Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз»

УТВЕРЖДЕНА

Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз»

от « 29 » марта 201 6 г. № _510_

Введена в действие « 29 » марта 201 6 г.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

подготовка скважины к спуску УЭЦН. проведение демонтажно – монтажных работ и спуск уэцн в скважину

№ П1-01.05 ТИ-004 ЮЛ-099

ВЕРСИЯ 3.00

Г. НЕФТЕЮГАНСК

Содержание

Вводные положения………………………………………………………………………………………. 3

Введение.. 3

ЦелИ.. 3

Задачи.. 3

Область действия.. 3

Период действия и порядок внесения изменений.. 4

1 Термины и определения. 6

2 ОБОЗНАЧЕНИЯ и сокращения. 7

3 глушение скважины.. 9

4 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ. 10

5 ТРЕБОВАНИЯ К НАЗЕМНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ УЭЦН. 13

6 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К ТРАНСПОРТИРОВКЕ ЭПО ДО СКВАЖИНЫ.. 15

7 ПЕРЕВОЗКА ЭЛЕКТРОПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ. 16

8 РАЗГРУЗКА ПОГРУЗКА ЭЛЕМЕНТОВ ЭПО НА СКВАЖИНЕ. 17

9 ПРОВЕДЕНИЕ МОНТАЖА УЭЦН НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ.. 18

10 СПУСК УЭЦН В СКВАЖИНУ. 22

11 ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОДГОТОВКА К ЗАПУСКУ. 26

12 ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ СКВАЖИНЫ.. 28

13 ДЕМОНТАЖ УЭЦН. 30

14 ссылки. 32

15 Регистрация изменений локального нормативного документа. 33

приложения. 34

Вводные положения

Введение

Настоящая Технологическая инструкцию ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Подготовка скважины к спуску УЭЦН. Проведение демонтажно – монтажных работ и спуск УЭЦН в скважину» (далее - Технологическая инструкция) устанавливает следующие требования:

§ требования к выполнению работ по подготовке скважины к спуску установок электроцентробежных насосов;

§ требования к выполнению работ по транспортировке установок электроцентробежных насосов от базы сервисного предприятия, оказывающего услуги в области ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов, до скважины;

§ требования к выполнению демонтажно - монтажных работ с установок электроцентробежных насосов на скважине;

§ требования к выполнению работ в процессе спуска и подъема установок электроцентробежных насосов из скважины при проведении текущего и капитального ремонта.

ЦелИ

Настоящая Инструкцияразработана с целью установления единых требований к подготовке скважины к спуску установок электроцентробежных насосов. Проведения демонтажно – монтажных работ с установок электроцентробежных насосов на устье скважины. Проведения спуско – подъемных операций с установок электроцентробежных насосов.

Задачи

Задачами технологической инструкции являются:

§ обеспечение единства технологических принципов и требований при работе с установками электроцентробежных насосов;

§ обеспечение единства технологических принципов и требований при ремонте скважины;

§ обеспечение единства принципов и требований к применяемому инструменту и оборудованию.

Область действия

Настоящая Технологическая инструкция обязательна для исполнения всеми структурными подразделениями ООО «РН-Юганскнефтегаз», а также сервисными предприятиями, производящими ремонт скважин, сервисными предприятиями, производящими монтаж, обслуживание и ремонт установок электроцентробежных насосов.

Требования Технологической инструкции, становятся обязательными для исполнения после их утверждения Распоряжением по ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Требования Технологической инструкции, становятся обязательными для исполнения сервисными предприятиями на основании условия об обязательном исполнении требований настоящей Технологической инструкции, включенного в договор между ООО «РН-Юганскнефтегаз» и сервисным предприятием.

Структурные подразделения ООО «РН-Юганскнефтегаз» при оформлении договоров с подрядными (сервисными) организациями осуществляющими текущий/капитальный ремонт скважин или сервисное/комплексное обслуживание фонда скважин обязаны включить в договоры соответствующие условия, для соблюдения Подрядной (сервисной) организацией требований, установленных настоящей Технологической инструкцией.

Организационные, распорядительные и локальные нормативные документы не должны противоречить настоящему документу.

ОБОЗНАЧЕНИЯ и сокращения

АТЭ – установка технологическая для транспортировки УЭЦН.

ГНКТ – гибкая насосно -компрессорная труба

ГТС – геолого - технологическая служба цеха добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз».

ГУДНГ – главное управление добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Демонтаж- комплекс работ по разборке, технической проверке и подготовке к транспортировке электропогружной установки при ее извлечении из скважины.

ЖГ– жидкость глушения.

Заказчик– ООО «РН - Юганскнефтегаз».

ЗУМПФ– зона успокоения механических примесей флюидов.

Исполнитель– предприятия, оказывающие сервисные услуги заказчику.

ИТР – инженерно-технический работник.

КОМПАНИЯ –группа юридических лиц различных организационно-правовых форм, включая ОАО «НК «Роснефть», в отношении которых последнее выступает в качестве основного или преобладающего (участвующего) общества.

Монтаж- комплекс работ по сборке, технической проверке и подготовке электропогружной установки для спуска в скважину

НКТ – насосно – компрессорные трубы.

НЭО– наземное электрооборудование.

ОБЩЕСТВО -ООО «РН-Юганскнефтегаз».

ОПЗП– обработка призабойной зоны пласта.

ПАВ – поверхностно-активные вещества.

ПДТ –погружной датчик телеметрии.

ПРР– погрузо – разгрузочные работы.

ПУЭ– правила устройства электроустановок.

ПЭД– погружной электродвигатель.

РУС– растворный узел соли

Сервисное предприятие – организация состоящая в договорных отношениях с ООО «РН – Юганскнефтегаз»

СКО– соляно-кислотная обработка.

СПО– спуско – подъемные операции.

СУ– станция управления

ТКРС– сервисное предприятие оказывающее услуги в области текущего и капитального ремонта скважин.

ТМПН– трехфазный трансформатор с естественным масляным охлаждением для питания погружных электронасосов.

ТП– трансформаторная подстанция.

ШПВ– шкаф промежуточный высоковольтный.

ЦДНГ– цех добычи нефти и газа главного управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз».

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса.

УНГ – установка нагнетания газов

УОЗС– устройство очистки забоя скважины.

УОПЗП– устройство очистки призабойной зоны пласта.

ЭПУс – сервисное предприятие, оказывающее услуги в области ремонта и эксплуатации УЭЦН.

ЭП -эксплуатационный паспорт установки электроцентробежных насосов.

Глушение скважины

3.1. Решение о глушении скважины принимается после выполнения необходимых мероприятий в соответствии с действующими методическими указаниями «по расследованию причин отказов погружного оборудования» ООО «РН-Юганскнефтегаз».

3.2. Геологической службой ЦДНГ обеспечивается планирование вида жидкости глушения скважины, а также необходимости применения тех или иных добавок в соответствии с действующей Технологической инструкцией ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Технические требования и организация работ по глушению скважин». В план – заказе на ремонт скважины указывается минимальный безопасный уровень столба жидкости глушения в скважине в зависимости от пластового давления

3.3. Расчет глушения скважины (цикличность, объем, плотность жидкости глушения и ее состав,пересчет раствора глушения по результатам замера избыточного давления) осуществляется согласно Технологической инструкции ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Технические требования и организация работ по глушению скважин» № П2-05.01 ТИ-005 ЮЛ-099.

3.4. Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием результатов опрессовки НКТ, типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, циклов, давления, который составляется исполнителем работ и подписывается ответственным ИТР исполнителя. Акт передается в бригаду ТКРС, где хранится вместе с документацией на ремонт скважины.

3.5. Данные акта глушения (тип жидкости глушения, удельный вес, объем) заносятся мастером ТКРС в эксплуатационный паспорт УЭЦН перед проведением монтажа.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. Подготовка скважины ведется по Плану - работ составленному исполнителем на основании "План - заказа" выданного цехом добычи нефти и газа заказчика. Определенные геолого-технологической службой ЦДНГ мероприятия (объемы работ) оформляются в плане заказе на ремонт скважины и утверждаются начальником ЦДНГ.

4.2. ГТС ЦДНГ в план – заказах на ремонт скважин должны указывать необходимость опрессовки лифта УЭЦН перед глушением. На скважинах остановленных по причине «нет подачи» и «снижение производительности» должны указывать необходимость проведения опрессовки НКТ находящихся под обратным клапаном, действия в случае негерметичности.

4.3. На скважинах, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех добычу с применением УЭЦН), должны быть выполнены работы по очистке забоя скважины и шаблонировке перед спуском УЭЦН, исключение составляют вновь вводимые после бурения скважины и ЗБС.

4.4. Промывка (по всем скважинам) осуществляется до искусственного забоя, или не менее 10 метров ниже нижних отверстий перфорации (на поглощающих скважинах нормализация забоя проводится с помощью УОЗС). После завершения промывки забоя необходимо провести циркуляцию при максимальной производительности через систему очистки раствора в объеме не менее двух объемов ствола скважины. Система очистки раствора должна обеспечивать естественный, ручной или механический отстой (очистку) раствора до принятых норм (не более 100 мгр/литр).

4.5. Выбор приоритета между использованием устройства для очистки забоя скважины и промывкой скважины с помощью «пера» определяется на основании Технологической Инструкции ООО «РН-Юганскнефтегаз» «О проведении работ с применением устройства очистки забоя скважин(УОЗС) » № П1-01.05 ТИ-007 ЮЛ-099. Для подготовки скважины допускается также использование ГНКТ и УНГ.

4.6. Спуск-подъем шаблона (по всем скважинам) производится до глубины на сто метров ниже спуска УЭЦН. Шаблонирование эксплуатационной колонны проводится:

§ перед первым спуском установки увеличенного габарита;

§ при увеличении глубины спуска УЭЦН;

§ после второго подряд отказа УЭЦН из-за повреждения кабеля при спуске,

§ при возникновении осложнений (затяжек, прихвата) при подъеме УЭЦН, проведение СКО при срыве планшайбы (по согласованию по результатам демонтажа);

§ при выводе скважины из длительного бездействия;

§ в случае если предыдущая установка проработала более 3-х лет (по согласованию).

4.7. При шаблонировании совместно с шаблоном также допускается спуск скрепера. Требования предъявляемые к шаблонам представлены в приложении № 4. Диаметр шаблона выбирается в зависимости от габарита ЭЦН. Основные габариты применяемых ЭЦН, и требования к диаметру шаблона и эксплуатационной колонне представлены в таблице № 1.

Таблица 1

Габариты применяемых ЭЦН и требования

ТРЕБОВАНИЯ К НАЗЕМНОМУ ОБОРУДОВАНИЮ УЭЦН

5.1. В соответствии с утвержденным для данного месторождения проектом обустройства кустов скважин на расстоянии не менее 25 м от скважин должна быть подготовлена площадка для размещения НЭО УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции и кондуктором скважины согласно требованиям ПУЭ.

5.2. Потребитель обязан обеспечить:

§ содержание электроустановок в работоспособном состоянии и их эксплуатацию в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации установок электропотребителей, правил безопасности и других нормативно-технических документов;

§ своевременное и качественное проведение технического обслуживания, планово-предупредительного ремонта, испытаний, модернизации и реконструкции электроустановок и электрооборудования.

5.3. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления ими СУ и ТМПН УЭЦН. Заземлению подлежит также кабельная эстакада и ШПВ. Визуальные осмотры видимой части заземляющего устройства должны производиться по графику, но не реже одного раза в шесть месяцев.

5.4. Площадка для размещения НЭО должна быть защищена от затопления в паводковый период и заноса снегом - в зимний. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО с использованием грузоподъемных механизмов установленных на базе автомобильной техники.

5.5. Предприятие ЭПУс до запуска УЭЦН проводит подготовку наземного электрооборудования к работе:

§ проверяет комплектацию наземного электрооборудования в соответствии со смонтированным комплектом УЭЦН/ЭОВН и производит, при необходимости, его замену;

§ осуществляет техническое обслуживание (ТО) или планово-предупредительный ремонт (ППР) наземного электрооборудования: СУ, ТМПН, силовых кабелей, кабелей от СУ до ТП, фильтра выходного напряжения, силовых кабелей фильтра;

§ при выявлении неисправностей производит своевременный ремонт, замену, как отдельных узлов, так и всего оборудования.

5.6. В 5-25 м от устья скважины должна быть установлена обозначенная № скважины клеммная коробка ШПВ. Ответственность за нанесение надписей и поддержание ШПВ в исправном состоянии возлагается на ЦДНГ.

5.7. ЭПУс производит снятие, укладку кабельных линий на эстакадах кустов от ТМПН до ШПВ. Производит укладку демонтированной кабельной линии в бухту. Производит разматывание с бухты (барабана) кабельной линии для переукладки на эстакадах. Производит разделку (подготовку жил к подключению) и подключение кабельной линии к ТМПН и ШПВ.

5.8. Кабель от ТП до СУ, а также между СУ и повышающим трансформатором по стороне 380в должен иметь сечение, соответствующеетребованиям ПУЭ. Кабели должны быть проложены по эстакаде или подвешены на металлические стойки. При этом расстояние между стойками должно быть не более 3м. В обоих случаях кабель не должен находиться ближе 0,5м до земли. Также допускается прокладка кабеля в грунт на глубину не менее 0,5м. При этом не допускается прокладка кабеля против мостков и в местах работы подъёмников. В местах пересечения дороги кабель должен помещаться в металлическую трубу.

5.9. Запрещается эксплуатация УЭЦН площадки НЭО которых, кабельные эстакады, ШПВ и заземление не соответствуют требованиям ПУЭ и ПБ.

5.10. Подъезды к площадкам НЭО обеспечивает ЦДНГ, для возможности монтировать и демонтировать НЭО с использованием грузоподъемных механизмов установленных на базе автомобильной техники. В зимний период уборка площадок НЭО, подъезд к коробкам ШПВ возлагается на ЦДНГ.

СПУСК УЭЦН В СКВАЖИНУ

10.1. Бригада ТКРС осуществляющая спуск УЭЦН должна быть укомплектована следующим исправным оборудованием:

§ автонаматывателем;

§ приспособлением обеспечивающим герметизацию устья скважины с кабелем для проведения технологических операций (смыв нефтяной шапки, промежуточные промывки, глушение скважин);

§ инструментом позволяющим производить рубку кабеля УЭЦН;

§ ключом для свинчивания и развинчивания НКТ оборудованным манометром с регулировкой момента заворота НКТ.

§ ключом обратного захвата;

§ клиновым захватом, обеспечивающим надежное и равномерное удержание подвески НКТ;

§ электронным индикатором веса с возможностью считывания архива данных;

§ кабельным роликом;

§ мегаомметром;

§ укрытием для производства монтажа при атмосферных осадках;

§ обтиратором.

§ оттяжным роликом устанавливаемым на спайдер;

§ подставками под кабель высотой 0,75м, шириной 1м в необходимом количестве (через каждые 2-3 метра).

10.2. Перед началом спуска все члены бригады участвующие в процессе спуска должны быть ознакомлены в плане работ с картой спуска УЭЦН составленной геолого – технологической службой ЦДНГ. В карте спуска указывается ФИО и подпись лица выдавшего карту СПО.

10.3. НКТ находящиеся ниже обратного клапана, подлежат обязательной опрессовке в случаях остановки скважины по причине «нет подачи», «снижение производительности». Полный алгоритм профилактики негерметичности НКТ представлен в приложении № 2.

10.4. Все технологическое оборудование, находящееся между ловильной головкой УЭЦН и планшайбой должно быть паспортизировано и перед спуском в скважину должно пройти опрессовку в заводских условиях либо в условиях мастерских. Давление опрессовки определяется изготовителем данного оборудования и отражается в паспорте.

10.5. Скорость спуска не должна превышать 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты).

10.6. Темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЦН не более 2^о град на 10 метров, а в зоне подвески не более 2^о град на 30 метров (0,67 ^о /10 метров). Отклонение ствола скважины от вертикали не более 60^о градусов. Для УЭЦН импортного производства возможность прохождения установкой участков кривизны определяется шаблонированием колонны.

10.7. В процессе спуска необходимо обеспечить центровку талевого блока подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрованным талевым блоком подъемника. Контрольные проверки центровки проводить через каждые 500м. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески НКТ при спуске в скважину недопустимо.

10.8. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли.

10.9. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м от земли. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии. Радиус кабельного ролика не должен быть менее 450мм, ширина проушин для «протаскивания» муфты кабельного удлинителя не менее 100мм.

10.10. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от автонаматывателя до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. При спуске кабель должен сходить с верхней части барабана, использование кабелеукладчика при спуске не обязательно. При спуске не допускать попадание сростков кабеля на муфты НКТ.

10.11. При спуске УЭЦН необходимо использовать обтиратор.

10.12. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямцами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямцы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямцы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямцы плотно прижать к пряжке. Подробные рекомендации по установке клямц представлены в Приложении № 7.

10.13. Для защиты кабеля от механических повреждений, и его крепления к колонне НКТ возможно применение кабельных протекторов. Для закрепления кабельных протекторов на НКТ необходимо применять специальный ключ. Не допускаются удары по кабелю и корпусу протектора во избежание повреждения брони. Модификация протекторов должны соответствовать размером кабеля. Запрещается спуск протекторов не соответствующим размерам кабеля. Интервалы установки кабельных протекторов ЦДНГ указывает в план – заказе и карте СПО выдаваемых предприятию, проводящему ремонт скважины. Для удержания кабеля от продольного или поперечного перемещения необходимо дополнительно устанавливать клямцы. Установка клямц должна быть 250-300мм от муфты НКТ. Необходимость и порядок применения протекторов определяется Технологической инструкцией ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Общие требования по эксплуатации кабельных протекторов» № П1-01.05 И-008 ЮЛ-099.

10.14. НКТ, а также все оборудование, которое находится ниже обратного клапана, должны быть опрессованы. Обратный клапан совместно со шламоуловителем устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчета проведенного геолого – технологической службой ЦДНГ. В случаях спуска двух обратных клапанов: нижний устанавливается над третьей трубой НКТ вместе со шламоуловителем (или выше согласно расчета), верхний над следующей трубой НКТ вместе со шламоуловителем. При расчете необходимо учитывать, что объем НКТ под обратным клапаном должен быть, не менее внутреннего объема насоса. Необходимость применения обратного и сливного клапана определяет технолог ЦДНГ с указанием в план – заказе на ремонт скважины. Обратный клапан должен быть паспортизирован (в паспорте отражается давление опрессовки и проведение технического обслуживания), паспорт вкладывается в эксплуатационный паспорт УЭЦН и сопровождает его на всех этапах работы.

10.15. Сливной клапан, паспортизированный и прошедший опрессовку на давление не менее 250 атм установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен иметь номер и штамп изготовителя, загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом. Паспорт сливного клапана вкладывается в паспорт УЭЦН и сопровождает его на всех этапах работы. Обеспечением бригад ТКРС качественными сливными клапанами занимается сервисное предприятие, осуществляющее спуск УЭЦН.

10.16. Через каждые 30 НКТ бригада, выполняющая спуск должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 2500 вольт) (для УЭЦН импортного производства специальным прибором, допущенным фирмой производителем или его аналогом) с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Мастер ТКРС (бурильщик) несет персональную ответственность за качество и своевременность проведения замеров. Замер изоляции УЭЦН в составе, которого имеется погружная телеметрия (ПДТ), и присутствует отметка ЭПУ о запрете проверки сопротивления изоляции с помощью мегомметра производится силами ЭПУ по заявке заказчика. Заказчику заявку на замер сопротивления изоляции передает ЦИТС предприятия ТКРС.

10.17. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЭПУс, который подтверждает снижение изоляции. Окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки принимает начальник сектора РМФ при его отсутствии ведущий технолог ЦДНГ.

10.18. При искривленном устье скважины бригада выполняет его оттяжку (выравнивание) с помощью талрепа, либо другим способом, для исключения механического повреждения кабеля при СПО УЭЦН. На данных скважинах обязательно применение для крепления удлинителя протектолайзеров.

10.19. В процессе спуска бригада указывает в эксплуатационном паспорте УЭЦН все выявленные замечания (наличие механических повреждений кабеля, отсутствие брони, количество сростков, перекрутов и др.) При выявленных замечаниях дальнейший спуск согласовывается с представителями ЭПУ. В случае необходимости представитель ЭПУ сервис по заявке ТКРС выезжает на скважину для определения возможности дальнейшего спуска УЭЦН непосредственно на месте проведения работ.

10.20. В случае механического повреждения кабеля при спуске, когда глубина спущенного оборудования составляет более половины от запланированной, предприятие ЭПУ по заявке ТКРС, и по согласованию с заказчиком выполняет сросток кабеля на устье скважины. Сросток выполняется в специальной «термобудке» предоставляемой ЭПУ сервис. В случае её отсутствия помещение для производства работ предоставляет бригада ТКРС. Помещение должно быть отапливаемым, а также защищенным от атмосферных осадков.

10.21. Глубина спуска УЭЦН указанная в плане работ на ремонт скважины, является глубиной спуска НКТ. Спуск УЭЦН в скважину осуществляется с обязательным замером длины НКТ. Замер производится металлической рулеткой длиной не менее 15 метров.

10.22. После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Обеспечением материалами и комплектующими необходимыми для герметизации кабеля в кабельном вводе занимается предприятие осуществляющее ремонт скважины. На вновь вводимые скважины, на скважины, при ремонте которых предусмотрена полная замены фонтанной арматуры, либо фонтанные арматуры, имеющие нестандартную конструкцию кабельного ввода, все комплектующие предоставляются заказчиком. Сборку кабельного ввода производить согласно требований, разработанных ООО «РН-Юганскнефтегаз». При завозе кабельной линии длиной более 100м от заявленной, представители ТКРС подают заявку на рубку кабеля, согласно схемы подачи заявок.

10.23. Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием диаметра, количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), веса колонны НКТ с УЭЦН на подъем. При готовности бригада вызывает представителя ЭПУс и ЦДНГ для проведения пробного запуска.

10.24. В случаях спуска УЭЦН и вынужденном подъеме в результате технических причин препятствующих дальнейшему спуску или эксплуатации (R-0, повреждение кабеля, негерметичность НКТ, не прохождение установки с протектолайзерами, не выработан гарантийный срок и т.д.) допускается повторный спуск данного комплекта УЭЦН и кабеля (либо его части) без замены, после проведения дополнительных мероприятий, при условии визуального отсутствия повреждений и отклонений от установленных норм.. Решение по повторному использованию УЭЦН без проведения ревизии/ремонта принимается в каждом случае индивидуально по согласованию с начальником ПТС региона. Факт повторного использования узлов УЭЦН должен быть отображен в акте комиссионного демонтажа.

10.25. В процессе спуска недопустимы рывки или натяжка, перегибы кабеля,: для кабеля сечением жил 3х10 мм² радиусом менее 250мм; 3х13 мм² – менее 300 мм; 3х16мм² – 380 мм; 3х25 мм² и более – 450 мм.

10.26. При наличии в компоновке «противополетного кольца» предотвращающего в случае полета скребка (фрезы) слом ввертыша сливного клапана, данное кольцо устанавливается в муфте НКТ следующей после сливного клапана.

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОДГОТОВКА К ЗАПУСКУ

11.1. Сервисным предприятиям по ТКРС составить двухсторонний акт согласно Приложению № 3 с представителем ЦДНГ, при первом монтаже подвесного патрубка для новых фонтанных арматур, с проведением проверки соответствия резьбы подвесного патрубка (переводника) и трубной головки (планшайбы) согласно требования ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним. При проверке резьбы НКТ под монтаж подвесного патрубка руководствоваться схемой контроля резьбы планшайбы и патрубка согласно Приложению №8, при проверке резьбы НКТ60 под монтаж кабельного ввода руководствоваться заводской методикой контроля резьбы согласно Приложению №5. Акт хранится в ЦДНГ с паспортом фонтанной арматуры.

11.2. Сервисным предприятиям по ТКРС при необходимости замены подвесного патрубка приглашать представителя ЦДНГ для составления двухстороннего акта (Приложение №3 на предмет соответствия резьбы подвесного патрубка (переводника) и трубной головки (планшайбы) требованиям ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним. Осмотр проводить в дневное время до проведения монтажа трубной головки (планшайбы) в период проведения ТКРС, по заранее согласованному времени. При проверке резьбы НКТ под монтаж подвесного патрубка руководствоваться схемой контроля резьбы планшайбы и патрубка согласно Приложению №8, при проверке резьбы НКТ60 под монтаж кабельного ввода руководствоваться заводской методикой контроля резьбы согласно Приложению №5. Акт хранится в ЦДНГ совместно с актом на ремонт скважины. В случае выявления не соответствия резьбы производить оперативную замену трубной головки (планшайбы) – зона ответственности ЦДНГ, подвесного патрубка (переводника) – зона ответственности Сервисных предприятий по ТКРС.

11.3. Сервисным предприятиям ТКРС обеспечить соблюдение требований схемы обвязки фонтанной арматуры с подвеской НКТ.

11.4. Сервисным предприятиям ТКРС обеспечить при проведении ремонта скважин замену подвесного патрубка (переводника) при достижении наработки 1000суток или 5СПО, а также в случае несоответствия резьбы требованиям ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним, наличия внутренней и наружной коррозии.

11.5. Сервисным предприятиям ТКРС обеспечить качественное проведение расконсервации резьбы трубной головки (планшайбы) на новых фонтанных арматурах и качественную очистку резьбы трубной головки (планшайбы) на фонтанных арматурах б/у.

11.6. Сервисным предприятиям ТКРС применять для сборки резьбового соединения выполненных по ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним трубной головки (планшайбы) и подвесного патрубка (переводника) резьбоуплотнительную смазку РУСМА-1 или аналог. Обеспечить 100% покрытие смазкой резьбового соединения.

11.7. Сервисным предприятиям ТКРС при сборке резьбового соединения выполненных по ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним трубной головки (планшайбы) и подвесного патрубка (переводника) обеспечить соблюдение требований ГОСТ 633-80 и РД 39-136-95.

11.8. ЦДНГ обеспечить наличие годных запасных трубных головок (планшайб) на производственных базах для проведения оперативной замены. При необходимости подготовить непригодные трубные головки (планшайбы) к ремонту и подать заявку в отдел главного механика.

11.9. ЦДНГ обеспечить хранение годных трубных головок (планшайб) с защитой резьб выполненных по ГОСТ 633-80 Трубы насосно – компрессорные и муфты к ним а именно: проведение консервации внутренней резьбы резьбоуплотнительной смазкой РУСМА-1 или аналог, установка предохранительных элементов.

11.10. ЦДНГ при отказе фонтанной арматуры в гарантийном периоде эксплуатации производить расследование в соответствии с действующим Положением ООО «РН-Юганскнефтегаз» «О взаимодействии между структурными подразделениями при оформлении актов о скрытых недостатках, определение комплектности и качества продукции» №. П2-02 Р-0031 ЮЛ-099.

11.11. ЦДНГ с целью снижения рисков механических повреждений погружного кабеля, а также рисков аварий при ТКРС не проводить ремонты непригодных эксцентричных трубных головок (планшайб), производить окончательную их отбраковку. Эксцентричная трубная головка (планшайба) имеет смещение резьбы для подвешивания лифта НКТ от центра трубной головки.

11.12. После допуска УЭЦН до заданной глубины ниже муфты последней НКТ кабель не клямцовать.

11.13. Произвести контрольный замер сопротивления изоляции кабельной линии, не менее 1 МОм, а также наличие омического сопротивления (звезды). Кабель УЭЦН вытащить из кабельного барабана и снять с подвесного ролика. Пропустить кабель через кабельный ввод фонтанной арматуры и разложить на приемных мостках.

11.14. На глубине 0,15 м ниже планшайбы на кабеле нанести метку. Для удобства снятия брони протянуть кабель вниз под планшайбу.

11.15. Ножовкой (ножницами) по металлу разрезать броню кабеля не повреждая при этом изоляционный слой. Отверткой освободить отпиленный конец брони. Размотать броню вверх в сторону планшайбы с учетом выше на 0,1 м корпуса кабельного ввода. Отрезать отмотанную часть брони.

11.16. Заклямцевать кабель к последней НКТ, с учётом расстояния не менее 0,5 м от планшайбы. Произвести посадку планшайбы на фланец фонтанной арматуры. Произвести сборку кабельного ввода согласно требований указанных в Приложении № 5.

11.17. После сборки кабельного ввода произвести контрольный замер сопротивления изоляции кабельной линии, не менее 1 МОм, а также наличие омического сопротивления (звезды).

11.18. Произвести обвязку устья скважины согласно утвержденной схемы.

11.19. Произвести опрессовку кабельного ввода, на давление указанное в паспорте, но не более давления опрессовки эксплуатационной колонны.

ПОДЪЕМ УЭЦН ИЗ СКВАЖИНЫ

12.1 Перед подъёмом УЭЦН бригада должна быть обеспечена полным комплектом документации на скважину, и на поднимаемое оборудование. Подъём УЭЦН без документации запрещается.

12.2 Перед намоткой кабеля на барабан конец кабеля заводится через кабельный ролик, выводиться через барабан наружу, не менее 3 м, и располагается внутри обечайки.

12.3 Скорость подъема УЭЦН, определяется равномерной намоткой кабеля (без перехлестов) на транспортировочный барабан, а также должна обеспечить сохранность кабеля от механический повреждений в процессе подъема.

12.4 При подъеме УЭЦН с наработкой 30 и менее суток (в том числе затянувшиеся ремонты) скорость подъема не должна превышать 0,25 м/сек.

12.5 При подъеме УЭЦН необходимо обеспечить качественную намотку кабеля на транспортировочный барабан. Укладку кабеля на барабан производить с помощью кабелеукладчика установленного на автонаматывателе. Наличие перехлестов, провисов, петель кабеля на барабане не допускается. Все видимые места механического повреждения кабеля бригада должна помечать, подвязывая ветошь.

12.6 Перед началом и после окончания подъема УЭЦН бригада замеряет сопротивление изоляции системы ПЭД - кабель, и наличие звезды с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

12.7 В процессе подъема бригада указывает в эксплуатационном паспорте УЭЦН все выявленные замечания (наличие механических повреждений кабеля, затяжки при подъеме, отставание кабеля, отсутствие брони, количество сростков, прогары, перекруты и др.). При осложнении в процессе подъёма бригада вызывает представителя заказчика, и дальнейшие работы производятся по дополнительному плану.

12.8 Бригада самостоятельно осуществляет подъем УЭЦН до появления на устье скважины сливного клапана (при отсутствии в компоновке сливного клапана подъем производится до обратного клапана. При отсутствии в компоновке обратного клапана подъем производится до ловильной головки ЭЦН). Дальнейший подъем производится в присутствии электромонтера ЭПУс (при комиссионном демонтаже обязательно присутствие представителя заказчика).

12.9 В случаях обнаружения места прогара кабеля (при подъеме электропогружного оборудования), НКТ, на которые по длине приходится данный прогар - отбраковывать.

12.10 Если АФК имеет отклонение от вертикали, следует произвести монтаж «талрепа».

12.11 В случаях технической или экономической нецелесообразности полного подъема УЭЦН по причине снижения сопротивления изоляции, в процессе подъема может производиться рубка кабельной линии, и поиск места снижения сопротивления изоляции.

12.12 Рубка кабеля осуществляется силами ЭПУ сервис по заявке заказчика, в соответствии с разработанной ЭПУс и согласованной с ООО «РН-Юганскнефтегаз» технол