РЕГЛАМЕНТ на ремонт, монтаж и эксплуатацию скважин, оборудованных электроцентробежными

ПРИЛОЖЕНИЕ №5
к договору № ________________ от _______________
РЕГЛАМЕНТ
на ремонт, монтаж и эксплуатацию скважин,
оборудованных электроцентробежными
погружными насосными установками
НИЖНЕВАРТОВСК,
2014 ГОД
Зам. начальника ОТДН
Д.А. Кутыга
Ведущий инженер ОТДН
А.Л. Смирнов
СОДЕРЖАНИЕ
1. ПОДБОР ТИПОРАЗМЕРА УЭЦН.........................................................................................3
1.1. ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТУ ПОДБОРА УЭЦН .......................................................................................... 3
1.2. ТРЕБОВАНИЯ К КОМПЛЕКТАЦИИ УЭЦН .............................................................................................. 4
1.3. МИНИМАЛЬНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ
К
ОБЕСПЕЧЕННОСТИ
ПРИБОРАМИ
И
ИНСТРУМЕНТАМИ ПЕРСОНАЛА ПОДРЯДЧИКА ПО ЭПО ................................................................ 4
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ .........................5
2.1. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ. ............................................................................................. 5
2.2. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ. ............................................................................................................ 5
2.3. ПОДЪЕМ И ДЕМОНТАЖ УЭЦН .................................................................................................................. 6
2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО ЗАБОЯ. ....................................................................................................... 9
2.5. ШАБЛОНИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ. ............................................................ 10
2.6. МОНТАЖ УЭЦН. ........................................................................................................................................... 13
2.7. СПУСК УЭЦН. ............................................................................................................................................... 13
2.8. МОНТАЖ УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ.............................................................................................. 15
3. ЗАПУСК, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН ......................................16
3.1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ЗАПУСКУ. .............................................................................................. 16
3.2. ЗАПУСК УЭЦН. ............................................................................................................................................. 19
3.3. ВЫВОД НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ С УЭЦН ........................................................................................... 24
3.4. ПОРЯДОК ЗАПУСКА И ВЫВОД НА РЕЖИМ УЭЦН СО СТАНЦИЕЙ УПРАВЛЕНИЯ С
ЧАСТОТНЫМ РЕГУЛИРОВАНИЕМ. ....................................................................................................... 29
3.5. ПРОЦЕСС ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН. ....................................................................................................... 33
3.6. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ АВАРИЙНЫХ ОСТАНОВКАХ УЭЦН И
НЕШТАТНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ........................................................................................................ 35
3.7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ. .......................................................... 37
4. ПОЛОЖЕНИЕ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И РАССЛЕДОВАНИЮ ПРИЧИН ОТКАЗОВ
ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ
УЭЦН
…………………………………………………………………………………….43
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ .................................................................................................................................... 43
4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ. ............................................................. 44
4.3. РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ: ........................................................ 45
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
2
1.
ПОДБОР ТИПОРАЗМЕРА УЭЦН
1.1. ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТУ ПОДБОРА УЭЦН
Подбор оборудования основывается на потенциале скважины, который при
необходимости может быть отражен в графическом виде (IPR-кривая построенная в программе
"PERFORM"). Расчет УЭЦН производится специалистами УДН ОАО МПК «АНГГ», исходя из
максимально возможного снижения забойного давления (если нет геологических или
эксплуатационных ограничений) при соблюдении следующих условий оптимальной работы
ЭЦН:
 расчетный дебит жидкости на поверхности должен находиться в пределах рабочей зоны
заводской характеристики Q-H (приведены в программах подбора оборудования, каталогах
заводов производителей). Допускается отклонение в 20% от левой или правой зоны;
 давление на приеме не менее 20 кгс/см2 или расчетный уровень жидкости над приемом
насоса не менее 100м;
 максимальное содержание свободного газа на приеме насоса по объему – 25%,
 с применением газосепаратора или диспергатора - 55%,
 с применением "газосепаратора-диспергатора" - 65%;
 температура среды не более 120гр.С; обводненность до 100%;
 интенсивность пространственного искривления ствола скважины в интервале подвески
установки не должна превышать 0.3гр. на 10м. Зенитный угол не более 60гр, кроме
специальных насосных систем;
 исходя из эксплуатационных условий, подбирается окончательная схема подземного
оборудования и объем дополнительных работ (шаблонировка эксплуатационной колонны,
защита кабеля, струйные вставки, системы шламоуловителей, фильтров, кожухов, подача
ингибиторов и т.д.).
Ответственность за подготовку данных по потенциалу скважины (IPR-кривая
построенная в программе PERFORM) и геологических ограничений несет Геологическая
служба ОАО МПК «АНГГ».
Ответственность за подбор и расчет глубины спуска УЭЦН несет Технологическая
служба ОАО МПК «АНГГ» (УДН).
Все технологические операции на скважине осуществлять бригадами ТКРС и
освоения на технологической трубе, которую предоставляет подрядчик, производящий
ремонт на скважине.
Основные принципы, которые должны быть соблюдены при проектировании системы
УЭЦН - скважина:
 Исходные данные для расчетов (PVT характеристики пластовых жидкостей, результаты
КВД, КВУ и текущим параметрам эксплуатации) должны быть достоверны;
 Рабочий дебит скважины не должен отличаться на 35% от номинальной подачи насоса;
 В зоне эксплуатации УЭЦН интенсивность набора кривизны не должна превышать 0,3гр.
на 10 метров.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
3
1.2. ТРЕБОВАНИЯ К КОМПЛЕКТАЦИИ УЭЦН
1.2.1. ЭЦН (износостойкая модификация в коррозионностойком исполнении для
работы в среднеагрессивных средах с КВЧ до 500 мг/л, температура среды - 120гр.С.);
1.2.2. ПЭД (допустимая температура среды - 120гр.С, обмоток - 170гр.С), с кожухами
для охлаждения при необходимости;
1.2.3. Гидрозащита в соответствии к модификации ПЭД;
1.2.4. ТМС (система погружной телеметрии) на 100% фонда (при несовместимости
ТМС и СУ, использовать автономный наземный блок с ЖК-дисплеем)
1.2.5. Газосепаратор (или диспергатор, или газосепаратор -диспергатор) в соответствии
к модификации ЭЦН;
1.2.6. Мультифазная секция насоса – по дополнительной заявке.
1.2.7. Фильтр модульный противопесочный (тип ЖНШ) с тонкостью фильтрации
100/200 микрон (в соответствии к модификации ЭЦН) для защиты погружного оборудования
при необходимости;
1.2.8. Кабельная линия в составе:
 Кабельный удлинитель-230гр.С. Кабельная термовставка до 1000м 230гр.С.
 Основная длина кабельной линии (без учета термовставки) 2300м – 130150гр.С.
 Кабельный шлейф от клемной коробки до ТМПН не более 400м - 90гр.С.
 Кабельный шлейф для обвязки СУ и ТМПН;
1.2.9. Клемная коробка;
1.2.10. ТМПН для диапазона частот 30-60Гц;
1.2.11. СУ типа "Электон-04" или СУ типа "Электон-05" с частотным преобразователем
и выходным фильтром при необходимости;
1.2.12. Шламоуловитель (устанавливается в НКТ над обратными клапанами);
1.2.13. Клапан сливной;
1.2.14. Клапан обратный - 2шт;
1.2.15. Пояса крепления кабеля.
1.2.16. По дополнительной заявке Подрядчик по ЭПО предоставляет в прокат подвесные
контейнера с ингибиторами АСПО, солеотложений, коррозии.
1.3. МИНИМАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕННОСТИ ПРИБОРАМИ И
ИНСТРУМЕНТАМИ ПЕРСОНАЛА ПОДРЯДЧИКА ПО ЭПО
Подрядчик по ЭПО при выполнении работ по договорам обслуживания, проката и ремонта
УЭЦН гарантирует обеспеченность своего персонала приборами и инструментами по
следующему минимальному перечню:
1.3.1. Мегаомметр.
1.3.2. Индикатор вращения (при монтаже УЭЦН).
1.3.3. Фазоуказатель высокого напряжения.
1.3.4. Мультиметр в составе: а) делитель высокого напряжения; б) токоизмерительные
клещи.
1.3.5. Набор инструмента для монтажа УЭЦН.
1.3.6. Имитатор для проверки работы ТМС.
1.3.7. Прибор контроля уровня жидкости в скважине.
1.3.8. ПК для хранения и анализа данных со станций управления.
1.3.9. Съемники информации со СУ.
при дефектации оборудования:
1.3.10.
Прибор для ММП – анализа (метод неразрушающего контроля на основе
магнитной памяти металла).
1.3.11.
Спектрометр.
1.3.12.
Толщинометр.
1.3.13.
Каверномер.
1.3.14.
Микрометр.
1.3.15.
Штангенциркуль.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
4
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ
Данный раздел регламента предусматривает порядок и объем технологических работ при
ремонте скважин, оборудованных УЭЦН и/или переводимых на УЭЦН после бурения или
другого способа эксплуатации.
Технология ремонта скважин обеспечивает комплекс работ, направленных на
восстановление работоспособности внутрискважинных УЭЦН, работ по изменению режима их
работы и способа эксплуатации.
Объем работ определяется на основании изучения режима эксплуатации, отказавшей
УЭЦН, причин отказов предыдущих установок, характеристики скважин, вида работ (смена
УЭЦН, перевод или ввод после бурения, смена УЭЦН после КРС или выполнения ГТМ).
2.1. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ.
2.1.1. Персонал НП после отказа УЭЦН замеряет не ранее чем через 8 часов
статический уровень и избыточное давление и по результатам замера геологическая служба НП
принимает решение о глушении скважины или ремонте без глушения в соответствии с
утвержденным перечнем скважин.
2.1.2. Глушение нефтяных скважин производится бригадой ТКРС Подрядчика с
использованием материалов Заказчика в рамках действующей в инструкции по глушению
скважин, оборудованных УЭЦН и «Инструкции по глушению скважины при капитальном и
текущем ремонте».
2.1.3. Технологическая служба НП несет ответственность за достоверность информации
о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.
2.1.4. Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле:
 жг  К 
Pпл
10 5
g  H пер
где:
К – коэффициент =1,07 если Нпер до 2500м;
=1,05 если Нпер более 2500м;
жг – плотность жидкости глушения, кг/м3
Рпл – пластовое давление, атм
g – ускорение свободного падения, м/с2
Нпер – расстояние от устья до середины интервала перфорации (по вертикали), м
2.1.5. Ответственность за расчет объема и плотности жидкости глушения несет
геологическая служба НП.
2.1.6. Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием состояния
сливного клапана, типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, циклов, давления,
который составляется исполнителем работ и подписывается мастером бригады ТКРС
Подрядчика, мастером ДНГ НП (технологом НП). Акт находится в бригаде ТКРС, где и
хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
2.1.7. Данные акта глушения (тип жидкости глушения, плотность, объем) заносятся
мастером ТКРС Подрядчика в эксплуатационный паспорт УЭЦН перед монтажом.
2.1.8. Линия подачи жидкости глушения должна быть оборудована фильтром.
Ответственный за состояние и работоспособность фильтра – мастер ТКРС. Фильтр хранится в
бригаде ТКРС Подрядчика.
2.1.9. Для постоянного долива необходимо иметь запас жидкости в объеме не менее
4 (четырех) м3 с плотностью равной плотности жидкости глушения скважины. Долив в
скважину производить объемом равным объему извлекаемого оборудования с учетом
статического уровня.
2.1.10. Ответственный за выполнение операций по глушению скважины и организации
безопасного ведения работ - мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор
(бурильщик).
2.2. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
5
2.2.1. Размещение оборудования для подземного ремонта производится в соответствии
со схемой, согласованной главным инженером Заказчика и утвержденной главным инженером
Подрядчика по ТКРС.
2.2.2. Кабельный барабан устанавливается на расстоянии не менее 15 м от устья
скважины в поле зрения машиниста агрегата и старшего оператора (бурильщика) на специально
подготовленной площадке. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей
центр барабана, кабельного ролика и устье скважины. Под барабаном должен быть установлен
поддон.
2.2.3. Кабель, идущий в скважину, должен разматываться с верхней части барабана и
уложен на стойках, высота стоек не менее 1 м. 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 8 - 10 м от мостков
скважины от рабочей площадки или устья скважины и на одной плоскости с
кабеленаматывателем и устьем скважины. При СПО ролик должен свободно вращаться.
Запрещается применение других направляющих приспособлений, которые могут привести к
истиранию, загибанию и перекручиванию кабеля. Разрешается применение сегмента вместо
ролика сегмент с радиусом кривизны не менее 0,42м и вращающимися втулками.
2.2.4. Между мачтой агрегата и кабеленаматывателем устанавливается необходимое
количество подставок, которые предохраняют кабель от касания с поверхностью земли и
попадания грязи в скважину. При этом расстояние от нижней точки провиса кабеля и землей
должно быть не менее 0,5 метров.
2.2.5. Запрещается подключать питание электроэнергии для оборудования бригады
подрядчика от работающей станции управления с УЭЦН. Точка подключения согласовывается
с энергетиком НП.
2.2.6. Ограничение по эксплуатации кабеля при СПО с УЭЦН до предельной
температуры, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе:
- 38гр.С - без ветра,
- 36гр.С - ветер до 5 м/с,
- 35гр.С - ветер от 5 до 10 м/с,
- 32гр.С - ветер более 10 м/с.
Примечание: При наличии утепленной автовымотки перед монтажом при температуре
ниже минус 27гр.С отстой кабельной линии в утепленной автовымотке не менее 3-х часов с
температурой внутри не менее +20гр.С.
2.2.7. Ответственный за выполнение пунктов данного подраздела, а также за
организацию безопасного ведения работ – мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший
оператор (бурильщик). Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела –
мастер ДНГ НП (технолог НП).
2.3. ПОДЪЕМ И ДЕМОНТАЖ УЭЦН
Бригада ТКРС становится на скважину для подъема УЭЦН только при наличии нарядзадания и плана работ на подземный ремонт скважины, утвержденного и согласованного
службами Заказчика и Подрядчика, и полностью заполненного эксплуатационного паспорта
УЭЦН.
Ответственным за качество заполнения эксплуатационного паспорта на УЭЦН является
технолог НП.
2.3.1. Демонтировать устьевую арматуру.
2.3.2. Отцентрировать талевую систему относительно устья скважины.
2.3.3. Приподнять колонну насосно-компрессорных труб при представителе НП с
контролем веса по ИВ и сверкой по эксплуатационному паспорту, составить акт.
2.3.4. Установить оборудование для подвешивания НКТ с кабелем на устье скважины
(КМУ, гидравлическая клиновая подвеска и т.д).
2.3.5. Спускоподъемные операции на скважинах производить с доливом жидкости
глушения. Запас жидкости планируется в наряд заказе, но не менее 4 (четырех) м3.
2.3.6. Долив в скважину должен осуществляться самотеком из емкости, которая
устанавливается выше уровня устья скважины, при невозможности - производится долив
агрегатом.
6
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
2.3.7. Жидкость для долива должна быть удельного веса, равного жидкости,
находящейся в скважине. Линия долива должна быть оборудована фильтром. Ответственный за
состояние и работоспособность фильтра – мастер ТКРС.
2.3.8. Запрещается спускать и поднимать установку со скоростью более 0,25 м/с. В
интервалах с интенсивным набором кривизны (указывается в наряд-задании и плане работ на
ремонт скважины) скорость спуска и подъема установки ограничивается до 0,1 м/с.
2.3.9. Подъем установки прекращается при появлении трубы со сливным клапаном.
Бригаде ТКРС запрещается разбирать установку на устье, отрубать кабель, отсоединять
кабельную муфту.
2.3.10. Ответственность за повреждение установки при подъеме несет мастер бригады
ТКРС.
2.3.11. Отрубать кабель разрешается в аварийной ситуации и при ГНВ проявлениях.
Решение по "рубке" кабеля принимает мастер бригады ТКРС в его отсутствие бурильщик.
Доклад в диспетчерские службы Заказчика и Подрядчика о факте "рубки" кабеля производится
после ликвидации ГНВ проявлений – ответственный мастер бригады ТКРС в его отсутствие
старший оператор (бурильщик).
2.3.12. Монтаж и демонтаж УЭЦН производится обязательно в присутствии трех сторон
– мастер (бурильщик) ТКРС, технолог НП (мастер ДНГ или оператор ДНГ) и электромонтер
ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ.
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по данному пункту –
мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.3.13. Подъем УЭЦН из-за снижения сопротивления изоляции системы "кабельдвигатель" до 0 МОм.
До проверки сопротивления изоляции системы «кабель+ПЭД», после разборки
кабельного ввода, сливной клапан не сбивать!
Проверить
состояние
заполнения
эксплуатационного
паспорта.
Запись
в
эксплуатационном паспорте в графе причина подъема - “снижение сопротивления изоляции
установки” - за подписями технолога НП и электромонтера ЭПУ должна быть обоснована
выполнением следующего объема работ:
 указано, какой защитой станции управления отключилась установка и при каком значении
(уставка);
 произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель” после
отсоединения кабеля от клемной коробки.
ПРИМЕЧАНИЕ. До разбора сальникового ввода сливной клапан не сбивать. При
восстановлении сопротивления изоляции после разбора сальникового ввода необходимо
произвести пробный запуск установки (выполняет электромонтер ЭПУ). По результатам
пробного запуска технологом НП принимается дальнейшее решение.
Перед подъемом замерить сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель».
После разборки кабельного ввода и удаления сальника вновь произвести замер
сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель”.
Производить подъем установки со скоростью не более 0,25 м/сек., в участках повышенной
кривизны 0,1 м/сек.
Через каждые 30 НКТ производить замер сопротивления изоляции системы «кабельдвигатель».
Производить подсчет количества извлеченных поясов для крепления кабеля.
Кабель на барабан укладывать виток к витку, не допускать нахлесты, петли, перегибы
кабеля. За некачественную намотку кабеля на барабан и его повреждение ответственность несет
бригада Подрядчика по ТКРС.
Развинчивание НКТ производить вручную, в случае отсутствия приспособления для
стопорения подвеса НКТ. Не допускать проворота труб находящихся в скважине.
После подъема замерить сопротивление изоляции системы “кабель - двигатель”.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
7
Обратный и сбивной клапан над ЭЦН и вышестоящую трубу демонтировать в
присутствии электромонтера ЭПУ и представителя НП.
Демонтаж установки производится электромонтером ЭПУ согласно «Инструкции на
монтаж и демонтаж» данного типа установки. Демонтаж не производится в случае:
- неблагоприятных климатических условий:
- температура воздуха -380С и ниже;
- скорости ветра более 11 м/сек;
- низкой освещенности рабочей площадки (менее 100 люкс);
- при замазученности рабочей площадки;
При демонтаже УЭЦН мастеру (ст. оператору) бригады ТКРС Подрядчика
производить контроль за следующими операциями:
- опрессовка системы “двигатель - кабельный ввод ” давлением в зависимости
от типа гидрозащиты 5 атм. в течение 10 минут;
- измерение сопротивления изоляции кабеля (между каждой жилой и броней;
определение наличия звезды);
- измерение сопротивления изоляции электродвигателя;
- вращение валов установки (электродвигателя, протектора, секции насоса)
осуществляется спецключом.
Результаты подъема и демонтажа УЭЦН подробно записать в эксплуатационный
паспорт и составить акт на демонтаж за подписями электромонтера УЭЦН и мастера
(старшего оператора) бригады ТКРС Подрядчика и мастер ДНГ НП (технолога НП).
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по данному пункту –
мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за качество демонтажа УЭЦН и заполнение эксплуатационного паспорта электромонтер ЭПУ.
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.3.14. Подъем УЭЦН из-за снижения, прекращения подачи (повторный ремонт изза отсутствия подачи при запуске).
Проверить
состояние
заполнения
эксплуатационного
паспорта.
Запись
в
эксплуатационном паспорте в графе причина подъема - “снижение, прекращение подачи
(повторный ремонт из-за отсутствия подачи при запуске)” - за подписями технолога НП и
электромонтера ЭПУ должна быть обоснована выполнением следующего объема работ:
(ответственный за заполнение паспорта - технологическая служба НП)
- указано, какой защитой станции управления отключилась установка, и при каком
значении (уставка);
- произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель”;
- произведен замер токов нагрузки по фазам установки;
- замерено давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке на выкидной линии,
- определена герметичность лифта;
- проверено наличие циркуляции через насос;
- при необходимости проведена промывка насоса.
Перед подъемом замерить сопротивление изоляции системы “кабель - двигатель”.
Примечание: если причина - отсутствие подачи из-за негерметичности НКТ, то до
определения дефектного НКТ сливной клапан не сбивать. Если клапан сбит, то герметичность
лифта определяется другим способом (например – опрессовочным поршнем ОП-1).
Проверять каждую трубу на наличие парафиновых и солевых отложений (случай, когда
отсутствует циркуляция через насос).
Проверить состояние клапанов и их количества:
- сливной клапан сбит/несбит, наличие посторонних предметов;
- положение тарелки ОК (шарика) должно быть сверху;
- наличие мехпримесей на поверхности обратного клапана.
При демонтаже мастеру (ст. оператору) бригады ТКРС Подрядчика
проконтролировать:
8
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
- состояние сетки насоса (наличие парафина, солей, мехпримесей);
- наличие шлицевых муфт и их соответствие шлицам валов (секции насоса, протектора,
электродвигателя);
- вращение валов каждого узла установки осуществляется спецключом;
- сопротивление изоляции кабеля, электродвигателя.
Установку демонтировать и заменить на другой комплект. В случае если не определена
причина снижения, прекращения подачи, то решение о замене подвески НКТ принимается по
согласованию с Технологической службой ОАО МПК «АНГГ». Результаты подъема и
демонтажа подробно записать в эксплуатационный паспорт за подписями мастера (старшего
оператора) бригады Подрядчика и электромонтера ЭПУ.
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по данному пункту –
мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за качество демонтажа УЭЦН и заполнение эксплуатационного паспорта электромонтер ЭПУ.
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.3.15. Подъем установки из-за заклинивания УЭЦН.
Запись в эксплуатационном паспорте в графе причина подъема — “заклинивание УЭЦН” за подписями ведущего технолога НП и электромонтера ЭПУ должна быть обоснована
выполнением следующего объема работ:
- указано, какой защитой станции управления отключена установка, и при каком значении
(уставка);
- произведен замер сопротивления изоляции системы “кабель - двигатель”;
- проверено наличие “звезды” системы “кабель - двигатель”;
- замерены токи нагрузки установки по фазам;
- замерено напряжение по фазам на высокой и низкой стороне ТМПН;
Перед подъемом установки замерить сопротивление изоляции системы “кабель двигатель”.
При демонтаже УЭЦН мастеру (ст. оператору) бригады Подрядчика
проконтролировать:
- состояние сетки насоса на наличие парафина, соли, мехпримесей;
- вращение валов установки вручную (секций насоса, протектора, электродвигателя);
- измерение сопротивления изоляции кабеля:
- между каждой жилой и броней
- между жилами кабеля;
- измерение сопротивления изоляции электродвигателя, наличие “звезды” обмотки ПЭД.
Установку демонтировать и заменить на другой комплект.
Результаты подъема и демонтажа УЭЦН подробно записать в эксплуатационный
паспорт и составить акт на демонтаж за подписями электромонтера УЭЦН и мастера
(старшего оператора) бригады ТКРС Подрядчика и мастер ДНГ НП (технолога НП).
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по данному пункту –
мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за качество демонтажа УЭЦН и заполнение эксплуатационного паспорта электромонтер ЭПУ.
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО ЗАБОЯ.
Определение текущего забоя скважины может осуществляется в случаях:
- после аварии, "полетов" УЭЦН на забой скважины;
- после эксплуатации скважины более 5-и лет;
- при засорении УЭЦН и обратного клапана песком, мехпримесями, продуктами
коррозии.
- при снижении притока из пласта на скважинах с ГРП.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
9
Определить текущий забой скважины при помощи канатного инструмента или
магнитного локатора муфт (при необходимости привлекается специализированный подрядчик).
Текущий забой скважины должен быть глубже нижних отверстий перфорации (зумпф) не менее
чем на 5 метров. Зумпф может быть менее, но при согласовании Геологической службой ОАО
МПК «АНГГ».
2.5. ШАБЛОНИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ.
Шаблонирование эксплуатационной колонны стандартным шаблоном производится:
- при переводе из другого способа или вводе после бурения на эксплуатацию УЭЦН в
случае если ранее шаблон необходимого размера не спускался;
- при увеличении диаметра или глубины спуска УЭЦН в случае если ранее шаблон
необходимого размера не спускался;
- при наличии вмятин, деформации узлов, демонтированных УЭЦН (кроме кабеля);
- при повторном повреждении кабеля в процессе СПО;
- при наличии затяжек, посадок в процессе СПО.
2.5.1. Спустить шаблон на 50 м ниже проектной глубины спуска погружной установки
(либо согласовать глубину спуска шаблона с Заказчиком). Скорость спуска шаблона не должна
превышать 0,25 м/c. После окончания ремонта скважины расшифровка ИВЭ-50
предоставляется Заказчику.
Конструкция и размеры шаблона указаны в таблице № 2.1 и на рисунке 2.1.
2.5.2. Если при спуске - подъеме шаблона наблюдаются затяжки или не прохождение
шаблона, то ствол эксплуатационной колонны необходимо проработать по согласованию с
Заказчиком, если необходим спуск расчетного насоса. При шаблонировании ЭК меньшим
типоразмером от расчетного осуществляется перерасчет на меньший типоразмер УЭЦН.
Опасные участки отметить в акте на шаблонирование за подписью мастера ТКРС Подрядчика и
технолога НП.
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по данному пункту –
мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
Таблица № 2.1
МинимальноМаксимальный
Размеры элементов шаблона, мм
Тип насоса диаметр габаритов допустимый
внутр. диаметр
погружного
серия
L (minобсадной
D
l
h
d
агрегата, мм
max)
колонны, мм
Отечественные установки
УЭЦН-5
118
122
118
1500
УЭЦН-5А
124
130
124
1500
УЭЦН-6
137
144,3
139
1500
142,5
148,3
145
1500
УЭЦН-6А
15 000 30 000
17 000 –
35 000
20 00035 000
20 00035 000
120
89
120
89
120
89
120
89
Импортные установки - Centrilift
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
10
DC (338)
101
109
102
1500
15 000 25 000
120
89
FC, FS, B
(400)
123,5
130
124
1500
17 000 –
36 000
120
89
149,8
155
151
1500
20 00036 000
120
89
KC (562)
159
160
157
1500
20 00040 000
120
89
HC (675)
195,3
201
196
1500
120
89
IA, IB (875)
237,8
244
239
1500
120
89
JA, JB (1025)
276,7
281
279
1500
120
89
120
89
120
89
120
89
120
89
120
89
120
89
120
89
GC (513)
20 00045 000
20 00045 000
20 000 –
65 000
Импортные установки - REDA
A, AN (338)
94,2
109
96
1500
D, DN (400)
123,5
130
124
1500
G, GN (513)
149,8
155
151
1500
SN (538)
149,8
155
151
1500
HN (562)
154,4
160
157
1500
JN (675)
193,4
201
195
1500
M (862)
237,8
244
240
1500
15 00035 000
17 00063 000
20 00065 000
20 00065 000
20 00065 000
20 00065 000
20 00065 000
Рис.2.1. Конструкция шаблона
А
А
Деталь №1
А-А
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
11
L
h
D
Деталь №2
l
муфта
d
Примечания:
- Возможно применение ступенчатого шаблона: по диаметру и длине ПЭД, по длине и
диаметру насоса, в этом случае длина l=500 мм;
- подбор шаблона производить с учетом толщины стенки колонны и длины УЭЦН.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
12
2.6. МОНТАЖ УЭЦН.
2.6.1. Перед монтажом ЭЦН произвести опрессовку первых НКТ, которые будут
находится между ЭЦН и обратными клапанами.
2.6.2. Монтаж УЭЦН производится согласно «Инструкции на монтаж и демонтаж
УЭЦН» данного типа установки, при этом монтаж не производится в случае:
- скважина переливает, газирует;
- неблагоприятные климатические условия: сильные порывы ветра12-15м/сек, температура
воздуха -380С и ниже, в случаи дождя и снегопада (при отсутствии укрытия);
- автонаматыватель неисправен: привод разъединен, не запускается дистанционно в обе
стороны, приводные ремни проскальзывают, кабелеукладчик неисправен (отсутствие
направляющих штифтов и привода), кабель проходит через рамку кабелеукладчика с перегибом
выше допустимого;
- ролик имеет диаметр менее 0,84м;
- подъемный агрегат не отцентрирован;
- нет соосности системы: барабан с кабелем - направляющий ролик - НКТ;
- отсутствует разрезная катушка (спайдер);
- недостаточное количество поясов для крепления кабеля (из расчета 2 пояса на одну НКТ);
- размер поясов не соответствует используемым НКТ;
- нет подставок под кабель, провисание кабеля менее 0,5 м от грунта;
- недостаточное и неравномерное освещение (при норме 30 люкс) на устье скважины для
обеспечения качества монтажа (Подрядчик по ЭПУ должен применить дополнительные меры
по освещению);
- неполное выполнение бригадой ТКРС Подрядчика задания без разрешения Заказчика;
- не заполнен раздел " Подготовка скважины " в эксплуатационном паспорте УЭЦН;
- эксплуатационный паспорт демонтируемой УЭЦН не заполнен и не подписан технологом НП,
отсутствует заключение о причине подъема. Отсутствует эксплуатационный паспорт, либо на
дубликате не указана причина дублирования и оформитель (Ф.И.О., должность, подпись и
дата).
2.6.3. При монтаже мастеру (старшему оператору) бригады ТКРС особое внимание
уделить на:
- опрессовку стыков системы “двигатель - кабельный ввод - гидрозащита ” производить
согласно инструкции в зависимости от типа гидрозащиты давлением 5атм. в течение 10 минут;
- измерение сопротивления изоляции кабеля между каждой жилой и броней, определение
наличия звезды
- измерение сопротивления изоляции электродвигателя;
- вращение валов установки (электродвигателя, протектора, секции насоса)
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по пунктам данного
подраздела – мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за качество монтажа УЭЦН и заполнение эксплуатационного паспорта электромонтер ЭПУ.
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.7. СПУСК УЭЦН.
2.7.1. После монтажа УЭЦН и спуска 1-ой НКТ установить пьедестал, служащий для
защиты кабеля от мехповреждения.
2.7.2. После спуска 5-и НКТ установить обратный клапан, при необходимости через
одну НКТ еще один обратный клапан, одну НКТ со шламоуловителем, 50м НКТ, сливной
клапан (ввинчивание первых НКТ производить вручную, в случае отсутствия приспособления
для стопорения подвеса НКТ, во избежание проворота подвески).
2.7.3. Крепить кабель стальными поясами к насосно-компрессорным трубам на
расстоянии 30-35 см выше и ниже торцов муфты НКТ. В месте сростков крепить кабель до и
после места сращивания на расстоянии 30-35 см от сростка. Исключить попадание
сростка на муфту НКТ! Длины поясов для крепления кабеля приведены в таблице №2.2.
Таблица №2.2
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
13
Наружный диаметр НКТ, дюйм (мм)
2” (60)
2,5” (73)
Длина пояса, не менее (мм)
345
400
3” (89)
480
4” (114)
590
Возможно крепление кабеля к НКТ протекторами стандартного (заводского) изготовления,
при этом протектор устанавливается на муфте.
2.7.4. Скорость спуска установки не более 0,25 м/сек, а в интервалах набора кривизны более
2гр. на 10 м - не более 0,1 м/сек (интервалы указаны в наряд заказе).
2.7.5. По мере спуска НКТ с установкой на проектную глубину производить замер
сопротивления системы "кабель - двигатель" через каждые 300 метров с помощью мегаомметра
или ПКИ на 1000 В или по рекомендации заводов-производителей.
ВНИМАНИЕ! В случаях, когда УЭЦН оборудована термоманометрической системой
(ТМС), способ контроля сопротивления системы согласовать с технологом НП.
2.7.6. При снижении сопротивления изоляции до 5 МОм, прекратить спуск, вызвать
электромонтера ЭПУ для контрольного замера сопротивления изоляции системы «ПЭД –
кабель». Решение о дальнейшем производстве работ принимает технолог НП.
2.7.7. Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена рулеткой и
занесена в журнал учёта. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом
муфты и концом сбега резьбы ниппеля.
2.7.8. При спуске УЭЦН замерять длину и количество НКТ с обязательной шаблонировкой,
очисткой и смазкой резьбы.
2.7.9. В процессе спуска труб в скважину необходимо производить визуальный контроль тела
и резьбы, снять защитные кольца и ниппеля, очистить и смазать резьбы резьбовыми смазками.
Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации по РД 39-136-95. Резьбовая
смазка наносится при помощи шпателя (лопатки) на участки поверхности резьбы и муфты.
Ориентировочный расход смазок для НКТ 60мм-15г; 73мм-20г; 89мм-30г; 102мм-35г; 114мм-40г.
2.7.10. Внутренний диаметр и общая изогнутость трубы проверяется при помощи
цилиндрической оправки (шаблона) длиной 1250мм и наружным диаметром для НКТ:
60х5,0-47,9мм; 73х5,5-59,6мм; 89х6,5-72,7мм; 102х6,5-89,4мм; 114х7,0-97,1мм.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ спуск НКТ загрязненных песком, окалиной, грязью и т.п.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ спуск новых НКТ без удаления консервационной смазки.
2.7.11. При сильном ветре, вызывающем раскачивание талевой системы, а вместе с ней и
трубы, поднятой над устьем скважины, необходимо использовать центрирующие
приспособления, а при их отсутствии свинчивание производить вручную или прекратить
работу.
2.7.12. Свинчивание рекомендуется производить с приложением крутящих моментов,
значение которых приведены для отечественных труб в табл. 2.3.
2.7.13. Если резьба ниппеля свободно с моментом, меньше минимального, ввинчивается в
муфту до последнего витка резьбы или если после ввинчивания с максимальным моментом
остаётся более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы:
спущенную в скважину и следующую за ней с пометкой на теле трубы «брак по резьбе» и
отправить на трубное подразделение.
Таблица №2.3
Момент
свинчивания,
Н*м
Условный диаметр
трубы, мм
минимальный
максимальный
Гладкие трубы
60х5,0
585
980
73х5,5
900
1500
89х6,5
1260
2110
102х6,5
1725
2880
114х7,0
1940
3240
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
14
2.7.14. Через каждые 600-700м спущенных НКТ проверять герметичность лифта НКТ и
обратного клапана опрессовкой по следующей схеме:
- при спуске 100м, 800м на давление 80атм; 1500м - 60атм; 2200м и окончательная - 40атм.
2.7.15. При обнаружении негерметичности лифта НКТ:
- произвести подъем НКТ до жидкости, повторно опрессовать лифт. При отрицательном
результате подъем производить с поинтервальной опрессовкой через каждые 20-30 НКТ до
обратного клапана.
- в случае если определить место негерметичности НКТ не удалось, то необходимо провести
ревизию обратного клапана (при необходимости заменить), дальнейший спуск производить с
поинтервальной опрессовкой через 20-30 НКТ.
2.7.16. После спуска УЭЦН на заданную глубину произвести окончательную опрессовку
лифта НКТ на давление 40 атм в течении 10 минут с составлением трехстороннего акта –
мастер (бурильщик) ТКРС, технолог (мастер ДНГ) НП и электромонтер ЭПУ.
2.7.17. Если при окончательной опрессовке произошло падение давления, то необходимо
согласовать дальнейшие работы с Технологической службой ОАО МПК «АНГГ».
2.7.18. Результаты работ записать в эксплуатационный паспорт – ответственный мастер
бригады ТКРС.
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по пунктам данного
подраздела – мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
2.8. МОНТАЖ УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
2.8.1. Проверить наличие сертификата (паспорта) на подвесной патрубок, патрубок без
сертификата заменить. Повторное использование патрубка запрещается при наработке 3-года
или 7 СПО, (наработку ведет технолог НП) без дефектации и присвоения нового паспорта –
запрещается. Ответственный - технолог НП.
2.8.2. Произвести обвязку устья скважины согласно утвержденной схемы.
2.8.3. Прокладку кабеля от устья скважины до клемной коробки осуществляет бригада
ТКРС совместно электромонтером ЭПУ. На вновь вводимых скважинах прокладку кабеля по
эстакаде от клемной коробки до ТМПН и СУ производит бригада ТКРС совместно с
электромонтером ЭПУ.
2.8.4. Запуск УЭЦН осуществляется согласно раздела «Запуск УЭЦН» настоящего
Регламента.
2.8.5. Технологическая служба ТКРС Подрядчика составляет схему компоновки
подземного оборудования с указанием всех размеров:
 УЭЦН, с поузловыми размерами (диаметр, длина);
 внутреннего и наружного диаметра НКТ;
 шламоуловителя (если имеется);
 обратного клапана;
 сбивного клапана;
 если была осуществлена шаблонировка скважины, то динамограммы
индикаторов веса (ИВЭ) прикладывают в эксплуатационный паспорт
скважины.
2.8.6. После окончания работ производится сдача куста службе НП согласно
договорных условий между Заказчиком и Подрядчиком по ТКРС, с оформлением акта приемапередачи.
Ответственный за организацию и безопасное выполнение работ по пунктам данного
подраздела – мастер бригады ТКРС, в его отсутствие – старший оператор (бурильщик).
Ответственный за контроль выполнения пунктов данного подраздела – мастер ДНГ НП
(технолог НП).
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
15
3. ЗАПУСК, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН
3.1. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ЗАПУСКУ.
Границей ответственности между Подрядчиком по ЭПУ и энегрослужбой Заказчика
являются вводные клеммы станции управления. Ответственность за состояние вводных
наконечников кабельной линии 0,4кВл несет энергослужба Заказчика. Ответственность за
состояние вводных клемм станции управления и подключение наконечников кабельной линии
0,4кВл несет Подрядчик по ЭПУ.
Оборудование (наземное, подземное, кабельная линия и т.д.) находящееся в
собственности Заказчика должно быть передано в монтаж и обслуживание Подрядчику по
ЭПУ с оформлением соответствующего акта на обслуживание, подписанного
уполномоченными представителями сторон. Ответственным за контроль передачи
оборудования в обслуживание и оформления соответствующих документов является
ведущий технолог НП.
Подготовительные работы пробный запуск и дальнейшие работы производятся
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 функциональным
обязанностям, сдавшим экзамены по правилам безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности.
Запуск и вывод на режим (ВНР) производится совместно с персоналом Подрядчика по
ЭПУ, персоналом Подрядчика по ТКРС, бригадой по добыче нефти и под руководством
мастера ДНГ НП (или технолога НП) в минимально-допустимом составе:
 оператор по добыче нефти и газа 5 – 6 разряда;
 электромонтер ПОДРЯДЧИКА 4-5 разряда (имеющий квалификационное
удостоверение оператора по исследованию скважин);
 мастер бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор);
 инженер КИПиА Заказчика.
При необходимости к работам привлекается электротехнический персонал Заказчика.
3.1.1. Обязанности мастера бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор) перед
запуском УЭЦН
3.1.1.1. После окончания спуска необходимо замерить сопротивление изоляции УЭЦН
(не менее 1 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля
закрепить на колонном фланце устьевой арматуры под нижнюю гайку, проложить кабель от
устья до СУ или клеммной коробки, не допуская при этом его перекрутов и изгибов радиусом
менее 380мм.
3.1.1.2. Произвести демонтаж технологического оборудования (подъемник, рабочая
площадка, сани-мостки и т.д.).
3.1.1.3. Произвести уборку замазученности территории скважины.
3.1.1.4. Заполнить
раздел
«подготовка
скважины»
«спуск
установки»
эксплуатационного паспорта.
3.1.1.5. Передать заполненный эксплуатационный паспорт на УЭЦН электромонтеру
ПОДРЯДЧИКА.
3.1.1.6. Участвовать в запуске УЭЦН. При необходимости немедленно устранить все
недостатки, выявленные в ходе запуска УЭЦН (пропуски по фланцевым соединениям, не
комплектность крепежа ФА и т.д.).
3.1.2. Обязанности электромонтера перед запуском УЭЦН
3.1.2.1. При отсутствии замечаний принять заполненный эксплуатационный паспорт
УЭЦН от бригады ТКРС.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
16
3.1.2.2. Произвести внешний осмотр наземного электрооборудования УЭЦН, при этом
особое внимание обратить на наличие защитного заземления СУ и ТМПН, на наличие масла в
ТМПН.
3.1.2.3. Проверить наличие металлической связи (контура заземления) между наземным
оборудованием и колонной скважины, а также заземление брони погружного кабеля на
фонтанной арматуре запускаемой скважины.
3.1.2.4. Проверить соответствие мощности и напряжения ТМПН, СУ комплектуемой
мощности и напряжению ПЭД (при необходимости заменить).
3.1.2.5. Проверить СУ, ТМПН, клеммную коробку на функционирование, произвести
протяжку болтовых соединений силовых токоведущих частей и присоединений к нулевой
шине.
3.1.2.6. Проверить правильность чередования фаз в клеммной коробке.
3.1.2.7. Проверить электрическое соединение станции управления и масленого
трансформатора между собой, необходимое сечение жил кабеля рассчитывается в зависимости
от расчетной токовой нагрузки, типа кабеля и выбирается согласно Таблице № 3.1.
Таблица №3.1
Выбор сечения кабеля прокладываемого от ТМПН до СУ
Допустимый длительный ток для кабеля с медными жилами с резиновой или
пластмассовой изоляцией в свинцовой поливинилхлоридной или резиновой оболочке,
бронированных и небронированных.
Сечение
Ток (А) для кабеля с медными жилами
токопроводящей жилы,
трех или четырехжильных
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
3.1.2.8. Произвести подготовку и подключение наземного электрооборудования в
соответствии с техническими требованиями по эксплуатации.
3.1.2.9. Проверить все электрические соединения силовой цепи, которые должны быть
выполнены с учетом правильного чередования фаз, что обеспечит правильное направление
вращение вала ПЭД. Для этого использовать фазоуказатель, данный прибор позволяет
определить правильность вращения (фазировки) УЭЦН до начала запуска установки в работу.
Отсутствие данного прибора у электромонтера является нарушением договорных
условий и является основанием для претензионной работы с Подрядчиком.
3.1.2.10. Проверить состояние изоляции системы: кабель – ПЭД; кабель от ТМПН до
клеммной коробки, кабель между СУ и ТМПН (не менее 1 МОм), запуск УЭЦН с изоляцией
менее 1 МОм производится после определения технических мероприятий и согласования с
Технологической службой ОАО МПК «АНГГ». В эксплуатационном паспорте делается
запись с указанием ответственных лиц за запуск установки со сниженной изоляцией.
3.1.2.11. Произвести расчет необходимого напряжения на выходе ТМНП по формуле:
Uот.тмпн = Uном.дв+L/100хUп.каб+Uп.су (В),
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
17
где:
Uном – номинальное напряжение ПЭД (из паспорта ЭЦН), В;
L- общая длина кабеля (из паспорта ЭЦН + эстакада), м;
Uп.каб- потери напряжения в погружном кабеле на 100м (из таблицы №3.2.), В;
Uп.су- потери напряжения в СУ равное 30В.
Таблица № 3.2
Потери напряжения в погружном кабеле (в вольтах на 100метров)
Сечение кабеля
Номинальный ток двигателя, А
15
20
25
30
10мм
5
6,5
8
16мм
3
4
5
25мм
2
35мм
1,3
2,5 3,5
2
2,5
35
40
45
50
55
60
10 11,5
13
15
16,5
18
19,5
6
7
8
9
10
11
12
4
4,5
5,5
6
7
7,5
9
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
3.1.2.12. Переключатель отпаек ТМПН установить в положение, ближайшее к
расчетному.
3.1.2.13. Проверить питающее напряжение СУ, предельно допустимые значения которого
должны быть равным Uмин=340В, Uмах=420В.
3.1.2.14. Удалить информацию из СУ (вкладыш) о работе предыдущей погружной
установки и записать новые данные с эксплуатационного паспорта.
3.1.2.15. Произвести подключение контролера СУ к кустовому контролеру в БМА (в
БМА подключение производить инженер КИПиА).
3.1.2.16. Определить статический уровень в скважине (результат записать в
эксплуатационный паспорт).
3.1.2.17. По результатам проделанной работы произвести заполнение соответствующих
разделов эксплуатационного паспорта на УЭЦН.
3.1.3. Обязанности оператора ДНГ перед запуском УЭЦН
3.1.3.1. Проверить состояние и работоспособность АГЗУ. Отсутствие или временная
неработоспособность АГЗУ не является причиной запрета на запуск УЭЦН. В этом случае
замеры дебита производятся с помощью передвижных замерных установок (ОЗНА, АСМА).
3.1.3.2. Проверить состояние ФА.
3.1.3.3. Проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых соединений.
3.1.3.4. Проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если
установлен регулируемый штуцер, выкрутить его до появления метки максимального диаметра.
3.1.3.5. Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре.
3.1.3.6. Установить технический манометр на буферном коллекторе ФА.
3.1.3.7. Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА.
3.1.3.8. Установить скважинный уровнемер на затрубную задвижку (полевую) ФА.
3.1.4. Обязанности инженера КИПиА перед запуском УЭЦН
3.1.4.1. Установить датчики буферного и затрубного давления. Проложить кабельные
линии от датчиков по эстакаде, произвести подключение датчиков к кустовому контролеру в
БМА.
3.1.4.2. Подготовить кабельный шлейф передачи данных для подключения контролера
СУ к кустовому контролеру.
3.1.4.3. После подключения кабельного шлейфа передачи данных к контролеру СУ
(выполняет электромонтер ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ) подключить шлейф к кустовому
контролеру в БМА.
3.1.4.4. Проверить поступление данных на верхний уровень АСУ ТП, в т.ч. и с АГЗУ.
3.1.4.5. В случае невозможности подключения скважины, контролера СУ, АГЗУ в
систему АСУ ТП, инженер КИПиА докладной запиской ставит в известность руководителя
службы КИПиА о невозможности подключении, с указанием причин и вариантов решения
данной проблемы.
18
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
3.1.5. Каждый работник, занимающийся запуском в работу УЭЦН после ремонта
скважин, при выводе на режим должен знать следующее:
 производительность и напор спущенной установки, ее рабочую зону;
 диаметр эксплуатационной колонны (внутренний) и НКТ, глубину спуска установки;
 мощность электродвигателя (кВт);
 номинальную токовую нагрузку электродвигателя и ток холостого хода;
 номинальное и фактическое напряжение;
 максимально допустимый уровень жидкости над приемом насоса (максимально
допустимое снижение динамического уровня при освоении) должен быть не менее 300м;
 удлинение ствола скважины в зоне нахождения УЭЦН.
Все вышеперечисленные данные должны быть выданы перед запуском оператору по
добыче нефти и газа (оператору по исследованию) технологом НП.
3.2. ЗАПУСК УЭЦН.
После получения заявки от бригады ТКРС на запуск УЭЦН в работу, НП ставит в
известность о времени пуска установки ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ.
При получении заявки от технологической службы НП на запуск УЭЦН, ПОДРЯДЧИК
по ЭПУ обеспечивает выполнение данной заявки не позднее 2-х часов от заявленного времени.
В случае задержки запуска в течение одного часа относительно графика (заявки) из-за не
подготовки скважины к запуску заявка подается вновь.
3.2.1. Пуск и определение правильного направления вращения вала УЭЦН
Правильность направления вращения вала установки определяется до спуска установки
в скважину. При отсутствии подачи или при подаче меньше номинальной допускается смена
вращения на УЭЦН не зависимо от мощности ПЭД, но при обязательном условии частотного
регулирования.
3.2.1.1. Произвести пробный запуск УЭЦН.
3.2.1.2. 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.
3.2.1.3. Токоизмерительными клещами измерить нагрузку ПЭД по фазам,
измерительным прибором – напряжение от КТПН до СУ и от ТМПН по высокой стороне
напряжения. Действительные значения параметров работы УЭЦН записать в эксплуатационный
паспорт.
3.2.1.4. В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после первого запуска УЭЦН
разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10 – 15 минут. При
повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно разделу
"Технология проведения работ при аварийных остановках УЭЦН и нештатных режимах
работы" настоящего регламента.
3.2.1.5. После запуска УЭЦН определяют правильность направления вращения вала
ПЭД. Время, необходимое для подъема жидкости на поверхность из скважины, в зависимости
от типоразмера спущенной установки, зависит от статического уровня и диаметра НКТ.
Ожидаемое время появления подачи после запуска УЭЦН на устье указано в таблице № 3.3.
Данные в таблице №3.3, являются ориентировочными и технолог НП должен производить
проверку данных с учетом фактического состояния УЭЦН, НКТ и т.д.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
19
Таблица № 3.3.
Ожидаемое время появления подачи после запуска УЭЦН, минуты
для НКТ – 60 мм (2")
Тип УЭЦН
10
20
30
35
50
80
125
160
200
250
400
500
Q, л/мин
6,9
14
20,8
24,3
35
56
87
111
139
174
278
347
Н стат, 100 м
28
21
9
8
5
4
3
2
2
2
1
1
Н стат, 200 м
56
42
19
16
11
7
5
4
3
3
2
2
Н стат, 300 м
84
63
28
24
16
11
7
6
5
4
3
2
Далее на каждые 100 м статического уровня добавлять значение первой строки.
для НКТ – 73 мм (2,5")
Тип УЭЦН
10
20
30
35
50
80
125
160
200
250
400
500
Q, л/мин
6,9
14
20,8
24,3
35
56
87
111
139
174
278
347
Н стат, 100 м
44
22
15
13
9
6
4
3
3
2
2
1
Н стат, 200 м
88
43
29
25
17
11
7
6
5
4
3
2
Н стат, 300 м
132
65
44
37
26
16
10
9
7
6
4
3
Далее на каждые 100 м статического уровня добавлять значение первой строки.
для НКТ – 89 мм (3")
Тип УЭЦН
10
20
30
35
50
80
125
160
200
250
400
500
Q, л/мин
6,9
14
20,8
24,3
35
56
87
111
139
174
278
347
Н стат, 100 м
66
33
22
19
13
9
6
5
4
3
2
2
Н стат, 200 м
132
65
44
38
26
17
11
9
7
6
4
3
Н стат, 300 м
198
98
66
56
39
25
16
13
10
8
5
4
Далее на каждые 100 м статического уровня добавлять значение первой строки.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
20
3.2.1.6. Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения
динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Объем
жидкости на 100 метров эксплуатационной колонны определяется по таблице № 3.4.
Таблица № 3.4.
Объем жидкости на 100 метров эксплуатационной колонны, м³
Наружный
V(м³)
Внутренний
V*(м³)
диаметр
Толщина
участка
диаметр
участка 100
эксплуатацион стенки,
100
эксплуатационной
метров с
ной колонны,
мм
метров без
колонны, мм
НКТ 60 мм
мм
НКТ
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
127,7
125,7
123,7
121,7
119,7
117,7
133,1
132,1
130,1
128,1
126,1
124,1
155,3
154,3
152,3
150,3
148,3
146,3
144,3
164,8
162,8
160,8
158,8
156,8
154,8
1,28
1,24
1,20
1,16
1,13
1,09
1,39
1,37
1,33
1,29
1,25
1,21
1,89
1,87
1,82
1,77
1,73
1,68
1,64
2,13
2,08
2,03
1,98
1,93
1,88
0,95
0,91
0,87
0,83
0,79
0,75
1,06
1,04
0,99
0,95
0,91
0,87
1,56
1,53
1,49
1,44
1,39
1,35
1,30
1,80
1,75
1,70
1,65
1,60
1,55
V*(м³)
участка 100
метров с
НКТ 73 мм
V*(м³)
участка 100
метров с
НКТ 89 мм
0,81
0,77
0,73
0,70
0,66
0,62
0,92
0,90
0,86
0,82
0,78
0,74
1,43
1,40
1,35
1,31
1,26
1,21
1,17
1,67
1,61
1,56
1,51
1,46
1,41
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
* - с учетом плоского погружного кабеля сечением 3х16 мм
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
21
Таблица № 3.5.
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
НКТ НКТ НКТ
60
73
89
4
5
6
10 минут
НКТ НКТ НКТ
60
73
89
7
9
12
20 минут
60 минут
НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ
60
73
89
60
73
89
15
18
25
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
75
60
71
97
121
142
193
362
427
580
125
47
56
96
94
111
150
189
223
300
566
668
901
160
60
71
120
121
142
192
241
285
383
725
855
1149
200
75
89
150
151
178
240
302
356
480
906
1068
1439
250
94
111
240
189
223
300
377
445
601
1132
1335
1802
400
151
178
299
302
356
480
604
712
960
1812
2137
2879
500
189
223
223
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
5 минут
ЭЦН НКТ НКТ НКТ
60
73
89
3
4
5
10
10 минут
НКТ НКТ НКТ
60
73
89
7
8
10
20 минут
60 минут
НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ
60
73
89
60
73
89
14
16
21
42
47
62
20
7
8
11
14
16
21
28
32
42
83
95
126
30
10
12
16
21
24
31
42
47
62
125
142
187
35
12
14
18
24
28
36
49
55
73
146
166
219
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
160
56
63
83
111
126
167
222
252
333
667
758
999
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
500
174
197
260
347
394
521
694
789
1041
2083 2367
3124
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
22
продолжение таблицы № 3.5.
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
НКТ НКТ НКТ
60
73
89
2
3
3
10 минут
20 минут
60 минут
НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ
60
73
89
60
73
89
60
73
89
4
5
6
9
10
12
27
30
36
20
4
5
6
9
10
12
18
20
24
55
60
73
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
125
29
32
38
57
63
76
114
125
151
343
377
453
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
400
91
101
121
183
201
241
365
402
483
1096 1208
1449
500
114
126
151
228
252
301
457
503
603
1371 1510
1808
Скорость снижения динамического уровня в скважине с D эксплуатационной колонны
178,8 мм в зависимости от типа УЭЦН и диаметра НКТ, метров
Тип
5 минут
ЭЦН НКТ НКТ НКТ
60
73
89
2
2
2
10
10 минут
20 минут
60 минут
НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ НКТ
60
73
89
60
73
89
60
73
89
4
4
5
8
9
10
24
26
29
20
4
4
5
8
9
10
16
17
20
48
52
60
30
6
6
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
50
54
62
100
108
124
199
216
247
598
648
742
400
80
86
99
159
173
197
318
345
395
955
1035
1183
500
99
108
123
199
215
246
397
431
493
1192
1292
1479
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
23
3.2.1.7. В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на
меньшую, чем указано в таблице, величину, а признаки работы пласта отсутствуют,
необходимо остановить установку ЭЦН, и дать время на охлаждение ПЭД, равное времени
работы, но не менее 30 минут, затем вновь запустить, изменив направление вращения (при
правильном вращении развиваемое давление УЭЦН при опрессовке растет значительно
быстрее). Опрессовку лифта УЭЦН производить давлением не более 40 атм. Во избежание
создания избыточного давления при опрессовке, около СУ УЭЦН должен находится
представитель бригады (электромонтер ПОДРЯДЧИКА), который при возникновении
опасности отключит УЭЦН по команде оператора.
3.2.1.8. Длительная безостановочная работа УЭЦН без притока из пласта
недопустима. Время непрерывной работы указано в таблице № 3.6.
Таблица № 3.6.
Типоразмер ПЭД
Время непрерывной работы
Примечание
УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт
Не более 2 часов
Расчет притока
включительно
производить
согласно пункта
УЭЦН с ПЭД мощностью более 32
Не более 1 часа
"Методы
кВт, до 45 кВт включительно
определения
УЭЦН с ПЭД мощностью свыше 45
Не более 30 минут
притока из
кВт
пласта"
3.2.1.9. Допустимое время работы УЭЦН на обратном вращении определяется по
типоразмеру ПЭД (при присутствии притока из пласта скважины, достаточного для охлаждения
двигателя) согласно таблице № 3.6.
3.2.1.10. Если при правильном направлении вращения подача появляется позже чем
указано в таблице № 3.3 и дебит УЭЦН меньше номинального, необходимо проверить
герметичность НКТ и наличие в них свободного прохода.
3.2.1.11. В случае запуска УЭЦН с низкого статического уровня, когда расчетное время
появления подачи на устье скважины превышает максимально допустимое время работы ПЭД с
притоком, недостаточным для его охлаждения, решение о времени работы и остановках УЭЦН
принимает ведущий технолог НП.
3.2.1.12. Если УЭЦН оборудована ТМС, то время непрерывной работы и охлаждения
определяется из условии что ТМС исправен и температура масла ПЭД не превышает 120гр.С.
3.2.1.13. После производства пробного запуска и отсутствия замечаний по работе УЭЦН
(т.е. параметры работы установки соответствуют вышеперечисленным критериям)
электромонтеру ПОДРЯДЧИКА необходимо произвести настройку защит СУ согласно
инструкций на данный тип оборудования, заполнить соответствующие разделы
эксплуатационного паспорта и передать его для дальнейшего вывода скважины на режим
оператору ДНГ.
Ответственность за качество запуска скважины в работу возлагается на Подрядчика
по ЭПО.
Ответственность за своевременность и контроль за запуском скважины в работу
возлагается на ведущего технолога НП.
3.2.2. Ограничения по запуску УЭЦН в работу
Запрещается производить работы с установкой в случаях:
 неисправности фонтанной арматуры;
 сопротивления изоляции ниже 1 МОм (запуск по согласованию с Технологической
службой ОАО МПК «АНГГ»);
 неисправности СУ и ТМПН;
 отсутствия данных в эксплуатационном паспорте о типоразмере УЭЦН и глубине спуска;
 отсутствия или нарушения контура заземления;
 несоответствия напряжения питающей сети (Uмин = 340В, Uмах = 420В).
3.3. ВЫВОД НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ С УЭЦН
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
24
3.3.1. Технология вывода
3.3.1.1. До начала запуска скважин, переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия,
после КРС, или входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически,
технологу НП необходимо составить программу вывода на режим, которую он контролирует и
корректирует постоянно в процессе всего вывода на режим.
3.3.1.2. Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и
обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до приема ЭЦН менее
300 метров. При обводненности пластовой жидкости более 75% допускается снижение
динамического уровня менее 300 метров до приема насоса, при условии стабильных показаний
токовых нагрузок и достаточного притока из пласта для охлаждения, данного ПЭД.
3.3.1.3. Произвести запуск установки согласно раздела "Запуск УЭЦН" настоящего
регламента. В процессе пускового режима необходимо следить за показаниями амперметра и
вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.< Iраб. < Iном.).
3.3.1.4. В случае срабатывание защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН разрешается
произвести не более двух включений с интервалом времени 10 – 15 минут и отсутствия
турбинного вращения. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить
согласно разделу "Технология проведения работ при аварийных остановках УЭЦН и
нештатных режимах работы" настоящего регламента.
3.3.1.5. Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия
пробоотборного вентиля), а также прохождения скважинной жидкости до АГЗУ. Время
появления подачи в зависимости от статического уровня, типа УЭЦН и диаметра НКТ
приведены в таблице № 3.3.
3.3.1.6. Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения
динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Расчетные
данные по скорости падения динамического уровня, в зависимости от диаметра
эксплуатационной колонны, диаметра НКТ и типа УЭЦН приведены в таблице № 3.5.
3.3.1.7. Замерить подачу из скважины с помощью АГЗУ, сопоставить ее с номинальной
производительностью спущенного насоса. В начальный период при полной скважине
исправный насос способен развивать подачу, превышающую свой номинал.
3.3.1.8. В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на
меньшую, чем указано в таблице, величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то
дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога НП.
3.3.1.9. При выводе на режим УЭЦН определяется минимально допустимый дебит со
скважины, при котором температура ПЭД не превысит критического значения. Расчеты
минимально допустимого дебита при выводе на режим на конкретную комплектацию УЭЦН
выполняются технологической службой ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ и прилагаются к
эксплуатационному паспорту.
3.3.1.10. При недостаточном притоке из пласта УЭЦН отключать на охлаждение при
достижении предельно допустимого динамического уровня, на время не менее чем на 1 час 30
минут.
3.3.1.11. Время контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, производится
согласно таблице № 3.8.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
25
Типоразмер ПЭД
Время контроля
УЭЦН с производительностью до
125 м³/сут включительно
Каждые 40 минут
УЭЦН с производительностью от
125 до 200 м³/сут включительно
Каждые 30 минут
УЭЦН с производительностью
свыше 200 м³/сут
Каждые 20 минут
Таблица № 3.8.
Примечание
Контроль производится до
момента появления притока из
пласта, достаточного для
охлаждения двигателя
3.3.1.12. После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого
статического уровня.
3.3.1.13. При притоке из пласта, достаточном для охлаждения ПЭД, дальнейший вывод
на режим производить без остановки на охлаждение. Контроль над параметрами работы УЭЦН
производить согласно таблице № 3.9.
Таблица № 3.9.
Типоразмер ПЭД
Время контроля
Примечание
УЭЦН с производительностью до
125 м³/сут включительно
Каждые 60 минут
УЭЦН с производительностью от
125 до 200 м³/сут включительно
Каждые 45 минут
УЭЦН с производительностью
свыше 200 м³/сут
Каждые 30 минут
Контроль производится до
момента окончательного
вывода скважины на режим
(см. пункт "Заключительный
этап вывода скважины на
режим")
3.3.1.14. В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль
следующих параметров:
 изменение уровня жидкости в скважине;
 дебит;
 буферное, линейное и затрубное давление;
 давление, температура на приеме УЭЦН (по ТМС);
 температура масла ПЭД (по ТМС);
 уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях (по ТМС);
 рабочий ток;
 первичное напряжение (напряжение с КТПН);
 сопротивление изоляции системы «кабель – ПЭД»
 загрузка ПЭД.
3.3.1.15. Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого
замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта (пункт
"Методы определения притока из пласта"). Вывод скважин на режим без контроля, а также
отсутствие или не заполнения карты вывода на режим признается нарушением технологии
вывода на режим и является основанием для претензионной работы к Подрядчику,
выполняющему ВНР скважины и дисциплинарным методам правового воздействия на
ответственных лиц от ОАО МПК «АНГГ».
3.3.1.16. После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины
жидкости глушения необходимо произвести отбор пробы на КВЧ. Содержание механических
примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:
 для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л;
 для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
26
3.3.1.17. Запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при первых
циклах отбора жидкости глушения, т.к. при этом насос длительное время отбирает жидкость из
затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие не достаточного охлаждения.
3.3.1.18. Допускается «автовывод» УЭЦН с применением СУ, имеющих
соответствующее программное обеспечение и подключенных к системе телемеханики, при этом
в карте вывода записываются параметры скважины до установки «автовывода», параметры
заданной программы «автовывода», расчет ожидаемых и фактических параметров скважины до
прибытия оператора.
3.3.1.19. 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 НП.
Ответственность за качество ВНР скважины в работу возлагается на Подрядчика по
ЭПО.
Ответственность за своевременность и контроль за ВНР скважины в работу
возлагается на ведущего технолога НП.
3.3.2. Методы определения притока из пласта
Расчет притока по темпу отбора жидкости
3.3.2.1. Оценка величины притока жидкости охлаждающего ПЭД (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 № 3.4. Приток рассчитывается как:
Qпр. = Qгзу – (Hд2 – Нд1) · V · 24 · (60/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 в 1 метре кольцевого пространства;
Т
- время исследования (откачки), мин.
Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне
3.3.2.2. Приток жидкости из пласта после остановки УЭЦН необходимо определять
после прекращения слива жидкости из колонны НКТ (если клапан не герметичен или
отсутствует).
3.3.2.3. Время, в течение которого происходит слив жидкости из НКТ, определяется
методом определения изменения уровня жидкости в НКТ с помощью скважинного уровнемера
(эхолот). Момент времени, когда уровень в НКТ остановился (или начал расти), считается, что
слив жидкости из НКТ прекратился, и с этого времени можно определять приток по
восстановлению уровня в затрубном пространстве эксплуатационной колонны.
3.3.2.4. Приток жидкости из пласта необходимо определять по восстановлению уровня
жидкости в затрубном пространстве скважины после каждой остановки УЭЦН в процессе
вывода, используя расчетные данные из таблицы № 3.4. Приток рассчитывается так:
Q = ∆H · V · 24 · (60/T) (м³/сут),
Где
∆H
V
Т
- восстановление уровня (граница уровней) за время Т, м;
- объем затрубного пространства в 1 метре кольцевого пространства, м³;
- время восстановления, мин.
3.3.2.5. 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.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
27
3.3.3. Заключительный этап вывода скважины на режим
3.3.3.1. Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит соответствует
рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и
объем жидкости, отобранный из скважины, равен двум объемам ее обсадной колонны, но не
менее 2-х объемов использованной при ремонте жидкости глушения.
3.3.3.2. Если в процессе вывода скважины (3-4 цикла откачки) не удалось добиться
расчетного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся
работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН
осуществляется следующими способами:
 использованием станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение
промышленной частоты тока). Минимально допустимый дебит, обеспечивающий
охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы, указанные в эксплуатационном
паспорте;
 использованием штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы
штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению КПД
установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит,
обеспечивающий охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы, указанные в
эксплуатационном паспорте;
 если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удается добиться
стабильного режима работы системы «скважина – УЭЦН», то следует переходить на
работу в режим автоматического повторного включения (АПВ, программная ячейка). При
определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие
критерии:
а) режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт на
протяжении времени его работы;
б) время работы ПЭД при отсутствии притока, достаточного для его охлаждения,
должно быть ограничено его типоразмером;
в) время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 1 часа 30
минут. При наличии ТМС, время определяется по темпу охлаждения масла ПЭД;
Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную работу,
принимается Технологической службой ОАО МПК «АНГГ»;
3.3.3.3. После вывода на режим скважины в течение первых 2-х суток периодичность
замера Ндин и Qж должна составлять не менее 3-х раз в сутки. Особо важное значение имеет
замер Qж, так как это позволяет своевременно заметить снижение дебита, часто возникающее
вскоре после запуска из-за засорения насоса, негерметичности и др. причин.
3.3.3.4. Технолог НП заполняет в эксплуатационном паспорте раздел о подтверждении
постоянного режима работы установки и передает его персоналу ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ для
подбора оптимального напряжения и настройку защиты СУ.
3.3.3.5. Ответственный исполнитель за вывод скважины на режим передает в
технологическую службу НП заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые
хранятся в архиве НП до отказа УЭЦН и передачи ее в ремонт
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
28
3.4. ПОРЯДОК ЗАПУСКА И ВЫВОД НА РЕЖИМ УЭЦН СО СТАНЦИЕЙ
УПРАВЛЕНИЯ С ЧАСТОТНЫМ РЕГУЛИРОВАНИЕМ.
3.4.1. Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением
регулируемого привода позволяет:
 плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД, на
пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;
 добиться снижения депрессии на пласт для ограничения выноса мех. примесей;
 производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным
увеличением частоты шагом от 0,01 Гц, снижая возможность залпового выноса
механических примесей (не на всех модификациях СУ);
 производить подбор оптимального напряжения без остановки УЭЦН.
 производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях
вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях СУ);
 временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения,
что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание мех.
примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем
изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех
модификациях СУ).
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 40 – 60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД
(работа УЭЦН с повышенной частотой вращения валов). Допускается пуск импортных
погружных электродвигателей (REDA, Centrilift) с частоты 35 Гц. При выводе на режим
необходимо избегать резкого увеличения частоты, что может повлечь массированный выброс
КВЧ.
3.4.2. 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,
где
Q – расчетная подача;
Q50 – подача при 50Гц;
F – расчетная частота.
- напор насоса ЭЦН:
изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты);
Н=Н50*(F/50)2,
где
Н – расчетный напор;
Н50 – напор при 50 Гц.
- потребляемая насосом ЭЦН мощность:
изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты);
N=N50*(F/50)3,
где
N – расчетная мощность;
N50 – мощность при 50 Гц.
- мощность двигателя ПЭД:
изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).
3.4.3. Перед запуском УЭЦН технолог НП составляет технологическую программу
вывода скважины на режим, где указывает:
 начальную частоту запуска;
 параметры набора частоты;
 максимальную рабочую частоту.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
29
3.4.4. Пробный запуск установки в работу производится в присутствии оператора ДНГ
НП, электромонтеров ЭПУ, мастера ТКРС согласно программы, разработанной
технологической службой НП. Запуск УЭЦН производится с минимально-допустимой частоты
для определенного типа оборудования. Следует учитывать статический уровень жидкости в
скважине и определить рабочую частоту по таблице № 3.11 и № 3.12 исходя из фактического
напора установки на данной частоте.
3.4.5. При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен
быть не выше 85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному
току.
3.4.6. После запуска УЭЦН, определения правильности вращения токовыми клещами
замерить истинное значение тока ПЭД. После появления подачи опрессовать лифт на давление
не более 40 атм, (если потребуется, поднять частоту для опрессовки). Заполнить
соответствующие разделы эксплуатационного паспорта.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
30
Таблица № 3.11
Минимальная допустимая частота ЧПС при выводе*
1700
Н,
стат,м
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
1750
1800
1850
Напор УЭЦН по паспорту. м
1900
1950
2000
2050
2100
Минимальная частота f. Гц
24,2
27,1
29,7
32,0
34,2
36,3
38,3
40,3
42,3
43,7
45,3
46,9
48,5
50,0
51,4
52,9
54,2
55,6
23,9
26,7
29,2
31,6
33,8
35,8
3707
39,6
41,4
43,0
44,7
46,3
47,8
49,3
50,0
52,1
53,5
54,8
23,5
26,3
28,8
31,1
33,3
35,3
37,2
39,0
40,8
42,4
44,0
45,6
47,1
48,5
50,0
51,4
52,7
54,0
23,2
25,9
28,4
30,7
32,8
34,8
36,7
38,5
40,2
41,9
43,5
45,0
46,4
47,9
49,3
50,7
52,0
53,3
22,9
25,6
28,0
30,3
32,4
34,4
36,2
38,0
39,7
41,3
42,9
44,4
45,8
47,2
48,7
50,0
51,3
52,6
22,3
25,3
27,7
29,9
32,0
33,9
35,8
37,5
39,2
40,8
42,3
43,8
45,2
46,6
48,0
49,4
50,6
51,9
22,0
25,0
27,3
29,5
31,6
33,5
35,3
37,0
38,7
40,3
41,8
43,3
44,7
46,0
47,4
48,7
50,0
51,2
21,8
24,6
27,0
29,2
31,2
33,1
34,9
36,6
38,2
39,8
41,3
42,7
44,1
45,5
46,9
48,1
49,4
50,6
2200
2300
2400
2500
20,9
23,8
26,1
28,2
30,1
31,9
33,7
35,3
36,9
38,4
39,8
41,2
42,6
43,9
45,2
46,5
47,7
48,9
20,4
23,3
25,5
27,6
29,5
31,3
33,0
34,6
36,1
37,6
39,0
40,4
41,7
43,0
44,2
45,4
46,6
47,8
20,4
22,8
25,0
27,0
28,9
30,6
32,3
33,9
35,4
36,8
38,2
39,5
40,8
42,1
43,3
44,5
45,6
46,8
20,0
22,4
24,5
26,5
28,3
30,0
31,6
33,2
34,6
36,1
37,4
38,7
40,0
41,2
42,4
43,6
44,7
45,8
**
21,3
24,3
26,7
28,8
30,8
32,7
34,5
36,1
37,7
39,3
40,8
42,2
43,6
44,9
46,3
47,6
48,8
50,0
* min допустимая частота при запуске, выводе – 40Гц для отечественного оборудования.
**частота опрессовки – (min допустимая частота из таблицы при замеренном Нд) + 10Гц.
Таблица № 3.12
Зависимость напора УЭЦН от частоты
Частота
Гц
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
1700
1750
1800
1850
833
881
931
982
1034
1088
1143
1200
1257
1316
1377
1439
1502
1567
1633
1700
1769
1838
1910
1983
2057
858
907
958
1011
1065
1120
1177
1235
1294
1355
1418
1481
1546
1613
1681
1750
1821
1893
1968
2041
2118
882
933
988
1040
1095
1152
1210
1270
1331
1394
1458
1524
1590
1659
1729
1800
1873
1947
2022
2100
2178
907
959
1013
1069
1126
1184
1244
1305
1368
1433
1499
1566
1635
1705
1777
1850
1925
2001
2079
2158
2239
Напор УЭЦН по паспорту, м
1900
1950
2000
2050
2100
Расчетный напор УЭЦН, м,
931
956
980
1005
1029
985
1011
1037
1063
1089
1040
1068
1095
1123
1150
1097
1126
1155
1184
1213
1156
1186
1217
1247
1278
1216
1248
1280
1312
1344
1278
1311
1345
1378
1412
1341
1376
1411
1446
1482
1405
1442
1479
1516
1553
1471
1510
1549
1588
1626
1539
1580
1620
1861
1701
1608
1650
1693
1735
1777
1679
1723
1767
1811
1856
1751
1797
1843
1889
1935
1825
1873
1921
1969
2017
1900
1950
2000
2050
2100
1977
2029
2081
2133
2185
2055
2109
2183
2217
2271
2135
2191
2247
2303
2360
2216
2274
2333
2391
2449
2299
2360
2420
2481
2541
2200
2300
2400
2500
1078
1140
1205
1271
1338
1408
1479
1552
1627
1704
1782
1862
1944
2028
2113
2200
2289
2380
2472
2566
2662
1127
1192
1259
1328
1399
1472
1547
1623
1701
1781
1863
1947
2032
2120
2203
2300
2999
2488
2584
2683
2783
1176
1244
1314
1388
1460
1536
1614
1693
1775
1859
1944
2031
2121
2212
2305
2400
2497
2598
2697
2799
2904
1225
1296
1369
1444
1521
1600
1681
1764
1849
1936
2025
2116
2209
2304
2401
2500
2601
2704
2809
2916
3025
В случае интенсивной откачки на минимальной частоте, снижения динамического уровня до
напорной характеристики на данной частоте, допускается увеличение частоты.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
31
3.4.7. Для установок обычного исполнения и необорудованных ЖНШ откачку
пластовой жидкости на минимальной частоте производить до стабилизации выноса содержания
мех. примесей -100мг/л. Убедившись в стабилизации выноса мех. примесей производить
подъем частоты со скоростью 1 Гц за 4 часа до расчетного значения с отбором проб на КВЧ не
менее 2-х раз в сутки (допустимый уровень – до 100мг/л). Для импортных установок и
установок износостойкого исполнения необорудованных ЖНШ откачку пластовой
жидкости на минимальной частоте производить до стабилизации выноса содержания мех.
примесей - 500мг/л. Убедившись в стабилизации выноса мех. примесей производить подъем
частоты со скоростью 1 Гц за 2 часа до расчетного значения с отбором проб на КВЧ не менее 4х раз в сутки (допустимый уровень – до 500мг/л).
3.4.8. Для установок, оборудованных ЖНШ с тонкостью фильтрации 200мкм
подъем частоты производится в зависимости от исполнения УЭЦН (пункты 3.4.7 и 3.4.8).
3.4.9. Для установок оборудованных ЖНШ с тонкостью фильтрации 100мкм
подъем частоты до 50-ти Гц производится в течении суток вне зависимости от уровня КВЧ.
ВНИМАНИЕ! Отбор проб на КВЧ производится после отбора жидкости из скважины
не менее 3-х объемов НКТ от насоса до устья.
3.4.10. При повышении частоты ограничивающими факторами являются:
 запас мощности погружного двигателя – уровень токовых нагрузок УЭЦН не должен
быть близким к значению номинального тока ПЭД. В этом случае необходимо выполнить
оптимизацию выходного напряжения на повышающем трансформаторе (подобрать
оптимальное напряжение изменением уровня базовой частоты или сменой отпаек
автотрансформатора, при котором значение тока минимально);
 температура масла ПЭД (при наличии датчика) – не должна превышать 120гр.С;
 повышенное КВЧ – свыше 500мг/л для импортных и необорудованных ЖНШ ЭЦН
износостойкого исполнения; свыше 100мг/л для необорудованных ЖНШ ЭЦН обычного
исполнения;
 режим работы ПЭД – колебания токовых нагрузок, вызванные газовой интерференцией,
выносом мех. примесей должны укладываться в принятые границы уставок ЗСП-ЗП (от –
30% до +30% от среднего рабочего тока);
 прочность валов погружной системы – величины нагрузок рассчитываются
технологической службой по фактическим нагрузкам, замеренным по «высокой стороне»
автотрансформатора и сравниваются с рекомендациями заводов изготовителей УЭЦН.
3.4.11. Оценочный расчет мощности на валу протектора:
( Uвыс- Uпотерь) х Iвыс х 1,73 х ήпэд х cos φ
N=
0.746
,
(л.с.)
где:
N – мощность на валу протектора (насоса),
(Uвыс – Uпотерь) - напряжение на ПЭД как разница между замеренным по высокой
стороне трансформатора и потерями в кабеле (кВ),
Iвыс – ток замеренный «клещами» по высокой стороне трансформатора (А),
1,73 – для перехода к полной мощности 3-х фазной сети,
ή пэд – к.п.д. асинхронного ПЭД (принимается – 0,9),
сosφ - для перехода к активной составляющей мощности (принимается – 0,8),
0,746 - перевод из «кВт» в «л.с.» (при расчете отечественного оборудования не
применять).
Полученную расчетную мощность необходимо сравнивать с рекомендованной
Подрядчиком по ЭПУ или заводом-изготовителем без учета роста допустимого значения с
увеличением частоты.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
32
3.4.12. После вывода скважины на режим с помощью частотного привода и достижения
промышленной частоты (50 Гц) ведущим технологом НП принимается решение о дальнейшем
повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц) или работе
погружного оборудования от СУ обычного исполнения.
3.4.13. Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в
соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя
персоналом, прошедшим обучение работы с данным оборудованием.
3.5. ПРОЦЕСС ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН.








3.5.1. Контроль за эксплуатацией УЭЦН
3.5.1.1.В процессе эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН необходимо:
не менее 4-х раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – динамический уровень, дебит,
давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана (в
зимний период ежедневно);
рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется 2 раза в сутки
оператором ДНГ при объезде фонда скважин;
не менее чем 1 раз в неделю, а также при обнаружении изменения режима работы
скважины с УЭЦН, по согласованию с НП электромонтер ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ,
проводит настройку и корректировку настройки защит в СУ, с записью о проделанной
работе в эксплуатационном паспорте, вкладыше СУ и рабочем журнале;
не менее 4-х раз в месяц (или согласно плана отбора проб по месторождению) необходимо
отбирать пробы для определения обводненности продукции скважины оборудованной
УЭЦН, при необходимости на КВЧ и шестикомпонентный состав. Полученные данные
немедленно записываются в паспорт УЭЦН;
не менее одного раза в год необходимо проводить планово-предупредительный ремонт
наземного электрооборудования (СУ, ТМПН, наземная кабельная обвязка, клеммная
коробка) на основании утвержденного графика ППР в ОАО МПК «АНГГ». Для снижения
потерь в добыче нефти при производстве ППР на скважинах, эксплуатируемых с УЭЦН,
необходимо корректировать график проведения работ с учетом отключений
электроэнергии, замене НЭО или УЭЦН, технических (аварийных) простоях скважин.
Порядок проведения ППР разрабатывает ПОДРЯДЧИК по ЭПУ на определенные виды
оборудования и согласовывает его с энергетиком НП;
в случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ УЭЦН разрешается произвести не более
двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываний защит
дальнейшие работы производить согласно раздела "Технология проведения работ при
аварийных остановках УЭЦН и нештатных режимах работы".
при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, с осложненными условиями (вынос
КВЧ, отложение соли или парафина) необходимо проводить профилактические
мероприятия по очистке и защите погружного оборудования от механических примесей,
соли или парафина. Способ и периодичность мероприятий устанавливается ведущим
технологом НП с разработкой и утверждением графика производства работ. Основные
положения указаны в разделе "Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях";
основные распространенные работы по защите и удалению механических примесей, соли
или парафина, проводимые в ОАО МПК «АНГГ»:
а) для удаления механических примесей из УЭЦН – прямая, обратная или комплексная
промывка УЭЦН технологическими жидкостями (в зависимости от наличия и типа
обратного клапана на выкиде УЭЦН);
б) для защиты от солеотложений внутренних органов насоса – постоянная подача
химического реагента в затрубное пространство скважины на прием УЭЦН с помощью
установки дозирования реагентов;
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
33
в) для удаления солеотложений с внутренних органов насоса – прямая, обратная или
комплексная химическая промывка УЭЦН (в зависимости от наличия и типа обратного
клапана на выкиде УЭЦН);
г) для предотвращения отложения солей на погружном оборудовании – периодическая
закачка химического реагента через систему поддержания пластового давления (ППД);
д) для удаления парафиноотложений с внутренних органов насоса и полости НКТ –
прямая или обратная промывка горячей нефтью (не более 80°С, в зависимости от
наличия и типа обратного клапана на выкиде УЭЦН);
е) для удаления парафиноотложений из внутренней полости НКТ – спуск шаблона
(механический скребок) в колонну НКТ или применение электронагревателей
различных принципов действия.
 При длительных остановках УЭЦН в процессе эксплуатации запуск в работу необходимо
производить согласно раздела "Вывод на режим скважины с УЭЦН" настоящего
Регламента с контролем параметров работы установки (динамического уровня, дебита,
давления затрубного, буферного и линейного, рабочего тока, сопротивления изоляции и
напряжения) с периодичностью 30 минут. 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. После каждого снятия параметров работы УЭЦН производить
расчет притока из пласта (пункт "Методы определения притока из пласта") и прекращать
постоянный контроль работы УЭЦН только после вывода скважины на установившийся
режим работы.
 Поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного
оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним.
3.5.1.2. В процессе эксплуатации запрещается стравливать затрубное давление за
короткий промежуток времени (не более 3 атм за 1 час) во избежание вздутия изоляции кабеля.
Ответственность за организацию и качество работ в процессе эксплуатации несет
технологическая служба НП и специалисты подрядных организаций ЭПУ.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
34
3.6. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ АВАРИЙНЫХ ОСТАНОВКАХ УЭЦН
И НЕШТАТНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
3.6.1.
Отключение УЭЦН защитой контроля изоляции (ПКИ)
3.6.1.1. Необходимо проверить исправность и функционирование защиты контроля
изоляции, ЗП, ЗСП.
3.6.1.2. Необходимо отсоединить концы кабеля погружной установки от клеммной
коробки, протереть насухо и зачистить поверхность токоведущих жил погружного кабеля,
замерить мегомметром сопротивление изоляции системы «кабель – ПЭД» и «СУ-ТМПН –
клеммная коробка», определить наличие «звезды» и ее симметрию системы «кабель – ПЭД»,
визуально проверить состояние кабеля от клеммной коробки до устья скважины (оплавление,
механические повреждения).
3.6.1.3. При отсутствии замечаний (наличие «звезды» системы «кабель – ПЭД»,
изоляция системы «кабель – ПЭД» и «СУ - ТМПН – клеммная коробка» выше 1 МОм,
отсутствие оплавлений и механические повреждения кабеля на поверхности) необходимо
произвести повторный запуск УЭЦН.
3.6.1.4. При выявлении замечаний (отсутствие «звезды» системы «кабель – ПЭД»,
изоляция системы «кабель – ПЭД» и «СУ - ТМПН – клеммная коробка» ниже 1 МОм,
оплавления и механические повреждения кабеля на поверхности) необходимо поставить в
известность технологическую службу НП. Дальнейшие работы производить по указанию
технологической службы НП.
3.6.1.5. Разрешается запуск УЭЦН с отключенной защитой ПКИ по согласованию с
ведущим технологом НП ОАО МПК "АНГГ", с записью информации в эксплуатационном
паспорте и указанием лица, который дал разрешение на запуск. Запуск УЭЦН с отключенной
защитой ПКИ не является причиной отказа в гарантийных обязательствах Подрядчика по ЭПУ
или завода изготовителя УЭЦН.
3.6.1.6. Подробно записать результаты проведенной работы в эксплуатационный
паспорт и журнал выполнения заявок.
3.6.2. Отключение УЭЦН защитой от перегрузки ЗП
3.6.2.1. Проверить исправность и функционирование защиты контроля изоляции, ЗП,
ЗСП.
3.6.2.2. Проверить напряжение питания по фазам на низкой и высокой стороне ТМПН.
3.6.2.3. Отсоединить концы кабеля погружной установки от клеммной коробки,
протереть насухо и зачистить поверхность токоведущих жил погружного кабеля, замерить
мегомметром сопротивление изоляции системы «кабель – ПЭД» и «СУ-ТМПН – клеммная
коробка» и определить наличие «звезды» системы «кабель – ПЭД», визуально проверить
состояние кабеля от клеммной коробки до устья (оплавление, механические повреждения).
3.6.2.4. Если сопротивление изоляции более 1 МОм, провести запуск установки.
Замерить токи по фазам токовыми клещами на высокой и низкой стороне ТМПН. Перекос фаз
по напряжению не должен превышать 15 % и по току – 10%.
3.6.2.5. Проверить на соответствие показания амперметра или контроллера СУ.
3.6.2.6. Проверить режим работы УЭЦН. Возможно изменение параметров подачи,
динамического уровня, рост обводненности.
3.6.2.7. Перед повторным запуском УЭЦН проверить отсутствие турбинного вращения
УЭЦН. При необходимости использовать специальные приборы.
3.6.2.8. При повышении тока нагрузки больше номинального остановить УЭЦН.
Повысить или понизить напряжение на ТМПН (отпайкой на одну две ступени), если рабочий
ток не стал ниже номинального, решение о дальнейшей эксплуатации или подъеме УЭЦН
принимает ведущий технолог НП по согласованию Технологической службой ОАО МПК
«АНГГ».
3.6.2.9. При «заклинивании» УЭЦН допускается периодическая работа: 3 цикла работы
продолжительностью не больше указанной в таблице № 3.15, с последующей остановкой на
охлаждение (не менее 30 минут) между циклами.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
35
Таблица № 3.15.
Перегрузка ПЭД от номинальной Ip / Iн
Допустимое время работы (мин)
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
60
10
5
2
1
3.6.2.10. После снижения тока нагрузки до номинального снизить напряжение ТМПН до
оптимального уровня, произвести настройку защиты ЗП, ЗСП.
3.6.2.11. Если ток нагрузки не снизился до номинального, решение о проведении
дополнительных операций (промывка, «расклинка» с помощью частотного преобразователя и
пр.) или о подъеме УЭЦН принимает ведущий технолог НП по согласованию Технологической
службой ОАО МПК «АНГГ».
3.6.2.12. После принятия решения о подъеме УЭЦН необходимо отключить установку,
отсоединить концы кабеля от клеммной коробки.
3.6.2.13. Результаты проведенных работ записать в эксплуатационный паспорт и журнал
выполнения заявок.
3.6.3. Отключение УЭЦН защитой от срыва подачи ЗСП
3.6.3.1. Проверить исправность и функционирование защиты контроля изоляции, ЗП,
ЗСП.
3.6.3.2. Проверить напряжение питания по фазам на низкой и высокой стороне
трансформатора ТМПН; токи по фазам токовыми клещами на высокой и низкой стороне
ТМПН. Перекос фаз по напряжению не должен превышать 15% и по току – 10%.
3.6.3.3. Проверить на соответствие показания амперметра или контроллера СУ.
3.6.3.4. Произвести проверку исправности АГЗУ, замерить подачу жидкости из
скважины в течение не менее 1 часа с одновременным измерением изменения динамического
уровня в затрубье, буферное и затрубное давление, токи нагрузки по фазам и напряжению.
3.6.3.5. Проверить давление, развиваемое насосом при закрытой задвижке на выкидной
линии. Не допускается превышение давления в НКТ больше 60 атм.
3.6.3.6. Результаты измерений проверить на соответствие паспортной напорной
(зависимость Q – H) характеристике данного типоразмера УЭЦН. При не соответствии
произвести проверку лифта НКТ на герметичность.
3.6.3.7. Проверить колонну НКТ на наличие отложения парафина (в
парафиноотлагаемых скважинах) спуском шаблона (скребка) в НКТ.
3.6.3.8. При снижении или прекращении подачи произвести обратную промывку через
насос с одновременным запуском УЭЦН (нефтью, водой или раствором соляной кислоты), при
возможном запарафинивании НКТ – горячей нефтью (температура не более 80ºС).
3.6.3.9. После проведения работ по определению причин отключения защиты ЗСП
решение об эксплуатации УЭЦН (с изменением уставок СУ) или подъеме установки принимает
ведущий технолог НП по согласованию Технологической службой ОАО МПК «АНГГ».
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
36
3.7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.
3.7.1. Эксплуатация скважин подверженных карбонатным отложения (соли).
3.7.1.1. Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков
неорганических веществ, накапливающихся в призабойной зоне пласта добывающих скважин,
на стенках эксплуатационной колонны и лифтовых труб, в насосном оборудовании и наземных
коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей
является вода, добываемая совместно с нефтью. Процессу солеотложения подвержены
скважины и подземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой
продукции.
3.7.1.2. Выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том
случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную.
Выпадение осадка может происходить:
 при смешивании вод различного состава, несовместимых друг с другом;
 при перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий в скважине
либо насосе;
 при испарении воды и т.д.
3.7.1.3. Смешивание несовместимых вод, приводящее к солеобразованию, происходит
при выводе скважины на режим после глушения, при реализации различных способов
заводнения месторождения, при смешивании на забое скважины вод различных нефтяных
пропластков несовместимых друг с другом и т.д. При выводе скважины после глушения
поступающая из пласта попутно добываемая вода смешивается с раствором глушения. В
процессе смешивания раствора глушения на основе хлористого кальция с пластовой водой
гидрокарбонатно-натриевого типа возможно образование перенасыщенного карбонатом
кальция водного раствора из-за увеличения содержания в смеси ионов кальция и снижения
содержания, растворенного в пластовой воде СО2, что приводит к выпадению избыточного
количества карбоната в стволе скважины и насосном оборудовании. Солеобразование
карбоната кальция протекает при глушении скважин растворами хлористого натрия. В этом
случае выпадение карбоната обусловлено только снижением содержания растворенного СО2
при смешивании насыщенной либо близкой к насыщению пластовой воды и раствора
глушения. Из-за разной проницаемости пропластков нефтяного пласта в стволе скважины
происходит смешивание попутно добываемых вод с различным содержанием солеобразующих
ионов и растворенного СО2, что зачастую приводит к образованию перенасыщенных в
отношении карбоната кальция водных растворов и выпадению карбонатных осадков в стволе
скважины. Этот фактор может оказывать решающее влияние на солеотложение при прорыве
нагнетательных вод в призабойную зону скважины.
3.7.1.4. Подъем по скважине добываемой продукции сопровождается снижением
температуры и давления. При снижении давления происходит нарушение сложившегося в
пластовых условиях равновесного водного состава. Устанавливается новое соотношение
растворенного диоксида углерода между водной и нефтяной фазами. Снижение содержания
диоксида углерода в воде приводит к выпадению карбоната кальция из насыщенных
солеобразующими ионами сред:
Са(НСО3)2 = СаСО3 ↓ + Н2О + СО2↑
Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти.
Из нефти выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания
углекислоты в нефти и водной фазе и, как следствие, к выпадению новых порций карбоната
кальция. В результате происходит отложение солей в эксплуатационной колонне, на
поверхности насосного оборудования, рабочих органов ЭЦН и т.д.
3.7.1.5. Существенным фактором, оказывающим влияние на солеотложение в низко
обводненных скважинах, является частичное испарение воды в газовую фазу в процессе
разгазирования скважинной продукции. В процессе испарения воды происходит общее
понижение растворимости солей. В осадок могут перейти растворимые в обычных условиях
соли – хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.
3.7.1.6. Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих органах ЭЦН
происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
37
теплоотдачей работающего погружного электродвигателя и пар трения в насосе. С ростом
температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует
солеотложение карбонатных осадков на рабочих органах ЭЦН.
3.7.2. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧ
3.7.2.1. Причины появления механических примесей.
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 500 мг/л) – вынос постепенно уменьшается и зависит от
времени. Методы, используемые для борьбы с механическими примесями, соответственно
различаются.
3.7.2.2. Методы борьбы с искусственными механическими примесями
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 ОАО МПК «АНГГ», это:
 очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров;
 освоение скважин после ГРП комплексом ГНКТ (гибкая труба);
 освоение скважин при помощи установки нагнетания газов (УНГ).
3.7.2.3. Методы борьбы с натуральными механическими примесями.
Вынос происходит из-за нарушения 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 ОАО МПК «АНГГ», это:
 очистка жидкости перед приемом насоса при помощи скважинных фильтров, сепараторов;
 использование УЭЦН в износостойком исполнении.
3.7.3. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО
3.7.3.1. Причины появления АСПО.
Одной из причин образования АСПО (асфальтосмолопарафиновые осадки) в процессе
нефтедобыче 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.
3.7.3.2. Методы борьбы с АСПО.
 Одним из распространенных методов борьбы против отложений парафинов в НКТ
является промывка горячей нефтью, в процессе которой происходит размягчение и
плавление АСПО с их последующем растворением в теплоносителе. Необходимым
условием качественной очистки НКТ от АСПО является предотвращение их повторного
осаждения из раствора в осложненном коллекторе. 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 (плавления) 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 (температура 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.
38
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
 Для очистки НКТ от парафина возможно применение шаблона (механический скребок), в
процессе спуска которого происходит удаление АСПО с внутренней поверхностей
лифтовых труб, или электронагревателей различных принципов действия.
3.7.4. Эксплуатация скважин в периодическом режиме работы АПВ
При эксплуатации скважин в периодическом режиме работы необходимо:
3.7.4.1. Не менее 2-х раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – статический
уровень запуска УЭЦН, динамический уровень остановки УЭЦН (не менее 5 замеров с
вычислением среднего), суточный замер дебита, буферное, линейное и затрубное давление,
работоспособность обратного клапана (в зимний период ежедневно);
3.7.4.2. Рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется 2
раза в сутки оператором ДНГ при объезде фонда скважин;
3.7.4.3. При наличии системы телемеханики (ТМ) необходимо проверить корректность
срабатывание защит по времени работы УЭЦН;
3.7.4.4. При несоответствии или изменениях режима работы системы «скважина –
насос» необходимо проведение дополнительных работ, направленных на выявление и
устранение причин, вызвавших некорректную работу оборудования (проверка защит СУ,
программных ячеек, изменение режима работы системы «скважина – УЭЦН»).
3.7.5. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН с частотно-регулируемым
приводом
3.7.5.1. 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;
3.7.5.2. При повышении частоты питающего напряжения необходимо учитывать
зависимости изменения параметров погружного оборудования (закон подобия).
3.7.5.3. Ограничивающими факторами при повышении частоты являются:
 запас мощности погружного двигателя – при повышении частоты мощность изменяется
линейно, в то время когда потребляемая насосом мощность изменяется в кубической
зависимости, и наступает момент, когда двигатель не может выдать необходимую насосом
мощность (возрастает 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 откачивает всю жидкость
до приема насоса и перейдет в режим холостого хода).
3.7.5.4. При понижении частоты ограничивающими факторами являются:
 напор насоса – при снижении частоты напор насоса ЭЦН снижается в квадратичной
зависимости и может произойти момент, когда энергия 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):
- для УЭЦН отечественного производства – 40 Гц;
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
39
для УЭЦН импортного производства – 35 Гц.
3.7.5.5. Учитывая ограничивающие факторы при повышении частоты, максимальной
частотой для работы с УЭЦН считать частоту, при которой рабочий ток не превышает
номинальные значения. В других случаях максимальной частотой для погружных систем
считать:
- для УЭЦН отечественного производства – 60 Гц;
- для УЭЦН импортного производства – 70 Гц.
3.7.5.6. До принятия решения по «раскрутке» скважин необходимо оценить следующие
критерии:
 максимально возможные токовые нагрузки на наземное оборудование;
 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;
 столб жидкости над приемом насоса должен быть достаточным для обеспечения работы
УЭЦН без срыва подачи;
 В случаях, когда УЭЦН оборудована термоманометрической системой (ТМС), условный
столб жидкости над приемом насоса (глубина погружения) можно рассчитать по формуле:
(Рдатч – Рзатр) ∙ 10
Нпогр = ————————— , м
-
ρнефти
Рдатч - давление на приеме насоса по показаниям датчика, атм.;
Рзатр - затрубное давление, атм.;
Рнефти – плотность пластовой нефти кг/м3.
 при отсутствии погружного датчика на УЭЦН условный столб жидкости над приемом
насоса можно рассчитать по формуле:
Нпогр = Lспуска – Ндин., м
где:
Lспуска - глубина спуска насоса, метров;
Ндин - динамический уровень в скважине, метров.
 содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости при работе на
повышенных частотах не должно превышать:
- для УЭЦН износостойком исполнении – 500 мг/л;
- для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.
 режим работы УЭЦН по токовым характеристикам должен быть стабильным (отсутствия
скачков тока, характерных подклиниванию насоса или прорывам газа);
 уровень токовых нагрузок УЭЦН не должен быть близким значению уставки защиты от
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 в кабельной линии относительно глубины спуска УЭЦН.
где:




3.7.5.7. При оптимизации скважин выделяют 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 дебитов и КВЧ производить после
непрерывной отработки в период от 6 до 12 часов);
стабилизация – прекращение разгона на определенном уровне при ухудшении режима
работы или выноса КВЧ до возвращения параметров в нормальный режим;
оптимальный режим – режим, при котором достигнут оптимальный режим по дебиту и
частоте;
40
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
 отход – снижение рабочей частоты ниже ранее достигнутой, вследствие остановок УЭЦН
по срабатыванию защит, резкого ухудшения режима работы или залпового выносе КВЧ.












3.7.5.8. 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);
по результатам запуска принять решение по «разгону» УЭЦН на частоту, с которой насос
эксплуатировался до остановки;
после вывода УЭЦН на частоту до остановки принять решение по дальнейшему «разгону»
на основании рабочих параметров.
3.7.5.9. Отключается автомат в ТП:
произвести запуск УЭЦН на минимальной частоте (в зависимости от уровня жидкости в
затрубном пространстве) с обязательной корректировкой защиты по недогрузу;
произвести ревизию автомата на ТП, при необходимости согласовать замену автомата;
по результатам запуска принять решение по «разгону» УЭЦН на частоту, с которой насос
эксплуатировался до остановки;
после вывода УЭЦН на частоту до остановки принять решение по дальнейшему разгону на
основании рабочих параметров.
3.7.5.10. 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.
3.7.5.11. Перегруз (отключение по защите от перегруза – ЗП).
Остановка УЭЦН по причине повышения рабочего тока выше допустимого значения
(остановка по перегрузу – ЗП) могут происходить по следующим причинам:
 повышенное сопротивление вращению в насосе ЭЦН (засорение абразивами, отложение
солей и т.д.);
 недостаточная мощность двигателя;
 неоптимальный подбор напряжения на силовом трансформаторе ТМПН;
 снижение изоляции в кабельной линии.
Персонал НП и ПОДРЯДЧИКА по ЭПУ 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 «кабель –
двигатель»;
 если изоляция в норме и идет циркуляция жидкости через насос, произвести запуск УЭЦН
с промывкой, создавая избыточное давление в затрубном пространстве для облегчения
запуска УЭЦН. При отсутствии циркуляции произвести промывку УЭЦН через НКТ (при
отсутствии обратного клапана, или наличии клапана двойного действия), после окончания
промывки запустить УЭЦН. Количество от неуспешных попыток запуска с агрегатом не
должно превышать 3-х с промежутками между пусками не менее 30 минут (для
охлаждения двигателя);
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
41
 в случае «неразворота» УЭЦН после промывки решение о подъеме погружного
оборудования принимается ведущим технологом НП по согласованию Технологической
службой ОАО МПК «АНГГ»;
 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».
3.7.5.12. При выполнении программы необходимо осуществлять контроль текущих
параметров работы УЭЦН (таблица № 3.16.).
таблица № 3.16.
Контрольный
параметр
1. Дебит скважины
Периодичность контроля по фазам
разгон
отработка
стабилизация
1 раз – в
1-3 раза в
Не реже 1 раза в
промежутке от 6
сутки
сутки
до 12 часов
2. Замер на КВЧ
1 раз – в
1-3 раза в
Не реже 1 раза в
промежутке от 6
сутки
сутки
до 12 часов
3. Динамический
уровень
1 раз в сутки –
1-3 раза в после отработки
сутки не менее 6 часов
1 раз в сутки
4. Давление по датчику 1-3 раза в Не реже 1 раза в Не реже 1 раза в
(если имеется)
сутки
сутки
сутки
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
оптимальный
отход
Не реже 2-х раз в
неделю
1 раз в
сутки
Не реже 1 раза в 1-ю
педелю, далее – не
реже 1 раза в 2
недели
1 раз в
сутки
Не менее 2-х раз в
неделю
1 раз в
сутки
Не реже 2-х раз в
неделю
1 раз в
сутки
42
4.
ПОЛОЖЕНИЕ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И РАССЛЕДОВАНИЮ
ПРИЧИН ОТКАЗОВ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА
СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
4.1.1. Настоящее Положение по определению и расследованию причин отказов
погружного оборудования на промыслах ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», в дальнейшем
«Положение» устанавливает порядок расследования причин отказов и некатегорийных аварий
«полетов» на скважинах оборудования УЭЦН, работу исполнителей на всех этапах
расследования. Положение разработано на основании Настоящего Регламента, технических
условий и руководства по эксплуатации УЭЦН заводов-изготовителей, технологических
процессов на ремонт УЭЦН, опыта организации работ по эксплуатации, обслуживанию и
ремонту УЭЦН в ОАО МПК «АНГГ» и в других нефтяных компаниях России. Данное
Положение является руководящим документом для всех структурных подразделений, служб
ОАО МПК «АНГГ» и сервисных предприятий принимающих участие в ремонте, эксплуатации
и т.д. УЭЦН (согласно условиям договора с Сервисными предприятиями).
4.1.2. Настоящее положение устанавливает единые требования по расследованию причин
отказов погружного оборудования, организации и проведению заседания постоянно
действующей комиссии (ПДК) в ОАО МПК «АНГГ».
4.1.3. Целью проведения заседания ПДК является выявление причин преждевременных
отказов оборудования УЭЦН и разработки мероприятий по повышению надежности
оборудования.
4.1.4. Принятые термины и обозначения:
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, включающая центробежный насос,
гидрозащиту (ГЗ), погружной электродвигатель (ПЭД), систему телеметрии (ТМС), погружной
кабель, клямсы, протектолайзеры для крепления кабеля, входной модуль или фильтрующий
модуль, газосепаратор (ВМ или ФМ, ГС), сливной и обратный клапаны,
наземное
электрооборудование (НО) и другое дополнительное оборудование.
Наземное оборудование – трансформатор (далее – ТМПН) и станция управления (далее – СУ)
либо частотный преобразователь (далее – ЧПС) для электропогружной установки, включая
силовую кабельную линию от станции управления до разделительной клеммной коробки,
клеммная коробка.
Заседание постоянно действующей комиссии (далее – ПДК) – производственное совещание
специалистов, ответственных за эксплуатацию механизированного фонда скважин.
Затянувшийся ремонт – УЭЦН в работу не запускался после монтажа и начала спуска.
Повторный ремонт – УЭЦН отработал 2-е и менее суток с момента первого запуска.
Преждевременный отказ – УЭЦН отработал более 2-х и менее 365 суток с момента первого
пуска.
Брак – нарушение Руководящих документов, инструкций и технологических регламентов по
выполнению работ с УЭЦН, включая Руководящие документы заводов-изготовителей узлов
УЭЦН и НЭО согласованные Заказчиком, приведшее к отказу погружного оборудования.
Демонтаж - комплекс работ по разборке, технической проверке и подготовке к трансортировке
электропогружной установки при ее извлечении из скважины.
Монтаж - комплекс работ по сборке, технической проверке и подготовке электропогружной
установки для спуска в скважину.
Обслуживание УЭЦН - комплекс работ с УЭЦН, выполняемый персоналом подрядчика по
ЭПО непосредственно на объекте нефтедобычи Заказчика, по установке и подключению
наземного оборудования к электропогружной установке, запуску ее в работу, выводу на режим,
ремонту и наладке, обслуживанию наземного оборудования.
ОТК (СТК) – Отдел (служба) технического контроля.
Документация - документы, определяющие правила и нормы действий Сторон при
эксплуатации, ремонте и техническом обслуживании электропогружного оборудования, и
включающие в себя проектные, технологические и нормативные документы, технические
паспорта и инструкции по эксплуатации, руководящие документы по организации совместных
услуг Сторон и т. д.
ЦДНГ, НП – цех добычи нефти и газа.
Персонал Заказчика - физические лица, состоящие в трудовых отношениях с Заказчиком.
Персонал подрядчика по ЭПО - физические лица, состоящие в трудовых отношениях с
подрядчиком по ЭПО.
Персонал подрядчика по ТКРС - физические лица, состоящие в трудовых отношениях с
подрядчиком по ТКРС.
Авария (полет) – прихват, клин подземного оборудования, падение погружного оборудования
(УЭЦН) в скважину полностью или частично по различным причинам при СПО или
эксплуатации.
Подрядчик по ЭПО – фирма предоставляющая в прокат и обслуживающая системы УЭЦН на
договорных условиях с ОАО МПК «АНГГ»,
Подрядчик по ТКРС – фирма оказывающая услуги по ремонту скважин на договорных
условиях с ОАО МПК «АНГГ».
4.1.5. Настоящее Положение вступает в силу с момента его утверждения и
распространяется на работников ОАО МПК «АНГГ» и сервисных предприятий, участвующих в
подготовке, ремонте, эксплуатации механизированного фонда скважин, оборудованного УЭЦН.
4.1.6. Ответственным за контроль исполнения настоящего Положения, а также
своевременную его актуализацию является Главный инженер ОАО МПК «АНГГ».
4.1.7. Основной документ расследования причины отказа УЭЦН - эксплуатационный
паспорт, а также акты этапов комиссионных разборов оборудования. При необходимости,
могут быть использованы иные документы, обеспечивающие дополнительную информацию о
технологии ремонта скважины, режима ее работы, исследований, дефектовки узлов и т.д. При
затруднении определения истинной причины отказа принимается решение о дорасследовании
причины отказа на следующем ПДК с учетом предоставленной необходимой информации. В
случае не заполнения раздела эксплуатационного паспорта УЭЦН, влияющего на определение
истинной причины отказа, виновником отказа УЭЦН определяется сторона, отвечающая за
данный раздел.
4.1.8. Результаты разборки узлов УЭЦН отражаются в эксплуатационном паспорте и в
акте с росписью представителей Заказчика, Подрядчика по ЭПО и других сервисных
предприятий, участвовавших в разборе установки.
4.1.9. За 72 часа до начала комиссионной разборки узлов УЭЦН в цехе ремонта
Подрядчика по ЭПО служба технического контроля подрядчика по ЭПО извещает службы
заказчика и сервисных предприятий. В случае неявки по извещению представителей заказчика
и сервисных предприятий на расследование (и отсутствие согласованного переноса на другую
дату) подрядчик по ЭПО проводит его самостоятельно, с отметкой об этом в эксплуатационном
паспорте или акте комиссионного разбора с приложением документа подтверждающего вызов
представителей.
4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ.
4.2.1. Определению причин отказов подвергаются все УЭЦН. Отказы классифицируются:
4.2.1.1. По длительности работы УЭЦН в скважине:
 затянувшиеся (УЭЦН не запускался в работу после монтажа и начала спуска в
скважину);
 повторные и/или отказы на выводе (отказ УЭЦН произошел в процессе вывода
скважины на режим);
 преждевременные (УЭЦН отработал менее 365 суток с момента запуска);
4.2.1.2. По причине остановки УЭЦН:
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
44
 по снижению сопротивления изоляции, R-0:
o
o
«Звезда» есть – остановка по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД», обрыва
питающей ПЭД цепи нет;
«Звезды» нет – остановка по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» из-за
обрыва питающей цепи ПЭД;
 Клин - остановка по невозможности запустить погружное оборудование из-за
неразворота рабочих органов;
 Нет подачи - остановка из-за отсутствия подачи жидкости на устье скважины;
 Снижение подачи (производительности) - остановка из-за снижения дебита
жидкости на устье по вине погружного оборудования ниже допустимых пределов,
при которой эксплуатация данного оборудования в длительном режиме невозможна
(работа за пределами рабочего диапазона) или нецелесообразна (неэффективное
использование данного оборудования);
 Геолого-Технические Мероприятия – остановки не связанные с выходом из строя
узлов УЭЦН (интенсификация добычи нефти – оптимизация, ГРП, перевод в ППД,
геофизические работы, КРС, консервация и т.д.).
4.3. РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ОТКАЗА УЭЦН В СКВАЖИНАХ:
4.3.1. Первый этап расследования.
Производится непосредственно на скважине, до подъема установки. При этом необходимо
не только точно определить причину остановки и состояние УЭЦН, но и окончательно
убедиться в невозможности дальнейшей работы установки без подъема из скважины. На этом
этапе работы производятся персоналом ЦДНГ ОАО МПК «АНГГ» (оператор ЦДНГ 5-6-го
разряда, технолог цеха) и Подрядчик по ЭПО (электромонтер), выполненные работы и их
результат заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН. Во всех случаях к этим работам
необходимо привлекать только опытный персонал, четко представляющий устройство и
принцип работы скважины и УЭЦН, безусловно соблюдающий требования безопасности необходимо осознавать, что ситуация нестандартная, возможно требующая риска, но
осмысленного. В любом случае ясно, что запуск аварийно остановившейся установки,
значительно сокращает затраты на ремонт скважины. В то же время, многократный пуск
УЭЦН, особенно при повышенных нагрузках, значительно снижает ресурс изоляции двигателя
и кабеля.
Ответственность за проведение первого этапа расследования возлагается на
начальника ЦДНГ ОАО МПК «АНГГ»
Конкретные пошаговые действия, которые необходимо предпринимать при проведении
первого этапа расследований зависят от причины остановки скважины:
4.3.1.1.
R-0 – остановка по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД»:
До подъема УЭЦН при снижении сопротивления изоляции необходимо замерить:
 Мегомметром сопротивление изоляции от клемной коробки (далее – КК) до ПЭД
(отсоединив, кабель в КК);
 Наличие «звезды» и ее симметрию системы «кабель - погружной электродвигатель»,
отсоединив кабель в клемной коробке.
 Высоковольтным фазометром порядок чередования фаз в клеммной коробке.
 Функционирование блоков защиты СУ (ЗП, ЗСП, ПКИ).
 Осмотреть наземный участок кабеля от устья скважины до клеммной коробки/ станции
управления и убедится в отсутствии механических повреждений, по возможности
проверить состояние сальника кабельного ввода устьевой арматуры скважины.
 Мегомметром проверить сопротивление изоляции от ТМПН до КК (отсоединив, кабель в
КК);
 При наличии симметричной «Звезды» и по согласованию с технологом НП провести
пробный запуск УЭЦН с отключенным «Прибором Контроля сопротивления Изоляции
45
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
(далее – ПКИ). При работе УЭЦН с отключенным ПКИ непременным условием является
безоговорочный запрет на запуск УЭЦН персоналом ЦДНГ - для этого на станции
управления персоналом Подрядчика по ЭПО вывешивается табличка и делается запись в
эксплуатационном паспорте установки "Работает со сниженной изоляцией - запускать
только персоналу Подрядчика по ЭПО".

При отсутствии «Звезды» (обрыв питающей ПЭД цепи) необходимо:
 Убедиться, что обрыв произошел не на поверхности;
 Осмотреть наземный участок кабеля от устья скважины до клеммной
коробки/станции управления и убедится в отсутствии механических повреждений, по
возможности проверьте состояние сальника кабельного ввода устьевой арматуры
скважины.
 Высоковольтным фазометром проверить порядок чередования фаз в клеммной
коробке и соответствие фазировочных меток погружного кабеля.
Отсутствие или снижение подачи более 20-25 % от первоначального
установившегося режима.
При отсутствии или снижении подачи необходимо проверить:
 Уровень жидкости в скважине (с помощью эхолота) или давление на приеме насоса и в
затрубном пространстве скважины.
 Устьевую арматуру, Обратный Клапан (далее – ОК) Фонтанной Арматуры (далее – ФА) и
выкидной коллектор.
 Исправность АГЗУ, замерить подачу жидкости из скважины в течение не менее 1 часа с
одновременным измерением изменения динамического уровня в затрубном пространстве.
 Напряжение и ток в каждой фазе линии питающей ПЭД.
 Давление, развиваемое УЭЦН при закрытой линейной задвижке ФА. Не допускать
превышение давления более 40 атм. При достижении давления 40 атм, остановить
УЭЦН с контролем Буферного давления. Составить акт на опрессовку НКТ при
помощи УЭЦН.
 Результаты измерений проверить на соответствие паспортной характеристике (Q-H)
данного типоразмера УЭЦН. При несоответствии Q-H произвести проверку лифта на
циркуляцию и герметичность (при помощи агрегата ЦА-320, но при этом необходимо
учитывать, что обратный клапан УЭЦН не гарантирует полной герметичности лифта и
может пропускать небольшое количество жидкости).
 Если выявлена не герметичность лифта НКТ или не прохождение жидкости через НКТ, то
после подъема УЭЦН из скважины, монтаж новой установки производить только после
ревизии (или смены) колонны НКТ.
 Составить акт проведенных работ по установленной форме за подписью технолога ЦДНГ.
Для определения причины негерметичности НКТ, подъем УЭЦН производить в присутствии
представителя ИТР Заказчика. По результатам дефектовки НКТ определить причину
негерметичности, составить акт разбора причины негерметичности НКТ за подписью технолога
ЦДНГ, мастера ТКРС и начальника ЦДНГ.
4.3.1.2.
4.3.1.3.
Заклинивание установки – увеличение тока нагрузки, более номинального.
При заклинивании УЭЦН до подъема оборудования необходимо:
 При заклинивании УЭЦН сразу после запуска, проверить соответствие питающего
напряжения ПЭД и рабочие токи по фазам.
 Проверить соответствие показаний амперметра СУ с помощью токовых клещей.
 Проверить линейное напряжение между фазами, токи по фазам на отходящих концах
кабеля, питающего ПЭД.
 Проверить наличие «звезды», сопротивления изоляции системы «ПЭД-кабель».
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
46
При «заклинивании» УЭЦН рекомендуется следующий порядок действий:
1) произвести попытку запуска (не более трех) на повышенном или пониженном
напряжение на ТМПН (отпайкой на одну - две ступени) со сменой вращения УЭЦН
(смена вращения только ПЭД мощностью до 100 кВт, свыше 100 кВт по согласованию с
Подрядчиком по ЭПО и Технологической службой ОАО МПК «АНГГ»);
2) при не запуске УЭЦН необходимо произвести попытку расклинивания УЭЦН при
помощи агрегата (горячей нефтью или водой); При отсутствии обратного клапана
возможна промывка в НКТ с последующим запуском.
3) при не запуске УЭЦН на скважинах где ранее наблюдалось отложение солей необходимо
произвести попытку расклинивания УЭЦН совместно с проведением промывки пресной
водой или соляно-кислотной обработки (СКО). Кислотную обработку, заклинившего или
ухудшившего свои рабочие параметры УЭЦН, нет необходимости проводить, если
существует хотя бы один из нижеприведенных факторов:
 УЭЦН спущен первый раз после ГРП;
 скважинная продукция имеет большое содержание механических примесей, более
500 мг/л;
 при предыдущих разборах не наблюдалось наличие солей (в учет берется разбор
УЭЦН, а не утвержденные причины по ПДК);
 заклинивание произошло при первом нажатии кнопки «пуск», при условии
отсутствия факта смешения растворов глушения разных химических составов;
 скважинная продукция практически безводная, менее 5%.
Окончательное решение по проведению или не проведению СКО на скважине принимает
технолог ЦДНГ.
 Не допускать длительной работы установки с током, более чем на 10 % превышающим
номинальный ток.
 В случае если «заклинивание» произошло при запуске после ТКРС необходимо повторить
указанные выше работы после подъема УЭЦН на 2-3 НКТ.
 Если проведенные работы не привели к положительному результату, УЭЦН необходимо
остановить. Составить акт выполненных работ за подписью технологического персонала
ЦДНГ и Подрядчика по ЭПО.
Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимается технологом ЦДНГ.
4.3.2. Второй этап расследования - демонтаж УЭЦН.
На этом этапе работы производятся персоналом бригады ремонта скважин (бурильщик,
оператор ПРС, мастер) и Подрядчик по ЭПО (электромонтер), выполненные работы и их
результат заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН. Демонтаж производится по принятой у
Подрядчика по ЭПО и согласованной в ОАО МПК «АНГГ» технологии при погоде,
позволяющей выполнение спускоподъемных операций в соответствии с критериями на
выполнение монтажных работ.
При подъеме УЭЦН с затянувшимся, повторным ремонтом и наработкой менее 365 суток с
момента запуска обязательно проводится комиссионный демонтаж с участием представителя
заказчика (ИТР ЦДНГ). При подъеме оборудования УЭЦН и демонтаже необходимо:
 До начала демонтажа определить состояние изоляции и наличие цепи ("звезды") в
системе "кабель- ПЭД".
 Бригаде по ремонту скважин, производящей подъем установки отметить в паспорте
изоляцию системы "кабель-ПЭД" (до разборки сальника устьевой арматуры и после срыва
план шайбы, а также через каждые 300 м подъема НКТ), выявленные места повреждения
или прогара кабеля (дополнительно помечаются ветошью для облегчения поиска при
ремонте), наличие клямс, состояние колонны НКТ (трещины, отверстия, отсутствие
прохода), прочие осложнения при подъеме.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
47

За 50 метров до появления сбивного (обратного) клапана вызвать персонал Подрядчика
по ЭПО и дальнейший подъем производить только в присутствии персонала Подрядчика
по ЭПО. При подозрении на негерметичность лифта НКТ, при установленном на НКТ
обратном клапане, необходимо при глушении скважины и подъеме УЭЦН не сбрасывать
в НКТ «лом» (не сбивать клапан, и после подъема тщательно осмотреть его в присутствии
персонала Подрядчика по ЭПО). В этом случае место появления жидкости в НКТ при
подъеме, достаточно точно покажет зону не герметичности.
 В случае подъема УЭЦН из-за отсутствия, либо снижения подачи и при заклинивании,
необходимо тщательно осмотреть обратный и сбивной клапан, убедиться в их
работоспособности, отсутствии механических примесей. Произвести опрессовку
подклапанных НКТ (при наличии обратного клапана). При отсутствии клапана
принимается решение о замене НКТ или их повторном спуске с заглушкой для
поинтервальной опрессовки. При необходимости представителем комиссии делается
пометка в эксплуатационном паспорте и в акте на демонтаж о необходимости испытания
УЭЦН и снятия напорных характеристик на испытательном стенде Подрядчика по ЭПО.
Результаты необходимо записать в эксплуатационный паспорт или акт комиссионного
демонтажа.
 Проверить состояние удлинителя и муфты кабеля (наличие механических повреждений,
плавления, прогаров), обратного клапана, шламоуловителя (ШУ).
 Проверить состояние приемной сетки входного модуля или газосепаратора (наличие
мех.примесей, солей, деформацию).
 При демонтаже особое внимание обратить на вращение валов каждой секции ЭЦН,
вылеты валов, состояние крепежа на фланцовых соединениях секций, состояние
шлицевых соединений и муфт.
 Проверить состояние перепускных клапанов в нижнем основании ПЭД и компенсатора
(открыты или закрыты).
 Провести опрессовку соединений ПЭД - кабельная муфта давлением 5 атм. в течение 10
минут. Если давление падает, необходимо найти место утечки масла, (это может быть
просто "отпотевание" насухо вытертой поверхности, особенно на стыках узлов или около
клапанов).
 Проверить сопротивление изоляции кабеля, ПЭД, наличие «звезды» ПЭД, кабеля.
Проверку сопротивления изоляции системы "кабель-двигатель" производите до, во-время
и после опрессовки.
При расчленении секций двигателя, гидрозащиты, кабельной муфты обратить особое внимание
на состояние масла (наличие в нем воды, пластовой жидкости, посторонних частиц или следов
горения), следы плавления и прогара.
 Не допускать попадания посторонних частиц и жидкостей в открытую полость ПЭД и
гидрозащиты, для этого перед расчленением необходимо тщательно вытереть и осушить
прилегающие к ним поверхности, а над зоной расчленения повязать ветошь, которая
будет впитывать капли стекающей сверху жидкости.
 После расчленения замерить сопротивление изоляции между жилами, жилами и броней и
целостность цепи в каждой жиле кабеля, то же с обмоткой двигателя.
 Проверить состояние резиновых уплотнительных колец в соединении ПЭД - протектор,
колодки токоввода (наличие срезов, деформации, эластичность, плавление). Слить пробу
масла из основания ПЭД, определить состояние масла. Проверить состояние обратных и
перепускных клапанов ПЭД и гидрозащиты, наличие и состояние прокладок.
 Результаты демонтажа и все обнаруженные отклонения записать в эксплуатационный
паспорт УЭЦН и акт на демонтаж, записать номер комплекта и номер кабельного
барабана, установить вместе с транспортировочными крышками бирки, указывающие
номер скважины и комплекта. Акт комиссионного демонтажа заполняет
представитель Подрядчика по ЭПО совместно с представителем Подрядчика по
ТКРС и заполняется постоянно!
Ответственность за организацию второго этапа расследования возлагается на начальника
ЦДНГ ОАО МПК «АНГГ».
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
48
4.3.3. Третий этап расследования - подготовка к ревизии и дефектации узлов УЭЦН.
На этом этапе расследования представитель Подрядчика по ЭПО из числа ИТР ответственного
за работу УЭЦН, знакомится с эксплуатационным паспортом установки (характеристика
скважины, режим работы УЭЦН, причина подъема, результаты демонтажа), получает
дополнительную информацию из карточки скважины о работе предыдущих установок в ней и
причинах отказов.
На основе проведенного анализа определяет и согласовывает с представителем
Технологической службы ОАО МПК «АНГГ» узлы и детали, которые должны дефектоваться
особо тщательно и информирует об этом цех ремонта. Передает цеху ремонта перечень
поступивших на контроль узлов с указанием типоразмеров, номеров скважины, комплекта и
заводских номеров, предупреждает, какие узлы можно разбирать только в его присутствии. В
дальнейшем, вся организация процесса расследования причины отказа в работе данного УЭЦН
возлагается на представителя Подрядчика по ЭПО из числа ответственных ИТР.
Ответственность за проведение третьего этапа расследования возлагается на Подрядчика
по ЭПО.
4.3.4. Четвертый этап расследования - разборка и дефектовка узлов УЭЦН.
Установки ЭЦН не отработавшие 365 суток (в том числе аварийные), должны быть доставлены
на ремонтную базу Подрядчика по ЭПО после демонтажа в комплекте (установлены
транспортировочные крышки, шлицевые муфты, крепежные болты, сопроводительные бирки,
эксплуатационный паспорт, диаграмма СПО и данные с контроллера станции управления) в
течение 10-и суток, если иное не предусмотрено договорами.
Разборка, дефектация и перечень узлов производится по предварительному согласованию с
Технологической службой ОАО МПК «АНГГ» в течение 20 дней (затянувшихся, повторных и с
наработкой менее 120 суток в течение 10-и дней) после доставки узлов на ремонтную базу
Подрядчика по ЭПО, если иное не предусмотрено договорами. Ответственный за
своевременный и оперативный разбор погружного оборудования – Подрядчик по ЭПО.
Разборка и дефектация узлов УЭЦН производится согласно разработанных у Подрядчика
по ЭПО и согласованных с Заказчиком технологических процессов на разборку и дефектацию
узлов УЭЦН.
При разборке узлов обязательно необходимо сверить фактические номера узлов и №
указанные в паспорте. Все записи выполняет рабочий, производящий разборку и дефектацию
узла.
До начала разборки необходимо тщательно осмотреть узел для выявления прогибов, смятий,
прогаров, следов коррозии и мех. повреждений. В процессе разборки тщательно проверять
вращение валов и биение (люфт) их концов, состояние шлицевых концов валов и
соединительных муфт. По окончании разбора погружного оборудования составляется акт
комиссионного разбора, в котором расписываются представители ОАО МПК «АНГГ»,
Подрядчика по ЭПО, Подрядчика по ТКРС и других сервисных предприятий, участвовавших в
разборе установки. Результаты разборки узлов УЭЦН в цехе ремонта отражаются в
эксплуатационном паспорте. В случае неявки по телефонограмме представителей ОАО МПК
«АНГГ» и сервисных предприятий на расследование, то Подрядчик вправе провести его
самостоятельно с составлением соответствующего нормативного акта, и отметкой об этом в
эксплуатационном паспорте и дефектной ведомости.
Ответственность за качество
расследования на участке по ремонту ЭПУ возлагается на Подрядчика по ЭПО.
4.3.4.1. Разбор погружного электродвигателя.
Прежде чем ПЭД и гидрозащита пройдут наружную мойку необходимо тщательно
закрыть или убедится, что все транспортировочные крышки плотно закрыты.
При разборе ПЭД необходимо:
 особое внимание уделить состоянию масла, слить из основания пробу масла для
определения диэлектрической прочности, визуально определить загрязнение масла и
наличие стружки, механических включений.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
49







опрессовать двигатель маслом/воздухом (10 кгс/см2 в течение 10 минут). При разборке,
необходимо проверить все уплотнительные резиновые кольца (срезы, порывы, трещины,
грязь под кольцами, эластичность), свинцовые шайбы и фильтр.
проверьте легкость вращения и биение конца вала, состояние шлицев и шлицевой муфты.
сняв узел пяты, необходимо определить степень и направление износа подпятника
промыть контакты и колодку токоввода или узел секционирования чистым маслом или
бензином, определить сопротивление изоляции каждой фазы обмотки мегаомметром и
целостность обмотки ("звезду") омметром или низковольтным электрическим пробником.
В случае низкой изоляции необходимо определять сопротивление изоляции обмотки и
выводных концов мегаомметром после каждого этапа разборки двигателя (с колодкой
токоввода, без нее, после отворота головки, после извлечения ротора), проверить колодку
токоввода на наличие трещин и сколов, а на выводных концах ищите вздутия, порезы,
проколы, порывы изоляции. Если изоляция не поднимается - отсоединить выводные
концы и проверить нулевую точку цепи.
при пробое изоляции необходимо определить точку пробоя/прогара: колодка, выводной
конец, выводной провод обмотки или нулевая точка, верхняя или нижняя лобовая часть
обмотки, паз обмотки статора в районе пакета №__.
проверить состояние подшипников головки и основания двигателя, степень их износа.
Вытащить ротор, проверить пакеты: изменение цвета, износ, изменение геометрических
размеров, расслоение, следы прогара, полярность; и подшипники: износ наружный и
внутренний, люфт, трещины, износ торцевых дистанционных шайб, только после этого
отправлять статор на сушку.
при разборке ротора необходимо проверить состояние шпоночного паза и шпонок,
канавок под стопорные кольца, прямолинейность вала. Отбракованные детали и все
замеченные отклонения от нормы отметить в акте комиссионного разбора.
4.3.4.2. Разбор гидрозащиты.
При разборке гидрозащиты необходимо:
 особое внимание уделить состоянию масла, слить из компенсатора (при его наличии)
пробу масла для определения диэлектрической прочности,
 визуально определить загрязнение масла и наличие стружки, механических включений,
отдельно в каждой полости протектора (внутри и за диафрагмой).
 Опрессовать полости гидрозащиты согласно требований документации, впоследствии,
при разборке, проверить все уплотнительные резиновые кольца (срезы, порывы, трещины,
грязь под кольцами) и свинцовые шайбы.
 Проверить легкость вращения и биение конца вала, состояние шлицев и шлицевой муфты.
 Снять узел пяты, определить степень и направление износа подпятников - отдельно
нижнего и верхнего.
 Снимая торцевые уплотнения, тщательно проверить состояние торцевых поверхностей
(кольцевой износ, риски, изменение цвета, микротрещины), сильфонов и резиновых колец
(эластичность, трещины, порывы, вздутия), пружин, пластин крепящих неподвижную
часть (деформация, следы износа).
 До снятия диафрагмы необходимо осмотреть бандаж. Проверить диафрагму, особое
внимание уделить ее поверхности (расслоения, трещины, вздутия, проколы, порывы,
изменение формы, эластичность), особенно в зоне бандажирования, чистоте внутренней
поверхности. Отбракованные детали и все замеченные отклонения необходимо отметить
в отметить в акте комиссионного разбора.
4.3.4.3. Разбор электроцентробежного насоса и газосепаратора.
При разборке погружного насоса и ГС необходимо:
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
50





особое внимание уделить состоянию напорных ступеней, их открытости и механическим
примесям.
Осмотрите приемную сетку (втянута, забита), определите наличие мех. примесей (соль,
песок, глина, ржавчина, парафин, проч.) в ловильной головке.
Отвернуть основание, головку, ниппель проверить состояние узла пяты, подшипников и
втулок.
После демонтажа и разборки ротора проверить вал, его шлицевые концы и шпонку.
Каждое рабочее колесо необходимо осмотреть, уделив особое внимание состоянию
верхних и нижних текстолитовых шайб, износу ступиц/защитных втулок, целостности
шпоночного паза, отсутствию мех. примесей в каналах, сохранению геометрических
размеров полиамидных колес. Направляющие аппараты проверить на сколы или трещины
корпуса, наличие мех. примесей, износ буртов и внутреннего отверстия.
Проверить отсутствие мех примесей в сепарационных камерах газосепаратора, а если они
имеются - замерить толщину их слоя. Если на рабочих органах имеются значительные
отложения солей, гипса, примесей - отправить детали на мойку, при необходимости
провести кислотную обработку и уже после этого проводить окончательную дефектацию.
Отбракованные детали и все замеченные отклонения необходимо отметить в отметить в
акте комиссионного разбора.
4.3.4.4. Разбор кабельной линии.
При разборке кабельной линии необходимо:
 изучить ее карточку, для определения места нахождения сростков и состояния отдельных
кусков. При разборке кабеля промыть бензином муфту и конец, который идет к КК
(станции управления).
 Осмотреть муфту (прогар, трещины, оплавление, повреждение штекеров). Замерить
мегаомметром изоляцию каждой жилы по отношению к броне, между соседними жилами.
Закоротив все три жилы на конце кабеля, проверить омметром или низковольтным
электрическим пробником целостность токоведущих жил со стороны муфты.
 Отрезать удлинитель после сростка удлинителя и замерить сопротивление изоляции
отдельно у кабельной линии и удлинителя.
 Если снижение изоляции в удлинителе - попытаться визуально определить это место.
Если это не удалось - отрезать кабельную муфту и сросток и прозвонить отдельно муфту,
сросток и кабель удлинителя.
 Разрезать удлинитель в двух-трех точках (желательно в зоне клямцевания его к корпусу
насоса и НКТ), проверить смещение и плавление изоляции удлинителя.
 При снижении изоляции в сростке - аккуратно снять с него броню и обратить внимание на
места где начинается броня жил кабеля (при сборке КЛ возможно появление
микротрещин из-за сильного перегиба крайних жил). Затем постепенно снимать изоляцию
с жилы со сниженной изоляцией, регулярно «прозванивая» ее. Обратить внимание на
состояние сростка,
не растянут ли, не поврежден ли, не имеет механических
повреждений.
 Если изоляция снижена в муфте и место снижения невозможно обнаружить визуально –
необходимо извлечь муфту из металлического корпуса и попробовать сделать ряд срезов
(для полиэтиленовой муфты) толщиной 4-5 мм - возможно на поверхности этих срезов
обнаружатся следы прогара, трещин, пустот или посторонних включений.
 Если изоляция снижена в самой кабельной линии - перемотать ее, при этом попытаться с
помощью имеющихся приборов или визуально определить место снижения. В местах
повреждения брони снять ее, что бы определить, не повреждена ли изоляция жил.
Регулярно проверять сопротивление изоляции мегаомметром. Тщательно осмотреть
сальниковую разделку и конец кабеля, отрезать кабель в 1 метре от сальниковой разделки
(в сторону удлинителя) и проверить смещение и оплавление изоляции. Отметить полную
фактическую длину кабельной линии.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
51



Если место снижения изоляции не выявлено - отправить кабель на высоковольтное
испытание (прожиг). После прожига, вновь перемотайте кабель для обнаружения места
прожига. Тщательно осматривать локализованное место снижения изоляции – отметить
состояние, что здесь не было повреждения (задира, удара, вдавливания, надреза, жучка и
проч.).
При обрыве кабеля тщательно осмотреть концы медных жил - если на них имеются капли
меди или следы оплавления - обрыв произошел при работе УЭЦН.
При отсутствии цепи - обрыве жилы (жил), если кабель не разорван и не перерублен,
вскрыть подряд все сростки - 99 % вероятности, что разрыв жилы произошел в одном из
них. Естественно, необходимо регулярно проверять цепь омметром или низковольтным
электрическим пробником. Все замеченные отклонения отметить в отметить в акте
комиссионного разбора.
4.3.5. Пятый этап расследования – подготовка документации к ПДК.
На данном этапе ответственная служба Подрядчика по ЭПО за 3 дня до проведения ПДК (по
согласованию с Технологической службы ОАО МПК «АНГГ») направляет в Технологическую
службу ОАО МПК «АНГГ» предварительный список эксплуатационных паспортов (№ скв, дата
отказа), который предлагается к рассмотрению на данном совещании. Технологическая служба
ОАО МПК «АНГГ» за 2 дня до проведения ПДК направляет данный список всем
заинтересованным представителям для подготовки к совещанию. За 1 день до проведения
Технологическая служба ОАО МПК «АНГГ» собирает (согласно нижеприведенного перечня)
всю необходимую информацию для качественного установления истинной причины отказа
УЭЦН и определяет предварительную причину отказа погружного оборудования.
Ответственность за качественную и своевременную подготовку к заседанию ПДК
возлагается на Технологическую службу ОАО МПК «АНГГ».
4.3.5.1. Перечень информации, и ответственные службы за предоставление в
Технологическую службу ОАО МПК «АНГГ» при расследовании причин выхода из строя
установок в период эксплуатации.
Подрядчик по ТКРС или Управление скважинных технологий (отдел ТКРС, отдел по бурению)
предоставляет:
1)
2)
Копия плана-работ на ремонт скважины до спуска отказавшего УЭЦН,
Распечатка с электронного индикатора веса (ИВЭ) подъемного агрегата во время спуска и
подъема, отказавшего УЭЦН,
ЦДНГ предоставляет:
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
12)
13)
14)
Сертификат качества (паспорт) НКТ, при спуске подвески НКТ,
Акт ревизии поднятых НКТ, если не произведена замена подвески НКТ и спуск произведен
на прежней подвеске,
Информационная карточка НКТ,
Акт замера длины спущеных НКТ,
Инклинометрия эксплуатационной колонны скважины до глубины спуска УЭЦН,
Акт отбивки забоя скважины (при производстве отбивки забоя перед спуском УЭЦН),
Результаты глушения скважины (тип жидкости глушения, удельный вес, объем),
Результаты шаблонирования ЭК скважины, местонахождение опасных участков колонны,
Акт на окончательную опрессовку НКТ, при наличии ОК,
Акт замера длины спущенных НКТ,
Технологическую шахматку за весь период работы УЭЦН.
Иные документы необходимые для установления причины отказа УЭЦН.
4.3.5.2. Перечень информации, предоставляемой Подрядчиком по ЭПО
расследовании причин выхода из строя установок в гарантийный период эксплуатации.
15) Паспорт на отказавший ЭЦН,
16) Акт на монтаж отказавшего УЭЦН,
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
при
52
17) Результаты проверки УЭЦН перед запуском (сопротивления изоляции системы «кабельПЭД», правильность подключения напряжения, работоспособность защиты станции
управления, фазировка, время автоматического запуска после подачи напряжения),
18) Акт на производство запуска УЭЦН,
19) Результаты подбора оптимального напряжения питания ПЭД, настройка защит после
вывода скважины на режим,
20) Карту вывода на режим с результатами контрольного замера установившегося
динамического уровня, дебита, буферного давления, тока нагрузки, напряжения сети после
ВНР.
21) Акт на демонтаж отказавшего УЭЦН,
22) Дефектовки узлов при разборе на базе Подрядчика по ЭПО,
23) Результат обкатки (испытания) УЭЦН на стенде после демонтажа (при наличии).
24) Предварительную информацию о причине преждевременного отказа погружного
оборудования (проект протокола ПДК).
25) Распечатка протокола данных с контролера СУ за весь период эксплуатации УЭЦН с
интервалом записи данных не менее 10минут.
4.3.6. Шестой этап расследования - ежемесячное заседание комиссии ПДК.
В работе участвуют: с правом голоса - представители от ОАО МПК «АНГГ», Подрядчика по
ЭПО, Подрядчика по ТКРС; без права голоса - любые лица, привлекаемые любыми сторонами к
расследованию отказов.
Проведение ПДК направлено на повышение ответственности работников производственных
подразделений ОАО МПК «АНГГ», сервисных предприятий за соблюдение технологической
дисциплины при ремонте скважин, эксплуатации оборудования, и качественного расследования
причин преждевременных отказов при работе УЭЦН, а также для разработки мероприятий по
профилактике отказов.









4.3.6.1. Порядок проведения заседания ПДК.
Проводится ежемесячно или по согласованию со всеми участниками (Подрядчик по ЭПО,
подрядчик по ТКРС).
Технологическая служба ОАО МПК «АНГГ», назначает дату проведения ПДК и
сообщает ее всем сервисным предприятиям, участвующим в подготовке, ремонте
оборудования, ремонте скважин, обслуживании механизированного фонда скважин,
оборудованного УЭЦН, где указывает место, время проведения совещания, а так же
№скважин и даты отказов.
Проводит заседание Главный инженер ОАО МПК «АНГГ» - председатель комиссии или
его заместитель.
В работе заседания участвуют представители ОАО МПК «АНГГ», сервисных
предприятий, назначенные внутренними приказами «О создании комиссии по
расследованию причин преждевременных отказов УЭЦН».
4.3.6.2. Порядок оформления результатов заседания ПДК.
После рассмотрения всех материалов и обмена мнениями председатель комиссии выносит
заключение о причине отказа УЭЦН.
В случае несогласия какой-то из сторон с причиной отказа и определением виновного,
председатель комиссии направляет материалы по отказу УЭЦН на дорасследование, и
рассмотрение отказа переносится на следующее ПДК, но не более одного раза.
В случае невозможности корректного определения истинной причины отказа УЭЦН из-за
отсутствия (не полностью предоставленной) информации председатель комиссии вправе
определить виновной сторону отвечающей за предоставление данной информации.
Все материалы расследования остаются в распоряжении Подрядчика по ЭПО,
заинтересованным лицам передаются необходимые копии.
По результатам заседания составляется протокол ПДК (приложение 1), в котором
расписаны все без исключения результаты расследования с причинами отказов
53
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)


оборудования и указанием служб допустивших брак в работе или брак при оформлении
документов. Протокол подписывается, представителями ОАО МПК «АНГГ», сервисного
блока и является документом, обязательным для исполнения работниками подразделений
и служб ОАО МПК «АНГГ» и сервисных предприятий.
Протокол утверждается Главным инженером ОАО МПК «АНГГ» - председателем ПДК,
после чего руководителем производственного подразделения издается приказ о наказании
лиц, допустивших брак в работе. В случае выявления брака со стороны подрядных
организаций в курирующий отдел передаются копии документов для дальнейшего
проведения претензионной работы согласно заключенных договоров. Все споры и
претензии решаются в соответствии с договором и законодательством РФ. В договорах
или в отдельных Регламентах по претензионной работе между предприятиями должны
быть оговорены взаимные экономические санкции за брак в выполнении работ.
На основании результатов ПДК при необходимости вносятся оперативные изменения в
план работ бригад ремонта скважин, принимаются решения об дополнительных
исследованиях на скважине, изменении типоразмера УЭЦН в рассматриваемой скважине
или о прекращении вообще эксплуатации в ней УЭЦН.
4.3.7. Седьмой этап расследования - проведение анализа надежности работы УЭЦН
за отчетный период (месяц квартал, полугодие, год).
Анализ по надежности погружного оборудования, по выявлению «слабых» мест, узлов
УЭЦН проводиться на основании собранной информации, сделанных выводов и отчета о
причинах отказа УЭЦН. Данными для проведения анализа могут служить: расчет
межремонтного периода работы скважин и наработки на отказ в целом по фонду, по
месторождениям, по типоразмерам УЭЦН (с разбивкой на новые и ремонтные), по пластам и
глубинам подвески, рассчитываемые ежемесячно. Эти итоговые документы позволяют вести
сравнительный анализ надежности, как самого оборудования, так и анализировать качество его
ремонта и эксплуатации, контролировать работу смежников. Необходимо обратить внимание на
то, что контролю должны подвергаться не только УЭЦН, причины отказа которых
рассматриваются на ПДК, но и установки с наработкой более 365 суток - это позволяет
контролировать слабые узлы и детали оборудования за весь срок их работы. Ведь основная
задача предприятий участвующих в процессе работ с УЭЦН - заставить оборудование
отрабатывать не только гарантийный срок, но и гораздо дольше. В большинстве случаев четко
определить причину отказа или выявить брак, какой-либо службы в оборудовании,
проработавшем более 30 суток сложно. Брак в работе служб вероятнее всего проявится в
начальные же сутки работы установки ЭЦН. В то же время сбор информации о техническом
состоянии всех демонтированных узлов, позволяет из массива данных отобрать и выявить
самые слабые и на основании этого анализа принять меры по увеличению их ресурса.
Исполнение данных условий и требований позволит не только четко определять причины
выхода из строя УЭЦН на скважинах, но и своевременно принимать меры по их
предотвращению впредь, неуклонно повышать наработку на отказ оборудования и
поддерживать высокую технологическую дисциплину персонала.
Председатель комиссии по расследованию причин отказов погружного оборудования ОАО
МПК «АНГГ» является ответственным за весь процесс определения причин отказа погружного
оборудования, за подготовку и реализацию мероприятий (на основании анализа) направленных
на повышение качества и эффективности работы механизированного фонда скважин.
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
54
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (08.10.2014г)
55