75 9.1.1.ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ КВЧ................................................................ 75 9.1.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН СКЛОННЫХ К ОБРАЗОВАНИЮ АСПО. ..................................................................... 76 9.1.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН С ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ .... 77 ПРИЛОЖЕНИЯ ................................................................................................................................................................................. 81 10. ССЫЛКИ ..................................................................................................................................................................................... 109 5 ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВВЕДЕНИЕ Настоящий Технологический регламент определяет порядок единых требований к запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. ЦЕЛИ Настоящий Технологический регламент разработан с целью установления качественного ввода в эксплуатацию погружного оборудования в строгом соответствии с техническими условиями и руководства по эксплуатации УЭЦН заводов-изготовителей и обеспечение долговременной устойчивой работы этого оборудования в скважине. ЗАДАЧИ Основными задачами настоящего Технологического регламента является: Подготовка оперативно-ремонтного персонала по ремонту и обслуживанию электропогружных установок для проведения всех необходимых операций по запуску и выводу на режим скважин, оборудованных УЭЦН. Подготовка персонала заинтересованных организаций в производстве всех необходимых операций по запуску и выводу на режим; Обеспечение производства запуска и вывода на режим в строгом соответствии с требованиями технических условий заводов- изготовителей; Увеличения ресурса работы погружного электрооборудования. ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ Настоящий Технологический регламент обязателен для исполнения следующими подразделениями Общества: ЦДНГ НГДУ; ТОАРС; ГИИТС; СГЭ; СР и Г НГДУ; ПТО ДНГ НГДУ; Подрядными организациями, осуществляющими текущий и капитальный ремонт скважин; Подрядными организациями, осуществляющими ремонт и обслуживание электропогружных установок. Требования настоящего Технологического регламента распространяются на подрядные организации с момента вручения копии Технологического регламента руководителю или уполномоченному доверенностью представителю подрядной организации под роспись, а также при условии, что ссылка на методические указания содержатся в соответствующем подрядном договоре. Копия Технологического регламента передается руководителю или уполномоченному представителю подрядной организации по акту приема-передачи локальных нормативных документов. Оригинал подписанного акта приема-передачи 6 представляется куратором соответствующего договора в Отдел договорно-правовой работы Правового управления для учета и хранения в качестве приложения к договору. Копия подписанного акта приема-передачи предоставляется в ТОАРС СГТ. Требования Технологического регламента становятся обязательными для исполнения после их утверждения Приказом ОАО «Варьеганнефть» в установленном порядке. Организационные, распорядительные и локальные нормативные документы Общества не должны противоречить настоящему нормативному документу. ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ ДОКУМЕНТА, ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ Настоящий Технологический регламент вводится в действие Приказом Генерального директора ОАО «Варьеганнефть». Технологический регламент признается утратившим Генерального директора ОАО «Варьеганнефть». силу на основании Приказа Изменения в Технологический регламент вносятся Приказом Генерального директора ОАО «Варьеганнефть». Инициаторами внесения изменений в Технологический регламент является ТОАРС СГТ, а так же другие структурные подразделения Общества методом внесения обоснованных письменных предложений в вышеназванную службу. Изменения в Технологический регламент вносится, в случаях: изменения трудового законодательства РФ, совершенствования системы социально трудовых отношений в ОАО «Варьеганнефть», изменения организационной структуры или полномочий руководителей, совершенствования системы и т.п. Ответственность за поддержание настоящего Технологического регламента Общества в актуальном состоянии возлагается на начальника ТОАРС ОАО «Варьеганнефть». Контроль исполнения требований настоящего Положения и обеспечение поддержания его в актуальном состоянии возлагается на главного инженера ОАО «Варьеганнефть». 7 1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ – несанкционированные остановки погружного оборудования, вызванные аварийным прекращением подачи электроэнергии. АВАРИЙНЫЕ ОСТАНОВКИ ГАЗОСЕПАРАТОР – предназначен для уменьшения объемного содержания свободного газа до допустимого значения для ЭЦН и сепарации большей части свободного газа из пластовой жидкости и направлением ее в затрубное пространство. – комплекс работ по разборке извлеченного из скважины оборудования, его технической проверки и подготовки к транспортировке на участок ЭПУ для проведения дальнейшего расследования. ДЕМОНТАЖ – кабельная линия, обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Кабель крепится к гидрозащите, насосу и НКТ металлическими поясами (клямсами), входящими в комплект поставки насоса, или кабельными протекторами, подобранными в зависимости от диаметра НКТ, габаритных размеров кабеля и внутреннего диаметра обсадной колонны. КАБЕЛЬ – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. монтаж – комплекс работ по сборке, технической проверке и подготовке электропогружной установки для спуска в скважину. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ – станция управления с трансформатором ТМПН: преобразуют напряжение промышленной сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель, а также обеспечивает управление и защиту электропогружной установки при аварийных режимах. НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ – исключает возможность обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости, остающейся в колонне НКТ при остановках, и облегчает повторный запуск ЭЦН. ОБРАТНЫЙ КЛАПАН ПЛАСТОВАЯ ЖИДКОСТЬ – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа. – физическое или юридическое лицо, которое выполняет строительные, монтажные, ремонтные и иные работы по договору подряда (контракту), заключаемые с заказчиком в соответствии с гражданским кодексом Российской Федерации. ПОДРЯДНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ (ПОДРЯДЧИК) – погружной электродвигатель. Является приводом ЭЦН, и предназначен для преобразования электрической энергии, которая подается по кабелю сверху в зону подвески установки, в механическую энергию вращения насоса. ПЭД – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно - забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. СКВАЖИНА 8 – специальный штуцер, вворачиваемый в среднюю ненарезанную часть патрубка (цилиндрическая соединительная муфта с двухсторонней внутренней конусной резьбой, соответствующей определенному размеру насосных труб) выступающий внутри цилиндра. При сбросе металлического стержня в НКТ, сливной клапан отламывается по специальной линии подреза, открывая отверстие для слива жидкости из насосных труб, что позволяет производить подъем НКТ без нефти. СЛИВНОЙ (СБИВНОЙ) КЛАПАН - комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ – установка электроцентробежного насоса. Включает в себя: центробежный насос с входным модулем или газосепаратором (диспергатором), протектор с компенсатором или без него, ПЭД, погружной кабель, обратный клапан, сливной клапан; наземное оборудование. УЭЦН 9 2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ АВР – автоматический ввод резерва; АГЗУ – автоматическая групповая замерная установка; ЗП – защита от перегруза; ЗСП – защита от срыва подачи; ЗУМПФ – – количество взвешенных частиц; КВЧ – комплектно-трансформаторная подстанция наружная. КТПН НКТ зона успокоения механических примесей и флюидов; - насосно-компрессорные трубы; НЭО – наземное электрооборудование; ОБЩЕСТВО ОПЗ – – открытое акционерное общество «Варьеганнефть»; обработка призабойной зоны; ТОАРС – технологический отдел анализа работы скважин; ПЗП – призабойная ПКИ зона пласта; – прибор контроля изоляции; ПЭД – погружной электродвигатель; СКО – соляно-кислотная обработка; – структурное подразделение ОАО «Варьеганнефть» с самостоятельными функциями, задачами и ответственностью в рамках своих компетенций. СТРУКТУРНОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ СУ – станция управления; – текущий и капитальный ремонт скважин; ТКРС ОТ и КРС – Отдел ТМПН – текущего и капитального ремонта; трансформатор маслонаполненный повышающий наружный; ТМС – телеметрическая система; КПК – клеммная коробка; УГАС, ГАИ НГДУ – нефтегазодобывающее управление; УП ЭПУ СГЭ участок проката электропогружных установок; – служба главного энергетика; УЭЦН – ФА - – устройства генерации акустических импульсов; установка электроцентробежного насоса; фонтанная арматура; ЦДНГ - цех добычи нефти и газа; ЧРП – частотно-регулируемый преобразователь; ЧРФ – часторемонтируемый фонд; 10 ЦНИПР – цех научно-исследовательских и производственных работ; ТПЖ – токопроводящие жилы погружного кабеля; – цех или подрядная организация, работающая на договорных отношениях с Обществом, отвечающая за комплектацию, монтаж, эксплуатацию и ремонт УЭЦН; ПТО ДНГ - производственно-технологический отдел добычи нефти и газа. ЦЭПУ СР и Г – Служба разработки и геологии; ЦИТС КРС – центральная инженерно-технологическая служба сервисного предприятия, осуществляющего капитальный ремонт скважин. 3. КОМПЛЕКТАЦИЯ УЭЦН. 3. 1. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ УЭЦН У Х ЭЦН М Х1 Х2 - Q - H Г Буквы и цифры в обозначении установки означают: У - порядковый номер исполнения насоса: по ТУ 3665-029-002204400-97-цифра 2, в остальных установках не ставится Э - привод от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос М - модульный Х1 - буквы К, Т, и КТ обозначают соответственно коррозионно-стойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение насоса Х2 - 4. 5, 5А, 6 - группа габаритных размеров установки Где - гр.4 установка для скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб (эксплуатационной колонны) не менее 112 мм. гр.5 установка для скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб (эксплуатационной колонны) не менее 121,7 мм. гр.5А диаметром эксплуатационной колонны не менее 130мм гр.6 диаметром эксплуатационной колонны не менее 144,3 цифры после тире - Q-номинальная подача в куб/сутки далее после тире - Н-напор в метрах Г - по ТУ 3665-029-002204400-97 при наличии газосепаратора ставится буква Г, по другим техническим условиям - не ставится Например: УЭЦНМК5А-250-1000 Г - коррозинностойкого исполнения - группа насоса 5А Насос состоит из: - входного модуля - модуля секции (их может быть несколько) - модуля - головки (служит для соединения насоса с НКТ) - обратного и спускного клапанов или комбинированного клапана - модуль - газосепаратор (подсоединяется при содержании свободного газа у сетки входного модуля от 25 до 55% по объему). 11 Обратный клапан служит для предотвращения насоса от обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках скважин и облегчения повторного запуска установки. 3.2.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ЭЦН. Настоящие технические требования распространяются на ремонт насосов ЭЦН. Требования являются обязательными для всех предприятий нефтегазодобывающей отрасли, производящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия. 1) Насос предназначен для откачки пластовой жидкости (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа). 2) Максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м 3) Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1мм2/с 4) Водородный показатель попутной воды рН = б,0 - 8,5 5) Максимальная массовая концентрация твердых частиц КВЧ = 0,1-1,0 г/л 6) Микротвердость частиц - 5-7 баллов по Моосу. 7) Максимальное содержание попутной воды - 99%. 8) Максимальное содержание попутного газа на приеме насоса определяется техническими характеристиками для различных насосов, определяемых заводами - изготовителями данного оборудования. 9) Максимальная массовая концентрация сероводорода - 0,01-1,25 г/л. 10) Температура откачиваемой жидкости -90-135"С. 11) Насос, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от загрязнений, все отверстия должны быть закрыты упаковочными крышками и пробками. 12) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть тщательно вымыты и очищены от коррозии. 13) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержденной карте технических требований на дефектацию. 14) Промежуточные опоры, конструктивно предусмотренные заводом - изготовителем, при сборке после ремонта устанавливаются согласно заводской комплектации. 15) Извлеченные при разборе узлов детали ЭЦН, гидрозащиты, газосепаратора должен быть промыты в моющем растворе. Периодичность смены моющего раствора не реже одного раза за трое суток. Если толщина солеотложений превышает 0,1 мм, деталь бракуются. Для повторного применения деталей используются методы очистки - пескоструйная или химическая обработка. После всех видов очистки или обработки детали повторно дефектуются. 16) Рабочие органы, внутренние полости которых заполнены механическими примесями не удаляемыми при промывке, подлежат браковке. Для повторного применения деталей используются методы очистки - пескоструйная или химическая обработка. После всех видов очистки или обработки детали повторно дефектуются. 17) При одностороннем износе буртов рабочих колес детали бракуются. 18) При наличии механических повреждений (слом, скол) рабочие органы подлежат отбраковке. 19) При снижении высоты бурта направляющего аппарата до 1,6 мм (ЭЦН-30, 45,60, 80, 125), до 2 мм (ЭЦН-200), до 2,5 мм (ЭЦН-250, 400), направляющие аппараты подлежат браковке. 12 20) Втулки бракуются согласно техническим требованиям на дефектацию. 21) Внутренний диаметр ступицы направляющего аппарата (габарит 5): до 21,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой защитной вала; до 22,0мм - подлежит реставрации расточкой до ремонтного размера Ø22+0,052 мм и может использоваться с втулкой ремонтного размера до 22,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой ремонтного размера. 22) Внутренний диаметр ступицы направляющего аппарата (габарит 5А): до 28,3 мм - может быть использован для сборки с новой втулкой защитной вала. 23) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. Решение о замене принимается техническим советом и утверждается главным инженером ремонтного предприятия, при согласовании с Заказчиком. 24) При ремонте насосов допускается использовать оборотный фонд обезличенных деталей и сборочных единиц. Необходимо соблюдать соответствие типоразмера насоса до и после ремонта. 25) Допускается выступание поверхности текстолитовых шайб над посадочными 6уртами на 0,5 мм. 26) Отремонтированный насос должен соответствовать требованиям конструкторской документации, ТУ39.01.214-76 «Насосы погружные центробежные для добычи нефти». 13 3.2.2 ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ЭЦН. Контролируемые параметры, детали 1 Вращение вала Требования 2 Вылет вала От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м Верхняя часть 46+4,5-5 мм; Нижняя часть 23+3,0-2,8 мм. 3 Шлицевая часть вала Шлицы параллельные без заусенец 4 Заход шлицевой муфты на вал Свободный без заеданий в любом положении 5 Зазор в узле пяты Величина зазора 0,5 - 1 мм 6 Наличие меток краской на корпусе Метка краской на секции ЭЦН на стороне, противоположной защитным ребрам Корпус Не допускаются трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1 мм Головка верхняя и нижняя Трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1 мм; Отверстие под крепеж не должны иметь отклонения от круглости и наплывы металла Уменьшение диаметра более 0,2 мм; односторонний 7 8 Вал износ поверхности (некруглость) более 0,2 мм; изменение формы поверхностей, образующих канавки для колец опорных вала 9 Шпонка 10 Трещины любого характера и расположения, вырывы, задиры, вмятины Колесо рабочее, аппарат Согласно картам технических требований на 11 направляюший, втулка защитная валадефектовку 12 Стендовые испытания Согласно требованиям технологического процесса 3.2.3. РЕВИЗИЯ, ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ЭЦН. Ревизия и входной контроль - это комплекс организационно - технических мероприятий, направленных на проверку качества поступающего нового оборудования, проведенного ремонта погружного оборудования на соответствие требованиям ТУ, РД, технологических процессов. Работы по ремонту, ревизии и входному контролю осуществляет ЦЭПУ, самостоятельно с фиксированием результатов контроля в соответствующих журналах. Секции насосов, предназначенные для монтажа на скважины должны быть протестированы на стендах с фиксированием основных рабочих характеристик. Протоколы испытаний 14 вкладываются в паспорт УЭЦН. 3. 3. ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ. Двигатели предназначены для привода погружных центробежных насосов УЭЦН («АЛНАС»), ЭЦН («БОРЕЦ»), ЭЦН («АЛМАЗ»), для работы в среде пластовой жидкости (смеси нефти и воды в любой пропорции) с температурой не более 1100С (обычного исполнения) и не более 135 0С (теплостойкого исполнения), содержащей: - механические примеси (с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса) - не более 0,5г/л - содержание сероводорода - для нормального исполнения - не более 0,01г/л; для коррозионного исполнения - не более 1,25г/л - свободный газ по (объему) - не более 55% - гидростатическое давление в зоне эл. двигателя - не более 25 (250) МПа (кг/см2) Двигатель трехфазный, двухполюсный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный предназначен для продолжительного режима работы от сети переменного тока частотой 50 Гц состоит из двух сборочных единиц - электродвигателя и гидрозащиты. Питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 вольт в зависимости от типоразмера ПЭД. Х ПЭД Х1 Х2 ХХХ Х3 Х4 Х5 В5 где: Х - номер модификации (может отсутствовать) ПЭД - погружной электродвигатель, ПЭДУ - унифицированный Х1 - конструктивное исполнение (отсутствие буквы - несекционный, С - секционный) Х2 - исполнение стойкости к коррозии (отсутствие буквы – нормальное, К – коррозионностойкое) ХХХ - мощность, кВт Х3 - диаметр корпуса, (96,103,117,123,130) мм Х4 - шифр модификации гидрозащиты Х5 - шифр модернизации гидрозащиты (может отсутствовать) В5 - климатическое исполнение и категория размещения Гидрозащита типа Г (МГ51) и П (2ПБ92) и т.д. предназначена для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Двигатели фирмы REDA, CENTRILIFT расcчитаны на работу в скважинах с температурой откачиваемой жидкости до 2000С, конструктивная схема идентична отечественным электродвигателям и гидрозащитам. 3.3.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПЭД Настоящие технические требования распространяются на текущий ремонт (ремонт) погружных электродвигателей ПЭД. Требования являются обязательными для всех предприятий нефтегазодобывающей отрасли, производящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия. 1) Двигатель, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от грязи, все отверстия должны быть закрыты упаковочными крышками и пробками. 2) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть тщательно вымыты и очищены от коррозии. 15 3) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержденной в установленном порядке карте технических требований на дефектацию. 4) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. При ремонте двигателей допускается использовать оборотный фонд обезличенных деталей и сборочных единиц. Отремонтированный двигатель должен соответствовать требованиям конструкторской документации и ТУ. 5) Ремонту не подлежат ПЭД, имеющие: Корпус со сквозными прогарами, вмятинами, нарушающими геометрию внутренней поверхности; срыв резьбы на корпусных деталях более 3-х ниток; увеличение размера посадочных поверхностей, риски, задиры; раковины глубиной свыше 2 мм и площадью более 1 см2 на наружной поверхности; смятые шлицы вала, механические повреждения шпоночных и кольцевых канавок. 6) Сопротивление изоляции обмотки статора относительно корпуса должно быть не менее 200 мОм при температуре 10-30 °С, и не менее 15 мОм при температуре 115-130 °С. 7) Двигатели должны быть заполнены трансформаторным маслом селективной очистки ГОСТ 101121-76 с напряжением электропробоя не менее 30 кВ. Допускается применение других марок масел со свойствами не хуже свойств данного масла. 8) Электродвигатели должны быть герметичны при давлении 10 кгс/см2 в течение 5 минут. В местах соединения корпусных деталей и сборочных единиц течь масла не допускается. 9) Масло, слитое непосредственно после обкатки двигателя на стенде, должно иметь напряжение электропробоя не менее 20 кВ - для отремонтированных ПЭД, не менее 30 кВ - для новых ПЭД. 10) Величина допуска радиального биения, шлицевого конца вала относительно оси вращения -0,16мм. 11) Детали электродвигателя подвергаются проверке и браковке согласно техническим требованиям на дефектацию. 12) Шлицевая муфта должна легко надеваться на вал в любом положении. 13) Корпуса подшипников, имеющие на поверхности трения высокотемпературные окислы отбраковываются. 14) В случае прихвата втулки подшипника или сердечника ротора к валу, допускается вырубка втулки для последующей выпрессовки подшипника. 15) Ротор должен укладываться на опоры, равномерно расположенные по всей длине в одной горизонтальной плоскости, количество опор из расчета - не более чем через каждые пять пакетов. Испытание ПЭД Тип ПЭД 32*117 45*117 63*117 70*117 90*117 Iн, А 27,5 27,3 29 35 37,3 Uн, В 950 1350 1800 1650 2000 Ток утечки при испытании, мкА <1 Напряжение при высоковольтном испытании, В Uн*4 16 125*117 140*117 49 57 2100 2000 3.3.2. ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РЕМОНТЕ ПЭД Вращение вала Вылет вала Шлицевая часть вала Сопротивление изоляции Фазировка Заглубление колодки токоввода Корпус 1 2 3 4 5 6 7 От руки, свободное, момент не более 0,8 кг 18+1,2 мм Шлицы параллельные без заусенец Не менее 1000 мОм Согласно требованиям технологического процесса 1+0,8-0,5 мм Трещины, прогары любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, коррозия глубиной более 1мм Не более 2 мм глубиной и площадью 1 см2 8 Раковины и вмятины на корпусе 9 Диэлектрическая прочность масла Не менее 20 кВ 10 Герметичность внутренней полости 11 Чистота масла Согласно требованиям технологического процесса 12 Наконечники Диаметр 5,5 –0,1 мм Отсутствие механических примесей Пакеты ротора Не допускаются: расслоение пластин, следы перегрева пластин ротора, риски и задиры на рабочих плоскостях, смятие и срыв резьбы под узлом пяты Узел пяты 14 Не допускаются: трещины любого характера и расположения, коррозия, риски и задиры на посадочных поверхностях под вал и шпонку. 15 Выводные концы Отсутствие механических повреждений 16 Колодка токоввода Сколы и трещины не допускаются 17 Кольца резиновые уплотнительные 18 Стендовые испытания Перекруты и срезы не допускаются 13 Согласно требованиям технологического процесса 3.3.3. РЕВИЗИЯ ПЭД Ежедневно, в начале смены, производить испытание диэлектрической прочности пробы масла. Напряжение пробоя масла должно быть не ниже 30 кВ. № п/п Наименование узла 1 Электродвигатель Наименование и содержание операции Произнести маркировку корпуса ПЭД краской в соответствии с принадлежностью узла. 17 2 Произвести внешний осмотр ПЭД. На поверхности корпуса, головок не должно быть трещин, сколов, вмятин, глубоких рисок, царапин. Данные внешнего осмотра занести в журнал. 3 Слить в чистую прозрачную емкость 0,5 л масла и испытать на электрическую прочность. Проверить диэлектрическую прочность масла. Напряжение пробоя масла должно быть не ниже 20 кВ. 4 Промерить наличие муфты и наличие перегородок в муфте. Проверить наличие винта в верхнем торце вала ротора. Проверить затяжку шпилек. 5 Произвести внешний осмотр шлицев. На шлицах не должно быть сколов и других механических повреждений. 6 Проверить вылет вала относительно торца головки. Вылет вала должен быть равен 18+0,6-1,5 мм. 7 Проверить сочленение шлицев вала и муфты. Муфта должна легко надеваться на вал в любом положении. Проверка фазировки Проверить фазировку электродвигателя. ПЭД Проверить радиальное биение шлицевого конца вала относительно 9 присоединительной поверхности. Допуск радиального биения - 0,16 мм 8 10 11 Проверить вращение вала ротора. Вращение должно быть без заеданий от руки. Снять крышку токоввода. Замерить сопротивление изоляции обмотки статора относительно корпус. При температуре от +17" до +23оС оно должно быть не менее 200 мОм 3.4. ПОГРУЖНОЙ КАБЕЛЬ Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока к погружному электродвигателю установки. Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (плоского) и соединенного с ним плоского кабеля - удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем - удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины. Кабельный удлинитель имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем. Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабельной линии к погружному электродвигателю. Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией. 18 Структура условного обозначения кабельных линий: К Х – ХХ – ХХХХ – У Х1 – Х2 / Х3 где К – кабельная линия Х – конструкция основного кабеля: плоский – П, круглый – К ХХ – сечение жил основного кабеля, мм2 (10, 16, 25, 35, 50) ХХХХ – длина основного кабеля, м У – удлинитель Х1 – условное обозначение марки кабеля – удлинителя Х2 – длина удлинителя, м Х3 – сечение жил удлинителя, мм2 (6,10,16,25,35) Пример обозначения основного кабеля: КПБП - 3х16 - 1850 где: - кабель полиэтиленовый бронированный, плоский. Цифры обозначают количество и сечение медных жил, длину. Длина кабельной линии подбирается из расчета глубины спуска, длины насоса, расстояния до клеммной коробки и необходимого запаса 5 метров. 3.4.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ПОГРУЖНОГО КАБЕЛЯ 1 Фазировка и клеймо Сопротивление изоляции Согласно требованиям технологического процесса 1000 мОм/км 2 3 Крепление кабельной муфты на барабане Надежность, отсутствие возможности смещения Кабельный барабан 4 5 6 7 8 9 Отсутствие механических повреждений, острых кромок на внутренней поверхности Намотка на барабан Равномерная по всему объемы и без перехлестов Перекруты, полуперекруты Не допускаются Бронепокров Сростка: - размеры поперечного сечения сростка; - технология выполнения Стендовые испытания Пропуски брони и сквозная коррозия не допускаются Для КПБП 3х16 - 25х50 мм Для КПБК 3х16 Ø39 мм Согласно требованиям технологического процесса Согласно требованиям технологического процесса Испытание кабеля Наименование Куски кабеля Кабельная линия (с удлинителем) Напряжение Испытания, кВ 20 12 Ток утечки при Испытании, мкА на 1000 м < 10 < 10 19 3.5. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ, ДИСПЕРГАТОРЫ. Газосепараторы устанавливаются на входе насоса вместо входного модуля и предназначены для уменьшения количества свободного газа в пластовой жидкости, поступающей на вход погружного центробежного насоса. Принцип действия газосепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа. Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключается образование газовых пробок в насосе, благодаря чему обеспечивается стабильная работа УЭЦН. Диспергаторы предназначены для измельчения газовых пробок в пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подаче ее на вход погружного центробежного насоса. Диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепараторов в скважинах, которые склонны к повышенному пенообразованию. Газосепараторы - диспергаторы предназначены для снижения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразованию в однородную газожидкостную смесь перед подачей в насос. Газосепараторы – диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепараторов или диспергаторов в скважинах, с особо высоким газовым фактором, где применение ни газосепаратора, ни диспергатора не обеспечивают стабильной работы погружного центробежного насоса. 3.5.1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ. ТРЕБОВАНИЯ, УКАЗАНИЯ ПО ОТБРАКОВКЕ Настоящие технические требования распространяются на текущий ремонт (ремонт) газосепараторов. Требования являются обязательными для всех предприятий нефтегазодобывающей отрасли, производящих ремонт и эксплуатирующих отремонтированные изделия. 1) Газосепаратор, сдаваемый в ремонт, должен быть очищен от грязи, все отверстия должны быть закрыты упаковочными крышками и пробками. 2) Детали и сборочные единицы, поступившие на дефектацию и ремонт, должны быть тщательно вымыты и очищены от коррозии. 3) Дефектация деталей и сборочных единиц должна производиться согласно утвержденной в установленном порядке карте технических требований на дефектацию. 4) Допускается замена марок материалов, указанных в конструкторской документации, марками, не ухудшающими качества изделия. При ремонте двигателей допускается использовать оборотный фонд обезличенных деталей и сборочных единиц. Газосепаратор должен соответствовать требованиям конструкторской документации и ТУ. 5) Ремонту не подлежат газосепараторы, имеющие: Корпус со сквозными прогарами, вмятинами, нарушающими геометрию внутренней поверхности; срыв резьбы на корпусных деталях более 3-х ниток; увеличение размера посадочных поверхностей, риски, задиры; раковины глубиной свыше 2 мм и площадью более 1 см2 на наружной поверхности; смятые шлицы вала, механические повреждения шпоночных и кольцевых канавок. 20 3.5.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ. 1 Вращение вала От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м Вылет вала Величина вылета относительно фланца головки – 55+3,4мм; Величина заглубления вала относительно фланц основания – 45+2,5-2,4 мм Шлицевая часть вала Зазор в узле пяты Заход шлицевой муфты на вал Сетка Шлицы параллельные, без заусенец 2 3 4 5 6 0,5-1 мм Свободный, без заеданий в любом положении Не допускаются трещины любого характера, наличие отложений в отверстиях, допускается комплектация без приемной сетки. 3. 6. ГИДРОЗАЩИТА. Гидрозащита является одним из самых ответственных узлов электродвигателя. Она предназначена для защиты внутренней полости погружных электродвигателей от попадания пластовой жидкости и для компенсации тепловых расширений масла. Гидрозащиты выпускаются в следующих исполнениях: однокорпусные и двухкорпусные. Испытываются гидрозащиты маслом на давление в 1-2 атмосферы в течении 5-10 минут. 3.6.1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИ ВХОДНОМ КОНТРОЛЕ ГИДРОЗАЩИТЫ. Вращение вала От руки свободное, момент сопротивления не более 0,6 кг/м 1 2 3 Вылет вала Шлицевая часть вала 60+0,5-1,5 мм; Заход шлицевой муфты на вал Герметичность Корпус Свободный, без заеданий в любом положении 4 5 6 7 8 9 25+1,5-2,5 мм Шлицы параллельные, без заусенец Согласно требованиям технологического процесса Трещины любого характера и расположения, изогнутость, забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, прогары Мощность, потребляемая Определяется при обкатке. В сравнении с паспортными протектором данными Диэлектрическая прочность Не менее 20 кВ масла Чистота масла Отсутствие механических примесей Герметичность Согласно требованиям технологического процесса 10 21 Чистота масла Отсутствие механических примесей, прозрачность 11 Диэлектрическая прочность Не менее 20 кВ 12 масла Трещины любого характера и расположения, изогнутость, 13 Корпус забитость и смятие резьбы, износ более 3-х ниток резьбы, прогары 3.7. ТРАНСФОРМАТОР И СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ. Трансформатор и комплектное устройство (станция управления) преобразуют напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на зажимах эл. двигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосной установки и ее защиту при аномальных режимах. Применяемые комплексные устройства: - ШГС5805-49АЗУ1- изготовитель ОАО СКТБПЭ «Потенциал», Украина - «ЭЛЕКТОН» – изготовитель ЗАО «ЭЛЕКТОН», г.Радужный Владимирской обл. - «БОРЕЦ» – изготовитель ОАО «БОРЕЦ», г. Москва. - «ИРЗ» – изготовитель Ижевский радиозавод, г. Ижевск. - «Триол» – изготовитель Корпорация Триол, г. Москва. Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе. Структура условного обозначения трансформатора типа ТМПН: Т М ПН - АХ / ВХ - ГХ - КХ где: Т - трехфазный М - естественная циркуляция воздуха и масла ПН - для погружных электронасосов добычи нефти АХ - номинальная мощность в киловольтамперах, кВА ВХ - номинальное напряжение обмотки ВН (высокого напряжения), В ГХ - год выпуска рабочих чертежей КХ - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 3.7.1 ПРИМЕР РАСЧЕТА НАПРЯЖЕНИЯ ОТПАЙКИ: Дано: ПЭД 125-117, Uном=2000В, Iном=50А, кабель 16 мм2, L= 2400м. - глубина спуска. Расчет: Uотпайки = Uном.дв. + L / 100 * Uп.каб. + Uп.су = 2000 + 2400м / 100м * 10В + 30В = 2270В. Uп.каб. - напряжение потерь в кабеле. Uп.су - напряжение потерь в станции управления. 22 3.7.2. ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В ПОГРУЖНОМ КАБЕЛЕ(в вольтах на 100м) Сечени е кабеля 10 мм2 15 20 25 30 35 40 45 50 55 5 6,5 8 10 11,5 13 15 16,5 18 16 мм 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 25 мм 2 2,5 3,5 4 4,5 5,5 6 7 7,5 9 35 мм2 1,3 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 2 2 Ток двигателя, А 60 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. 23 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). 24 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%). Таблица 5.1 - Потеря напора при подъеме жидкости на 100 м для различных НКТ Потеря напора, м Деби, м3/су т 80 120 160 180 200 250 280 320 400 540 640 820 1000 НКТ 2,0" (dвн 50,3 мм) 3,4 7,0 11,7 14,4 17,5 26,1 32,0 40,7 60,8 104,4 141,7 221,4 316,5 НКТ 2,5" (dвн 59,0 мм) 1,6 3,2 5,4 6,7 8,1 12,1 14,9 18,9 28,3 48,5 65,9 103,0 147,2 НКТ 2,5" (Dвн 62,0 мм) 1,2 2,6 4,3 5,3 6,4 9,6 11,7 14,9 22,3 38,3 51,9 81,1 116,0 НКТ 3,0" НКТ 3,5" (Dвн 75,9 мм) (Dвн 88,6 мм)* 0,5 0,2 1,0 0,5 1,6 0,8 2,0 1,0 2,4 1,2 3,6 1,7 4,4 2,1 5,6 2,7 8,4 4,0 14,5 6,9 19,7 9,4 30,7 14,6 43,9 20,9 25 * - 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. 26 Таблица № 5.2 Требования по условиям эксплуатации Рабочая температура изоляции, оС до 90 Рекомендуемые конструкции кабелей Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности до 95 Кабели с полипропиленовой изоляцией до 110 Кабели с изоляцией из модифицированного полипропилена до 120 Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена высокой плотности до 160 Кабели с изоляцией фторсополимера, освинцованный из до 230 Кабели с изоляцией из этиленпропилендиенового каучука EPDM, освинцованный. Температура воздуха на поверхности при перемотках и динамических изгибах кабеля, °С: до –40 Кабели с полипропиленовой, полиэтиленовой и фторопластовой изоляцией (конкретные ограничения по морозостойкости устанавливаются производителем) до -51 Кабели с изоляцией из этиленпропилендиенового 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. 27 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. 28 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. 29 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. Бригада ТиКРС становится на скважину для подъёма УЭЦН только при наличии наряд – заказа на проведение работ и эксплуатационного паспорта УЭЦН. Ответственным за заполнение эксплуатационного паспорта является ведущий технолог ЦДНГ. При производстве ТиКРС – мастер бригады ТиКРС. Глушение и ремонт скважины производятся в соответствии с планом работ на ремонт скважины. 30 Замерить сопротивление изоляции и наличие «звезды», демонтировать устьевую арматуру. Демонтировать планшайбу. Разобрать кабельный ввод. Подъем УЭЦН производится со скоростью не выше 0,15 м/сек. При прохождении участков с темпом набора кривизны более 2° на 10 метров, указанных в плане работ, скорость подъема не должна превышать 0,1м/сек. Ведущий технолог ЦДНГ несет ответственность за указание опасных интервалов спуска в наряд-заказе согласно имеющейся инклинограммы в деле скважины. В процессе подъема бригада ТиКРС обязана: - постоянно контролировать намотку кабеля на барабан – она должна быть равномерной, по всей ширине барабана, без перекрутов и перегибов кабеля, использование работоспособного кабелеукладчика на автонаматывателе обязательно. При подъёме УЭЦН контролировать состояние погружного кабеля, все видимые механические нарушения брони, ТПЖ и наличие поясов крепления. При обнаружении нарушения и отсутсвие поясов крепления фиксировать в паспорте УЭЦН и в составленном совместно с ЦДНГ акте. Исключить волочение кабеля по кустовой площадке без специальных подставок. - постоянно контролировать центровку талевой системы подъемника относительно устья скважины. - при подъёме с УЭЦН обнаруженные места негерметичности НКТ фиксировать в паспорте на УЭЦН и в составленном совместно с ЦДНГ акте. - развинчивание и отбраковка НКТ производится в соответствии с РД-39-136-95. - При подъёме НКТ соблюдать требования Промышленной и Экологической безопасности, использовать устьевые поддоны, противоразбрыгивающие «юбки», под стеллажами с НКТ устанавливать сливные поддоны. - Мастер Бригады ТиКРС при отсутствии пустого барабана под демонтаж УЭЦН дает заявку на завоз пустого барабана не позднее 12 часов до проведения демонтажа в ЦИТС НГДУ. ЦИТС НГДУ после получения заявки от ТиКРС незамедлительно дает заявку в ЦЭПУ (или подрядчику по прокату оборудования) на завоз барабана. - ЦЭПУ (или подрядная организация по прокату) после отказа УЭЦН принимает заявку на завоз оборудования не позднее 2 суток до демонтажа УЭЦН и своевременно производит завоз пустого барабана в Бригаду ТиКРС под демонтаж УЭЦН. - В случае спуска воронки после демонтажа УЭЦН, рубки кабеля, перевода на эксплуатацию с помощью УШГН, ЦЭПУ (или подрядная организация) обязана завести пустой барабан. 6.5.1. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ-ЗА СНИЖЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ СИСТЕМЫ “КАБЕЛЬ – ДВИГАТЕЛЬ”. 6.5.1.1. Проверить состояние заполнения эксплуатационного паспорта. В эксплуатационном паспорте в графе причина подъёма (снижение сопротивления изоляции установки) за подписями ведущего технолога ЦДНГ НГДУ и электромонтера ЦЭПУ (с указанием фамилии электромонтера, производившего замер) должна быть обоснована выполнением следующего объёма работ: а) указано, какой защитой станции управления отключилась установка; б) произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель - двигатель” после отсоединения кабеля от клеммной коробки. 6.5.1.2. Перед подъёмом и после подъёма 1-й НКТ (при рубке кабеля в сальниковой разделке кабельного ввода) замерить сопротивление изоляции системы “кабель-двигатель”. В случае восстановления изоляции произвести запуск УЭЦН. 6.5.1.3. Производить подъём установки со скоростью не более 0,25 м/сек, а в зоне кривизны не более 0,1 м/сек. Не допускать волочения кабеля по земле. 6.5.1.4. Кабель на барабан укладывать (перед укладыванием кабеля на барабан необходимо оставить шлейф кабеля длинной 5-6 метров) виток к витку, не допускать нахлесты, петли, 31 перегибы, перекручивание кабеля. За ответственность несёт бригада ПРС (КРС) некачественную намотку кабеля на барабан 6.5.1.5. После подъёма замерить сопротивление изоляции системы “кабель-двигатель”. 6.5.1.6. При демонтаже УЭЦН мастеру (ст.оператору) бригады ТиКРС и электромонтёру ЦЭПУ(либо сервисной организации) проконтролировать: а) состояние КСН (опрессовочное седло), сливной клапан, обратный клапан, ловильная головка, приемная сетка, наличие поясов креплений, корпус секций ЭЦН, ПЭД; б) вращение валов установки в сборе, и по отдельности (секций насоса электродвигателя, протектора); в) измерение сопротивления изоляции кабеля: - между каждой жилой и бронёй; - между жилами кабеля; г) измерение сопротивления изоляции электродвигателя; д) наличие пластовой жидкости в пробе масла, взятого из основания электродвигателя; е) вращение валов установки ( электродвигателя, протектора, секции насоса). 6.5.1.7. Результаты подъёма и демонтажа УЭЦН подробно записать в эксплуатационный паспорт за подписями электромонтера ЦЭПУ и мастера бригады ТиКРС (либо старшего оператора). В случае обнаружения проппанта, солей, мех.примесей, и других отклонений которые могли повлиять на работу насоса сообщить информацию начальнику смены ПТС ГИИТС (ЦИТС КРС), дальнейшие работы согласовать с ПТО ДНГ НГДУ и ОТиКРС. 6.5.2. ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ-ЗА ПРЕКРАЩЕНИЯ ПОДАЧИ (ПОВТОРНЫЙ РЕМОНТ ИЗ-ЗА ОТСУТСТВИЯ ПОДАЧИ ПРИ ЗАПУСКЕ). 6.5.2.1. Проверить состояние заполнения эксплуатационного паспорта. В эксплуатационном паспорте в графе причина подъёма - прекращение подачи (повторный ремонт из-за отсутствия подачи при запуске) за подписями технолога ЦДНГ НГДУ и электрика ЦЭПУ, должна быть обоснована выполнением следующего объёма работ: а) указано какой защитой станции управления отключалась установка; б) произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель”; в) произведён замер токов нагрузки по фазам установки; г) замерено давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке на выкидной линии, при прямом и обратном вращении; д) произведена опрессовка НКТ агрегатом с подробным указанием всех параметров, при необходимости с установкой клапана на КСН (опрессовочное седло) звеном ЦКР; е) проверено наличие циркуляции через насос установки. В случае появления циркуляции запустить УЭЦН на 20 мин, затем остановить ЦА-320 и, если дебит жидкости соответствует типоразмеру спущенного насоса - произвести вывод на режим; ж) в случае отсутствия циркуляции прошаблонировать НКТ с составлением акта. Акт предоставляется на ПДК. Ответственный - ЦТКРС. 6.5.2.2. Перед подъемом замерить сопротивление изоляции системы “кабель - двигатель” Примечание: Если причина - отсутствие подачи из - за негерметичности НКТ, сливной клапан НЕ СБИВАТЬ. В отдельных случаях согласовывать с ПТО ДНГ НГДУ. 6.5.2.3. Подъём производить со скоростью не более 0,15 м/сек. Не допускать волочения кабеля по земле. 6.5.2.4. Кабель на барабан наматывать виток к витку, не допуская на хлесты, петли, перегибы кабеля. Ответственность за некачественную намотку кабеля на барабан несёт бригада ПРС (КРС). 32 6.5.2.5. Проверять каждую трубу на наличие парафиновых и солевых пробок (случай, когда отсутствует циркуляция через насос). 6.5.2.6. Проверить состояние: КСН (опрессовочного седла), сливного клапана, обратного клапана, КГП-73: а) положение тарелки (шарика) должно быть сверху; б) Наличие мех примесей на поверхности обратного клапана и КСН (опр. седла). 6.5.2.7. При демонтаже мастеру (ст.оператору) бригады ПРС (КРС) и электромонтеру ЦЭПУ проконтролировать: а) состояние сетки насоса (наличие парафина, солей, мех примесей); б) наличие шлицевых муфт и их соответствие шлицам валов (секции насоса, протектора, электродвигателя); в) вращение валов каждого узла установки; г) сопротивление изоляции кабеля, электродвигателя; 6.5.2.8. Установку демонтировать и заменить на новый комплект. 6.5.2.9. Результаты подъёма и демонтажа подробно записать в эксплуатационный паспорт за подписями ст.оператора ПРС (КРС) и электромонтера ЦЭПУ. 6.5.3. ПОДЪЕМ УЭЦН ПРИ ЗАКЛИНИВАНИИ. Проверить состояние заполнения эксплуатационного паспорта в графе причина подъёма. За подписями технолога ЦДНГ НГДУ и электрика ЦЭПУ информация должна быть обоснована выполнением следующего объёма работ: а) указано какой защитой станции управления отключена установка б) произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель”; в) проверено наличие “звезды” системы “кабель-двигатель”; 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 “кабельдвигатель”. 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. 33 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; 34 - 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 35 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. 6.11.5.Ответственность за качество подготовки и комплектации УЭЦН возлагается на начальника цеха ремонта ЭПУ. 6.12. МОНТАЖ УЭЦН. 6.12.1.Перед началом производства монтажа мастер ТиКРС (бурильщик, ст.оператор) сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номера узлов записанных в паспорте фактическим номерам указанным на каждом узле оборудования. 6.12.2.Монтаж производится совместно электромонтером ЦЭПУ и бригадой ТКРС, под руководством электромонтера ЦЭПУ. 36 6.12.3.Мастер бригады ТиКРС, контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см2*10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; производит контрольный замер сопротивления изоляции установки в сборе (не менее 50 Мом), проверяет наличие маркировки и фазировки на конце кабеля. 6.12.4.Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе ЭПУ, метизы (крепежные болты, шпильки, гайки), уплотнительные кольца должны применяться только новые, использоваться один раз. Для контроля момента затяжки крепежа, при монтаже обязательно использование динамометрического ключа. Обратный, сливной клапаны, а также патрубок ловильной головки проходят проверку состояния корпуса и резьбы, с регистрацией количества свинчиваний - развинчиваний в паспортах клапанов (аналогично условиям эксплуатации подвески НКТ)). Должны иметь сертификат качества на материал, из которого изготовлены. В эксплуатационный паспорт УЭЦН заносятся номера обратного и сливного клапанов и заверяются подписью ответственного за комплектацию. Резьбовые соединения обратного и сливного клапанов должны соответствовать ГОСТ 633-80. 6.12.5.Электромонтер ЦЭПУ передает бригаде исправные и паспортизованные хомуты для монтажа УЭЦН, которые подвешиваются на штропа подъемного агрегата. Бригада ТиКРС, под контролем монтажника, устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН, а также поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника ЦЭПУ к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. 6.12.6 Особенностями монтажно-демонтажных работ с УЭЦН импортного производства является применение специальных хомутов-элеваторов, одеваемых проточкой под уступ. Хомуты подвешиваются на элеватор подъемника с помощью специальных цепных стропов. Прокачка протектора маслом производится в зависимости от типа, согласно схеме расположения пробок. 6.12.7 В случае комплектации УЭЦН погружной телеметрической системой (ТМС) регистрирующей параметры работы УЭЦН, сопротивление изоляции измеряется на 500 вольт. ВНИМАНИЕ! При производстве монтажных работ запрещается подвергать ударам гермоввод блока ТМСП. ВНИМАНИЕ! ПОСЛЕ КОНТРОЛЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ПОГРУЖНЫХ БЛОКОВ ТМСП НЕ ДОПУСКАЕТСЯ СНИМАТЬ ОСТАТОЧНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ ЗАМЫКАНИЕМ ВЫВОДА БЛОКА НА КОРПУС ( НА ЗЕМЛЮ). Остаточное напряжение следует снимать испытателем изоляции(мегаомметром) в течении 10 – 15 с, если такой режим работы предусмотрен его конструкцией. При использовании стрелочных мегаомметров (напрмер ЭС0202/2), не имеющих функции снятия остаточного напряжения, допускается разряжать испытываемую цепь переполюсовкой мегаомметра. Т.е. плюсовой вывод мегаомметра соединяется с гермовводом, а минусовой – с корпусом. Электромонтер ЦЭПУ (либо сервисной организации) должен прикладывать паспорт погружного блока к сопроводительным документам на ПЭД и ЭЦН. 6.12.8. Для снижения риска повреждения погружного кабеля при монтаже УЭЦН импортного производства в зимнее время применяются утепленные автовымотки с гидроприводом, позволяющие производить сростки кабеля внутри автовымотки на специальном монтажном столике, а также спуск УЭЦН при низких температурах. 6.12.9. Результаты монтажа отражаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН. После окончания монтажа электромонтер ЦЭПУ и мастер бригады ТиКРС (бурильщик, старший оператор) расписываются в эксплуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. 6.12.10. Запрещается производство монтажа на скважине в случаях (ЕЮТИ.Н..354.000 ИЭ): - при температуре окружающей среды ниже минус 35С. С утепленной автовымоткой и устьевой площадкой - до предельных температур проведения спускоподъемных операций (38 С). Допускается проводить монтаж с использованием искусственного обогрева; 37 - после второго подряд повторного ремонта, до комиссионного определения причин отказов предыдущих УЭЦН и их устранения; - в случае атмосферных осадков (дождь, снег, пыльная буря), монтаж выполняется при наличии в бригаде ТBКРС укрытия, защищающего собираемые узлы УЭЦН от осадков; - скорости ветра порывами от 15 м/сек и выше; - нефтегазопроявлениях на скважине (в т.ч. если скважина переливает жидкостью, при выбросах или прорывах газа); - низкой освещенности рабочей площадки (менее 100 люкс); - при замазучености рабочей площадки; - при отсутствии на скважине кабельного ролика (либо неправильной его установке), подставок под кабель, автонаматывателя, других отклонений от табеля оснащенности бригад ремонта скважин для спуска УЭЦН или расстановки / размещения бригадного оборудования. Мастер Бригады ТиКРС несет персональную ответственность за подготовку скважины к монтажу УЭЦН. 6.12.11.При монтаже УЭЦН представитель ТиКРС (бурильщик, старший оператор) производит крепление кабельной линии к секциям УЭЦН стальными поясами (клямсами, либо протектолайзерами) на расстоянии 250-300 мм от фланца секций, не допускается при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. 6.12.12.ЦЭПУ завозит кабельную линию (с установленной пломбой на броне с фиксированным номером) на монтаж УЭЦН и передает мастеру Бригады ТиКРС на основании акта-приема передачи оборудования. 6.12.13.В случае нарушения электромонтером технологии монтажа, мастер бригады ТиКРС, либо представитель заказчика имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН до устранения выявленных нарушений. В случае невозможности устранения на месте выявленных нарушений решение о необходимости замены оборудования принимается совместно с ПТО ДНГ НГДУ Заказчика. 6.12.14.ОТ и КРС Заказчика осуществляет выборочный контроль, за качеством проведения демонтажно-монтажных работ УЭЦН на устье скважины. При выявлении нарушений ОТ и КРС вправе требовать от исполнителя устранения всех замечаний до возобновления работ. 6.12.15.Ответственность за наличие и исправное состояние контрольно-измерительных приборов несет мастер Бригады ТиКРС. 6.12.16.Отвественность за наличие инструмента, необходимого для проведения демонтажномонтажных работ, несет электромонтер ЦЭПУ(либо сервисной организации). 6.13. СПУСК УЭЦН В СКВАЖИНУ. 6.13.1.Спуск установки производится согласно карте спуска УЭЦН, составленной технологической службой ЦДНГ, со скоростью не выше 0,15 м/сек (~45-60 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с неотцентрованного подъемника. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо. В начале спуска УЭЦН (первые 30 шт. НКТ), после посадки на клинья подвески труб, на НКТ обязательно устанавливается двухстропный элеватор. 6.13.2.При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от вымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. 38 6.13.3.На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами, либо протекторами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке. 6.13.4.Обратный клапан устанавливается над 5 трубой НКТ либо выше, согласно расчету. НКТ, которые находятся ниже обратного клапана, должны быть опрессованы, резьбовая часть проверена калибром. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора, и облегченного запуска установки, поэтому его конструкция допускает незначительный пропуск жидкости (примерно 15 капель в минуту). Сливной клапан, паспортизированный и прошедший опрессовку установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен иметь штамп изготовителя, загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом. Паспорт сливного клапана вклеивается в паспорт УЭЦН. В паспорте указывается номер сливного клапана, давление опрессовки, дата, ФИО ответственного лица. Опресовочный клапан или КСН, паспортизированный и имеющий штамп изготовителя устанавливается над сливным через 2 НКТ. После окончания ремонта скважины паспорт передается в ЦДНГ. Обеспечением бригад ТиКРС качественными сливными, опресовочными (КСН) и обратными клапанами занимается ЦЭПУ (либо сервисное предприятие, осуществляющее прокат УЭЦН). 6.13.5.При спуске УЭЦН применять сертифицированные технологический и подвесной патрубки. Подвесной патрубок должен быть толстостенным, замена подвесного патрубка производится вместе со сменой подвески НКТ, либо при отбраковке. Технологический (монтажный) патрубок заменяется при каждом СПО УЭЦН, или при отбраковке. 6.13.6.Через каждые 500 м спуска, бригада, выполняющая его должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 500 В) (для УЭЦН импортного производства специальным прибором допущенным фирмой производителем) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 5 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЦЭПУ, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки. 6.13.7. После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 Мом) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), вызывает представителя ЦЭПУ и цеха добычи нефти для пробного запуска. 6.13.8.Перед выполнением операций с наземным оборудованием проверить наличие металлической связи контура заземления с эксплуатационной колонной скважины. 6.13.9.При запуске УЭЦН, оборудованных ПЭД мощностью 63 кВт и выше, для определения правильности чередования фаз, электромонтер ЦЭПУ должен в обязательном порядке использовать фазоуказатель. Данный прибор позволяет определить правильность вращения (фазировки) УЭЦН до начала запуска установки в работу. Отсутствие данного прибора у электромонтеров является нарушением регламента при подготовке и запуске УЭЦН со стороны ЦЭПУ (либо сервисного предприятия). 6.13.10 Ответственность за запуск УЭЦН на правильном вращении несет ЦЭПУ (либо сервисное предприятие). 6.13.11.Токоизмерительными клещами измерить нагрузку ПЭД по фазам, напряжение от КТПН и выход ТМПН. Действительные значения параметров работы УЭЦН записать в эксплуатационный паспорт. 39 6.13.12.В процессе пробного запуска производится первичная опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления 60 атм., проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья и сбор жидкости глушения (при необходимости её повторного использования). Вторичная опрессовка лифта производится на выводе скважины, непосредственно перед сдачей её в режим, т.е. на установившемся динамическом уровне до давления 60 атм (определение герметичности лифта). В случае негерметичности НКТ производить повторную опрессовку с ЦКР с использованием «отсекателя» на нагнетательную линию ЦА-320. Информацию о случаях негерметичности НКТ при ТиКРС предоставлять на ПДК ОАО «Варьёганнефть». 6.13.13.Перед спуском УЭЦН Бригада ТиКРС в обязательном порядке производит замер длины всей подвески НКТ согласно Регламента по проведению работ с применением НКТ на месторождениях ОАО “Варьеганнефть”. В случае значительного расхождения в длине НКТ и погружного кабеля при полном спуске УЭЦН вызывается представитель ЦЭПУ (либо сервисной организации) для проверки наличия пломбы на кабельной линии и составления акта совместно с мастером Бригады ТиКРС. также факт несоответствия длины отмечается в эксплуатационном паспорте на УЭЦН. По результатам проверки принимается решение о дальнейшем спуске УЭЦН по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ и ОТ и КРС. 6.13.14.При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТиКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТиКРС плана работ с целью подъема этой установки. 6.13.15.Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ТиКРС и персонально на всех членов бригады производивших спуск. 7. ТРЕБОВАНИЯ К НАЗЕМНОМУ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ УЭЦН. 7.1.Предприятие ЦЭПУ до запуска УЭЦН проверяет состояние наземного оборудования СУ. ТМПН, силовых кабелей, при выявлении неисправностей производит ремонт либо замену оборудования. 7.2. В 5-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка КПК. Силовые кабели от КПК до станции управления УЭЦН и от ТП до СУ прокладываются силами персонала ЦЭПУ с привлечением персонала ТиКРС. Кабель от ТП до СУ, а также между СУ и повышающим трансформатором по стороне 380В должен иметь сечение, соответствующее требованиям ПУЭ. Подключение кабелей к СУ, КПК и заземление оборудования выполняет ЦЭПУ, подключение кабеля к ТП выполняет Исполнитель, оказывающий услуги в области энергообеспечения кустовых площадок. Кабели должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0,5 м в грунт. 7.3.Запрещается эксплуатация УЭЦН, площадки НЭО которых, кабельные эстакады, КПК и заземление не соответствуют требованиям ПУЭ и ТБ. 8. ЗАПУСК УЭЦН В данном разделе Технологического регламента описывается технология проведения запуска УЭЦН в работу с указанием ответственности и обязанностей персонала, участвующего в данном виде работ. Также перечислены ограничения по запуску оборудования и методы определения правильности вращения вала УЭЦН, герметичности НКТ. 40 8.1. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ К ЗАПУСКУ До запуска УЭЦН силами ЦЭПУ выполняется комплектация наземного электрооборудования (НЭО) необходимой мощности в зависимости от типа погружного электродвигателя (ПЭД), завоз и монтаж НЭО на кустовой площадке, проверка оборудования в холостом режиме (после подключения к КТПН). При этом представителю ЦЭПУ необходимо: произвести внешний осмотр наземного электрооборудования УЭЦН, особое внимание обратить на состояние защитного заземления СУ и ТМПН, на наличие масла в ТМПН; проверить соответствие мощности и напряжения ТМПН, СУ комплектуемой мощности и напряжению ПЭД (при необходимости произвести замену НЭО); проверить СУ, ТМПН, клеммную коробку на функционирование, произвести протяжку болтовых соединений силовых токоведущих частей и присоединений к нулевой шине; проверить правильность чередования фаз в клеммной коробке; проверить электрическое соединение станции управления и масляного трансформатора между собой, необходимое сечение жил кабеля рассчитывается до монтажа НЭО и его подключения на автомат необходимой мощности в КТПН в зависимости от расчетной токовой нагрузки, типа кабеля. Электромонтер ЦЭПУ имеет право приостановить работы до устранения: отсутствия или поломки полов, оградителей на площадке обслуживания СУ, ТМПН; отсутствия, нарушения контура заземления; несоответствия площадки обслуживания и расстановки оборудования ТМПН, СУ утвержденным схемам расстановки оборудования; отсутствия подъездных путей к площадкам с наземным оборудованием, для его замены; несоответствия напряжения питающей сети 380В (Uмин=320В, Uмах=440В с выдержкой по времени 10 сек.); несоответствие наземного электрического хозяйства требованиям ПУЭ, а также характеристикам УЭЦН (мощности, напряжения питания). О выявленных нарушениях немедленно сообщить в ЦДНГ для принятия мер по устранению и приступить к работам после устранения замечаний. После постановки бригады ТиКРС, перед производством монтажа УЭЦН, по заявке ЦДНГ, электромонтер ЦЭПУ должен подготовить до запуска наземное электрооборудование (КТПН, автоматический выключатель), проверить соответствие мощности и напряжения КТПН, автоматический выключатель комплектуемой мощности и напряжению ПЭД (при необходимости заменить). Ответственность за состояние площадки для размещения наземного электрооборудования, состояние кабельной эстакады, контура заземления и клеммной коробки возлагается на начальника ЦДНГ. При глушении скважин тяжелым раствором, плотностью 1,18 г/см3, и растворами на основе хлористого кальция необходимо производить замену на дегазированную нефть или воду перед запуском УЭЦН, с добавлением ингибирующих добавок (объем жидкости на замену жидкости глушения не менее одного объема скважины). Отмена перевода на нефть или воду согласовывается с геологической службой ЦДНГ НГДУ. В случае поглощения при переводе скважины на дегазированную нефть или воду или роста давления замену жидкости глушения прекратить по согласованию с СР и Г НГДУ. Необходимость замены технологической службой указывается в плане работ на текущий или капитальный ремонт скважины Ответственным за предоставление техники на замену жидкости глушения является мастер бригады ТиКРС. 8.2. ПУСК УЭЦН В РАБОТУ Бригада ТиКРС ставит в известность о времени пуска установки службы ЦДНГ и ЦЭПУ (через сменного технолога ЦДНГ). 41 При получении заявки на запуск УЭЦН работники ЦЭПУ обеспечивает выполнение данной заявки в сроки указанные в действующем Договоре и Регламенте взаимоотношений. Пробный запуск производится персоналом: прошедшим обучение, сдавшим экзамены и имеющим квалификационное удостоверение по основной профессии; допущенным к самостоятельной работе со вспомогательным оборудованием, имеющим квалификационную группу допуска по электробезопасности согласно функциональных обязанностей, прошедшим аттестацию по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности; прошедшие проверку знаний по настоящему регламенту. В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят: оператор по добыче нефти и газа; электромонтер ЦЭПУ 5-6 разряда с 3 и 4 группами допуска по электробезопасности; мастер бригады ТКРС (ИТР подрядчика, бурильщик, старший оператор). Работы по запуску скважины в работу должны выполняться согласно требований охраны труда, промышленной и экологической безопасности, ПБНГП, ПУЭ. 8.3.ОБЯЗАННОСТИ МАСТЕРА БРИГАДЫ ТКРС (БУРИЛЬЩИК, СТАРШИЙ ОПЕРАТОР) ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН. После окончания спуска необходимо определить сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляется на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывается кабель от устья до клеммной коробки, не допуская при этом его перекрутов, и изгибов радиусом менее 380 мм. Рубка кабельной линии запрещается. При несоответствии длины кабельной линии (остаток свыше 30 м) согласно заявки вызывается представитель ЦЭПУ (либо сервисной организации) для рубки лишней кабельной линии с сохранением фазировки и замены пломбы. Для вывоза остатка кабельной линии дается заявка в диспетчерскую ЦЭПУ (либо сервисной организации). Заполнить разделы эксплуатационного паспорта УЭЦН «подготовка скважины», «спуск установки». Произвести уборку замазученности территории скважины. Передать заполненный эксплуатационный паспорт на УЭЦН электромонтёру ЦЭПУ(либо сервисной организации). Выполнить опрессовку всей подвески лифта НКТ давлением 60 атм. на герметичность с помощью агрегата ЦА-320 с представителем Заказчика, кроме скважин с УЭЦН без обратного клапана. НКТ считаются герметичными в случае снижения давления не более 5 атм. за 30 минут. В случае отсутствия герметичности запуск скважины не производится до устранения причин неисправности. Участвовать в запуске УЭЦН. При необходимости немедленно устранить недостатки, выявленные в ходе запуска УЭЦН (пропуски по фланцевым соединениям, некомплектность крепежа ФА и т.д.). Для исключения простоев при определении герметичности лифта НКТ по причине неисправного (негерметичного) устьевого оборудования необходимо производить опрессовку НКТ без собранной фонтанной арматуры. В случае определения негерметичности при опрессовке НКТ необходимо произвести промывку ГНО для исключения негерметичности по причине засорения обратного клапана и произвести повторную опрессовку. По результату повторной опрессовки по согласованию с ведущим технологом ЦДНГ принимается решение о запуске УЭЦН. 42 8.4. ОБЯЗАННОСТИ ЭЛЕКТРОМОНТЕРА ЦЭПУ ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН. При отсутствии замечаний принять заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН от бригады ТиКРС. Проверить состояние контура заземления, наличие видимой металлической связи между наземным оборудованием и контуром заземления, а также заземление брони погружного кабеля на фонтанной арматуре запускаемой скважины. При рубке кабельной линии из-за несоответствия длины обязательно сохранить фазировку кабельной линии, а также произвести замену пломбы с пометкой в эксплуатационном паспорте (указанием нового номера). Произвести подготовку и подключение НЭО в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации. Проверить все электрические соединения силовой цепи, которые должны быть выполнены с учетом правильного чередования фаз, что обеспечит правильное направление вращения вала. Для этого использовать фазоуказатель, данный прибор позволяет определить правильность вращения (фазировки) УЭЦН до начала запуска установки в работу. Отсутствие данного прибора у электромонтеров является нарушением регламента при подготовке к запуску УЭЦН. Ответственность за правильность определения направления вращения при запуске УЭЦН на ВНР возлагается на электромонтера ЦЭПУ. Ответственность за принятие решения по запуску УЭЦН на обратном вращении несет начальник ПТО ДНГ НГДУ. Проверить состояние изоляции системы: кабель – ПЭД; кабель от СУ до клеммной коробки (не менее 5 МОм). Запуск УЭЦН с изоляцией менее 5 МОм производится после определения технических мероприятий и согласования с ПТО ДНГ НГДУ и ЦЭПУ. В эксплуатационном паспорте делается запись с указанием ответственных лиц за запуск установки со сниженной изоляцией. Рекомендуется произвести подъем 1-й НКТ, проверить наличие мехповреждений в месте разделки кабеля для кабельного ввода. При обнаружении мехповреждений произвести восстановление изоляции, повторный замер сопротивления изоляции. Ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение об изменении глубины спуска. Проверить питающее напряжение СУ, значения которого должно быть равным 380В+/- 10%. Уставки по входному напряжению должны соответствовать: Umin=300 B, Umax=460 B со временем срабатывания не менее 10 сек. Произвести расчет необходимого напряжения на выходе ТМПН по формуле: 380 Uном U Uтмпн= Uсети , В; где: Uсети- напряжение сети, поступающее на СУ, В; Uном- номинальное напряжение ПЭД (из паспорта ЭЦН), В; U – потери напряжения в кабеле, которые зависят от длины кабеля, температуры пластовой жидкости номинального тока ПЭД, В. Значения потерь напряжения в кабельной линии приведены в таблице 8.1. 43 Таблица 8.1 Потери напряжения в кабеле Потери напряжения в Потери напряжения в кабеле с Потери напряжения в кабеле Потери напряжения в кабеле кабеле с медными жилами медными жилами сечением с медными жилами сечением с медными жилами сечением сечением 3х33 мм., В (на 3х16 мм., В (на 1000 метров) 3х21 мм., В (на 1000 метров) 3х25 мм., В (на 1000 метров) 1000 метров) J ном пэд, А 18,5 24 25 26 27 28 31,5 35 35,5 36,5 38 38,5 39 51,5 53,5 63 Пластовая температура, 0С 40-60 70-90 > 100 25 32 33 35 36 37 42 46 47 48 50 51 52 68 71 84 28 36 38 39 41 43 48 53 54 55 58 58 59 78 81 96 31 41 42 44 46 47 53 59 60 62 64 65 66 87 90 106 J ном пэд, А 18,5 24 25 26 27 28 31,5 35 35,5 36,5 38 38,5 39 51,5 53,5 63 Пластовая температура, 0С 40-60 70-90 > 100 19 24 25 26 27 28 32 35 36 37 38 39 39 52 54 64 21 28 29 30 31 32 36 41 41 42 44 45 45 60 62 73 24 31 32 33 35 36 41 45 46 47 49 50 50 66 69 81 J ном пэд, А 18,5 24 25 26 27 28 31,5 35 35,5 36,5 38 38,5 39 51,5 53,5 63 Пластовая температура, 0С 40-60 70-90 > 100 16 20 21 22 23 24 27 30 30 31 32 33 33 44 45 54 18 23 24 25 26 27 31 34 35 35 37 37 38 50 52 61 20 26 27 28 29 30 34 38 38 39 41 42 42 56 58 68 J ном пэд, А 18,5 24 25 26 27 28 31,5 35 35,5 36,5 38 38,5 39 51,5 53,5 63 Пластовая температура, 0С 40-60 70-90 > 100 12 15 16 17 17 18 20 23 23 23 24 25 25 33 34 41 14 18 18 19 20 21 23 26 26 27 28 28 29 38 39 46 15 20 20 21 22 23 26 29 29 30 31 32 32 42 44 52 Следует учесть, что ток холостого хода двигателя после подбора напряжения на выходе ТМПН будет отличаться от паспортных. Фактическая величина тока холостого хода при установленном напряжении на выходе ТМПН рассчитывается по приближенной формуле: 2 * U дв.опт I хх I хх ном * 1 , А; U дв.опт где: Iхх ном – номинальный ток двигателя, соответствующий паспортным данным, А; Uдв.опт. – установленное напряжение на выходе ТМПН (при установленной кривой разгона, напряжение, соответствующее текущей частоте вращения ротора ПЭД), В; Uдв.ном. – номинальное напряжение ПЭД, соответствующее паспортным данным, В. Переключатель отпаек ТМПН установить в положение, ближайшее к расчетному напряжению. При наличии ЧРП отпайку на ТМПН следует выставлять исходя из расчета кривой разгона соответствующей потребляемому напряжению максимальной предполагаемой частоте вращения ротора ПЭД. Проверить функционирование СУ в холостом режиме. Перед запуском УЭЦН установить защиты электродвигателя в СУ. Удалить информацию из СУ о работе предыдущей погружной установки и записать новые данные с эксплуатационного паспорта. При наличии системы промысловой телемеханики на скважине обеспечить подключение оборудования согласно принятым схемам. По результатам проделанной работы произвести заполнение соответствующих разделов эксплуатационного паспорта на УЭЦН. Расчет необходимого напряжения на выходе ТМПН при эксплуатации СУ с ЧРП: 44 U ТМПН ((U ном FБ ) U ) 380 50 ,В U сети где: Uсети- напряжение сети, поступающее на СУ, В; Uном- номинальное напряжение ПЭД (из паспорта ЭЦН), В; FБ - базовая (опорная) частота станции управления, Гц; U – потери напряжения в кабеле, которые зависят от длины кабеля, температуры пластовой жидкости номинального тока ПЭД, В. 8.5. ОБЯЗАННОСТИ ОПЕРАТОРА ЦДНГ ПЕРЕД ЗАПУСКОМ УЭЦН Проверить состояние и работоспособность АГЗУ. Если АГЗУ отсутствует или неработоспособно необходимо предусмотреть возможность замера дебита другими способами (передвижная замерная установка и др.) В случае проведения запуска без определения дебита скважины с составлением АКТа ответственность за качество вывода скважины на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. Проверить состояние ФА, проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений, проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если установлен регулируемый штуцер, выкрутить его до появления метки максимального диаметра. Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на ФА. Определить статический уровень в колонне НКТ. Установить технический манометр на буферном тройнике ФА. Установить манометр на затрубное пространство согласно схеме обвязки. Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА. Установить скважинный уровнемер на затрубную задвижку (полевую) ФА. Определить статический уровень в скважине (результат записать в эксплуатационный паспорт). Статический и динамический уровень в скважине определяется с помощью уровнемера (эхолота). В зависимости от функциональных возможностей уровнемера необходимо записывать в оперативную память эхолота графики эхограмм для дальнейшей расшифровки и архивации. Рассчитать ориентировочное время появления подачи на устье скважины по формуле: t Vнкт *1440 Qном , мин; где: Vнкт – внутренний объем НКТ от устья до уровня жидкости, м3; Qном – номинальная производительность УЭЦН, м3/сут. Внутренний объем 1 погонного метра НКТ диаметром 60 мм принимается равным 2 литра, 73 мм – 3 литра, 89 мм – 4,5 литров. При отсутствии или негерметичности обратного клапана допускается использование данных по статическому уровню в затрубном пространстве. Данная формула не учитывает напорнорасходную характеристику насоса и вычисленное время появления подачи на устье скважины является максимальным ожидаемым. 45 Каждый работник, занимающийся запуском в работу УЭЦН после ремонта скважин, при выводе скважины на режим должен знать следующее: производительность и напор спущенной установки, ее рабочую зону; диаметр эксплуатационной колонны (внутренний объем колонны без НКТ и объем 1 п.м. затрубного кольцевого пространства) и НКТ, глубину спуска установки; мощность ПЭД (кВт) и необходимый приток для его охлаждения; номинальную токовую нагрузку ПЭД и ток холостого хода; минимально-допустимый уровень жидкости над приемом насоса (максимальнодопустимое снижение динамического уровня при освоении, должен быть не менее 200м и указывается технологической службой ЦДНГ); номинальное напряжение ПЭД и фактическое, подаваемое на ПЭД. Все выше перечисленные данные должны быть выданы перед запуском оператору по добыче нефти и газа технологом цеха. 8.6.ПУСК, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРАВИЛЬНОГО НАПРАВЛЕНИЯ ВРАЩЕНИЯ ВАЛА УЭЦН И ГЕРМЕТИЧНОСТИ НКТ. При пуске УЭЦН необходимо контролировать, чтобы установившийся рабочий ток не превышал номинального и не был близок к току холостого хода (Iх.х.<Iраб<Iном). В первоначальный момент пуска допускается кратковременное превышение рабочего тока над номинальным током (Iпуск>Iном). Быстрое падение пускового тока свидетельствует о нормальном запуске УЭЦН. Токоизмерительными клещами измерить нагрузку ПЭД по фазам, измерительным прибором напряжение от КТППН до СУ и от ТМПН по высокой стороне напряжения, при необходимости внести корректировку в показания контроллера СУ. Действительные значения параметров работы УЭЦН записать в эксплуатационный паспорт. В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после первого запуска УЭЦН разрешается произвести не более трех включений с интервалом времени 15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно настоящей технологической инструкции. При выводе скважины на режим и эксплуатации с помощью УЭЦН необходимо учитывать, что длительная безостановочная работа УЭЦН, без притока из пласта, необходимого для охлаждения ПЭД, недопустима. Время непрерывной работы и охлаждения ПЭД указано в таблице 8.2. При работоспособном ТМС допускается работа УЭЦН без остановки на охлаждение, если температура двигателя не превышает допустимо-возможную для данного типа ПЭД. Таблица 8.2 Допустимое время работы ПЭД ТИПОРАЗМЕР ПЭД УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт включительно УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт, до 45 кВт включительно УЭЦН с ПЭД мощностью свыше 45 кВт ВРЕМЯ НЕПРЕРЫВНОЙ РАБОТЫ ВРЕМЯ ОХЛАЖДЕНИЯ ПЭД не более 2 часов не менее 2-х часов не более 1 часа не более 30 минут не менее 1,5 часов 46 Проверить визуально наличие подачи на устье скважины, а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ. Время появления подачи записать в эксплуатационный паспорт и в карту ВНР. После запуска УЭЦН необходимо определить правильность направления вращения вала ПЭД. Методика определения правильности направления вращения вала ПЭД зависит от расположения статического уровня в НКТ. Условие высокого или низкого динамического уровня определяется на основании таблице 8.3 (выделено цветом, при определенном уровне в зависимости от типоразмера УЭЦН), при этом для большинства УЭЦН оно указанно в зависимости от времени появления подачи в течение ~15 минут после запуска. Т.о. при условии, что подача появится на устье более чем через 15 минут (ниже выделенного уровня в таблице 8.3) после запуска – такой уровень считается «низким», в противном случае «высоким». Примечание: Ожидаемое время появления подачи (т.к. в зависимости от расположения статического уровня жидкости ЭЦН в первоначальный период может подавать дебит больший, чем номинальный) после запуска УЭЦН на устье указано в таблице 8.3: Для подтверждения информации выполнить кратковременный замер дебита по АГЗУ, который должен быть равен расчетной производительности ЭЦН по времени появления подачи на устье скважины. Ожидаемое время появления подачи после запуска УЭЦН Номинальная производительность УЭЦН, м3/сут Номинальная производительность УЭЦН л/мин. 100 150 200 250 300 400 Н стат., м 600 650 700 800 850 900 1000 1100 НКТ 60 мм 500 Таблица № 8.3 10 20 30 35 50 80 125 160 200 250 400 500 6,9 13,9 20,8 24,3 34,7 55,6 86,8 111,1 138,9 173,6 277,8 347,2 28,6 42,9 57,2 71,5 85,8 114, 5 143, 1 171, 7 186, 0 200, 3 228, 9 243, 2 257, 5 286, 1 314, 8 14,3 21,5 28,6 35,8 42,9 9,5 14,3 19,1 23,8 28,6 8,2 12,3 16,4 20,4 24,5 5,7 8,6 11,4 14,3 17,2 3,6 5,4 7,2 8,9 10,7 2,3 3,4 4,6 5,7 6,9 1,8 2,7 3,6 4,5 5,4 1,4 2,1 2,9 3,6 4,3 1,1 1,7 2,3 2,9 3,4 0,7 1,1 1,4 1,8 2,1 0,6 0,9 1,1 1,4 1,7 57,2 38,2 32,7 22,9 14,3 9,2 7,2 5,7 4,6 2,9 2,3 71,5 47,7 40,9 28,6 17,9 11,4 8,9 7,2 5,7 3,6 2,9 85,8 57,2 49,1 34,3 21,5 13,7 10,7 8,6 6,9 4,3 3,4 93,0 62,0 53,1 37,2 23,2 14,9 11,6 9,3 7,4 4,6 3,7 100,2 66,8 57,2 40,1 25,0 16,0 12,5 10,0 8,0 5,0 4,0 114,5 76,3 65,4 45,8 28,6 18,3 14,3 11,4 9,2 5,7 4,6 121,6 81,1 69,5 48,6 30,4 19,5 15,2 12,2 9,7 6,1 4,9 128,8 85,8 73,6 51,5 32,2 20,6 16,1 12,9 10,3 6,4 5,2 143,1 95,4 81,8 57,2 35,8 22,9 17,9 14,3 11,4 7,2 5,7 157,4 104,9 89,9 63,0 39,3 25,2 19,7 15,7 12,6 7,9 6,3 47 1200 1300 343, 4 372, 0 171,7 114,5 98,1 68,7 42,9 27,5 21,5 17,2 13,7 8,6 6,9 186,0 124,0 106,3 74,4 46,5 29,8 23,2 18,6 14,9 9,3 7,4 Номинальная производительность УЭЦН, м3/сут Номинальная производительность УЭЦН л/мин. 100 150 200 300 400 450 500 Н стат., м 600 700 НКТ 73 мм 550 800 850 900 1000 1100 1200 1300 100 150 200 Н стат., метров 400 500 600 700 800 900 НКТ 89 мм 300 10 20 30 35 50 80 125 160 200 250 400 500 6,9 13,9 20,8 24,3 34,7 55,6 86,8 111, 1 138, 9 173, 6 277, 8 347, 2 43,5 65,2 86,9 130, 4 173, 9 195, 6 217, 4 239, 1 260, 8 304, 3 347, 8 369, 5 391, 3 434, 7 478, 2 521, 7 565, 2 65,2 97,7 130, 3 195, 5 260, 6 325, 8 390, 9 456, 1 521, 2 586, 4 21,7 32,6 43,5 14,5 21,7 29,0 12,4 18,6 24,8 8,7 13,0 17,4 5,4 8,2 10,9 3,5 5,2 7,0 2,7 4,1 5,4 2,2 3,3 4,3 1,7 2,6 3,5 1,1 1,6 2,2 0,9 1,3 1,7 65,2 43,5 37,3 26,1 16,3 10,4 8,2 6,5 5,2 3,3 2,6 86,9 58,0 49,7 34,8 21,7 13,9 10,9 8,7 7,0 4,3 3,5 97,8 108, 7 119, 6 130, 4 152, 2 173, 9 184, 8 195, 6 217, 4 239, 1 260, 8 282, 6 32,6 48,9 65,2 55,9 39,1 24,5 15,7 12,2 9,8 7,8 4,9 3,9 72,5 62,1 43,5 27,2 17,4 13,6 10,9 8,7 5,4 4,3 79,7 68,3 47,8 29,9 19,1 14,9 12,0 9,6 6,0 4,8 86,9 74,5 52,2 32,6 20,9 16,3 13,0 10,4 6,5 5,2 101,4 86,9 60,9 38,0 24,3 19,0 15,2 12,2 7,6 6,1 115,9 99,4 69,6 43,5 27,8 21,7 17,4 13,9 8,7 7,0 123,2 105,6 73,9 46,2 29,6 23,1 18,5 14,8 9,2 7,4 130,4 111,8 78,3 48,9 31,3 24,5 19,6 15,7 9,8 7,8 144,9 124,2 86,9 54,3 34,8 27,2 21,7 17,4 10,9 8,7 159,4 136,6 95,6 59,8 38,3 29,9 23,9 19,1 12,0 9,6 173,9 149,1 104,3 65,2 41,7 32,6 26,1 20,9 13,0 10,4 188,4 21,7 32,6 161,5 18,6 27,9 113,0 13,0 19,5 70,6 8,1 12,2 45,2 5,2 7,8 35,3 4,1 6,1 28,3 3,3 4,9 22,6 2,6 3,9 14,1 1,6 2,4 11,3 1,3 2,0 65,2 43,4 37,2 26,1 16,3 10,4 8,1 6,5 5,2 3,3 2,6 97,7 130, 3 162, 9 195, 5 228, 0 260, 6 293, 2 65,2 55,8 39,1 24,4 15,6 12,2 9,8 7,8 4,9 3,9 86,9 74,5 52,1 32,6 20,8 16,3 13,0 10,4 6,5 5,2 108,6 93,1 65,2 40,7 26,1 20,4 16,3 13,0 8,1 6,5 130,3 111,7 78,2 48,9 31,3 24,4 19,5 15,6 9,8 7,8 152,0 130,3 91,2 57,0 36,5 28,5 22,8 18,2 11,4 9,1 173,7 148,9 104,2 65,2 41,7 32,6 26,1 20,8 13,0 10,4 195,5 167,5 117,3 73,3 46,9 36,6 29,3 23,5 14,7 11,7 48 1000 1100 1200 1300 651, 5 716, 7 781, 8 847, 0 325, 8 358, 3 390, 9 423, 5 217,2 186,2 130,3 81,4 52,1 40,7 32,6 26,1 16,3 13,0 238,9 204,8 143,3 89,6 57,3 44,8 35,8 28,7 17,9 14,3 260,6 223,4 156,4 62,5 48,9 39,1 31,3 19,5 15,6 282,3 242,0 169,4 97,7 105, 9 67,8 52,9 42,3 33,9 21,2 16,9 Далее на каждые 100м статического уровня добавлять значение первой строки (соответствующее 100 метрам Н стат.). В случае запуска УЭЦН с низкого статического уровня, когда расчетное время появления подачи на устье скважины превышает максимально допустимое время работы ПЭД с притоком из пласта недостаточным для его охлаждения решение о времени работы и остановках УЭЦН на охлаждение принимает ведущий технолог ЦДНГ. В случае наличия в спущенной компоновке обратного клапана и его герметичности необходимо произвести долив жидкости в НКТ. В противном случае долив жидкости следует производить в затрубное пространство при условии отсутствия поглощения. После запуска УЭЦН необходимо определить правильность направления вращения вала ПЭД. Методика определения правильности направления вращения вала ПЭД зависит от расположения статического уровня в НКТ. При высоком расположении уровня в НКТ запуск ЭЦН произвести на открытую манифольдную задвижку, зафиксировать время появления подачи на устье и рассчитать производительность ЭЦН: QЭЦН VНКТ Н СТ 1440 1000 t , м3/сут; где: Qэцн – производительность УЭЦН, м3\сут; Vнкт – объём 1 погонного метра НКТ, л. Внутренний объем 1 погонного метра НКТ диаметром 60мм принимается равным 2 литра, 73мм – 3 литра, 89 мм – 4,5 литров. Нст – статический уровень в затрубном пространстве скважины, метров; t – время появления подачи на устье скважины после запуска УЭЦН, мин. Ответственность за правильность направления вращения вала ПЭД несет электромонтер ЦЭПУ (либо сервисного предприятия). Для подтверждения информации выполнить кратковременный замер дебита по АГЗУ, который должен быть равен расчетной производительности ЭЦН по времени появления подачи на устье скважины. -При низком расположении статического уровня в НКТ необходимо с помощью эхолота выполнить серию замеров увеличения давления и подъёма жидкости по колонне НКТ на закрытую манифольдную задвижку ФА. При любом направлении вращения ПЭД ЭЦН продукцию подает, следовательно, давление в НКТ увеличивается, а уровень поднимается. По скорости подъема уровня жидкости в НКТ необходимо рассчитать производительность насоса и сделать заключение о правильности вращения ПЭД: QЭЦН VНКТ Н 1440 1000 t , м3/сут; где: Qэцн – производительность УЭЦН, м3\сут; Vнкт – объём 1 погонного метра НКТ, л; ΔН – разность уровней жидкости в НКТ, м; t – время между замерами уровня жидкости в НКТ, мин. 49 Внутренний объем 1 погонного метра НКТ диаметром 60 мм принимается равным 2 литра, 73мм – 3 литра, 89 мм – 4,5 литров. При низком расположении статического уровня необходимо обеспечить проведение работ согласно следующего алгоритма, для определения правильности вращения УЭЦН и соответствия напорной характеристики: Замерить подъем динамического уровня в НКТ Рассчитать объемную производительность УЭЦН по данным замера скорости подъема жидкости в НКТ (см. выше Формула 8.6) При отклонении в меньшую сторону Сравнить с номинальной производительностью Произвести смену вращения При приблизительно равной или большей величине Произвести замер дебита в АГЗУ Контролировать изменение давление и уровня жидкости в кольцевом пространстве Произвести расчет подачи ЭЦН по темпу снижения уровня (аналогично расчету притока). Сравнить с замером по АГЗУ и расчетной подачей по колонне НКТ Негерметичен / несоответствует Дать заключение о герметичности лифта НКТ и напорной характеристике ЭЦН Произвести дополнительные операции по определению негерметичности лифта НКТ по согласованию с технологом ЦДНГ Герметичен / соответствует Определить режим работы УЭЦН на период отбора продукции глушения скважины до появления притока из пласта, необходимого для охлаждения ПЭД 50 При правильном вращении вала ПЭД расчетный дебит должен соответствовать производительности спущенной УЭЦН (или быть выше). Определение производительности ЭЦН по снижению динамического уровня в затрубном пространстве при низком расположении статического уровня нежелательно, так как в кольцевом пространстве из-за снижения уровня создаётся вакуум, и изменение уровня отслеживается эхолотом с большой погрешностью. Кроме того, ЭЦН в скважине работает на газожидкостной эмульсии и в условиях изменения давления в кольцевом пространстве объем отбора в зоне подвески значительно больше, чем снижается уровень. В случае запуска и определении работы УЭЦН на обратном вращении необходимо остановить установку ЭЦН и дать время на охлаждение ПЭД равное времени работы, но не менее 30 минут, затем вновь запустить, изменив направление вращения путем изменения чередования фаз в клеммной коробке или СУ. Допустимое время работы УЭЦН на обратном вращении определяется по типоразмеру ПЭД (при отсутствии притока из пласта скважины достаточного для охлаждения двигателя) согласно таблице 8.7; Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Объем жидкости (м 3) на 100 метров эксплуатационной колонны определяется по таблице 8.4. Объем жидкости на 100 метров эксплуатационной колонны, м3/сут. Таблица 8.4 V* (м3) наружный внутренний толщина V (м3) участка V* (м3) участка V* (м3) участка участка диаметр диаметр стенки, 100 метров без 100 метров с 100 метров с 100 метров эксплуатационн эксплуатационной мм НКТ НКТ 60 мм. НКТ 73 мм. с НКТ 89 ой колонны, мм колонны, мм мм. 6 127.7 1.28 0.95 0.81 0.61 7 125.7 1.24 0.91 0.77 0.57 8 123.7 1.20 0.87 0.73 0.53 139.7 9 121.7 1.16 0.83 0.70 0.49 10 119.7 1.13 0.79 0.66 0.46 11 117.7 1.09 0.75 0.62 0.42 6.5 133.1 1.39 1.06 0.92 0.72 7 132.1 1.37 1.04 0.90 0.70 8 130.1 1.33 0.99 0.86 0.66 146.1 9 128.1 1.29 0.95 0.82 0.62 10 126.1 1.25 0.91 0.78 0.58 11 124.1 1.21 0.87 0.74 0.54 6.5 155.3 1.89 1.56 1.43 1.22 7 154.3 1.87 1.53 1.40 1.20 8 152.3 1.82 1.49 1.35 1.15 168.3 9 150.3 1.77 1.44 1.31 1.10 10 148.3 1.73 1.39 1.26 1.06 11 146.3 1.68 1.35 1.21 1.01 12 144.3 1.64 1.30 1.17 0.97 7 164.8 2.13 1.80 1.67 1.46 8 162.8 2.08 1.75 1.61 1.41 9 160.8 2.03 1.70 1.56 1.36 178.8 10 158.8 1.98 1.65 1.51 1.31 11 156.8 1.93 1.60 1.46 1.26 12 154.8 1.88 1.55 1.41 1.21 7 180 2,54 2,22 2,08 1,88 8 178 2,49 2,16 2,02 1,82 9 176 2,43 2,11 1,97 1,77 194 10 174 2,38 2,05 1,91 1,71 11 172 2,32 2,00 1,86 1,66 * - с учетом плоского погружного кабеля сечением 3х16 мм. 51 Скорость снижения динамического уровня приведена в таблице 8.5: Таблица 8.5 Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 139,7 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров Тип ЭЦН 10 5 минут 10 минут 20 минут 60 минут НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 4 5 6 7 9 12 15 18 24 44 53 71 20 7 9 12 15 18 24 30 37 48 91 107 145 30 11 13 18 23 27 36 45 53 72 136 160 215 35 13 16 21 26 31 42 53 62 84 158 187 252 50 19 22 30 38 44 60 75 89 121 226 267 362 80 30 36 48 60 71 97 121 142 193 362 427 580 125 47 56 75 94 111 150 189 223 300 566 668 901 160 60 71 96 121 142 192 241 285 383 725 855 1149 200 75 89 120 151 178 240 302 356 480 906 1068 1439 250 94 111 150 189 223 300 377 445 601 1132 1335 1802 400 151 178 240 302 356 480 604 712 960 1812 2137 2879 500 189 223 299 377 445 599 755 890 1198 2264 2671 3593 Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 146,1 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров Тип ЭЦН 5 минут НКТ 60 НКТ 73 10 3 20 7 30 10 10 минут НКТ 60 4 НКТ 89 5 7 8 11 14 12 16 21 НКТ 73 20 минут НКТ 60 НКТ 73 8 НКТ 89 10 14 16 21 28 24 31 42 24 28 36 60 минут НКТ 60 НКТ 73 16 НКТ 89 21 42 47 НКТ 89 62 32 42 83 95 126 47 62 125 142 187 49 55 73 146 166 219 35 12 14 18 50 17 20 26 35 40 53 69 79 105 208 237 315 80 28 32 42 56 63 84 111 126 168 333 379 504 125 43 49 65 87 99 131 174 197 261 521 592 783 111 126 167 222 252 333 667 758 999 160 56 63 83 200 69 79 104 139 158 209 278 316 417 833 947 1252 250 87 99 131 174 197 261 347 395 522 1042 1184 1567 400 139 158 209 278 316 417 556 631 834 1667 1894 2503 197 260 394 521 789 1041 2083 2367 3124 500 174 347 694 52 Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 168,3 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров Тип ЭЦН 10 5 минут 10 минут НКТ 60 НКТ 73 2 3 НКТ 89 3 20 минут НКТ 60 НКТ 73 4 5 НКТ 89 6 9 10 12 НКТ 60 НКТ 73 9 60 минут НКТ 60 НКТ 73 10 НКТ 89 12 27 30 НКТ 89 36 18 20 24 55 60 73 20 4 5 6 30 7 8 9 14 15 18 28 30 36 83 90 108 35 8 9 11 16 18 21 32 35 42 96 106 127 50 11 13 15 23 25 30 46 50 61 137 151 182 80 18 20 24 36 40 49 73 80 97 219 241 292 57 63 76 114 125 151 343 377 453 125 29 32 38 160 36 40 48 73 81 96 146 161 193 439 483 578 200 46 50 60 91 101 121 183 201 241 548 604 724 250 57 63 76 114 126 151 228 252 302 685 755 907 183 201 241 365 402 483 1096 1208 1449 228 252 301 457 503 603 1371 1510 1808 400 91 101 121 500 114 126 151 Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 178,8 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров Тип ЭЦН 5 минут НКТ 60 10 10 минут НКТ 89 2 НКТ 60 2 НКТ 73 2 20 4 4 30 6 6 20 минут 60 минут 4 НКТ 73 4 НКТ 89 5 НКТ 60 8 НКТ 73 9 НКТ 89 10 НКТ 60 24 НКТ 73 26 НКТ 89 29 5 8 9 10 16 17 20 48 52 60 7 12 13 15 24 26 30 71 77 89 35 7 8 9 14 15 17 28 30 35 83 90 104 50 10 11 12 20 22 25 40 43 50 120 130 149 80 16 17 20 32 35 40 64 70 80 192 209 239 125 25 27 31 50 54 62 100 108 124 299 324 371 160 32 34 39 64 69 79 127 138 158 381 413 473 200 40 43 49 80 86 99 159 173 197 477 518 592 250 400 50 54 62 100 108 124 199 216 247 598 648 742 80 86 99 159 173 197 318 345 395 955 1035 1185 500 99 108 123 199 215 246 397 431 493 1192 1292 1479 53 Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны 194 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров Ти п ЭЦ Н 5 минут 10 минут 20 минут НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 10 2 2 2 3 3 4 6 20 3 3 4 6 7 8 13 30 5 5 6 10 10 11 19 35 6 6 7 11 12 13 НКТ 60 НКТ 73 60 минут НКТ 89 НКТ 60 НКТ 73 НКТ 89 7 8 19 21 23 14 15 39 41 46 21 23 58 62 69 22 24 27 67 72 80 50 8 9 10 16 17 19 32 34 38 96 103 114 80 13 14 15 26 27 31 51 55 61 154 165 183 125 20 21 24 40 43 48 80 86 95 241 257 286 160 26 27 31 51 55 61 103 110 122 309 329 366 200 32 34 38 64 69 76 129 137 153 386 412 458 250 40 43 48 80 86 95 161 171 191 482 514 572 400 64 69 76 129 137 153 257 274 305 771 823 915 500 80 86 95 161 171 191 321 343 381 964 1029 1144 Если при правильном направлении вращения подача появляется позже, чем указано в таблице 8.3 (или не появляется вообще) и дебит УЭЦН меньше, то необходимо проверить герметичность НКТ и наличие в них свободного прохода. Для проверки герметичности лифта НКТ (УЭЦН должен быть отключен) уровнемер необходимо установить на кольцевое пространство скважины, определить статический уровень. Далее необходимо запустить ЭЦН и при появлении подачи на устье «заштуцировать» (задвижкой или регулируемым штуцером) до 60 атмосфер. Во избежание создания избыточного давления при опрессовке, около СУ должен находиться электромонтер ЭПУС (или оператор ЦДНГ), который при возникновении опасности отключит УЭЦН по команде оператора. В АГЗУ скважину включить на замер, зафиксировать показания счетчика жидкости. Одновременно с замером дебита выполнить серию замеров изменения уровня и давления в кольцевом пространстве. При не герметичном лифте НКТ подача на устье с ростом давления может прекратиться, а уровень и давление в кольцевом пространстве начнут увеличиваться, а при герметичном лифте НКТ объём продукции по АГЗУ (замер) соответствует объёму продукции по снижению уровня в кольцевом пространстве и отвечает производительности ЭЦН по напорной характеристике. После производства пробного запуска и отсутствия замечаний по работе УЭЦН (т.е. параметры работы установки соответствуют вышеперечисленным критериям) электромонтёру ЦЭПУ необходимо произвести настройку защит CУ согласно приложения №2, заполнить соответствующие разделы эксплуатационного паспорта и передать его для дальнейшего вывода скважины на режим оператору ЦДНГ. При осуществлении вывода на режим подрядной организацией заполненный паспорт передается оператором ЦДНГ подрядчику. Замеры на современных ЗУ типа «МЕРА» или «ОЗНА», которыми не возможно замерить дебит скважины, пласт которых не заработал (нет газа) следует производить совместно со 54 скважиной, пласт которой работает. Соответственно необходимо знать дебит скважины, совместно с которой производится замер. Ответственность за своевременность и качество запуска скважины в работу, а так же за запуск УЭЦН при всех нештатных ситуаций возлагается на начальника ЦДНГ. 8.7. ОГРАНИЧЕНИЯ ПО ЗАПУСКУ УЭЦН В РАБОТУ Запрещается производить запуск установки в случае: неисправности фонтанной арматуры; сопротивления изоляции ниже 5 МОм (без согласования с ПТО ДНГ НГДУ и ЦЭПУ) неисправности СУ и ТМПН; отсутствия данных в эксплуатационном паспорте о типоразмере УЭЦН и глубине спуска; отсутствия или нарушения контура заземления; несоответствия напряжения питающей сети (380 В +/-10%); превышения дисбаланса напряжений 10%-го предела. В случае выявления вышеперечисленных факторов мастером ТиКРС составляется акт с участием представителей ЦДНГ, ЦЭПУ (либо сервисной организации согласно зоны разграничения ответственности). В акте должны быть указаны причина, виновник, проведенные мероприятия, время заявки на запуск, время фактического запуска. 8.8. ЗАПУСК И ВНР СИЛАМИ СЕРВИСНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ Пробный запуск производится персоналом: прошедшим обучение, сдавшим экзамены и имеющим квалификационное удостоверение по основной профессии; допущенным к самостоятельной работе со вспомогательным оборудованием, имеющим квалификационную группу допуска по электробезопасности согласно функциональных обязанностей, сдавшим экзамены по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят: оператор по добыче нефти и газа; выводник сервисной организации(если предусмотрено Договором); электромонтер ЦЭПУ 5-6 разряда с 3 и 4 группами допуска по электробезопасности; мастер бригады ТКРС (специалист подрядчика, бурильщик, старший оператор). Обязанности оператора ЦДНГ: Проверить состояние и работоспособность автоматической групповой замерной установки; Проверить состояние фонтанной арматуры; Проверить наличие манометров согласно принятой схеме обвязки устья, при необходимости обеспечить их наличие; Проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений; Проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если установлен регулируемый штуцер, установить максимальный диаметр; Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре. Обязанности оператора-выводника сервисной организации: Определить статический уровень в колонне НКТ; Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА; Установить скважинный уровнемер на затрубную (полевую) задвижку ФА; 55 Определить статический уровень в скважине (результат записать в эксплуатационный паспорт, карту ВНР); После проведения пробного запуска выполнять работы по определению динамического (статического) уровня в скважине; Производить замер дебита добываемой продукции; Определять линейное, затрубное, буферное давления; Определять приток скважины из пласта по отбору и восстановлению уровня согласно данной инструкции; Принимать решения о дальнейшем ходе работ по ВНР скважины; Все измеренные данные в ходе выполнения работ заносить в карту вывода на режим; В случае возникновения ситуаций, не описанных настоящей инструкцией, работы производить по согласованию с технологической службой ЦДНГ. Оператор-выводник должен знать следующее: производительность и напор спущенной установки, ее рабочую зону; диаметр эксплуатационной колонны (внутренний объем колонны без НКТ и объем 1 п.м. затрубного кольцевого пространства) и НКТ, глубину спуска установки; мощность эл. двигателя (кВт) и необходимый приток для его охлаждения; номинальную токовую нагрузку эл. двигателя и ток холостого хода; минимально-допустимый уровень жидкости над приемом насоса должен быть не менее 200м; номинальное напряжение ПЭД и фактическое, подаваемое на ПЭД. Ответственность за своевременность, качество запуска и вывода в режим скважины возлагается на технолога ЦДНГ и сервисную организацию занимающуюся запуском и выводом скважины на режим. Контроль за работами, выполняемыми при выводе в режим, возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. За ведущим технологом ЦДНГ остается право корректировки работ. Ответственность за внесенные изменения в план ВНР скважин в этом случае несет ведущий технолог ЦДНГ. 8.9. ЗАПУСК И ВНР БЕЗ ПРИВЛЕЧЕНИЯ СЕРВИСНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ. Пробный запуск производится персоналом: прошедшим обучение, сдавшим экзамены и имеющим квалификационное удостоверение по основной профессии; допущенным к самостоятельной работе со вспомогательным оборудованием, имеющим квалификационную группу допуска по электробезопасности согласно функциональных обязанностей, сдавшим экзамены по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят: оператор по добыче нефти и газа; выводник сервисной организации (если предусмотрено Договором); электромонтер ЦЭПУ 5-6 разряда с 3 и 4 группами допуска по электробезопасности; технолог ЦДНГ НГДУ (руководство по ВНР осуществляет дистанционно); мастер бригады ТиКРС (специалист подрядчика, бурильщик, старший оператор). Обязанности оператора ЦДНГ: Проверить состояние и работоспособность автоматической групповой замерной установки; Проверить состояние фонтанной арматуры; Проверить наличие манометров согласно принятой схеме обвязки устья, при необходимости обеспечить их наличие; 56 Проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений; Проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если установлен регулируемый штуцер, установить максимальный диаметр; Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре. Определить статический уровень в колонне НКТ; Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА; Установить скважинный уровнемер на затрубную (полевую) задвижку ФА; Определить статический уровень в скважине (результат записать в эксплуатационный паспорт, карту ВНР); После проведения пробного запуска выполнять работы по определению динамического (статического) уровня в скважине; Производить замер дебита добываемой продукции; Определять линейное, затрубное, буферное давления; Все измеренные данные в ходе выполнения работ заносить в карту вывода на режим и передавать технологу ЦДНГ НГДУ. Технолог ЦДНГ должен знать следующее: Определять приток скважины из пласта по отбору и восстановлению уровня согласно данного регламента; производительность и напор спущенной установки, ее рабочую зону; диаметр эксплуатационной колонны (внутренний объем колонны без НКТ и объем 1 п.м. затрубного кольцевого пространства) и НКТ, глубину спуска установки; мощность эл. двигателя (кВт) и необходимый приток для его охлаждения; номинальную токовую нагрузку эл. двигателя и ток холостого хода; минимально-допустимый уровень жидкости над приемом насоса должен быть не менее 200м; номинальное напряжение ПЭД и фактическое, подаваемое на ПЭД; принимать решение о дальнейшем ходе работ по ВНР скважины; при необходимости согласовывать дальнейшие действия по ВНР с ПТО ДНГ НГДУ. Ответственность за своевременность, качество запуска и вывода в режим скважины возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. Контроль за работами, выполняемыми при выводе в режим, возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. За ведущим технологом ЦДНГ остается право корректировки работ. Ответственность за внесенные изменения в план ВНР скважин в этом случае несет ведущий технолог ЦДНГ. 8.10. ВЫВОД НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ С УЭЦН. В данном пункте рассматривается технология вывода на режим скважин оборудованных УЭЦН, методы определения притока из пласта и особенности ВНР скважин с применением ЧРП, без АГЗУ. 8.10.1. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫВОДА Технологической служба ЦДНГ осуществляет контроль за ВНР. Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины либо срыва подачи. В процессе запуска и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.<Iраб.<Iном.), обеспечить постоянный замер дебита в АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции. 57 В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров: изменение уровня жидкости в скважине; дебит; буферное, линейное и затрубное давление; рабочий ток; первичное напряжение (напряжение с КТППН); сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД»; притока жидкости из пласта; давления, температуры и вибрации УЭЦН при наличии соответствующих датчиков ТМС. Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта до установления минимально достаточного для охлаждения ПЭД притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим. После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения необходимо производить ежедневный отбор пробы на КВЧ до его стабилизации. Максимальное содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости: Для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л, твердостью до 7 баллов по шкале Мооса; Для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л, твердостью до 5 баллов по шкале Мооса. На скважинах, где есть риск заклинивания УЭЦН (после ГРП, высокий КВЧ, большое содержание мехпримесей при демонтаже и разборе предыдущей установки), в целях предотвращения «залпового» выноса механических примесей, допускается производить ограничение дебита во время запуска штуцированием либо ЧРП. При этом должны соблюдаться условия напорной характеристики и достаточного для охлаждения ПЭД притока из пласта. При соблюдении вышеназванных условий, а также при наличии работоспособного ТМС допускается работа установки без остановки на охлаждение. Фиксация контрольных параметров (динамический уровень, давление, токовые параметры, дебит при наличии подачи) должна происходить со следующей периодичностью: Для ЭЦН производительностью до 125 м3/сут включительно: первый час работы – каждые 15 мин.; следующие 2 часа – каждые 30 мин.; дальнейшая рекомендуемая периодичность контроля параметров – 1 час, может меняться по усмотрению лица, ответственного за ВНР скважины. Для ЭЦН производительностью свыше 125 м3/сут: первые 30 мин работы – каждые 10 мин.; следующие 30 мин. работы – каждые 15 мин работы; следующие 2 часа - каждые 30 мин работы; дальнейшая рекомендуемая периодичность контроля параметров – 1 час, может меняться по усмотрению лица, ответственного за ВНР скважины. При остановке УЭЦН (охлаждение, устранение неисправности и т.д.) обязательно снятие данных для построения КВУ с целью количественного определения притока жидкости из пласта. Для этого ведущим технологом ЦДНГ дается заявка в ЦНИПР на проведение работ по исследованию скважины методом КВУ за одни сутки до проведения работ. Ответственным за проведение исследования по КВУ является начальник ЦНИПР. При этом следует придерживаться следующей периодичности: первые 30 мин простоя – каждые 5 мин., следующие 30 мин – каждые 10 мин простоя, дальнейшая периодичность рекомендуется каждые 30 мин по достижении момента, когда изменения уровня прекратятся либо достигнут минимальных значений (10м за 30 мин). Наиболее информативными будут данные первых 30 минут простоя, т.к. они позволяют оценить приток жидкости из пласта при конкретно достигнутых при работе установки значениях депрессии. Такая периодичность позволяет вести более полный контроль за работой УЭЦН, отбором жидкости из затрубного пространства, притока жидкости из пласта для принятия 58 своевременных мер в случае необходимости, позволяет сократить время ВНР и количество остановок и запусков УЭЦН, что повышает надежность оборудования. Построение КВУ при запуске УЭЦН целесообразно при наличии и герметичности обратного клапана. В случае негерметичности либо его отсутствия происходит слив жидкости с НКТ в межтрубное пространство, что вносит большую погрешность в результаты подсчета притока жидкости из пласта и не позволяет производить оценку достаточности скорости потока пластовой жидкости для охлаждения ПЭД при достигнутом динамическом уровне. Расчет притока производится по формуле: 60 Q H * V * 24 * T , м3/сут; где: Н – восстановление уровня (разница уровней) за время Т, м; V – объем межтрубного пространства в 1 метре, м3. По таблице 8.6; T – время восстановления, мин. Таблица 8.6 Внутренний объем эксплуатационной колонны. Наружный диаметр эксплуата Толщина ционной стенки, мм колонны, мм 139.7 146.1 168.3 178.8 6 7 8 9 10 11 6.5 7 8 9 10 11 6.5 7 8 9 10 11 12 7 8 9 10 11 12 Внутренний диаметр эксплуатациионной колонны, мм V* (м3) V* (м3) V (м3) участка 100 метров участка 100 участка 100 метров с НКТ метров с НКТ 73 без НКТ 60 мм. мм. 127.7 1.28 0.95 0.81 125.7 1.24 0.91 0.77 123.7 1.20 0.87 0.73 121.7 1.16 0.83 0.70 119.7 1.13 0.79 0.66 117.7 1.09 0.75 0.62 133.1 1.39 1.06 0.92 132.1 1.37 1.04 0.90 130.1 1.33 0.99 0.86 128.1 1.29 0.95 0.82 126.1 1.25 0.91 0.78 124.1 1.21 0.87 0.74 155.3 1.89 1.56 1.43 154.3 1.87 1.53 1.40 152.3 1.82 1.49 1.35 150.3 1.77 1.44 1.31 148.3 1.73 1.39 1.26 146.3 1.68 1.35 1.21 144.3 1.64 1.30 1.17 164.8 2.13 1.80 1.67 162.8 2.08 1.75 1.61 160.8 2.03 1.70 1.56 158.8 1.98 1.65 1.51 156.8 1.93 1.60 1.46 154.8 1.88 1.55 1.41 * - с учетом плоского погружного кабеля сечением 3х16 мм. V* (м3) участка 100 метров с НКТ 89 мм. 0.61 0.57 0.53 0.49 0.46 0.42 0.72 0.70 0.66 0.62 0.58 0.54 1.22 1.20 1.15 1.10 1.06 1.01 0.97 1.46 1.41 1.36 1.31 1.26 1.21 Допускается снятие работы УЭЦН с постоянного контроля при условии изменения динамического уровня не более 50 метров за 12 часов, приток жидкости из пласта является достаточным для охлаждения ПЭД, значения токовых параметров соответствуют рабочим, значение дебита жидкости не ниже номинальной производительности насоса. Периодичность 59 контроля над параметрами работы УЭЦН в этом случае должна быть не менее 3-х раз в смену до окончания вывода УЭЦН на режим. Настройка защит СУ УЭЦН должна обеспечивать отключение УЭЦН в случае возникновения внештатных ситуаций. Ответственность за выставление корректных уставок по ЗСП, минимальному давлению на приеме, максимальной температуре ПЭД несет ведущий технолог ЦДНГ согласно утвержденной Главным инженером Общества карты уставок (Приложение 8). Запуск при срабатывании защит и остановке УЭЦН на ВНР производится только в присутствии оператора добычи ЦДНГ, оператора-выводника сервисной организации и электромонтера ЭПУ после определения причин остановки и проведения необходимых мероприятий. Решение о снятии скважины с постоянного контроля принимается ведущим технологом ЦДНГ. Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине. Контроль над правильностью и своевременностью заполнения карты вывода на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. Ответственность за качество вывода скважины на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. В случае ВНР УЭЦН силами сервисной организации ответственность за вывод возлагается на представителя сервисной организации, занимающегося выводом на режим. 8.10.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА Приток жидкости из пласта после остановки УЭЦН необходимо определять после прекращения слива жидкости из колонны НКТ (если клапан негерметичен или отсутствует). Приток жидкости из пласта необходимо определять по восстановлению уровня жидкости в затрубном пространстве скважины после каждой остановки УЭЦН в процессе вывода. Приток рассчитывается как: Q=Н*V*1440/ Т где: Q – приток жидкости из пласта время Т, м3/сут; Н – восстановление уровня (разница уровней) за время Т, м; V – объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства, м3; T - время восстановления, минуты; Постоянный контроль притока из пласта в процессе работы и остановки УЭЦН на охлаждение позволяет сократить время вывода скважины на режим и исключить необоснованные запуски и остановки насоса, что неблагоприятно влияет на работоспособность погружного оборудования. Оценка величины потока жидкости (приток из пласта), определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером дебита жидкости по АГЗУ и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым по таблице 7.3. Приток рассчитывается: 60 Qпр Q ГЗУ Н Д 2 Н Д 1 * V * 24 * Т , м3/сут где: Qгзу – дебит скважины замеренный по АГЗУ за время Т, в пересчете на сутки, м3/сут; Нд1 – начальный динамический уровень в скважине при определении притока, м; Нд2 – конечный динамический уровень в скважине за время Т, м; V – объем затрубного пространства, м3 в 1м.; T - время исследования (откачки), мин. 60 Подтверждение замеренного Нд производится опрессовкой на закрытую манифольдную задвижку. В некоторых случаях, при большом выносе механических примесей, при опрессовке возможно заклинивание УЭЦН, поэтому эту операцию можно не производить. 8.10.2. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ Скважина считается вышедшей на установившийся режим работы, если ее дебит постоянен и соответствует рабочей характеристике насоса, токовые параметры работы ПЭД стабильны и не превышают номинальных значений, изменения динамического уровня не превышают 10 метров между тремя замерами, произведенными с интервалом не менее 12 часов, либо наблюдается рост динамического уровня, процент обводненности продукции одинаков в течении нескольких замеров. Еще одним критерием выхода скважины на режим считается условие равности затрубного и линейного давлений (Рз=Рл), которое соответствует большинству фонда скважин. Если в ЦДНГ есть скважины без давления, то технолог при выдаче план-задания на вывод на режим оператору обязан сделать об этом отметку. Подтверждение установившегося режима работы и контрольную проверку выполнять только в стандартных условиях. Если в процессе вывода скважины на режим не удалось добиться расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами: Использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение промышленной частоты тока). При этом минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД (Таблица 8.7), не должен быть меньше рассчитанного и напор УЭЦН должен быть достаточным для подъема жидкости на поверхность. Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению К.П.Д. установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД, не должен быть меньше рассчитанного. При этом следует производить расчет напора УЭЦН, затрачиваемого на подъем жидкости, т.к. увеличение буферного давления увеличивает расход необходимого напора. Не допускается производить ограничение дебита запорной арматурой. 61 Таблица 8.7 Минимально необходимый дебит необходимый для охлаждения ПЭД Габарит двигателя Кол-во ступеней Мощность двигателя, кВт 117 117 117 117 117 117 117 117 117 117 117 117 117 103 103 103 103 103 103 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 12 16 22 25 28 32 40 45 50 56 63 70-180 125-180 16 22 28-40 45 63 70-180 Скорость охлаждающей жидкости, не менее, м/сек 0,02 0,02 0,05 0,05 0,06 0,06 0,07 0,08 0,1 0,12 0,15 0,3 0,3 0,02 0,05 0,06 0,08 0,11 0,13 Дебит, м3/сут Диаметр колонны 146 168 5 5 13 13 15 15 18 20 25 30 38 76 76 9 23 28 37 51 60 12 12 30 30 36 36 42 48 60 72 90 179 179 16 40 48 65 89 105 Если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то следует переходить на работу в режим автоматического повторного включения. Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения (АПВ) должна производиться только по программе «работа/отстой», с обязательно включенным режимом ЗСП на случай сбоя программы или ухудшения коллекторских свойств пласта. Допускается работа в АПВ по минимальному давлению на приеме насоса при комплектации УЭЦН ТМС. При определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии: режим работы УЭЦН должен обеспечить заданную депрессию на пласт на протяжении времени его работы; время охлаждения УЭЦН между циклами определяется по притоку жидкости в скважине и фактическому темпу откачки; Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную работу, принимается начальником ПТО ДНГ НГДУ. При необходимости корректировки каких-либо параметров на СУ или изменение отпайки ТМПН после выхода скважины на установившийся режим работы, технолог ЦДНГ дает заявку в ЦЭПУ (через диспетчерскую службу) с указанием всех параметров и отпаек на которые необходимо изменить. По окончании вывода скважины на режим оператор ЦДНГ передаёт технологу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые хранятся в архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи её в ремонт. 62 8.10.3. ОСОБЕННОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ВЫВОДА НА РЕЖИМ С ПОМОЩЬЮ ЧАСТОТНОГО Освоение и вывод на режим скважин сопровождается повышенным выносом механических примесей (незакрепленный проппант, песок и пр.). Применение высокопроизводительных установок для добычи нефти характеризуется тяжелыми условиями работы: нагрев двигателя, кабеля в начальной стадии вывода (откачка жидкости глушения из затрубья при отсутствии притока), созданием высокой депрессии на пласт при работе от станции управления с номинальными параметрами УЭЦН, повышенным выносом механических примесей из пласта скважины. Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением регулируемого привода позволяет: плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода (не на всех модификациях частотных приводов), на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя; добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса; производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц, снижая возможность залпового выброса механических примесей (не на всех модификациях частотных приводов); производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов); временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов). Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ. Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно: производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты); Q=Q50*F/50, м3/сут; где: Q – расчетная подача, м3/сут; Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут; F – расчетная частота, Гц. напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты) Н=Н50*(F/50)2, м; 63 где: Н – расчетный напор, м; Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м. потребляемая насосом ЭЦН мощность (относительно изменения частоты) изменяется в кубической зависимости N=N50*(F/50)3, кВт; где: N – расчетная мощность, кВт; N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт. N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт. мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты). Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает: начальную частоту запуска; параметры набора частоты; максимальную рабочую частоту. При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения). При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность. Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты. При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току. Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора). После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ. При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором. Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя. Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня. 64 В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором. Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием. 8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region. Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки. Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней. Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом: в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле: Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м. где: Нн - необходимый напор ЭЦН,м.; Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м; Рб – давление на буфере скважины, атм; Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм. в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле: Нн F 50 Нэцн , Гц где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м; Нн – необходимый напор, м. В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой. В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине. 65 В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора. В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ. В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц. При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ. При низком расположении статического уровня в НКТ необходимо с помощью уровнемера выполнить серию замеров увеличения давления и подъёма жидкости по колонне НКТ на закрытую манифольдную задвижку ФА. При любом направлении вращения ПЭД, ЭЦН продукцию подает, следовательно, давление в НКТ увеличивается, а уровень поднимается. По скорости подъема уровня жидкости в НКТ необходимо рассчитать производительность насоса и сделать заключение о правильности вращения ПЭД: QЭЦН VНКТ Н 1440 , м3/сут 1000 t где Q эцн – производительность УЭЦН, м3\сут; V нкт – объём 1 погонного метра НКТ, л.: (НКТ 60 – 2 литра, НКТ 73 – 3 литра, НКТ 89 – 4,5 литра); ΔН – разность уровней жидкости в НКТ, метров; t – время между замерами уровня жидкости в НКТ, минут. 8.11. ПОДТВЕРЖДЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ УЭЦН После 3-х суток (но не позднее 7 суток) работы скважины с УЭЦН в стабильном режиме представитель ЦДНГ (либо выводник сервисной организации, занимающейся ВНР) в присутствии представителя ЦЭПУ(либо сервисной организации, занимающейся обслуживанием УЭЦН) производит подтверждение режима работы УЭЦН с контрольным замером дебита, динамического уровня, линейного, буферного и затрубного давления. При выставлении времени самозапуска необходимо учитывать время слива столба жидкости из насосно-компрессорных труб (при отсутствии или негерметичности обратного клапана). Представитель ЦЭПУ, в присутствии представителя ЦДНГ исходя из достигнутого рабочего тока, настраивает защиты СУ согласно утвержденной Главным инженером Общества карты уставок и рекомендаций ведущего технолога ЦДНГ. 66 Все данные представители ЦЭПУ (либо сервисной организации) заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН и в формуляр СУ. 8.12. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ АВАРИЙНЫХ ОСТАНОВКАХ УЭЦН И НЕШТАТНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ Раздел описывает порядок выполнения работ по запуску скважин после отключения УЭЦН защитами ЗП, ЗСП, ПКИ и в нештатных ситуациях. 8.12.1. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ КОНТРОЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПКИ Необходимо проверить исправность и функционирование защиты контроля изоляции, ЗП, ЗСП. Необходимо отсоединить концы кабеля погружной установки от клемной коробки, протереть насухо и зачистить поверхность токоведущих жил погружного кабеля, замерить мегомметром сопротивление изоляции системы «кабель - ПЭД» и «СУ – клемная коробка» и определить наличие «звезды» системы «кабель - ПЭД», визуально проверить состояние кабеля от клемной коробки до устья скважины (оплавление, механические повреждения). При отсутствии замечаний (наличие «звезды» системы «кабель - ПЭД», изоляция системы «кабель - ПЭД» и «СУ – клеммная коробка» выше 5МОм, отсутствие оплавлений и механических повреждений кабеля на поверхности) необходимо определить техническое состояние НЭО и произвести повторный запуск УЭЦН. При выявлении замечаний (отсутствие «звезды» системы «кабель - ПЭД», изоляция системы «кабель - ПЭД» и «СУ – клеммная коробка» ниже 5МОм, оплавления и механические повреждения кабеля на поверхности) необходимо поставить в известность технологическую службу ЦДНГ. Дальнейшие работы производить по согласованию с технологической службой ЦДНГ. Если УЭЦН работала перед остановкой с установившимся стабильным режимом работы без срывов подачи, при притоке жидкости достаточном для охлаждения ПЭД, разрешается запуск УЭЦН с отключенной защитой ПКИ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ (с записью информации в эксплуатационном паспорте и указанием лица, который дал разрешение на запуск). Подробно записать результаты проведенной работы в эксплуатационный паспорт и журнал выполнения заявок. Ответственность за определение причин срабатывание защиты несет представитель ЦЭПУ(либо сервисной организации). 8.12.2. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ ЗП Проверить исправность и функционирование защиты контроля изоляции, ЗП, ЗСП. Проверить напряжение питания по фазам на низкой и высокой стороне трансформатора ТМПН. Отсоединить концы кабеля погружной установки от клеммной коробки, протереть насухо и зачистить поверхность токоведущих жил погружного кабеля, замерить мегаомметром сопротивление изоляции системы «кабель - ПЭД» и «СУ – клеммная коробка» и определить наличие «звезды» системы «кабель - ПЭД», визуально проверить состояние кабеля от клеммной коробки до устья (оплавление, механические повреждения). 67 Если сопротивление изоляции более 5 МОм, провести запуск установки. Замерить токи по фазам токовыми клещами на высокой и низкой стороне ТМПН. Дисбаланс напряжений не должен превышать 10%, по току – 10%. Проверить на соответствие показания амперметра и контроллера СУ, при необходимости произвести корректировку показаний. Проверить режим работы УЭЦН. Возможно изменение параметров подачи, динамического уровня, рост обводненности. При «заклинивании» УЭЦН рекомендуется следующий порядок действий: Произвести попытку запуска (не более трех) на повышенном или пониженном напряжение на ТМПН со сменой вращения УЭЦН; При не запуске УЭЦН необходимо произвести попытку расклинивания УЭЦН с помощью агрегата (горячей нефтью или водой); При не запуске УЭЦН на скважинах, где ранее наблюдалось отложение солей необходимо произвести попытку расклинивания УЭЦН совместно с проведением соляно-кислотной обработки (СКО). Решение по проведению СКО на скважине принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ. Все работы по запуску УЭЦН после срабатывания защиты ЗП станции управления необходимо отражать в эксплуатационном паспорте УЭЦН. При запуске УЭЦН после срабатывания защиты станции управления ЗП допускается циклическая работа (не более 3-х циклов) погружного оборудования с рабочим током, превышающим номинальное значение продолжительностью не больше указанной в таблице 8.8, с последующим остановкой на охлаждение (не менее 30 минут). Таблица 8.8 Допустимое время работы ПЭД в зависимости от токовой нагрузки. ПЕРЕГРУЗКА ПЭД ОТ НОМИНАЛЬНОЙ, Iр/Iном, А 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 ДОПУСТИМОЕ ВРЕМЯ РАБОТЫ, мин. 60 10 5 2 1 Если ток нагрузки не снизился до номинального значения, решение о проведении дополнительных операций (промывка, «расклинка» с помощью частотного преобразователя и пр.) или подъем УЭЦН принимается ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ. В случае отрицательного эффекта от вышеуказанных методов расклинивания по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ разрешается расклинивание на прямом и обратном вращении с повышением отпаек по напряжению на ТМПН, до значений превышающих номинальные для ПЭД в 1,5раза. После нескольких попыток расклинки УЭЦН электромонтер ЦЭПУ (либо сервисной организации) в обязательном порядке производит замер сопротивления изоляции системы «кабель - ПЭД». После снижения тока нагрузки до номинального или ниже, необходимо произвести оптимизацию напряжения ТМПН и заново произвести настройку защиты ЗП, ЗСП. 8.12.3. ОТКЛЮЧЕНИЕ УЭЦН ЗАЩИТОЙ ОТ СРЫВА ПОДАЧИ ЗСП Проверить исправность и функционирование защиты контроля изоляции, ЗП, ЗСП. Проверить напряжение питания по фазам на низкой и высокой стороне трансформатора ТМПН, токи по фазам токовыми клещами на высокой и низкой стороне ТМПН. Дисбаланс напряжений не должен превышать 10%, по току – 15%. Проверить на соответствие показания амперметра и контроллера СУ, при необходимости произвести корректировку показаний. 68 Проверить динамический уровень. Сравнить с напорной характеристикой УЭЦН. Произвести проверку исправности АГЗУ, замерить подачу жидкости из скважины в течение не менее 1 часа с одновременным измерением изменения динамического уровня в затрубном пространстве, буферное и затрубное давление, тока нагрузки по фазам и напряжения. Проверить давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке на выкидной линии. Не допускается превышение давления в НКТ больше 60 атм. Результаты измерений проверить на соответствие паспортной напорной (зависимость Q-Н) характеристике данного типоразмера УЭЦН. При несоответствии произвести проверку лифта НКТ на герметичность. Проверить колонну НКТ на наличие отложения парафина (в скважинах осложненных АСПО) спуском шаблона (скребка) в НКТ. При снижении или прекращении подачи произвести обратную промывку через насос с одновременным запуском УЭЦН (водой или раствором соляной кислоты), при возможном запарафинивании НКТ - горячей нефтью (температура не более 90 град. С). После проведения работ по определению причин отключения защиты ЗСП, решение об эксплуатации УЭЦН (с изменением уставок СУ), или подъеме установки, принимает ведущий технолог ЦДНГ( при необходимости согласовывает с ПТО ДНГ НГДУ). 8.12.4. ЗАПУСК, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН С ТМС Система погружной телеметрии (ТМС) предназначена для регистрации и передачи внешним устройством текущих значений следующих параметров: Сопротивления изоляции цепи «обмотка высокого напряжения ТМПН – погружной кабель – ПЭД»; Давления на приеме насоса (давления масла электродвигателя); Температуры пластовой жидкости на приеме насоса; Температуры масла электродвигателя; Виброускорения (вибрации) электродвигателя в осевом и радиальном направлении. При комплектации необходимым оборудованием позволяет регистрировать выносным датчиком температуру в любой точке ПЭД (при наличии соединительной линии); позволяет регистрировать производительность насоса (расход), давление и температуру жидкости на выкиде насоса (при наличии соответствующих погружных блоков). Система погружной телеметрии состоит из двух блоков: наземного, чаще всего размещаемого внутри станции управления электроприводом насосной установки, и подземного, размещаемого в нижней части ПЭД. Погружной блок (ТМСП) выполнен в виде герметичного цилиндра, устанавливаемого в основании электродвигателя. ТМСП через гермоввод подключается к общей точке статорной обмотки электродвигателя. Передача данных от погружного блока ТМСП к наземному блоку ТМСН производится по линии связи: «общая точка обмотки высокого напряжения ТМПН – силовой кабель – общая точка статорной обмотки ПЭД». Помимо измеряемых параметров передаются состав датчиков ТМСП и их характеристики. То есть наземный блок автоматически определяет, например, тип и диапазон измерения датчика давления, а также наличие прочих датчиков. В процессе работы во внутреннюю память ТМСН с периодичностью, заданной в уставках, производится запись значений всех параметров, измеряемых системой, а так же запись сообщений о сбоях в работе и вероятной причине неисправности. Измерение скважинных параметров происходит в циклическом режиме. При первом включении происходит измерение сопротивления изоляции. В течении ~60 сек. происходит многократное измерение сопротивления изоляции с постоянным обновлением индикации на табло контроллера СУ. Далее в течении 20÷40 сек происходит опрос остальных датчиков и 69 вывод замеренных параметров на табло контроллера СУ. Результат последнего измерения сохраняется на выходах до следующего измерения. Если сопротивление изоляции ниже заданной минимальной уставки, заданной в ТМСН, либо ток утечки выше максимального значения, система остается в режиме замера сопротивления изоляции до момента увеличения сопротивления изоляции выше заданных значений или уменьшения уставки ниже текущего замеренного значения. Уставки минимального значения сопротивления изоляции и максимального тока утечки могут меняться в ТМСН. Возможно изменение уставок в ТМСН. Заводскими настройками ТМС установлены уставка минимального сопротивления изоляции 30 кОм, ток утечки 4,4 мА. При изменении уставок, в том числе времени замера каждого параметра, необходимо принимать во внимание увеличение погрешности измерения остальных параметров, поэтому необходимо учитывать рекомендации завода-изготовителя ТМС. Процесс измерения скважинных параметров может быть прерван по причине искажения измерительного сигнала, неисправности ТМСП, обрыва или короткого замыкания в цепи измерения. В этом случае ТМСН продолжает измерение параметра до первого удачного завершения измерения. Пока происходит измерение на табло контроллера СУ и в хронологию событий поступают нулевые значения параметров. Также причиной отсутствия измерений может быть большая величина напряжения помехи в нулевой точке звезды ПЭД (или ТМПН), что обычно является следствием снижения изоляции. В зависимости от типа и завода-изготовителя ТМС могут меняться объемы настроек и функциональные возможности системы. Описанный принцип работы пассивных погружных датчиков с активной наземной системой используется практически во всех применяемых ТМС. Контроль сопротивления изоляции необходимо производить строго следуя описанию операции в приложенном паспорте погружного блока, т.к. существуют ограничения по выходному напряжению во избежание выхода из строя системы. После контроля сопротивления изоляции погружных блоков не допускается снимать остаточное напряжение замыканием вывода блока на броню погружного кабеля (на землю). Остаточное напряжение следует снимать испытателем изоляции (мегаомметром) в течение 10÷15 секунд, если такой режим работы предусмотрен его конструкцией. При использовании стрелочных мегаомметров, не имеющих функции снятия остаточного напряжения, допускается разряжать испытываемую цепь переполюсовкой мегаомметра. Т.е. плюсовой вывод мегаомметра соединяется тс жилой погружного кабеля, а минусовой – с броней погружного кабеля. Установка ТМС позволяет производить вывод скважины на установившийся режим работы с непосредственным контролем температуры обмотки ПЭД, что позволяет снизить количество остановок УЭЦН на охлаждение, а возможно и избежать их. Кроме того, контроль давления на приеме насоса позволяет контролировать динамический уровень на аппаратном уровне и выводить скважины на режим автоматически при применении интеллектуальных СУ либо останавливать УЭЦН при достижении заданных минимальных значений давления на приеме насоса или максимальной температуры обмотки ПЭД. Основные условия вывода на режим УЭЦН с ТМС: В случае необходимости ПТО ДНГ НГДУ принимает решение о доукомплектации кабельной линии термостойким удлинителем с рабочей температурой изоляции 200 - 230 градусов; ТМС должна быть работоспособна и обеспечивать возможность контроля за показаниями температуры и давления, виброускорения на всём этапе вывода на режим и дальнейшей эксплуатации. Ограничения по запуску УЭЦН с ТМС в работу: Необеспечена работоспособность ТМС (отсутствие, либо искажение показаний); Несоответствие фактически спущенного комплекта УЭЦН заявленному; 70 Несоответствие (несовместимость) НЭО к фактически спущенной ТМС; Сопротивление изоляции УЭЦН с ТМС ниже 5 МОм. Перед началом работ по запуску скважины из ремонта, ответственным специалистам ЦДНГ, базы сервисной организации, оказывающей услуги по ремонту и обслуживанию НЭО, бригад ТиКРС предпринять все меры по устранению причин запрещающих запуск УЭЦН в работу. В случае невозможности оперативного устранения вышеуказанных ограничений решение о запуске согласовывается технологической службой ЦДНГ с ПТО ДНГ НГДУ. При запуске УЭЦН с ТМС к обязанностям электромонтера ЦЭПУ (либо сервисной организации) добавляется комплектация СУ ТМСН, настройка согласования аппаратов, обеспечение правильности передаваемых ТМСП показателей и их индикацию на контроллере СУ. Дополнительно проводятся следующие операции: Проверка сопротивления изоляции УЭЦН с ТМС в соответствии со схемами, разработанными заводом-изготовителем ТМС (паспорт, руководство по эксплуатации ТМС); Установка ТМСН в СУ в соответствии с типом ТМСП; Подключение ТМСН к СУ, обеспечение верной индикации данных с ТМСН на контроллере в СУ. Совместно с оператором, производящим ВНР, проверить правильность показаний ТМС по нижеописанным методам. Произвести в контроллере СУ активацию защит по показаниям ТМС. К обязанностям оператора, производящего ВНР (оператор ЦДНГ или оператор-выводник сервисной организации) добавляется необходимость совместно с электромонтером проверки перед запуском УЭЦН правильности показаний ТМС. Проверка производится сравнением расчетных параметров с индицируемыми на контроллере СУ. Давление на приеме УЭЦН рассчитывается по формуле: Р L спуска LНдин * ж Р затр , атм 10 где: Lспуска - вертикаль глубины спуска УЭЦН, м; LНдин - вертикаль глубины уровня динамического либо статического., м; Рзатр – затрубное давление, атм; ж - плотность нефтяной жидкости (смеси), кг/м3, При использовании данной формулы перед запуском УЭЦН в работу плотность жидкости берется равной плотности жидкости глушения. Допускается расхождение расчётного давления с фактическими показаниями ТМС до 20% за счет погрешности в определении динамического уровня и плотности жидкости гидростатического столба. Температуру в зоне УЭЦН ориентировочно рассчитать по формуле: ТLспуска = Тпл – (L и.п. – Lспуска)*0,03, где: Тпл – пластовая температура, 0С; L и.п. – вертикаль глубины интервала перфорации, м; Lспуска – вертикаль глубины спуска УЭЦН, м; 0,03 – температурный градиент в скважине, который составляет 3 градуса на 100м. Допускается расхождение расчётной температуры с фактическими показаниями ТМС – до 20%. При наличии более одного датчика температуры на ТМС в зоне спуска УЭЦН показания перед запуском должны быть одинаковыми. В случае корректности показаний ТМС по результату сверки зафиксировать показания статических температуры и давления в карте ВНР и эксплуатационном паспорте. В случае большого расхождения данных ТМС и расчетных данных по температуре и давлению на приеме насоса электромонтеру сервисной организации необходимо проверить 71 оборудование. Для этого автономным наземным блоком проверяется передача данных с ТМСП. Автономный наземный блок предназначен для оперативной проверки работоспособности погружных блоков и, в отличии от ТМСН, не имеет функции измерения сопротивления изоляции. Производится опрос состояния погружных датчиков, снятие параметров. Полученные данные позволяют оценить работоспособность погружных датчиков и сделать вывод о исправности погружного блока. Наземный блок проверяется имитатором погружного блока. Он предназначен для проверки работоспособности ТМСН и правильности настройки соответствующих входов контроллера СУ. Имитатором на ТМСН в разных режимах передаются строго заданные параметры, имитирующие показания погружного блока. По правильности индикации параметров делаются выводы о исправности ТМСН. В случае выявления неправильной индикации электромонтером проверяется правильность подключения и настройки входов контроллера СУ. При неизменной индикации после проверки делается вывод о неисправности ТМСН. Электромонтер производит замену блока на исправный. В случае повтора некорректности параметров электромонтером производится проверка согласования контроллера СУ и ТМСН. Проверка блоков имитаторами производится только с отключенным напряжением. При выводе на режим и дальнейшей эксплуатации скважины при исправной ТМС динамический уровень следует определять по данным погружных датчиков. В отличии от традиционного метода (эхолотирования), метод расчета по данным ТМС имеет более низкую погрешность, т.к. влияние оказывает погрешность в определении плотности жидкости гидростатического столба и низкая погрешность датчиков ТМСП. При эхолотировании кроме погрешности прибора влияние на точность данных оказывает влияние зависимость скорости звука от межтрубного давления и состава газа, а также возможное пенообразование. При расчете динамического уровня по давлению на приеме насоса производится расчет высоты гидростатического столба жидкости, создающего давление по формуле: Нпогр где: Рдатч Рзатр g НЕФТИ , м; Рдатч – давление на приеме насоса, атм.; Рзатр – замеренное затрубное давление, атм.; g – ускорение свободного падения, м/с2. Для упрощения расчета принимается равным 10 м/с2; НЕФТИ - плотность пластовой нефти, кг/см3. По результату при известной глубине спуска УЭЦН определяется динамический уровень. При остановке УЭЦН в процессе работы по причине снижения сопротивления изоляции запуск скважины производится персоналом, обслуживающим ЭПУ по заявке ЦДНГ совместно с оператором ЦДНГ. Запрещается запуск до выяснения и устранения причин срабатывания защиты. По прибытии на скважину электромонтером ЦЭПУ(либо сервисной организации): проверяется состояние контура заземления, наличие и целостность видимой металлической связи НЭО с контуром; проверяется исправность и функционирование защит по снижению сопротивления изоляции, от срыва подачи, перегруза; отсоединяется погружной кабель от клемной коробки ТМПН. Производится замер сопротивления изоляции «кабель-ПЭД-ТМСП» в соответствии с руководством по эксплуатации используемого типа ТМС, наличие «звезды»; высоковольтным фазометром проверяется чередование фаз в клемной коробке; производится визуальный осмотр кабеля от ТМПН до кабельного ввода на ФА на предмет наличия повреждений, вздутий, прогаров. По возможности определяется состояние кабеля в кабельном вводе ФА; 72 производится оценка состояния наземного оборудования: СУ, ТМПН, фильтр (при наличии). При определении неисправности наземного оборудования ЦЭПУ производится замена или восстановление работоспособности; имитаторами блоков ТМС проверяется состояние и работоспособность погружного и наземного блока ТМС, крепление проводов на ТМСН; проводится пробный пуск УЭЦН в работу с отключенной защитой по снижению сопротивления изоляции. При работе УЭЦН с отключенным прибором контроля непременным условием является безоговорочный запрет на запуск УЭЦН персоналом нефтепромысла - для этого на станции управления вывешивается табличка "Работает со сниженной изоляцией - запускать только персоналу ЦЭПУ", подобная запись делается ответственным персоналом ЦДНГ и в эксплуатационном паспорте установки. В случае «неразворота» УЭЦН при запуске (большие токовые нагрузки, срабатывает аппаратная защита) запрещается производить повторный запуск установки. Решение по дальнейшим работам принимается ведущим технологом ЦДНГ. При остановке УЭЦН по причине «нет связи с ТМС», отсутствия показаний какого-либо датчика ТМСП электромонтером ЦЭПУ определяется причина отказа оборудования. Необходимо проверить состояние и работоспособность ТМСН и ТМСП имитаторами блоков, убедиться в правильности настройки согласования ТМСН с СУ, при необходимости произвести замер напряжения помехи, оно должно быть не больше максимально установленного заводом-изготовителем. При необходимости производится замена или настройка НЭО. При подтверждении неработоспособности ТМСП в обязательном порядке составляется акт представителем ЦДНГ совместно с электромонтером ЦЭПУ(либо сервисной организации) с указанием причин отказа и выполненных мероприятий. Копия акта предоставляется в ПТО ДНГ НГДУ и ТОАРС, оригинал подшивается к эксплуатационному паспорту. В эксплуатационном паспорте делается запись об отказе ТМС с датой отказа и причиной. Ответственность за правильность и корректность определения причин неработоспособности ТМС лежит на ЦЭПУ(либо сервисной организации). Ответственность за контроль проведения работ несет ведущий технолог ЦДНГ. Технологической службой ЦДНГ по электронной почте еженедельно в пятницу предоставляется в ПТО ДНГ НГДУ отчет по фонду скважин, оборудованных ТМС с предоставлением актов по неисправным ТМС. Ответственность за своевременное предоставление информации несет ведущий технолог ЦДНГ. ПТО ДНГ НГДУ не позднее 27 числа каждого месяца передает в ТОАРС СГТ перечень неработающих ТМС с подтверждающими актами. Ответственность за предоставление в информации по неработающим ТМС несет начальник ПТО ДНГ НГДУ. 9. КОНТРОЛЬ НАД ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ УЭЦН. В процессе эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН необходимо: не менее 4-х раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – динамический уровень, подтвержденный эхограммой либо пересчитанный по давлению на приеме насоса при наличии ТМС, дебит (суточный замер - для УЭЦН работающей в периодическом режиме, и 6 часов - для УЭЦН работающей в постоянном режиме), замер может быть ручной или автоматический по системе телемеханики, давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана (в зимний период ежедневно); 73 рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания, показания ТМС (при наличии) проверяется 1 раз в сутки оператором ЦДНГ при объезде фонда скважин; не менее чем один раз в месяц, а также при обнаружении изменения режима работы скважины с УЭЦН, по заявке ЦДНГ электромонтер ЦЭПУ совместно с оператором ЦДНГ, производит проверку и корректировку настройки защит в СУ, с записью о проделанной работе в эксплуатационном паспорте, вкладыше СУ, и рабочем журнале. При получении заявки от технологической службы ЦДНГ на выполнение работ с УЭЦН ЦЭПУ обеспечивает выполнение данной заявки не позднее 2-х часов от заявленного времени (если иное не оговорено в Договоре); не менее 4-х раз в месяц (или согласно плану отбора проб по месторождениям) необходимо отбирать пробы для определения обводненности продукции скважины оборудованной УЭЦН, не менее одной пробы на КВЧ и шести компонентный состав. Полученные данные записываются в «шахматку» по скважине; не менее одного раза в год необходимо проводить планово - предупредительный ремонт наземного электрооборудования (СУ, ТМПН, наземная кабельная обвязка, клеммная коробка) на основании утверждённого графика ППР производственным подразделением ОАО «Варьеганнефть» и сервисной организации, оказывающей услуги по ремонту и обслуживанию НЭО. Для снижения потерь в добыче нефти при производстве ППР на скважинах, эксплуатируемых с УЭЦН, необходимо корректировать график проведения работ с учётом плановых отключений электроэнергии, замене НЭО, технологических простоях скважин; при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, с осложненными условиями (вынос КВЧ, коррозия, отложение соли или парафина) необходимо проводить профилактические мероприятия по очистке и защите погружного оборудования от механических примесей, соли или парафина, предотвращению коррозии. Способ и периодичность мероприятий устанавливается ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ, с разработкой и утверждением графика производства работ; поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним. В процессе эксплуатации при возникновении неисправностей составляются акты с указанием причин неисправностей, при необходимости виновник, принятых мер по устранению и недопущению подобных случаев. Акт составляется с обязательным присутствием представителя ИТР ЦДНГ и представителя сервисного предприятия согласно зоны разграничения ответственности. Копия акта предоставляется в ПТО ДНГ НГДУ и ТОАРС, оригинал прикладывается к эксплуатационному паспорту УЭЦН. Основные распространённые работы по защите и удалению механических примесей, соли или парафина, предотвращению коррозии узлов УЭЦН и НКТ, проводимые в ОАО «Варьеганнефть»: для удаления механических примесей из УЭЦН – прямая, обратная или комплексная промывка УЭЦН технологическими жидкостями (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН). При этом минимальный объем жидкости при прямой промывке берется равным двум внутренним объемам подвески НКТ, при обратной промывке из расчета полного замещения жидкости в интервале подвески УЭЦН с 20%-м запасом; для защиты от солеотложений внутренних органов насоса – постоянная подача химического реагента в затрубное пространство скважины на приём УЭЦН с помощью УДЭ; для удаления солеотложений с внутренних органов насоса – прямая, обратная или комплексная химическая промывка УЭЦН (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН); для предотвращения отложения солей на погружном оборудований - периодическая закачка химического реагента через систему поддержания пластового давления (ППД); 74 для предотвращения отложения солей на погружном оборудований - периодическая закачка химического реагента через затруб скважины на работающий УЭЦН; для удаления парафиноотложений с внутренних органов насоса и полости НКТ – прямая или обратная промывка горячей нефтью (не более 80С в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН); для удаления парафиноотложений из внутренней полости НКТ – спуск шаблона (механический скребок) в колонну НКТ или применение электронагревателей различных принципов действия; для предотвращения коррозии узлов УЭЦН, НКТ, и кабеля – подача ингибитора коррозии при помощи устьевых дозаторов, а также применение оборудования и узлов в коррозионно-стойком исполнении, электрохимическая защита погружного оборудования с применением станций катодной защиты. При длительных остановках УЭЦН в процессе эксплуатации (более 3-х суток) запуск в работу необходимо производить с выводом на режим с контролем параметров работы установки (динамического уровня, дебита, давления затрубного, буферного и линейного, рабочего тока, сопротивления изоляции и напряжения). Для каждой скважины, период времени в течение которого УЭЦН был остановлен, после которого необходимо производить повторный вывод на режим определяется индивидуально по мощностным характеристикам пласта. Ответственность за качество эксплуатации скважин с УЭЦН возлагается на начальника ЦДНГ, а также на ПТО ДНГ НГДУ и ТОАРС СГТ. 9.1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ В разделе описывается эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН при различных осложнениях – отложение солей, АСПО, засорение механическими примесями, коррозия погружного оборудования, низкие приточные характеристики скважин. Рассматриваются причины осложнений и методы борьбы с ними. 9.1.1.ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ КВЧ. Механические примеси можно разделить на две категории по времени выноса, это искусственные (материалы, использованные при ГРП) - вынос продолжается примерно около 2-х недель с массовым содержанием от 1000 мг/л и выше и натуральные - непосредственно разрушенная порода пласта (от 50 мг/л) – вынос постепенно уменьшается и зависит от времени. Методы, используемые для борьбы с механическими примесями, соответственно различаются. Искусственные механические примеси состоят из пропнета, проппанта. Вынос механических примесей после ГРП (1,5-2,0 тонны) происходит из-за увеличения депрессии, плохого цементирования эксплуатационной колонны в зоне продуктивных пластов, который приводит к значительному износу рабочих органов УЭЦН, заклиниванию вала насоса. Основные методы борьбы, применяемые в производственных подразделениях ОАО «Варьеганнефтьз» это: очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров; освоение скважин после ГРП комплексом БНКТ (гибкая труба); применение прорезиненного проппанта RCP для крепления и предотвращения выноса из трещины; плавный ВНР с помощью ЧРП. 75 Вынос натуральных мехпримесей происходит из-за разрушения скелета породы пласта. Размер частиц от 0,001 мм и больше. Вынос продолжителен по времени, всплески наблюдаются при запуске УЭЦН после смены. Основные методы борьбы, применяемые в производственных подразделениях ОАО «Варьеганнефть» это: очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров; использование УЭЦН в износостойком исполнении; применение высоконапорных УЭЦН для длительной эксплуатации на пониженных частотах (35-40Гц), в т.ч. эффект достигается за счет снижения интенсивности засорения рабочих органов за счет применения рабочих органов с большим размером проходных каналов; применение постоянного дозирования при помощи УДЭ в затрубное пространство скважины ингибитора солеотложений для предотвращения образования поликомпонентных осадков. 9.1.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН СКЛОННЫХ К ОБРАЗОВАНИЮ АСПО. Одной из причин образования АСПО (асфальтосмолопарафиновые осадки) в процессе нефтедобычи является разгазирование добываемой нефтепромысловой продукции из-за снижения давления в стволе скважины ниже давления насыщения. Выделение газообразных легкокипящих алифатических углеводородов из нефтяной фазы приводит к снижению растворимости высокомолекулярных парафиновых углеводородов и их выпадению в лифтовых трубах и выкидных линиях. Второй основной причиной является снижение температуры жидкости при движении по лифту насосно-компрессорных труб до температуры начала кристаллизации парафина и ниже, что приводит к отложению и застыванию парафина на стенках НКТ. Одним из распространенных методов борьбы против отложений парафинов в НКТ является промывка горячей нефтью, в процессе которой происходит размягчение и плавление АСПО с их последующим растворением в теплоносителе. Необходимым условием качественной очистки НКТ от АСПО является предотвращение их повторного осаждения из раствора. Это может быть обеспечено поддержанием на выходе из НКТ температуры, при которой растворенные АСПО не осаждаются из раствора. Верхней границей этой температуры для раствора является температура кристаллизации растворенного вещества. Основные технологические параметры промывки (объем горячей нефти, ее начальная температура) непосредственным образом зависят от количества АСПО, отложившихся в коллекторе, физико-химических характеристик нефти и АСПО (температуры плавления, теплоемкости, теплоты плавления), геометрических характеристик и условий эксплуатации коллектора. Количество горячей нефти, необходимой для очистки НКТ, в значительной степени зависит от физико-химических свойств АСПО. Это связано с тем, что с ростом молекулярной массы парафиновых углеводородов, входящих в состав АСПО, возрастает их температура плавления и количество тепла, необходимое для их перевода из твердого в расплавленное состояние. Для очистки НКТ от отложений парафина возможно применение шаблона (механический скребок), в процессе спуска которого происходит удаление АСПО с внутренней поверхности лифтовых труб, или электронагреватели различных принципов действия; Также для предотвращения образования АСПО применяют ингибиторы АСПО, которые могут подаваться как в затрубное пространство, так и дозироваться через в погружной скважинный контейнер, размещенный под ПЭД. 76 9.1.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН С ЧАСТОТНО- Эксплуатация УЭЦН с помощью частотно-регулируемого привода позволяет преследовать следующие цели: достижение максимального дебита скважины за счет оптимизации работы погружного оборудования; принятие решения о дальнейшей оптимизации скважин за счет спуска большего типоразмера УЭЦН (если при достижении максимальной частоты не выбран потенциал скважины); сохранить работоспособность погружного оборудования. При повышении частоты питающего напряжения необходимо учитывать зависимости изменения параметров погружного оборудования (закон подобия). Ограничивающими факторами при повышении частоты являются: запас мощности погружного двигателя – при повышении частоты мощность изменяется линейно, в то время, когда потребляемая насосом мощность изменяется с кубической зависимости, и наступает момент, когда двигатель не сможет выдать необходимую насосу мощность (вырастет ток и произойдет остановка по перегрузу); прочность валов погружной системы – при повышении частоты растет нагрузка на вал (т.к. меняется напор, производительность, и момент сопротивления вращению вала) и, выбрав погружной двигатель с большим запасом по мощности имеется риск скручивания вала, особенно при наличии в перекачиваемой жидкости механических примесей (эффект подклинивания); глубина спуска УЭЦН – при повышении частоты в квадратичной зависимости увеличивается напор насоса и существует риск, что напор может превысить глубину спуска УЭЦН и произойдет остановка по недогрузу (когда насос откачает всю жидкость до приема насоса и перейдет в режим холостого хода). При понижении частоты ограничивающими факторами являются: напор насоса – при снижении частоты напор насоса ЭЦН снижается в квадратичной зависимости и может произойти момент, когда энергии насоса (напора) не хватит, чтобы поднять столб жидкости с динамического уровня и произойдет срыв подачи и остановка УЭЦН от срабатывания защиты по недогрузу (ЗСП). минимально допустимая частота для погружных систем (рекомендуемая заводамиизготовителями) составляет 35Гц; максимальная частота для погружных систем: для УЭЦН отечественного производства – 60 Гц; для УЭЦН импортного производства – 70 Гц. максимально возможное напряжение питания ПЭД – при повышении частоты необходимо повышать напряжение, подаваемое на двигатель с учетом потерь в кабельной линии, потому что может наступить момент, когда при увеличении частоты вырастет ток и произойдет остановка по перегрузу. Учитывая ограничивающие факторы при повышении частоты, максимальной частотой для работы с УЭЦН считать частоту, при которой рабочий ток не превышает номинальные значения. До принятия решения по «раскрутке» скважин необходимо оценить следующие критерии: максимально возможные токовые нагрузки на наземное электрооборудование; максимально возможные нагрузки на автомат в трансформаторной подстанции; сечение силового кабеля по стороне 0,4 кВ для работы с необходимыми нагрузками; текущую и ожидаемую загрузку трансформаторной подстанции 35/6 кВ; текущую и ожидаемую загрузку кустовой трансформаторной подстанции КТППН 6/0,4 кВ; 77 столб жидкости над приемом насоса должен быть достаточным для обеспечения работы УЭЦН без срыва подачи; содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости при работе на повышенных частотах не должно превышать значений, заданных заводомизготовителем согласно исполнения установки; режим работы УЭЦН по токовым характеристикам должен быть стабильным (отсутствие скачков тока характерных подклиниванию насоса или прорывам газа). Уровень токовых нагрузок УЭЦН не должен быть близким к значению уставки защиты по перегрузу (ЗП). В этом случае необходимо выполнить оптимизацию выходного напряжения на повышающем трансформаторе (подобрать оптимальное напряжение, при котором значение тока минимально). Напряжение на трансформаторе должно быть рассчитано исходя из напряжения, необходимого для двигателя и потерь напряжения в кабельной линии, относительно глубины спуска УЭЦН. При оптимизации скважин выделяются следующие технологические фазы: Разгон – работа УЭЦН по определенной программе в сторону увеличения рабочей частоты; Отработка – временное прекращение разгона при достижении определенной частоты для снятия контрольных параметров (замеры дебита и КВЧ производить в период после непрерывной отработки в период от 6 до 12 часов); Стабилизация – прекращение разгона на определенном уровне при ухудшении режима работы или выносе КВЧ до возвращения параметров в нормальный режим; Оптимальный режим – режим, при котором достигнут оптимальный режим по дебиту и частоте; Отход – снижение рабочей частоты ниже ранее достигнутой, вследствие остановок УЭЦН по срабатыванию защит, резкого ухудшения режима работы или залповом выносе КВЧ. Темпы разгона обозначены следующими условиями: Нормальный разгон – программа разгона 0.1Гц/3600сек (2Гц в сутки). Критерии применения: режим работы УЭЦН стабильный (токовые нагрузки ровные); высота столба жидкости над приемом насоса более 400 м.; стабильный вынос или отсутствие мехпримесей, не превышающий критических значений. Осторожный разгон – программа разгона 0.1Гц/7200сек – 0,1Гц/5400сек (1 – 1,5 Гц в сутки). Критерии применения: режим работы УЭЦН удовлетворительный (колебания токовых нагрузок не приводят к остановке УЭЦН по недогрузу (ЗСП) или перегрузу (ЗП)); высота столба жидкости над приемом насоса более 400 м.; стабильный вынос или отсутствие мехпримесей, не превышающий критических значений Быстрый разгон (до ранее достигнутой рабочей частоты) – программа разгона 0.1Гц/120-360сек (1Гц за 20 мин - 1Гц за 60 мин). Критерии применения: применяется для быстрого возврата на рабочую частоту после текущих или плановых отключений УЭЦН при стабильном режиме работы до остановки (токовые нагрузки ровные). Действия персонала при остановках скважин во время оптимизации. Отключения электроэнергии (плановые или аварийные): произвести запуск УЭЦН на минимальной частоте (в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве) с обязательной корректировкой защиты по недогрузу (ЗСП); 78 по результатам запуска принять решение по «разгону» УЭЦН на частоту, с которой насос эксплуатировался до остановки; после выхода УЭЦН на частоту до остановки принять решение по дальнейшему «разгону» на основании рабочих параметров. Отключается автомат в ТП: проверить техническое состояние НЭО: СУ, ТМПН, кабельную линию. Кабельная линия проверяется визуально (на наличие механических повреждений, вздутий и т.д.) от автомата до СУ, кабельная обвязка СУ и ТМПН, от ТМПН до сальниковой разделке на ФА, а также мегаомметром проверяется сопротивление изоляции кабеля; произвести запуск УЭЦН на минимальной частоте (в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве) с обязательной корректировкой защиты по недогрузу; произвести ревизию нагрузок на ТП, при необходимости согласовать замену автомата; по результатам запуска принять решение по «разгону» УЭЦН на частоту, с которой насос эксплуатировался до остановки; после выхода УЭЦН на частоту до остановки принять решение по дальнейшему «разгону» на основании рабочих параметров. Недогруз (отключение по защите от недогруза – ЗСП): проанализировать причину снижения нагрузки (снижение динамического уровня, негерметичность НКТ, заморожена линия, недостаточный напор, слом вала и др.); принять меры к устранению препятствий к запуску; произвести запуск УЭЦН; проверить и при необходимости произвести корректировку защиты по недогрузу (ЗСП); предпринять меры для дальнейшей стабильной работы УЭЦН и продолжить разгон. Остановки УЭЦН по причине повышения рабочего тока выше допустимого значения остановка по перегрузу – ЗП, могут происходить по следующим причинам: повышенное сопротивление вращению в насосе ЭЦН (засорения абразивами, отложение солей и т.д.); недостаточная мощность двигателя; не оптимальный подбор напряжения на силовом трансформаторе ТМПН; снижение изоляции в кабельной линии. Персонал сервисной организации, оказывающей услуги по ремонту и обслуживанию НЭО и ЦДНГ при остановках УЭЦН по перегрузу (ЗП) должен: определить время и рабочую частоту, при которой произошла остановка; дождаться окончания слива столба жидкости из НКТ (динамический уровень в НКТ начинает увеличиваться, турбинное вращение ЭЦН прекратилось); произвести замер изоляции системы «кабель-двигатель»; произвести не более 3-х попыток запуска УЭЦН на различных режимах расклинки с промежутками между пусками не менее 30 минут (для охлаждения двигателя); в случае «неразворота» УЭЦН необходимо произвести замер изоляции системы «кабельдвигатель»; если изоляция в норме, и идет циркуляция жидкости через насос произвести запуск УЭЦН с агрегатом, после закачки не менее одной цистерны нефти, создавая избыточное давление в затрубном пространстве для облегчения пуска УЭЦН. При отсутствии циркуляции произвести промывку УЭЦН через НКТ (при отсутствии обратного клапана), после окончания промывки попытаться запустить УЭЦН. Количество не успешных попыток запуска с агрегатом не должно превышать 3-х с промежутками между пусками не менее 30 минут (для охлаждения двигателя); в случае «неразворота» УЭЦН после промывки необходимо согласовать проведение соляно-кислотной ванны на ЭЦН с временем выдержки 2-3 часа и концентрацией до 6% с последующей продавкой технологической жидкости агрегатом; в случае «неразворота» УЭЦН после промывки решение о подъеме погружного оборудования принимается ведущим технологом ЦДНГ; 79 при запуске УЭЦН установить частоту на 10 Гц ниже частоты до остановки (при необходимости произвести корректировку защиты по недогрузу); снять контрольные параметры работы (уровень напряжения, рабочий ток и т.д.) с отбором проб на КВЧ; на основании полученных результатов принять решение по дальнейшему «разгону». Таблица 8.9 Периодичность контроля КОНТРОЛЬНЫЙ ПАРАМЕТР 1 1.Дебит скважины 2.Замер на КВЧ 3.Динамический уровень ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ ПО ФАЗАМ РАЗГОН ОТРАБОТКА СТАБИЛИЗАЦИЯ ОПТИМАЛЬНЫЙ ОТХОД 2 3 4 5 6 1 раз - в 1-3 раза в промежутке сутки от 6 до 12 часов 1 раз - в промежутке от 6 до 12 часов 1 раз в сутки 1-3 раза в после сутки отработки не менее 6 часов не реже 1 раза не реже 2-х 1 раз в в сутки раз в неделю сутки не реже 1 раза не реже 1-го в сутки раза в месяц. 1 раз в сутки не менее 2-х 1 раз в раз в неделю сутки 4.Давление и температуру ПЭД по 1-3 раза в не реже 1 не реже 1 раза не реже 2-х 1 раз в датчику ТМС (если сутки раза в сутки в сутки раз в неделю сутки имеется) 80 ПРИЛОЖЕНИЯ НОМЕР ПРИЛОЖЕНИЯ 1 НАИМЕНОВАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СОДЕРЖАНИЯ Выбор сечения кабеля прокладываемого от ТМПН до СУ Содержит значения тока от мощности, допустимый длительный ток от типа изоляции Приведена методика настройки защит по ЗП, ЗСП Методика настройки защит 2 Информация на СУ УЭЦН 3 4 Карта вывода УЭЦН на режим 5 Методики расклинивания УЭЦН 6 Мероприятия на ремонт скважины 7 Эксплуатационный паспорт УЭЦН 8 Карта уставок Станции управления УЭЦН 9 Сведения по механизированному фонду скважин Приведена таблица параметров работы УЭЦН с отметкой о корректировки, в процессе эксплуатации Форма карты вывода УЭЦН на режим Приведена методики расклинивания УЭЦН различными способами Приведена таблица эксплуатации различного ГНО с указанием эксплуатационных характеристик скважин, а также осложняющих факторов. Содержит основные данные ГНО, по ВНР и эксплуатации до отказа Содержит основные уставки защит СУ Содержит основную информацию по скважинам мех. фонда ПРИМЕЧАНИЕ Включено настоящий файл Включено настоящий файл Включено настоящий файл в Включено настоящий файл Включено настоящий файл Включено настоящий файл в в в в в Включено в настоящий файл Является неотъемлемой частью Регламента Включено в настоящий файл 81 Приложение № 1 Выбор сечения кабеля прокладываемого от ТМПН до СУ. Значение тока от мощности Ток (А), при V(В) S I=1000 х S /1,73*U кВА 1 2 4 5 6 8 10 15 20 25 30 35 40 45 50 75 100 135 180 240 320 420 560 750 1000 1500 380 В 1.5 3.0 6.1 7.6 9.1 12.2 15.2 23 30 38 46 53 61 68 76 114 152 205 274 365 487 639 852 1141 1521 2282 Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной или резиновой оболочке, бронированных и небронированных Сечение Ток*, А, для кабелей с медными жилами токопроводящей трех или четырехжильных жилы, мм2 в воздухе в земле 2.5 25 38 4 35 49 6 42 60 10 55 90 16 75 115 25 95 150 35 120 180 50 145 225 70 180 275 95 220 330 120 260 385 150 305 435 185 350 500 где, S – мощность трансформатора (кВА); U – напряжение сети 380 В; I – номинальный ток ПЭД (А). 82 Приложение № 2 Методика настройки защит. Настройка защиты от перегрузки. Защита от перегрузки необходима для остановки электродвигателя при работе с рабочими токами, превышающими номинальные, с целью предотвращения перегрева ПЭД и электропробоя обмотки статора. Настройка защиты от перегрузки осуществляется перед запуском УЭЦН. Настройка защиты от перегрузки осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации станции управления. Для станций управления не имеющих контроллера значение уставки по ЗП определяется по формуле: ЗП = Iном./Ктр., где: ЗП – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра), Iном. – номинальный ток двигателя, А; Ктр. – коэффициент трансформации трансформаторов тока. Для станций управления с микропроцессорным управлением (контроллером) значение уставки ЗП определяется по формуле: ЗП = 1,20 * Iном., где: ЗП – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра), Iном. – номинальный ток двигателя, А. Значение уставки времени срабатывания ЗП – 30 секунд. Подбор оптимального напряжения. Оптимальное напряжение на выходе повышающего трансформатора подбирается после откачки раствора глушения и выхода УЭЦН на установившийся режим работы. Подбор осуществляется пошаговым снижением напряжения, т.е. переключением отпаек трансформатора. В процессе снижения напряжения, обязательным является, контроль рабочего тока ПЭД, в случае увеличения тока вернуть переключатель отпаек ТМПН в предыдущее положение. Настройка защиты от срыва подачи. Перед настройкой ЗСП должны быть выполнены следующие операции: подбор оптимального напряжения ПЭД; проверка наличия в станции управления УЭЦН ячейки ЗСП с предварительной индикацией отключения. УЭЦН работает в нормальном режиме, когда приток приблизительно равен номинальной производительности установки, а динамический уровень стабилен (Нд = const). В таких условиях рабочий ток Iраб, потребляемый ПЭД должен быть постоянен. В случае, нестабильного притока жидкости, динамический уровень может опуститься до критического уровня, когда развиваемый насосом напор будет недостаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в НКТ. В этом случае насос перестает перекачивать жидкость и работает в холостую. Это явление называется срывом подачи. Срыв подачи может быть вызван и другими причинами: 83 большое содержание свободного газа на приеме электроцентробежного насоса; засорение НКТ, обратного клапана или проточных каналов в насосе; неисправность устьевой арматуры или нефтесборных коллекторов (отсутствие прохода). В случае срыва подачи, происходят явления, негативно влияющие на работоспособность УЭЦН: отсутствие движения жидкости вдоль ПЭД приводит к его повышенному нагреву; КПД насоса =0%, при этом потребляемая насосом мощность обычно не ниже 50% от номинальной. В условиях отсутствия подачи все энергия, потребляемая насосом, расходуется только на нагрев насоса и окружающей его жидкости; нагрев жидкости в насосе может приводить к локальному парообразованию, что в свою очередь провоцирует сухое трение в рабочих деталях насоса и их повышенный износ. Обычно срыв подачи сопровождается такими последствиями, как плавление кабеля, нарушение герметичности гидрозащиты, электропробой изоляции обмотки статора ПЭД. Для предотвращения таких явлений в СУ предусмотрена защита от срыва подачи (ЗСП). Поскольку при срыве подачи потребляемая мощность существенно ниже, чем в нормальном режиме работы, работа ЗСП основана на контроле потребляемого тока. В случае достижения критически низкого значения тока СУ отключает УЭЦН. В связи с этим ЗСП иногда называют защитой от недогруза. Настройка ЗСП по загрузке погружного двигателя. Защиту от срыва подачи (ЗСП) при запуске и выводе на режим выставлять на 40%. Защиту от срыва подачи, при подтверждении вывода скважины на режим (контрольной проверке), выставлять с учётом степени загрузки ПЭД (таблица №9) после подбора оптимального напряжения. Таблица №9 № п/п Загрузка, % снижения % от величины Iраб 1 1 2 70 и более 3 15 2 от 50 до 70 10 3 менее 50 5 Значения уставок ЗСП для различных типов СУ Ш ГС5805 Борец, Электон СУА («АЛНАС») 4 5 2,5 (2,5) (загрузка) – 15 6 0,85*Iраб «Мини Бэус» (НЭК); MDFN, MCP (Reda) 7 0,85*Iраб 2,35 (2,2) (загрузка) – 10 0,90*Iраб 0,90*Iраб 2,25 (2,0) (загрузка) – 5 0,95*Iраб 0,95*Iраб Примеч ание 8 Пример: Фактическая загрузка ПЭД -70%, Уставка по ЗСП=70-15=55%. () -Для СУ типа ШГС-5805 значение уставок ЗСП указаны для ячеек с порогом срабатывания 2,2 (1,9). В случае нахождения порога срабатывания между значениями 1,9 и 2,2 промежуточные точки (10% и 5%) смещаются пропорционально. ()-Для СУ, которые не указаны в таблице, защиту от недогруза выставлять согласно технического описания. При определении величины уставки руководствоваться загрузкой ПЭД и соответствующему ей % снижения от величины Iраб (столбцы 2 и 3). 84 o Загрузку ПЭД определять по соответствующему параметру на контроллере СУ. В случае отсутствия в СУ такой возможности определять как отношение рабочего тока к номинальному току электродвигателя. На проблемных скважинах, требующих специальной настройки защиты от недогрузки, допускается устанавливать уставку срабатывания защиты от недогрузки за пределами диапазона 85-90% от фактической загрузки (при больших загрузках - меньше 85%, при малых загрузках - больше 90 %, то есть чем меньше загрузка, тем меньше должна быть разница между уставкой по недогрузке и фактической загрузкой), чем указано в таблице № 9. После установки ЗСП настроечный потенциометр ячейки ЯФУ – 0710 СУ типа ШГС – 5805 зафиксировать гайкой. В СУ имеющих функцию «пароль», ввести пароль. Сделать соответствующую отметку в эксплуатационном паспорте и формуляре СУ (приложение №3). Увеличение уставки ЗСП до значения более 15% допускается только для УЭЦН термостойкого исполнения по согласованию с технологической службой ЦДНГ. Если в результате эксплуатации скважины или неправильной комплектации УЭЦН параметр «Загрузка» менее 50%, то по согласованию с технологической службой ЦДНГ установить уставку недогрузки рассчитанную по току холостого хода (Iх.х.). При этом необходимо учитывать Q перегрева ПЭД, проделав дополнительные исследовательские работы на скважине. Повысить загрузку до 50% и более возможно за счёт понижения напряжения на двигателе ПЭД с помощью отпаек ТМПН. Как результат ток двигателя возрастёт и загрузка станет более 50%. Настройка ЗСП по активной составляющей рабочего тока ПЭД. При недогрузке электродвигателя по сравнению с рабочим режимом значительно уменьшается момент на валу электродвигателя, в то время как реактивная составляющая тока достаточно велика. Поэтому при недогрузке активная составляющая тока электродвигателя уменьшается в значительно большей степени, чем полный ток. В связи с этим принцип работы защиты от недогрузки основан на вычислении активной составляющей тока (фактической загрузки) электродвигателя и сравнения ее с уставкой, установленной в процентах от номинального активного тока (номинальной загрузки). Поскольку реактивная составляющая мощности не зависит от нагрузки, ЗСП работающая по общему току менее точна, чем ЗСП работающая по активной составляющей тока. Такой принцип позволяет сделать работу защиты от недогрузки более четкой и снизить требования к точности настройки защиты для обеспечения гарантированного отключения электродвигателя при недогрузке. Рекомендуется применять СУ, отслеживающие активную составляющую потребляемого тока, который пропорционален полезной мощности двигателя. Активная составляющая тока вычисляется по формуле: Iа = Iдв. х cos, где Iдв. - измеренное значение полного тока электродвигателя, А; cos - коэффициент мощности, вычисленный по сдвигу фаз между током и напряжением электродвигателя. Номинальный активный ток электродвигателя вычисляется по формуле: Iа ном = Iдв. ном. х cos ном, где Iдв. ном - номинальный ток; cos ном. - номинальный коэффициент мощности. Уставка срабатывания защиты от недогрузки устанавливается в процентах от Iа ном. Фактическая загрузка электродвигателя вычисляется по формуле: 85 Загрузка = Iа / Iа ном. х 100%. Как только фактическая загрузка электродвигателя уменьшится до значения уставки, защита от недогрузки будет приведена в действие. Настройка ЗСП путем расчетов по току холостого хода ПЭД. Данный метод предполагает установку защиты, учитывая ток холостого хода двигателя Iх.х. значение, которого устанавливается в ходе испытаний, и указывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Для настройки защиты необходимо: уточнить значения Iх.х. и Iраб. Значение рабочего тока фиксируется на амперметре (ШГС5805) или дисплее контроллера; помнить, что ток холостого хода двигателя после подбора оптимального напряжения (Uдв.опт) будет отличаться от паспортных данных. Фактическая величина Iхх при Uдв.опт. рассчитывается по приближенной формуле: 2Uдв.опт. Iхх Iхх ном. * 1 ; Uдв.ном. Где: Iхх - ток холостого хода при напряжении, отличном от номинального; Iхх ном - номинальный ток холостого хода (по паспортным данным); Uдв.ном. - номинальное напряжение двигателя; Uдв.опт. - оптимальное напряжение двигателя. для ШГС 5805 также необходимо, опытным путем уточнить порог срабатывания ЗСП (I откл, mA), который может находиться в диапазоне от 2,0 до 2,2 mA. Для этого, вращая подстрочный потенциометр ЗСП, фиксируют показания миллиамперметра соответствующие моменту срабатывания защиты; для ШГС 5805 значение уставки ЗСП рассчитывается по формуле: Iзсп (mA) = Iоткл.(mA) * I раб I х.х.*1,15 Пример: I раб=16А, I х.х.=12А, I откл.=2,1mA Iзсп = 2,1* 16 = 2,43 mA; 12*1,15 Устанавливать уставки срабатывания ЗСП более 2,5 mA не рекомендуется, так как отключение будет происходить при снижении загрузки более 15%, что может привести к выходу из строя погружного оборудования. Аналогично для СУ Электон-04 можно вычислить значение «Уставки недогрузки» (функция 42) от тока холостого хода (Iх.х.). Уставка ЗСП вычисляется по формуле: Уставка ЗСП (%) = К*Iакт.хх* 100% ═ К*Iхх* CosFх.х*100% I акт.ном.дв. I ном.дв.*CosFном. Iх.х.-холостой ход ПЭД (указывается в эксплуатационном паспорте); Iном.дв-номинальный ток двигателя (указывается в эксплуатационном паспорте); CosFном- номинальный коэффициент мощности (для ПЭД от 0,8 до 0,87); К=1,2-поправочный коэффициент учитывающий реальное увеличение Iх.х. на трение рабочих колёс ЭЦН и т.п. CosFх.х=0,2~0,4-коэффициент мощности ПЭД при холостом ходе, полученный при испытаниях различных типов ПЭД на стенде. Пример: Iх.х=12А; CosFх.х=0,4; Iном.дв=26А; CosFном=0,85. 86 1,2 *12 * 0,4 *100% 26% 26 * 0,85 Проверка работоспособности защиты по срыву подачи. Уставка ЗСП= Работоспособность защиты по срыву подачи (ЗСП) проверяется при закрытой затрубной задвижке на ФА. Давление опрессовки при проверке работоспособности ЗСП не должно превышать 60 атм. Минимальный динамический уровень, с которого можно производить проверку ЗСП рассчитывается по формуле: Н дин = Рнас - 600(м), где Рнас - напор УЭЦН. Ожидаемое давление, которое разовьет при опрессовке насос в зависимости от динамического уровня можно определить по формуле: Р буф = ( Р нас – Н дин ) / 10 ( кгс/см2). Настройка ЗСП на закрытую устьевую задвижку. Настройку ЗСП на «закрытую задвижку» выполнять только по заявке ЦДНГ. Для более точной настройки защиты от недогрузки можно использовать способ определения уставки (патент № 2092716, от 3 апреля 1996г.) путем закрытия устьевой задвижки на работающем насосе, вышедшем на режим, и фиксации минимальной величины фактической загрузки (функция 11 на контроллере СУ Электон-04) при достижении максимального напора на устье скважины. Рбуф. не должно быть выше 60кг/см2. После открытия устьевой задвижки и восстановления режима работы установки определенную таким образом пороговую величину следует увеличить на 3-10% и ввести ее в качестве параметра функции 42. Это обеспечит гарантированное отключение установки непосредственно перед срывом подачи. При этом необходимо учитывать Q перегрева. Записать данные параметры в эксплуатационный паспорт УЭЦН и паспорт СУ. Например, при закрытии устьевой задвижки на работающем насосе, вышедшем на режим, и максимальном напоре на устье скважины минимальная фактическая загрузка, индицируемая функцией 11, составляла 45%. Значит, после открытия устьевой задвижки и восстановления режима работы установки в качестве параметра функции 42 следует ввести значение 48-55%. Настройка защиты от перепадов напряжения в питающей сети. Настройка защиты от перепадов напряжения производится с целью стабилизации работы УЭЦН. Для ШГС 5805. Максимальное напряжение: Umax = 456 В. Минимальное напряжение: Umin = 285 В. Для СУ с контроллером. Максимальное напряжение: Umax = 456 В. Минимальное напряжение: Umin = 285 В. Задержка времени срабатывание установить не менее 15 секунд. Настройка защиты от перекоса фаз по току. 87 Защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД, что обеспечит его максимальную наработку на отказ. Рекомендуемый перекос фаз по току не должен превышать 10%, из-за нестабильности Uсети. Процент перекоса фаз по току вычисляется по следующей формуле: I I max 100 ; I ср где: I – перекос фаз по току (%), I max – максимальное отклонение тока от среднего значения, I ср – среднеарифметическое значение токов фаз. При обнаружении несимметрии токов необходимо измерить значения тока в амперах в каждой фазе при трех вариантах подключения электродвигателя к сети, показанных на рис.1. Наилучшей схемой подключения электродвигателя будет та, при которой процент перекоса фаз по току окажется наименьшим, и при этом электродвигатель будет работать с максимальной эффективностью и надежностью. Примечание. Во избежание смены направления вращения вала электродвигателя в результате изменения схемы его подключения следует производить только в порядке, указанном на рис. 1. Схема#1 Схема#2 Схема#3 Источник Пускатель Электродвигатель Рис. 1 –Возможные схемы подключения Настройка защиты от перекоса фаз по напряжению. Защита от перекоса фаз по напряжению, так же как и защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД. Значение перекоса фаз по напряжению не должно превышать 10%. Настройка защиты от низкого сопротивления системы «ТМПН – кабель ПЭД». Защита от низкого сопротивления системы «ТМПН – Кабель – ПЭД» предназначена для предотвращения электропробоя токоведущих частей системы. Значение уставки низкого сопротивления системы «ТМПН – Кабель – ПЭД» не должно превышать 30 кОм. Настройка защиты от турбинного вращения. Защита от турбинного вращения предназначена для предотвращения запуска УЭЦН при сливе жидкости из НКТ. Значение уставки до 5 Гц. 88 Приложение №3 Методики расклинивания УЭЦН различными способами. Таблица №10 Типоразмер ПЭД УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт включительно Время контроля В течение 2-х часов работы + 1,5 часа охлаждения УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт до 45 кВт включительно В течение 1 часа работы + 1,5 часа охлаждения УЭЦН с ПЭД мощностью свыше В течение 0,5 часа работы + 1,5 часа охлаждения 45 кВт 1. Примечание Контроль производится до момента перевода УЭЦН на постоянной режим работы Расклинивание УЭЦН, эксплуатируемого от СУ. Контроль над проведением расклинивания со стороны ЦДНГ возлагается на ведущего технолога ЦДНГ. 1.1. Расклинивание УЭЦН при помощи использования давления в скважине (расклинивание с растравливанием колонны НКТ). - Сущность данной технологии заключается в использовании энергии пласта, когда при стравливании давления из колонны НКТ из-за перепада давлений жидкость перемещается через УЭЦН и облегчает его запуск. Технология проведения: электромонтер ЦЭПУ повышает напряжение на ТМПН на 25% выше отпайки, на которой произошла остановка УЭЦН; оператор ЦДНГ, предварительно закрыв внутреннюю затрубную задвижку, закрывает манифольдную задвижку; производит переключения в АГЗУ, либо на выкидном коллекторе (в зависимости от обвязки нефтесборного и замерного коллектора), для перевода скважины на замерной коллектор; коллектор скважины разряжает в дренажную ёмкость, линия остается открытой; на устье скважины определяет статические значения уровня и давления в затрубном пространстве; открывает манифольдную задвижку фонтанной арматуры для стравливания давления из НКТ, контролирует эхолотом изменение уровня в затрубном пространстве скважины. Снижение уровня свидетельствует о движении нефти через ЭЦН; подается команда на запуск УЭЦН; в момент запуска УЭЦН, дренажную линию необходимо закрыть, продукцию скважины перевести в общий коллектор; после начала циркуляции жидкости произвести не более двух попыток запуска с промежутком не менее 15 минут между ними; - Если установка запустилась оставить её в работе, осуществляя контроль, за работой скважины до стабилизации притока, обеспечивающего необходимое охлаждение ПЭД. - Если установка «не развернулась», рабочие токи не уменьшились, отключить УЭЦН для охлаждения. Решение о дальнейшем расклинивании УЭЦН, либо о подъеме установки принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ. 89 Применение данного метода сокращает время простоя скважины в ожидании спецтехники, исключает дополнительные расходы нефти на промывку, исключает загрязнение ПЗП, что зачастую приводит к повторному выводу скважины на режим. 1.2. Расклинивание УЭЦН с применением спецтехники для промывки. - Сущность метода заключается в промывке УЭЦН, за счет прокачивания через установку жидкости при помощи спецтехники. - Промывка может осуществляться как прямая (через НКТ) так и обратная (через затрубное пространство). Если на НКТ не установлен обратный клапан (как правило, высокопроизводительные УЭЦН) или заранее известно, что установленный обратный клапан не герметичен, необходимо произвести прямую промывку УЭЦН, через НКТ (наибольшая эффективность). В остальных случаях проводится обратная промывка через затрубное пространство. - При работе скважин, эксплуатируемых с УЭЦН, в кольцевом пространстве обычно создается достаточно низкий уровень жидкости, применяя обратную промывку для создания циркуляции через установку необходимо количество жидкости соизмеримое с объемом глушения (~15м3). В скважинах, нефтяные пласты которых поглощают жидкость, при обратной промывке добиться циркуляции очень сложно. Технология проведения: электромонтер ЦЭПУ(либо сервисной организации) повышает напряжение на ТМПН на 25% выше отпайки, на которой произошла остановка УЭЦН. При необходимости производится замена НЭО. оператор ЦДНГ закрывает внутреннюю затрубную задвижку; необходимо собрать нагнетательную линию, в зависимости от вида промывки (прямая, обратная) подсоединить линию на буфер ФА, либо на затруб. 1.2.1. При проведении прямой промывки: после закачки в НКТ не менее 10-15 м3 жидкости, остановить промывку, закрыть лубрикаторную задвижку, произвести запуск установки на обратном вращении (для УЭЦН с ПЭД до 125 кВт, включительно), если УЭЦН имеет ПЭД более 125 кВт решении о запуске на обратном вращении принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ; если установка «развернулась», оставить её в работе на 10-15 мин., (время работы УЭЦН на обратном вращении не должно превышать времени, указанного в таблице №10, сменить вращение ПЭД на прямое. если установка запустилась на прямом вращении оставить её в работе, осуществляя контроль, за работой скважины до стабилизации притока, обеспечивающего надежное охлаждение ПЭД. если на обратном вращении рабочие токи не уменьшились(Iр>Iном), даже при повышении напряжения, либо установка с обратного вращения на прямое не «развернулась», остановить УЭЦН на охлаждение не менее чем на 1 час, затем повторить цикл мероприятий (не более 3-х циклов), начиная с п.п. 1.2.1. Приложения №3 1.2.2. При проведении обратной промывки: после закачки в затрубное не менее 10-15 м3 жидкости, не останавливая промывки произвести запуск установки на прямом вращении. если установка «развернулась» оставить её в работе, осуществляя контроль, за работой скважины до стабилизации притока, обеспечивающего надежное охлаждение ПЭД. Если после запуска рабочие токи не уменьшились (Iр>Iном) остановить УЭЦН, продолжить промывку с повторением комплекса мероприятий (не более 3-х циклов), начиная с п.п. 1.2.2. Приложения №5 при «жестком клине» (рабочие токи кратно превышают номинальные), как вариант может использоваться промывка двумя ЦА-320. В этом случае ЦА-320 90 подбиваются на ФА скважины через специальный тройник. Скорость и объем прокачиваемой жидкости при такой промывке больше, что повышает возможность расклинить установку. если установка «не развернулась», рабочие токи не уменьшились, отключить УЭЦН для охлаждения. Решение о дальнейшем расклинивании УЭЦН, либо о подъеме установки принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с начальником ПТО ДНГ НГДУ. - Применение данного метода расклинивания приводит к загрязнению ПЗП, что ведёт к повторному выводу скважины на режим. Жидкость промывки для уменьшения загрязнения П3П необходимо использовать очищенную от механических примесей, солей, т.е. применять товарную нефть. Необходимо помнить, что наибольший эффект при использовании методики «Расклинивания УЭЦН с промывкой» можно получить при условиях отсутствия обратного клапана на колонне НКТ и отсутствие поглощения скважиной промывочной жидкости. 91 Приложение № 4 Информация на СУ УЭЦН. СКВАЖИНА № ____________ СУ____________ ТМПН___________ ЭЦН___________ ПЭД_____________ Lшлейфа____________ Uном__________ Iном_____________ Tсамозапуска________мин. Дат а про вер ки Прич ина остан овки Jра б Загру зка ЗП ЗСП Rиз ол ТМС t ТМС Р(Ат м) Часто та Гц КУСТ № ____________ Отпайка___________ Lспуска___________ Iх.х_______________ Примеч ание Ф.И.О. исполнителя 92 Приложение №5. Карта вывода на режим УЭЦН № скважин ы Данные по эксплуатаци ионной колонне: № куста ЦДНГ- Месторождение Данные по ПЭД: Данные по ЭЦН: Данные по наземному оборудованию: ПЭД Т D экс. кол Насос 73 мм Напор 60 мм Тип ГС 73 мм Нсп. УЭЦН дата дата вре мя вре мя Q ж Q ж % воды % воды Qох л. СУ ТМПН Плотность жидкости глушения (г/см3) Iном . ЗП Uотп Расчет. вр.подачи, мин Ixx ЗС П Факт. вр.подачи, мин Uн КВ Ч КВ Ч Нс т Нс т Нд Нд Р з Р з Р б Р б Рл Рл ток ток част.гц / напор м. Dшт. Rизо л. Запущена по фонду част.гц Rизо / напор Dшт. л. м. Текущее состояние прито к Загр. ПЭД % Uв Рд Тд Ф.И.О. операто ра Примечани е Текущее состояние прито к Загр. ПЭД % Uв Рд Тд Ф.И.О. операто ра Примечани е 93 Особые отметки,замечания Подтверждение режима дата вре мя Q ж % воды КВ Ч Нс т Нд Р з Р б Рл ток част.гц / напор м. Dшт. Rизо л. Текущее состояние прито к Загр. ПЭД % Uв Рд Тд Ф.И.О. операто ра Примечани е Инженер-технолог ЦЭПУ Подпись Фамилия И.О. Подпись Фамилия И.О. Технолог ЦДНГ- Приложение № 6. 94 95 Приложение № 7. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ УЭЦН Заказчик___________Месторождение_________________ЦДНГ_______Куст_______Скважи на_________ Перевод, ввод, смена с__________________на УЭЦН________________Глубина спуска__________метров 1. КОМПЛЕКТАЦИЯ УЭЦН Узел ЭЦН Тип Модель L, м н/р Завод Номер Гр. Примечания вс ЭЦН нс ЭЦН сс ЭЦН сс ЭЦН Ступеней , Потребляемая мощность кВ Ступеней , Потребляемая мощность кВ Ступеней , Потребляемая мощность кВ Ступеней , Потребляемая мощность кВ Ступеней , Потребляемая мощность кВ Ступеней , Потребляемая мощность кВ сс ЭЦН сс ГС ос ПЭД ПЭД вс нс Тип муфты для ГЗ U ном I ном Протектор , Тип муфты для ЭЦН В, Тип масла А, U хх , Тип муфты В , I хх А, F ном Гц. ос Тип масла Обр. клапан Сл. клапан ШМУ КСН ТМС Каб. лин. Удлинитель Наличие доп.оборудования________________________________________________________________ 96 Особые отметки________________________________________________________________________ ____ _______________________________________________________________________________ ___________ Скомплектовал_______________________________________________ «_____»_____________201___г. Паспорт выдал _______________________________________________ «_____»_____________201___ 2. КОНТРОЛЬНЫЙ ЗАМЕР (ПРИ ОТКАЗЕ) Вид сработавшей защиты (ЗП, ЗСП, ПКИ, прочее_______________________________________________) I раб(А): A____В____С____; Загрузка ПЭД (%)____; Защита от турбинного вращения включена (да, нет). Уставка ЗП_____; Уставка ЗСП______; ПКИ работоспособен (да, нет, отсутствует). Rиз (МОм, Ком): A-0______; В-0______; С-0______; «Звезда» (Ом) А-В______; В-С______; А-С______; Наличие фазировочных меток (да, нет); Кабель от клеммной коробки отключил (да, нет). Замечания:______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ______________________ «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Время:_______час.,_______мин. 3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ПРИЧИНЕ ПОДЪЕМА Снижение подачи; Отсутствие подачи; Iхх; Клин; Снижение изоляции; ГТМ; Прочее; ____________ ________________________________________________________________________________ ___________ 97 Дата запуска___________________Дата отказа_______________________Наработка___________________ «____»_______________20______г. Технолог ЦДНГ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 3.1 Контрольный замер после разделки сальникового ввода Rиз (МОм, Ком): A-0______; В-0______; С-0______; «Звезда» (Ом) А-В______; В-С______; А-С______; «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ Диаметр э/к____мм. Искусственный забой______м. Интервал перфорации: в.д._______м. н.д._______м. Пласт________ Рпл._______атм. Жидкость глушения___________ Уд.вес__________г/см³. V=________м³. Давление закачки: Рнач.________атм. Ркон.________атм. Наличие циркуляции_______________________ Текущий забой________м. Дата отбивки_____________20____г. Состояние забоя___________________________________________________________________________ _ Очистка забоя(способ)___________________________________________________________________ ____ Извлечено______________________________________________________________________ ___________ Прочие работы _____________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ___________ Текущий забой после производства работ___________м. «____»_______________20______г. 98 Мастер Т(К)РС________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество «____»______________20______г. Представитель ЦДНГ_______________/________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 5. МОНТАЖ УСТАНОВКИ Температура воздуха_______ºС. Метеоусловия (снег, дождь, сильный ветер, прочее__________________) Расстановка_______; Мачта отцентрирована (да, нет); Механическая катушка исправна (да, нет). Соосность: кабель-ролик-устье (есть, нет); Состояние мостков (норма, нет). Rиз «ПЭД-кабель»____________Мом; Опрессовка токоввода:________атм, через _______мин.______атм. Вращение валов__________; Метка (какая)___________; Фазировка (есть, нет) Обратный клапан_______ Сливной клапан________ КСН__________ 5.1 УЭЦН С ТМС Замер Rиз. после монтажа УЭЦН произведен в присутствии представителя бригады Т(К)РС (да, нет) Rиз «ПЭД-кабель»______________МОм; Мегаомметр, тип____________________; номер_____________________; дата поверки________________; Бригада Т(К)РС с порядком замера Rиз. УЭЦН с ТМС ознакомлена (да, нет)_____________________ «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Время:_______час.,_______мин. Мастер Т(К)РС________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Мегаомметр, тип____________________; номер_____________________; дата поверки________________; Мультиметр, тип____________________; номер_____________________; дата поверки________________; 99 Замечания:______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ______________________ «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Время:_______час.,_______мин. Мастер Т(К)РС________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 6. СПУСК УСТАНОВКИ Диаметр НКТ Кол-во НКТ Rиз., МОм Т воздуха, ºС Начало спуска: _____час., _____мин. Окончание спуска:_____час., ______мин. Нсп. фактическая: ЭЦН_______м. Обратный клапан________м. Сливной клапан________м. КСН______м. Опрессовка НКТ: Рнач.______атм. через_______мин. Ркон.______атм. Заключение:___________________ Замечания:______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ______________________ «____»_______________20______г. Мастер Т(К)РС________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Представитель ЦДНГ_______________/________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 100 7. ПОДГОТОВКА НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Состояние защитного заземления_________________; Состояние клеммной коробки__________________ Состояние кабеля на входе в кабельный ввод Ф.А._______________________________________________ Состояние кабеля от СУ до клеммной коробки (визуальный осмотр)________________________________ Наружный осмотр комплекта НО, протяжка болтовых соеденений__________________________________ Проверка работоспособности НО в холостом режиме_____________________________________________ Проверка фазировки СУ и ТМПН____________; Наличие маркировочных бирок линий обвязки_________ СУ к системе телеметрии подключена (да, нет) СУ подготовлена к запуску с ТМС _____________________________________________________(да, нет) тип, завод изготовитель «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 8. ЗАПУСК УЭЦН Замер сопротивления изоляции перед запуском УЭЦН производить комиссионно. 101 Замер сопротивления изоляции произведен в присутствии представителя ЦДНГ (да, нет), бригады Т(К)РС (да, нет) Rиз (МОм, Ком): A-0______; В-0______; С-0______; «Звезда» (Ом) А-В______; В-С______; А-С______; ТМПН___________________№__________________Uотп____________________Uсети_____ ___________СУ____________№____________№контроллера____________; № ТМС______________ Пределы Uн: правый_____________; левый_______________; ПКИ работоспособен(да, нет, отсутствует) Rиз «ПЭД-кабель»______________МОм; «Звезда» (Ом) А-В_________; В-С_________; АС_________; Метка и фазировка кабеля (есть, нет). Кабель подключен согласно фазировке (да, нет) Определение вращения_____________________________________________________________________ Уставка ЗП______; Уставка ЗСП______; СУ опломбирована (да, нет); Табличка СУ заполнена (да, нет) Наличие ТМС (да, нет) Наличие связи с подземным датчиком (да, нет) Показания ТМС перед запуском: Т-________ºС; Р-________атм; Показания ТМС через час работы: Т-________ºС; Р-________атм; уровень вибрации_________ед. Защита: по температуре (вкл, откл), по давлению (вкл, откл), по уровню вибрации (вкл, откл) Уставки: Тmax_______ºC; Tmin________ ºC; Pmin________атм; Pmax________атм; Gmax_________ед. Нст______м; Iпуск______А; Загрузка ПЭД______%; F_____Гц; Подача через_____мин; Qж______м³/сут. Через 1 час работы: Ндин______м; Iраб______А; Загрузка ПЭД______%; F______Гц; Qж______м³/сут. Дополнительная информация: ________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ ___________ «____»_______________20______г. 102 Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Время:_______час.,_______мин. Мастер Т(К)РС ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Представитель ЦДНГ ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 9. ВЫВОД НА РЕЖИМ УСТАНОВКА ВЫШЛА НА РЕЖИМ С ПАРАМЕТРАМИ: Режим работы: постоянный, периодический; время работы________час.; время накопления________час. Qж_____м³/сут.; Ндин_______м; Iраб______А; Загрузка ПЭД______%; Рб______атм; Рз______атм; Рл______атм; Dшт______мм; F______Гц; Заявка в ЦЭПУ произвести (подбор оптимального напряжения; настройку защит СУ) «____»_______________20______г. Технолог ЦДНГ ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество ПОДБОР ОПТИМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, НАСТРОЙКА ЗАЩИТ СУ Подобрано Uотп_________В; Uсети___________В; Iраб______А; Загрузка ПЭД_______%; F______Гц; Уставки: ЗП_______; ЗСП_______; Тмах_______; Pmin______; Установлено время АПВ: по U_____мин; ЗП______мин; ЗСП______мин; Тмах_____мин; Pmin_____мин; Защита от турбинного вращения (вкл,откл); СУ опломбирована (да,нет); Табличка СУ заполнена (да,нет) «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 103 Представитель ЦДНГ_______________/________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 10. ОТКЛЮЧЕНИЯ УЭЦН Дата Вид заявки Произведенные работы Исполнитель Дополнительная информация: ________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ «____»_______________20______г. Эл.монтер ЦЭПУ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество Представитель ЦДНГ_______________/________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 11. ПОДЪЕМ УСТАНОВКИ Лом брошен (да, нет): Опрессовка НКТ перед подъемом: Ропр______атм; через_____мин; Ркон_____атм. 104 Сопротивление изоляции после разделки сальникого ввода________(МОм) «Звезда» (есть, нет) Замеры Rиз при подъеме УЭЦН: Кол-во НКТ Rиз., МОм 1. Состояние кабельной линии________________________________________________________________ 2. Состояние НКТ___________________________________________________________________________ Отбраковано_____________________шт; по причине_____________________________________________ Причина негерметичности НКТ_______________________________________________________________ Сопротивление изоляции после подъема УЭЦН__________(МОм) «Звезда» (есть, нет) Причина рубки кабеля_______________________________________________________________________ «____»_______________20______г. Мастер Т(К)РС ________________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 12. ДЕМОНТАЖ ЭЦН 105 Состояние сбивного клапана: сбит не сбит Примечания Состояние обратного клапана: Мех.примеси незначительные Соли незначительные Парафин незначительные Состояние ШМУ: Мех.примеси незначительные Соли незначительные Парафин незначительные Состояние лов.гол.: Мех.примеси незначительные Соли незначительные Парафин незначительные Состояние пр.сетки: Мех.примеси незначительные Соли незначительные Парафин незначительные Тип № Тип средние средние средние забит забит забит № Примечания средние средние средние забит забит забит Примечания средние средние средние забит забит забит Примечания средние средние средние забит забит забит Примечания Незначительные - до 30%, средние - 30%-70%, забит - свыше 70%. ЭЦН: Верхняя секция: № Средняя секция: № Средняя секция: № Нижняя секция: № Газосепаратор: № Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Примечания (указать наличие и интенсивность солевых отложений, мех.прим., коррозию, внешний вид) ПЭД: № R изол. Наличие звезды масло Опрессовка Вращается Тугое вращ. Слом вала Клин Примечания (указать состояние токоввода, наличие и интенсивность солевых отложений, мех.прим., коррозию, внешний вид) Кабель/удленитель: Тип № Наличие звезды R изол. Примечания (состояние каб.муфты, штеккера, наличие мех.поврежд., указать наличие и интенсивность солевых отложений, коррозию, внешний вид) НКТ: Соли незначительные средние значительные Примечания Незначительные - частичные отложение до 1мм, средние - 1мм-2мм, значительные - свыше 2мм. Парафин незначительные средние значительные Незначительные - отложение до 2мм, средние - 2мм- 5мм, значительные - свыше 5мм. Коррозия (указать интервалы и интенсивность) Дополнительные замечания: Дата монтажа Время монтажа с Мастер бригады ПРС(КРС) № / Представитель цеха ЭПУ / Представитель ЦДНГ / по 106 13. ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПДК О ПРИЧИНЕ ОТКАЗА Причина отказа__________________________ Отказавший узел____________________________________ Виновная служба________________________________________________________________ Замечания: 1.______________________________________________________________________________ 2.______________________________________________________________________________ 3.______________________________________________________________________________ ___________ «____»_______________20______г. Председатель ПДК______________/_________________________/ подпись фамилия, имя, отчество 14. ПРИЛАГАЕМЫЕ ДОКУМЕНТЫ: _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ 107 108 10. ССЫЛКИ 1. Межгосударственный стандарт ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 28 августа 1998 г. N 338) 109
