Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: (рис. 4.2)

насосного агрегата (приставка, насос, приемный модуль или газосепаратор, протектор, электродвигатель, компенсатор);

бронированного кабеля;

устьевой арматуры;

автотрансформатора;

станции управления.

Погружной центробежный электронасос.

Приставка состоит из модулей секций, модуля головки, ловильной головки, обратного и сливного клапана.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля головки. Допускается уменьшение числа модулей - секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности. При наличие двух модулей нижний называют насосом, верхний - промежутком.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль -газосепаратор. Газосепаратор устанавливается вместо приемного модуля между насосом и протектором.

Ловильная головка состоит из корпуса с внутренней резьбой диаметром 73мм.

Модуль головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер, и резиновых колец. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируется резиновыми кольцами. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Входной модуль) состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения тем самым, повторного запуска насосного агрегата.

Сливной клапан состоит из корпуса с отверстием, с резьбой для ввинчивания сбивного штуцера. Служит для слива жидкости из внутренней полости НКТ, при подъеме насосного агрегата из скважины. Клапан допускается устанавливать выше насоса, в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса.

В условиях ОАО «Сургутнефтегаз» обратный клапан устанавливают между первой и второй НКТ от приставки, сливной клапан - между третьей и четвертой НКТ от приставки.

Погружные двигатели.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполосные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионостойком исполнении, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора (гидрозащиты). Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса. Длина электродвигателя в зависимости от мощности может достигать 10м. Статор выполнен из трубы, в которой запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная протяжечная катушечная, выполнена из масло и теплостойких материалов. Фазы обмотки соединены в звезду.

Ротор - короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из специальной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже. Сердечники выполнены из листовой, технической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой стороны - пружинным кольцом. Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подшипника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического сопротивления электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками. Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под коробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстие под пробку проводят закачку и смесь масла в электродвигатель.

Термонометрическая система ТМС-3 предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, а защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давление жидкости на приеме насоса ниже допустимого). Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя - формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутренние полости электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Гидрозащита состоит из протектора, в случае устаревшей гидрозащиты П-92, и из протектора и компенсатора в случае новых гидрозащит - 1Х, 1Г, П-92Д. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионостойкого исполнений.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения вала насоса с электродвигателем. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, и нижняя секция - трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе.

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и сращенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В качестве основного кабеля на предприятиях ОАО «Сургутнефтегаз» используют плоские кабели марки КПБП.

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технических операций. Трубная головка предназначена для подвески НКТ герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для не коррозийных и коррозийных сред, а также для холодной климатической зоны. Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

Для оборудования устья скважин с ЭЦН на Федоровском месторождении применяется фонтанная арматура:

Румынская 3” * 2.1/2 - 210 , производства мех. предприятие Кымпина.

АФК 3-65*21, производства г.Баку машиностроительный завод имени лейтенанта Шмидта.

АФК 1 Э - 65 * 21 К1ХЛ, производства Воронежского механического завода.

АФК 1 Э - 65 * 21 ХЛ - 4Ф -М9, производства Корвет г. Курган.

Межтрубное пространство соединено с выкидной линией, на которую установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследования.

Трансформаторы используются для изменения величины напряжения (могут быть понижающими и повышающими). Вместо трансформатора и станции управления используются трансформаторные комплектные подстанции КТППНКС. Кустовые КТППНКС рассчитаны на применение в условиях Федоровского месторождения (Крайнего Севера и Западной Сибири).

В НГДУ «Федоровскнефть» применяются установки ЭЦН различных модификаций с подачами до 500 м3/сут. различных напоров в износостойком исполнении для пластовых жидкостей с КВЧ свыше 100 мгр./л., углепластиковыми рабочими органами для обводненной продукции скважин (свыше 98%)., (см.табл.4.2). Для спуска УЭЦН с номинальной подачей до 200 м3/сут. включительно применяются НКТ диаметром 60мм, для спуска УЭЦН с номинальной подачей 250 м3/сут. и выше применяются НКТ диаметром 73мм.

Условные габаритные группы установок следующие:

Группа 5 - для эксплуатации скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 121,7мм ;

Группа 5А - не менее 127мм ;

Группа 6 - не менее 144,3мм;

Группа 6А - не менее 148,3мм.

Вывод: На Фёдоровском месторождении выбор конструкции скважины, цементирование обсадных колонн производится с учетом геологической характеристики разреза, назначения скважин, способа эксплуатации, в соответствии с руководящими документами: проектом на строительство скважины и протоколом технического совещания ОАО "Сургутнефтегаз”.

Добыча нефти на месторождении ведётся как фонтанным, так и механизированным способами. К механизированным способам относятся добыча с использованием электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговыми глубинными насосами (ШГН).

На 1.01.2004года на Фёдоровском месторождении фонтанным способом эксплуатируется 58 скважин. 98% скважин Фёдоровского месторождения эксплуатируются глубинными насосами. Таким образом эксплуатация скважин УЭЦН - основной способ добычи нефти на Фёдоровском месторождении. Парк ЭЦН на 1.01.2004 года составил 2092 скважин, парк ШГН - 631 скважину.

На Федоровском месторождении установки центробежных электронасосов УЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных. Это связано с меньшей их металлоёмкостью, по сравнению с УШГН, простотой обслуживания, более широким диапазоном изменения значений подачи насоса и глубины спуска.

Установки УЭЦН состоят из погружного насосного агрегата, обратного и сбивного клапана, кабеля в сборе. С помощью устьевого оборудования, установленного на колонной головке эксплуатационной колонны, подвешена колонна НКТ. На поверхности устанавливается клемная коробка, для подключения кабеля идущего из скважины. На специальной площадке устанавливается автотрансформатор со станцией управления. В НГДУ «Федоровскнефть» применяются установки ЭЦН различных модификаций.

Таблица 4.2

Параметры установок УЭЦН применяемых в НГДУ “Федоровскнефть “

Установка	Номинальная подача м3/сут.	Напор	Рекомендуемая рабочая область
			Подача	Напор
УЭЦН5-30-1000	30	995	15 - 50	1130 - 520
УЭЦН5-30-1200	30	1245	15 - 50	1280 - 960
УЭЦН5-30-1400	30	1465	15 - 50	1510 - 1130
УЭЦН5-50-1000	50	990	25-70	1020 - 730
УЭЦН5-50-1100	50	1185	25-70	1190 - 850
УЭЦН5-50-1300	50	1360	25-70	1400 - 1005
УЭЦН5-50-1550	50	1565	25-70	1610 - 1155
УЭЦНА5-60-1000	60	1000	35-80	1160 - 630
УЭЦНА5-60-1200	60	1180	35-80	1360 - 740
УЭЦН5-80-900	80	900	60-115	940 - 490
УЭЦН5-80-1050	80	1050	60-115	1095 - 570
УЭЦН5-80-1200	80	1235	60-115	1290 - 675
УЭЦН5-80-1400	80	1425	60-115	1490 - 1155
УЭЦН5-125-850	125	865	105-165	960 - 385
УЭЦН5-125-1000	125	1020	105-165	1135 - 455
УЭЦН5-125-1200	125	1180	105-165	1310 - 525
УЭЦН5-125-1300	125	1335	105-165	1480 - 590
УЭЦН5-200-800	200	810	150-265	1000 - 470
УЭЦН5-200-950	200	940	150-265	1115 - 525
УЭЦН5-200-1000	200	1010	150-265	1205 - 565
УЭЦН5А-250-800	250	795	195-340	905 - 475
УЭЦН5А-250-1000	250	1000	195-340	1140 - 600
УЭЦН5А-250-1200	250	1190	195-340	1355 - 710
УЭЦН5А-400-850	400	850	300-440	1100 - 728
УЭЦН5А-400-900	400	930	300-440	1187 - 784
УЭЦН5А-400-1000	400	1000	300-440	1272 - 840
УЭЦН5А-400-1100	400	1100	300-440	1442 - 962
УЭЦН5А-400-1250	400	1200	300-440	1010 - 1064
УЭЦН5А-500-750	500	755	430-570	780 - 705
УЭЦН5А-500-800	500	815	430-570	850 - 770
УЭЦН5А-500-1000	500	955	430-570	1040 - 940
УЭЦН5А-500-1200	500	1240	430-570	1250 - 1184
R-5	50	1050	20-60	1215 - 865
R-7	80	1050	60-100	1190 -870
R-9	120	1050	101-150	1105 - 990
R-12	170	1300	151-200	1510 - 1130
R-16	220	1250	200-250	1370 - 1130
R-32	350	1250	251-400	1475 - 1065

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

Фонд скважин по НГДУ «Федоровскнефть» оборудованных УЭЦН на 1.01.04 года, составил 2098 скважин (таблица 5.1) , что на 14 скважин меньше, чем на 1.01.03 года. Это вызвано переводом малодебитных скважин с ЭЦН на ШГН, переводом высокообводненных скважин в пьезометрический фонд.

По ЦДНГ-1, в связи с приемом новых скважин из бурения, фонд увеличился с 231 до 315 скважин. Добыча нефти по цеху на 01.01.2003г. составляла 3916т/сут. (13% от добычи по НГДУ), на 01.01.2004г. 6958 т/сут (22% суточной добычи управления). Проводится большая работа по выводу на оптимальные режимы эксплуатации вновь вводимых скважин, оптимизацию работы старого фонда, внедрению оборудования в специсполнении. График добычи за 2003 год по ЦДНГ-1, НГДУ «Федоровскнефть», объем нефти добытой ЭЦН отражен на рис. 5.6. Наглядно виден прирост объемов добычи в течении года.

По НГДУ наиболее применяемыми остаются установки ЭЦН-50,60 - 369 скважин и ЭЦН-80 - 344 скважины. Увеличился фонд ЭЦН-30, ЭЦН-80, ЭЦН-400, ЭЦН-500, R-9, уменьшилось количество ЭЦН-50, ЭЦН-125, ЭЦН-200, ЭЦН-250, R-5, R-7, R-12, R-16. По цеху увеличился фонд всех ЭЦН, кроме ЭЦН-30 (-5), ЭЦН-200(-4). Наиболее применяемые установки ЭЦН-80 - 78 скважин, что составляет 25% от эксплуатационного фонда ЭПУ. Перераспределение типоразмеров ЭПУ отражено на рис.5.1 Диаграммы применяемых типоразмеров УЭЦН и ODI по цеху и НГДУ приведены на рис.5.2- 5.5.Динамика эксплуатационных показателей по ЭПУ сведена в таблице 5.2.



Рис.5.1 Перераспределение фонда скважин, оборудованных УЭЦН по ЦДНГ-1.

Перераспределение фонда скважин, оборудованных УЭЦН, произошло за счет ввода новых скважин, оптимизации и вывода скважин из бездействующего фонда (консервация, пьезометр). Поиск оптимальных условий эксплуатации скважин - одна из наиболее распространенных задач в добыче нефти.

В 2003 году в НГДУ произведено 466 оптимизаций скважин (при плане 320), из них на пласте АС5-8 270 скважин (58%), на пласте БС10 196 скважин (42%). По ЦДНГ-1 за 2003 год проведено 74 оптимизации, годовой график приведен на рис.5.7. За счет оптимизации режима работы скважин в 2003 году средний дебит увеличился с 152м ³/сут, до 255м ³/сут. по жидкости и со 21,6м³/сут. до 36,6м³/сут. по нефти. Средний динамический уровень снизился с 326 до 585 м, в т.ч. по скважинам пласта АС5-8 - с 225 до 431 м, по скважинам других пластов - с 625 до 805 м. Изменение дебита, динамических уровней и глубины подвески ЭЦН представлены в табл. 5.3. и на рис.5.8

Рисунок 5.8. Дебиты, динамические уровни, глубины спуска ЭЦН.

Межремонтный период работы скважин с УЭЦН на 1.01.2004 года составил 536 суток (на 1.01.2003 года - 523 суток) - увеличился на 13 суток Снизилось количество ремонтов для МРП с 1446 до 1394 шт. (табл. 5.5 рис.5.9). Показатели надежности по ЭПУ сведены в таб.5.4.(рис.5.12) На рис.5.10 представлены показатели ЭЦН за скользящий год по НГДУ «Федоровскнефть» (отказы, количество ремонтов, наработка на отказ). На рис.5.11 изменение межремонтного периода УЭЦН по ЦДНГ-1 НГДУ «Федоровскнефть» в динамике за 12 месяцев 2003 года.

Таблица 5.4

Показатели надежности ЭПУ

Показатель	Ед. изм.	2002 г.	2003 г.	+- к 2002 г.
	абс.ед.	%	абс.ед.	%	абс.ед.	%	абс.ед.	%
Отказы , всего	шт	шт/100 скв	1655	77,2	1792	90,6	137	13,4
Э-25,35		ср.год.фонда	215	82,0	310,0	111,3	95	29,3
Э-50,60		типоразмера	348	78,9	378,0	109,1	30	30,2
Э-80			300	93,0	272,0	93,0	-28	0,0
Э-125			281	100,7	216,0	96,2	-65	-4,4
Э-200 и более			439	71,2	495,0	81,6	56	10,4
Импортные ЭЦН			72	33,7	121,0	52,4	49	18,7
Ремонты для МРП	шт	% от 2002г.	1446	89,4	1394,0	96,4	-52	7,0
МРП, план	сут		523	122,8	528,0	101,0	5	-21,8
факт			523	110,6	536,0	102,5	13	-8,1
Монтажи , всего	шт	шт/100 скв	2401	111,9	2377,0	120,1	-24	8,2
Э25,30,35		ср.год.фонда	311	118,5	377,0	135,4	66	16,9
Э-50,60		типоразмера	414	94,0	420,0	121,2	6	27,2
Э-80			364	112,9	401,0	137,1	37	24,2
Э-100			0	0,0	5,0	200,0	5	200,0
Э-125			309	110,6	277,0	123,4	-32	12,8
Э-160			0	0,0	5,0	200,0	5	200,0
Э-200 и более			882	143,2	784,0	129,3	-98	-13,9
Импортные ЭЦН			121	56,7	108,0	46,8	-13	-9,9

Таблица 5.5

на 1.01.03 года по НГДУ
Ремонты для МРП,шт	% охвата ремонтами	МРП по ремонтам сут.	% МРП
1446	98,4	523	110,6
на 1.01.04года по НГДУ
Ремонты для МРП, шт	% охвата ремонтами	МРП по ремонтам сут	% МРП
1394	96,4	536	102,5

Рисунок 5.9. Межремонтный период

5.1.2 Аварии с УЭЦН

За 2003г. по управлению допущено 10 аварий, в том числе по вине НГДУ - 1 шт. (табл.5.6.). Сокращение числа аварий установок объясняется более качественным подходом к контролю над эксплуатацией скважин со стороны ЦДНГ и повышением технологической дисциплины при производстве ремонтов скважин.

Количество аварий по сравнению с 2002 г. снизилось на 6 шт., в том числе по вине НГДУ - на 8 шт (рис.5.14). В ЦДНГ- 1 за 2003 год произошла 1 авария к.651 скв.5573Гр (при ремонте обнаружено расчленение по корпусу приставки - причина не установлена). По видам расчленения аварии делятся следующим образом (рис.5.13):

1. По НКТ - 1 шт. (3 шт. в 2002 г.);

2. По корпусным деталям -7 шт., из них 3 по корпусу газосепаратора (4шт. в 2002 г.);

3. По фланцевым соединениям - 1 шт. (5 шт. в 2002 г.);

4. По резьбовому соединению ПЭД 1 шт.

Снижение аварий произошло за счет:

1. Повышения качества и организации работ на фонде скважин.

2. Увеличения охвата механизированного фонда автоматическими замерами.

3. Усиления контроля при приеме и монтаже УЭЦН.

4. Своевременного применения противополётных мероприятий,

5. Внедрения УЭЦН фирмы “ODI”.

6. Внедрения УЭЦН в специальном исполнении (двухопорные и углепластиковые).



Рисунок 5.14. Аварии на фонде УЭЦН по НГДУ «Федоровскнефть, по виновным организациям.

Несмотря на то, что число аварий с УЭЦН в 2003году значительно сократилось по сравнению с 2002 годом, тем не менее, удельное количество аварий на 100 скважин эксплуатационного фонда остается одним из самых высоких в ОАО «Сургутнефтегаз».

В НГДУ разработаны мероприятия по сокращению аварий с УЭЦН, основанные на требованиях «Технологического регламента на производство работ и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и «Целевой комплексной программы по повышению надежности и обеспечению эффективной эксплуатации установок ЭЦН на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»/

Для уточнения кривизны скважин, в НГДУ «Федоровскнефть» в 2003 году были проведены ГФИ с помощью гироскопа на 107 скважинах, оборудованных УЭЦН, и установки были спущены в прямой интервал согласно данных гироскопа.

Для исключения аварий с УЭЦН необходимо применение противополетных устройств, так как практически единственным критерием, по которому возможно предотвращение «полета» УЭЦН, является контроль над динамикой дебита жидкости и уровня скважины. Это недостаточно оперативный способ предупреждения аварии. Любой достаточно сложный и дорогой агрегат обязан иметь защиту от поломок, аварий и выхода из строя, установка ЭЦН таковой защиты не имеет. Необходимо оснастить каждый УЭЦН противополетным устройством, испытав несколько их типов, и выбрав наиболее эффективный (противополетная ловильная головка, управляемое противополетное устройство «Якорь», канатный подстропник.).

5.1.3 Неэффективные ремонты

В 2003г. в НГДУ «Федоровскнефть» произошло 159 неэффективных ремонтов (7% от монтажей), что соответствует количеству за 2002 год (табл.5.8).

Затянувшихся ремонтов - 15 шт., повторных - 32 шт., преждевременных отказов - 112 шт. Удельное количество затянувшихся ремонтов снизилось на 0,7% от монтажей, повторных увеличилось - на 0,1%, преждевременных отказов увеличилось - на 0,4% (рис.5.15).

По вине НГДУ произошел 51 неэффективный ремонт (2,2% от монтажей), в 2002 г. 62 неэффективных ремонта (2,6%).Рис.5.16

Из-за нарушения технологии подземных ремонтов произошло 7 неэффективных ремонтов (15 в 2002г.), из-за нарушения технологии эксплуатации - 44 ремонта (47 в 2002 г.), по геолого-техническим причинам - 16 ремонтов (18 в 2002 году).

По ЦДНГ-1 в 2003г. - 31 неэффективный ремонт. По вине НГДУ 7. Из за нарушения технологии ПРС - 1 (высокое запускное КВЧ), 5 - по ГТМ (высокая обводненность, газ, кривизна). Распределение причин неэффективных ремонтов по цеху на. рис.5.17.

Основными причинами неэффективных ремонтов в НГДУ, произошедших по геолого-техническим причинам, продолжает оставаться увеличение фонда скважин пласта АС5-8, осложнённого повышенным газосодержанием; повышенным выносом КВЧ из пласта. Из 159 неэффективных ремонтов 98 произошло на скважинах пласта АС5-8, что составляет 62 %, в том числе по вине НГДУ 33 скважины пласта АС5-8 из 51 или 64% (рис.5.18).

Рис.5.17 Распределение причин неэффективных ремонтов по ЦДНГ -1.

5.2 Выполнение мероприятий по недопущению неэффективных ремонтов и аварий, их эффективность в 2003 году

Основные причины выхода из строя ЭЦН можно разделить на три группы:

1. По вине завода изготовителя

бракованная продукция

2. По вине ЦБПО ЭПУ

Не качественная сборка б/у насосов

Не качественный ремонт кабеля

3. По вине НГДУ

Перегрев двигателя по причине:

Не качественный вывод на режим

Работа на срыве подачи (влияние газа)

Работа вне зоны расходно-напорной характеристики

Влияние мех.примесей и солеотложения

По вине ПРС/КРС:

Не соблюдение СПО

Не качественное глушение

Засорение насоса

При сохранении общего количества ремонтов на уровне 2002 года количество неэффективных ремонтов по вине служб НГДУ снижено с 62 до 51 шт. Количество аварий по управлению снижено с 16 до 10 шт., в том числе по вине эксплуатационных и ремонтных служб управления с 9 до 1 шт.

По ЦДНГ в 2003г. допущено 7 неэффективных ремонтов по вине служб НГДУ (9 в 2002г). Основными причинами неэффективных ремонтов, произошедших в цехе по геолого-техническим причинам, остается увеличение фонда скважин пласта АС5-8 (осложнённого повышенным газосодержанием; повышенным выносом КВЧ из пласта). Количество аварий по сравнению с 2002г. снизилось на 2 шт. В ЦДНГ- 1 за 2003 год произошла 1 авария к.651 скв.5573Гр (при ремонте обнаружено расчленение по корпусу приставки - причина не установлена). Сокращение числа аварий установок объясняется более качественным подходом к контролю над эксплуатацией скважин со стороны ЦДНГ и повышением технологической дисциплины при производстве ремонтов скважин.

Разработаны организационно-технические мероприятия по снижению количества неэффективных ремонтов скважин, оборудованных установками ЭЦН, и обеспечено их выполнение в течение 2003 года.

Мероприятия по предупреждению неэффективных ремонтов и аварий:

1. Внедрение импортных УЭЦН и УЭЦН в специальном исполнении.

2. Скреперование эксплуатационных колон в скважинах с высоким КВЧ.

3. Усиление контроля за работой подрядных организаций.

4. Повышение качества вывода скважин на режим и усиление инженерного контроля за соблюдением технологии проведения спускоподъемных операций при текущих и капитальных ремонтах скважин.

5.3 Осложненный фонд

5.3.1 Часторемонтируемый фонд

К часторемонтируемому фонду (ЧРФ) относятся скважины, имеющие 2 и более отказа в течение года с наработкой менее 180 суток. На 1.01.04 г. фонд ЧРФ по НГДУ состоит из 80 скважин (на 25 скважин меньше, чем на 1.01.03 г).

Причины нахождения скважин в ЧРФ следующие:

1. Влияние газа - 21скважина;

2. Влияние кривизны ствола скважины - 10 скважин;

3. Влияние механических примесей в продукции скважины - 20 скважин;

4. Высокое содержание воды в продукции скважины - 8 скважин;

5. Низкая надежность оборудования, брак в работе и т.п. - 9 скважин;

6. Низкая продуктивность - 8 скважин;

7. Прочие - 4 скважины.

Фонд ЧРФ по цеху на 1.01.04 г. составляет 11 скважин (1.01.03 г - 9 скважин). Увеличение ЧРФ также объясняется вводом скважин осложненного пласта АС5-8. Фонд ЧРФ по цеху (с указанием причин нахождения и мероприятиями) в таблице 5.9 Мероприятия по сокращению ЧРФ: изменение глубины спуска насоса, внедрение износостойкого оборудования, изменение способа эксплуатации, ГТМ.

5.3.2 Периодически работающий фонд ЭЦН

Периодически работающий фонд ЭЦН Федоровского месторождения составляет 40 скважин (в 2002 г. - 41 скважина), в т.ч. Э-30,35 - 23 скважины, Э-50 - 9скважин, Э-80 - 8 скважин, из них 22 скважины пласта АС5-8. В ЦДНГ-1 на 01.01.2004г. 4 периодически работающих скважин .

Основными причинами периодической работы УЭЦН является:

1. Влияние повышенного газосодержания скважин пласта АС5-8;

2. Необходимость работ по интенсификации притока.

В 2003 году на скважинах пласта АС5-8 предусмотрено внедрение клапанов фонтанирования. Низкая продуктивность скважин объясняется стадией разработки месторождения, в зависимости от коллекторских свойств пласта скважины переводят на другой пласт, или подбирают оптимальный типоразмер насоса.

В таблице 5.10 приведен фонд периодически работающих скважин по цеху, с указанием причин нахождения и мероприятиями.

По НГДУ «Федоровскнефть» мероприятия по выводу скважин из периодически работающего фонда:

1. Перевод на ШГН - 6 скважин.

2. Смена типоразмера - 17 скважин.

3. Изменение глубины спуска - 7 скважин.

4. Интенсификация притока- 6 скважин.

5. Увеличение пластового давления - 4 скважины.

5.3.3 Эксплуатация установок импортного производства

На 1.01.2004г. в эксплуатации по НГДУ находится 225 УЭЦН фирмы “ODI”, 239 на 1.01.2003 г. (табл. 5.2. и 5.11). В 2003 году внедрено 68 установок фирмы “ODI”, в том числе R-5 - 5 шт, R-7 - 8шт, R-9 - 9 шт, R-12 -12шт, R-16 - 14 шт, R-32 - 20 шт. По ЦДНГ- 1 на 01.01.2004г. в эксплуатации 39 установок фирмы “ODI”. Динамика ввода установок за 2003 год по цеху на рис.5.19.

В 2003 году в НГДУ произошло 121 отказа, из них:

1. Снижение сопротивления изоляции кабеля - 38 скважин

2. Снижение сопротивления изоляции ПЭД - 45 скважин.

3. Износ УЭЦН - 26 скважин.

4. Негерметичность НКТ - 6 скважин.

5. ГТМ - 6 скважин.

Диаграмма отказов по цеху (по причинам) на рис.5.20. Отказы УЭЦН фирмы “ODI” произошли с наработкой от 17 до 1767 суток.

Мероприятия по работе с импортными УЭЦН:

1. Исключение внедрения УЭЦН фирмы «ODI» на скважинах с прорывным газом.

2. Спуск УЭЦН на новых НКТ отечественного производства.

3. Скреперование и промывка эксплуатационной колонны скважины.

Рис.5.20 Количество отказов установок фирмы “ODI” по ЦДНГ-1 за 2003г.

5.3.4 Эксплуатация УЭЦН в специальном исполнении

На скважинах НГДУ «Федоровскнефть» с осложненными условиями эксплуатации применяются УЭЦН в специальном исполнении.

В скважинах с повышенным количеством механических примесей (больше 100 мг/л) использовались установки с двухопорным исполнением рабочих органов. В 2003 году смонтировано 735 таких установок, в 2002 г. - 502 установки. Межремонтный период УЭЦН в двухопорном исполнении составляет 631 сутки, что на 95 суток больше среднего.

На обводненных скважинах используются установки с углепластиковыми рабочими органами. В 2003 г. было смонтировано 262 установки, в 2002 г. - 110 установок.

По фонду ЦДНГ-1 за 2003г. внедрено 105 установок с двухопорным исполнением рабочих органов и 19 с углепластиковыми рабочими органами. Динамика ввода УЭЦН в специальном исполнении за 2003г по ЦДНГ -1 на рис.5.19.

Рис.5.21 Эксплуатация УЭЦН в специальном исполнении по НГДУ «Федоровскнефть».

5.3.5 Эксплуатация горизонтальных скважин

На 01.01.2004 г. по НГДУ «Федоровскнефть» в эксплуатации находилось 554 горизонтальные скважины или 47,7% от эксплуатационного фонда добывающих скважин, на 1.01.2003 г. - 455 скважин (табл. 5.12.)

Основным осложняющим фактором при эксплуатации горизонтальных скважин остается влияние газа. В 2003 г. допущен 51 неэффективный ремонт (10,4% от эксплуатационного фонда ЭПУ на горизонтальных скважинах), это 32,1% от общего количества неэффективных ремонтов и 52% от неэффективных ремонтов произошедших на скважинах пласта АС5-8.

В 2003 г. допущено 2 аварии, в 2002 г - 5.

На 01.01.2004 г.по ЦДНГ-1 НГДУ «Федоровскнефть» в эксплуатации находилось 124 горизонтальные скважины или 26,3% от эксплуатационного фонда добывающих скважин. В 2003 г. допущено 13 неэффективных ремонтов (41,9% от общего количества неэффективных ремонтов эксплуатационного фонда ЭПУ).

Предложения по решению проблем, возникающих при эксплуатации горизонтальных скважин:

1. Внедрение клапанов фонтанирования.

2. Станций управления нового поколения.

3. Оснащение скважин ТМС для определения параметров работы скважин пласта АС5-8 с повышенным газосодержанием.

4. Внедрение малогабаритных УЭЦН (по длине и наружному диаметру).

5. При бурении горизонтальных скважин предусмотреть участки на глубинах 1500-1700 метров (интенсивность набора кривизны не более 3 - 6 минут на 10 метров).

6. Внедрение не замерзающих обратных клапанов на фонтанных арматурах (типа «Корвет»).

5.4 Осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН и методы борьбы

В практике эксплуатации скважин электроцентробежными насосами сталкиваются с различными осложнениями: отложениями парафина, выносом твердых частиц и образованием песчаных пробок, отложением неорганических солей, наличием газа, высокой обводненностью.

Наличие твердых частиц в жидкости приводит либо к засорению насоса, либо к разрушению рабочих органов насоса.

Высокая обводненность продукции скважины приводит к коррозии рабочих органов установки.

Негерметичность НКТ приводит к снижению, а в итоге к отсутствию подачи установки.

В скважинах, оборудованных погружными центробежными электронасосами, при отложении солей и парафина или выносе твердых частиц с образованием пробок, увеличивается противодавление на насос, в результате чего производительность его снижается, повышаются электрические затраты, уменьшается КПД установки, происходит частое отключение установки по срыву подачи с выходом из строя двигателя.

Значительное снижение производительности может привести к перегреву электродвигателя и кабеля (смещение жил), преждевременному выходу его из строя. Частые спускоподъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д.

Отложение солей и смолопарафиновый массы в НКТ погружного насоса может привести к прекращению подачи жидкости. При отложениях, полностью перекрывающих сечение колонны труб, необходимо поднять оборудование из скважины. Это операция трудоемка и, как правило, проходит в осложненных условиях, так как невозможно произвести нормальное глушение скважины.

При высоком содержании газа в продукции скважины ухудшается характеристика насоса: снижается напор, подача и к.п.д. насоса. Работа насоса становится крайне неустойчивой. Когда количество газа достигнет некоторого предела, происходит срыв подачи. Чувствительность погружных центробежных насосов зависит от типа рабочей ступени и от параметров насоса. У насосов, имеющих ступени с радиальными направляющими аппаратами, чувствительность к газу несколько меньше, чем у насосов с осевыми направляющими аппаратами. Производительность насоса снижается из-за того, что газовая фаза занимает некоторый объем вместо жидкости. Коэффициент полезного действия насоса снижается вследствии того, что часть энергии бесполезно тратится на сжатие газа. Резкое расширение газовых пузырьков на рабочих колесах производит эффект кавитации с разрушением рабочих колес.

Методы борьбы с парафином.

В 2003 году по НГДУ «Федоровскнефть» фонд скважин, осложненных отложениями парафина, сократился до 616 скважин (29% от эксплуатационного фонда УЭЦН ). В ЦДНГ-1 56 скважин фонда ЭЦН имеют МОП (межочистной период) до 60 суток. В настоящее время на практике применяют разнообразные методы борьбы с отложениями парафина в скважинах.

Количество наиболее дорогостоящих обработок, выполняемых сторонними подразделениями СУХТП и СНГФ, были снижены в связи с использованием их, в основном, для работ по восстановлению циркуляции. Промывка горячей нефтью с помощью АДП - основной способ борьбы с АСПО в НГДУ “ФН” (55% от общего количества обработок). В 2003 году проводились работы по восстановлению циркуляции на 5 скважинах ЭПУ с помощью промывок установкой “Непрерывная труба”, по которым были допущены образования парафиновых пробок. В связи с высокой стоимостью проведения операции, данный способ борьбы с АСПО применялся лишь в экстренных случаях, когда не было достигнуто результата другими способами. Чистка механическим скребком составляет 43% от общего количества обработок. С точки зрения качества и стоимости обработки, чистка лифта НКТ тросово-канатными звеньями является наиболее эффективным, методом борьбы с парафиноотложениями на скважинах фонтанного фонда и фонда ЭЦН. Она применяется как для профилактики парафиноотложений, так и для проведения регламентных работ при ПРС (сбивка клапана, отбивка забоя). Обработка растворителями проводится силами СУХТП, в качестве растворителя применяется ШФЛУ (0,9% от общего количества обработок). Обработка скважин ШФЛУ силами СУХТП применяется как для профилактических работ, так и для восстановления циркуляции.

Эффективность каждого из существующих методов зависит от ряда физико-химических и технологических параметров, определяющих интенсивность, место и характер отложения парафина. Поэтому одна из основных задач - выбор метода и определение области наиболее эффективного его применения. Опыт эксплуатации показал, что при высокой интенсивности отложений парафина в подъемных трубах и выкидных линиях целесообразнее применять защитные покрытия на основе эпоксидных смол, стекла и силикатных эмалей. В качестве защитных покрытий могут быть использованы и другие полимерные материалы, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Покрытие должно быть водо- и нефтестойким.

2. Оно должно быть сплошным по всей длине трубы.

3. Толщина покрытия должна превышать размеры шероховатости трубы.

4. Поверхность покрытия должна быть зеркально-гладкой без микропор и микротрещин.

5. Материал покрытия должен быть полярным, т.е. иметь высокие диэлектрические свойства.

Методы борьбы с отложениями неорганических солей.

Предупреждением отложения неорганических солей является промывка скважины после глушения. Применяют механические и химические методы удаления отложений неорганических солей. Механический метод основан на применении шарошек, долот, и др. приспособлений. Этот метод весьма трудоемок, что ограничивает его применение на практике, чаще всего, его применяют в комбинации с химическим способом. Реагенты для удаления отложений солей:

водный раствор едкого натра (каустической соды)

водные растворы соляной кислоты

водные растворы углекислого натрия (кальцинированной соды).

Методы борьбы с влиянием газа.

Наиболее распространенным способом борьбы с влиянием газа является увеличение подвески насоса, т.е. погружение его на глубину, где в нефти меньше свободного газа (опыт эксплуатации погружных насосов показывает, необходимо погружать насос на 300-500 м. под динамический уровень).

Одним из методов решения проблемы влияния газа в НГДУ предложено внедрение клапанов фонтанирования. Метод основан на том, что при повышении затрубного давления срабатывает клапан фонтанирования, давление стравливается.

Другим способом борьбы с влиянием газа является применение газосепараторов. Газосепаратор устанавливается ниже насоса вместо приемного модуля, длина его 350-400мм., в зависимости от типа исполнения. Принцип его действия основан на отделении жидкости от газа действием центробежных сил.

Методы борьбы с высоким количеством взвешенных частиц в жидкости (КВЧ).

При значительном выносе твердых частиц с забоя скважины или из пласта, происходит засорение насоса, что в конечном итоге приводит к отказу установки. Особенно часто отказы происходят при эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами. Как одним из вариантов, увеличения МРП установок ЭЦН, в НГДУ «Федоровскнефть» была предложена и внедрена замена отечественного, более чувствительного к КВЧ оборудования на импортные установки фирмы «ODI» и использование УЭЦН в специальном исполнении (с двухопорным исполнением рабочих органов).

Внедрение износостойких УЭЦН, актуально с вводом в эксплуатацию на Федоровском месторождении новых залежей сложного строения, характеризующихся целым рядом факторов, осложняющих эксплуатацию скважин. Одним их этих факторов является вынос значительного количества песка.

5.9 Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

Подготовка скважины к спуску УЭЦН

Подготовка скважины к спуску УЭЦН производится в соответствии с планом работ, утвержденным:

§ главным инженером НГДУ - для скважин на нефтегазовых месторождениях (Лянторское, Вачимское, Быстринское, пласт АС 4-8 Федоровского месторождения), а также для горизонтальных скважин;

§ начальником ЦДНГ - для скважин других месторождений.

Глушение скважины осуществляется по инструкции, утвержденной главным инженером НГДУ. При этом содержание механических примесей в растворе глушения не должно превышать 100 мг/л.

Промывка скважины до искусственного забоя производится в случаях, когда:

§ УЭЦН спускается в скважину после бурения;

§ забой засорен песком так, что глубина текущего зумпфа менее 10 метров;

§ скважина обрабатывалась агрессивными жидкостями (после обработок призабойной зоны различными составами);

§ после выполнения работ по райбированию и скреперованию эксплуатационной колонны.

Промывка производится до искусственного забоя (жесткая посадка пера на забой), содержание КВЧ в растворе не должно превышать 100 мг/л.

После промывки производится контрольная отбивка забоя и отбор пробы на содержание КВЧ.

Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УЭЦН производится:

§ в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

§ при переводе скважины на эксплуатацию с помощью УЭЦН (с другого способа эксплуатации);

§ при смене УЭЦН на типоразмер большего диаметра;

§ при увеличении глубины спуска УЭЦН;

§ в случаях обнаруженного механического повреждения кабеля и затяжках при спуско-подъемных операциях.

Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее чем на 50 метров.

Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров.

Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки:

Таблица 5.13.

Шифр УЭЦН	Максимальный диаметр УЭЦН, мм	Минимальный внутренний диаметр эксплуат. колонны, мм	Диаметр шаблона, мм
УЭЦН - 5	118	121,7	120*
УЭЦН - 5 А	124	130	127
УЭЦН - 6	137	144,3	140
УЭЦН - 6А	140,5	148,3	144
Импортные установки: “Центрилифт”	123,5	127	124
“ОДИ”	121,6	127	124

Примечание. В случае непрохождения шаблона диаметром 120 мм скважина шаблонируется шаблоном диаметром 117 мм. При этом установка комплектуется погружным электродвигателем габаритом 103 мм после согласования с главным технологом (начальником ПТО) НГДУ.

В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.

Размещение наземного оборудования УЭЦН на площадке куста скважин

На расстоянии 25 м от скважин (в зоне видимости скважин) подготавливается площадка для размещения наземного электрооборудования УЭЦН с контуром заземления, связанным с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0,4) и кондуктором скважины стальной лентой.

К контуру заземления в соответствии с “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ) привариваются проводники для заземления станций управления и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

На расстоянии от 5 до 25 м от устья скважины устанавливается клеммная коробка, отвечающая по конструкции требованиям техники безопасности при выполнении горных работ и ПУЭ.

Сечение кабелей от ТП до станции управления должно соответствовать требованиям ПУЭ.

Заземляющие проводники к клеммной коробке, станции управления и трансформатору выполняет НГДУ. Кабели прокладываются по эстакаде.

Ответственность за состояние кабельных эстакад несет ЦДНГ.

Подключение посторонних приемников энергии (бригад ТКРС, геофизических и исследовательских партий) к станции управления должно производиться по инструкции, утвержденной главным энергетиком ОАО “Сургутнефтегаз”.

Запрещается эксплуатация УЭЦН, у которых площадки для размещения наземного электрооборудования, кабельные эстакады, клеммные коробки и заземление не соответствуют требованиям проектной документации. Ответственность за данный пункт несет НГДУ.

Монтаж УЭЦН на скважине

Рабочая площадка, приёмные мостки, насосно-компрессорные трубы очищаются от грязи, парафина, песка.

Подготавливается площадка для разгрузки узлов УЭЦН, подъезд к этой площадке.

В тёмное время суток должна быть обеспечена освещённость устья и площадки в соответствии с требованиями правил безопасности.

Разгрузка оборудования УЭЦН на скважине производится в соответствии с требованиями СТП № 38-95 “Технологический регламент на производство погрузочно-разгрузочных работ оборудования электропогружных установок”, введенным в действие приказом № 503 от 30.06.95 г. При разгрузке необходимо обеспечить защиту узлов УЭЦН и кабеля от ударов и повреждений, строповку узлов производить двумя стропами.

Автонаматыватель устанавливается на расстоянии 15-20 м от устья скважины так, чтобы ось кабельного барабана была перпендикулярна плоскости вращения кабельного ролика, радиус которого должен быть не меньше 380 мм.

С целью исключения касания кабеля с поверхностью земли при спуско-подъёмных операциях между устьем скважины и автонаматывателем через каждые 2-3 метра устанавливаются подставки под кабель высотой около 1 метра.

Производится центровка талевой системы подъёмника относительно устья скважины. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъёмника на высоте 8-10 метров таким образом, чтобы ось вращения кабельного ролика и ось барабана были перпендикулярны плоскости вращения ролика.

При монтаже хомуты-элеваторы на УЭЦН устанавливает слесарь-электромонтажник ЦБПО ЭПУ, снимает защиту приёмной сетки УЭЦН; кабель, пролегающий по УЭЦН, клямсы устанавливает бригада ТКРС (освоения) в указанных слесарем-электромонтажником местах. Бригада ТКРС (освоения) поднимает узлы УЭЦН над устьем скважины по готовности слесаря-электромонтажника к выполнению операций по сборке, разматывает и прокладывает кабель от автонаматывателя до устья скважины.

При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН и кабель. Во время спуско-подъёмных операций с НКТ слесарь-электромонтажник не должен находиться в зоне перемещения труб и работы персонала бригады ТКРС (освоения).

Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ.

В процессе монтажа мастер (бурильщик, старший оператор) бригады ТКРС (освоения):

§ сверяет соответствие типоразмера привезённой установки заказанной, а также номеров узлов записанным в эксплуатационном паспорте;

§ контролирует опрессовку токоввода ПЭД на величину 5 кгс/см² в течение 10 минут, при которой не допускаются падение давления, течь масла и запотевание;

§ проверяет установку шлицевых муфт и лёгкость вращения валов;

§ проверяет сопротивление изоляции установки в сборе, которое должно составить не менее 100 МОм, наличие маркировки и фазировки концов кабеля;

§ проверяет длину кабеля по записям в протоколе на кабель и на бирке (клейме) кабеля с отметкой об этом в эксплуатационном паспорте УЭЦН;

§ контролирует использование при монтаже нового крепежа (болтов, гаек, винтов, пружинных шайб) взамен транспортировочного и производства их затяжки моментными ключами с величиной усилия, равной 5 кгс для гаек М12 и 3,5 кгс - М10;

§ подтверждает качество выполненного монтажа и готовность оборудования УЭЦН к спуску, о чём расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Заполненный в соответствующих разделах эксплуатационный паспорт остаётся в бригаде до окончания спуска оборудования в скважину.

Ответственность за качество монтажа УЭЦН на устье скважины возлагается на слесаря-электромонтажника и начальника цеха проката ЦБПО ЭПУ, ответственность за безопасное производство работ на скважине несёт мастер бригады ТКРС (освоения).

В случае нарушения слесарем-электромонтажником ЦБПО ЭПУ технологии монтажа мастер бригады имеет право приостановить производство работ с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН и немедленным извещением об этом диспетчерских служб ЦБПО ЭПУ и цеха ТКРС.

В случае неподготовленности скважины или бригады ТКРС (освоения) к монтажу УЭЦН (наличие замазученности, неправильная расстановка оборудования, неполный состав вахты и т.п.) слесарь-электромонтажник сообщает об этом диспетчеру ЦБПО ЭПУ с указанием причины невозможности производства работ.

Мастер (бурильщик, старший оператор) бригады ТКРС (освоения) осуществляет приёмку работ на скважине по следующим показателям:

§ сопротивление изоляции ПЭД (і 100 МОм);

§ сопротивление изоляции кабельной линии (і 100 МОм);

§ сопротивление изоляции “кабель-двигатель” (і 100 МОм);

§ наличие шлицевых муфт в соединениях валов;

§ наличие свободного вращения валов оборудования по отдельности и в сборе;

§ полная замена межсекционных уплотнительных колец;

§ наличие стопорных элементов в крепёжных соединениях;

§ исправность и герметичность обратного клапана;

§ исправность сливного клапана;

§ наличие маркировки на конце кабельной линии;

§ использование при монтаже нового крепежа.

При обнаружении некачественного оборудования составляется акт с представителем ЭМЦ и сообщается об этом диспетчеру ЦБПО ЭПУ. Решение о замене некачественного оборудования принимает инженер-технолог ЦБПО ЭПУ, а в ночное время, выходные и праздничные дни - инженер-диспетчер базы.

В случае отсутствия на базе кабеля потребной длины инженер-технолог ЭМЦ за 12 часов до монтажа, указанного в заявке НГДУ, сообщает данный факт в ЦДНГ на предмет возможности изменения глубины спуска УЭЦН. При невозможности подбора нового интервала спуска вывоз кабельной линии на скважину не допускается.

Случаи ожидания монта...