Давление насыщения пластовой нефти

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
Сжимаемость нефти обусловлена тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упруго­стью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости Ьн:
bH=(1/V)(dV/dP),
где: V - исходный объем нефти; dV - изменение объема нефти, dP - изменение давления.
Размерность Ьн - 1/Па.

Газовый фактор


Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, прихо­дящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при разработке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Коэффициент разгазирования нефти


Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Газосодержание


Газосодержание (газонасыщеннность) S пластовой нефти равно объему растворенного газа Vr (в стандартных условия*), содержащегося в единице объема пластовой нефти VnH:
S = Vr/VnH 33 или м3/т)
Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пла­стовой нефти при определенном давлении и температуре, называется растворимостью газа J.

Относительная проницаемость


Относительной проницаемостью К'ПР породы называется отношение фазовой прони­цаемости для данной фазы к абсолютной.

Проницаемость пород-коллекторов определяется в лабораторных условиях по образцам керна, результатам гидродинамических исследований скважин. Надежного метода опреде­ления проницаемости по данным ГИС в настоящее время нет.

Фазовая проницаемость


Фазовой называется проницаемость КПРф породы для данного газа или жидкости при наличии в пустотном пространстве других жидкостей или газов. Значение ее зависит не только от физических свойств породы, но и от степени насыщенности пустотного простран­ства каждой из фаз йот их физико-химических свойств.

Абсолютная проницаемость


Абсолютная проницаемость - это проницаемость, определенная при условии, что по­рода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней (обычно это воздух или газ). Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом про­ницаемости KnD.

Физический смысл размерности Кпр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация. В Международной системе единиц (СИ) за единицу принимается проницае­мость такой породы, при фильтрации, через образец которой площадью 1 м2' длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/сек. Размер­ность единицы - м2.

Проницаемость - это


Проницаемость - это фильтрационное свойство коллектора, характеризующее его спо­собность пропускать нефть, газ и воду. Абсолютно непроницаемых пород нет. Однако при тех сравнительно небольших перепадах давления, при которых происходит разработка не­фтяных и газовых месторождений, многие породы практически непроницаемы для жидко­стей и газов.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрация жидкостей, газов или их смесей. В последнем случае прони­цаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа или воды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолют­ной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.

Динамическая пористость


Динамическая пористость Мп д - это отношение объема пор, в которых возможно дви­жение нефти или газа, к видимому образцу породы.
Содержание остаточной воды в реальных породах-коллекторах зависит от свойств по­род, нефти, газа и воды, а также от условий формирования залежей и колеблется от не­скольких процентов до 35-55% и более, составляя в большинстве 20-30%.

Эффективная пористость


Эффективная пористость Мп Эф - это отношение объема пор, занятых нефтью или га­зом (без объема остаточной воды), к видимому образцу породы.

Коэффициент открытой пористости


Коэффициентом открытой пористости Мо называется отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к общему объему образца породы и измеряется в долях единицы или в процентах. Пористость реальных коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%.

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и газом, но и остаточной или связанной водой, и не по всем порам могут двигаться жидкость и газ, введены понятия эффективной (Мп,) и динамической (Мп   ) пористости:

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости


Коэффициентом полной (абсолютной) пористости Мп называется отношение объе­ма всех пор Vnnp образца к его объему

Емкостные свойства горных пород


Емкостные свойства горных пород обусловлены наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). В зависимости от преобладания типа пустот различают пористые, трещиноватые и кавернозные породы-коллекторы. Для месторождений, разрабатываемых НГДУ «БН», харак­терны пористые коллекторы, поэтому подробнее остановимся на них.

Основной показатель коллектора - пористость. Количественно характеризуется коэффи­циентами полной и открытой пористости.

Коллекторские свойства пластов


Необходимым условием для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ.

В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным горным породам. Таким образом, порода-коллектор характеризуется двумя основными свойствами: способностью вмещать в себя нефть и газ (емкостные свойства) и способностью отдавать их при суще­ствующих способах извлечения нефти и газа {фильтрационные свойства}.

Действия персонала ЦДНГ при работе с периодическим фондом УЭЦН

Технолог ЦДНГ ежедневно отслеживает работу периодического фонда скважин, оборудованных УЭЦН  по системе телемеханики (не реже двух раз  в сутки проводит контроль работы периодического фонда скважин) на предмет выявления сбоев в работе УЭЦН, пользуясь следующей информацией:

  1. Информация по запускам-остановкам (по системе телемеханики);
  2. Замером производительности скважины (по системе телемеханики либо ручной замер);
  3. Проведенными операторами ДНиГ исследованиями динамического уровня срыва подачи УЭЦН, производительностью системы скважина-насос.
  4. Проведёнными операторами ДНиГ исследованиями статического уровня (приток из пласта).


Замер производительности скважины при её эксплуатации в периодическом режиме необходимо производить не менее 4-х раз в месяц продолжительностью 24 часа.
В случае, если продукция скважины высокообводненная и существует вероятность прихвата (замораживания) АГЗУ в зимний период, а также на скважинах, с продолжительностью времени восстановления уровня свыше 12 часов допускается проводить замер дебита скважины с момента пуска скважины до её остановки (полный рабочий цикл) с последующим пересчетом на суточную производительность.
Контрольные измерения дебита скважины необходимо производить за весь период работы с промежуточной регистрацией уровня и показаний счетчика жидкости в АГЗУ в карту эксплуатации УЭЦН.

При сбое в работе УЭЦН, эксплуатирующемся по установленной программе (время работы - время накопления), технолог ЦДНГ обязан организовать оперативный выезд оператора для определения истинных причин отклонения в работе УЭЦН.

При сбоях в работе программных ячеек оператором ПУ ЦДНГ передается заявка по определению корректности работы станции управления, замене ячеек и блоков управления СУ в диспетчерскую службу ООО «ЭПУС».

Оператором пульта управления к утренней планерке предоставляется технологу распечатка изменения состояния мех. фонда, в которой четко прослеживается режим работы УЭЦН, необходимый для мониторинга работы периодического фонда,  а также при сбоях в работе УЭЦН в режиме программы ведется сводка

Корректировка режима периодической эксплуатации


В случае если при эксплуатации УЭЦН по рассчитанной программе произошла  неоднократная остановка (2 и более раза) по срабатыванию ЗСП, оператор Пульта Управления обязан подать заявку «ЭПУ-Сервис» на проверку настройки ЗСП.

При подтверждении корректной настройки ЗСП необходимо скорректировать программу, выбрав один из вариантов:

·        Сокращение времени работы УЭЦН пошагово (с шагом 20мин) до прекращения остановок по срабатыванию ЗСП;
·        Увеличение времени восстановления уровня  пошагово (с шагом 20мин) до прекращения остановок по срабатыванию ЗСП.

По окончании вывода скважины на режим оператор ДНГ (представители ООО «МЭПУС» - в ЦДНГ, с комплексным обслуживанием скважин со стороны ООО «МЭПУС») передаёт в технологическую службу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые хранятся в архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи её в ремонт.

При необходимости корректировки программы увеличением времени работы УЭЦН необходимо произвести расчет согласно приложению 2 на листе (Доп. Корректировка).  

Выбор режима периодической эксплуатации


При эксплуатации скважин, оборудованных при помощи УЭЦН, выделяют два основных режима эксплуатации – постоянный и периодический режим.
Периодический режим работы УЭЦН устанавливается в скважинах,  эксплуатация которых по некоторым причинам  в постоянном режиме невозможна. Преждевременный отказ в работе УЭЦН на таких скважинах относится к техническим причинам

Причинами работы в периодическом режиме могут явиться:

·                    1. Несоответствие характеристики скважины характеристике насоса (ошибка в выборе типоразмера УЭЦН);
·                    2. Некорректно рассчитанный потенциал скважины;
·                    3. Отсутствие малодебитного оборудования УЭЦН;
·                    4. Высокий газовый фактор в скважинах, провоцирующий срыв подачи по газу;
·                    5. Снижение влияния системы ППД окружающих скважин (падение пластового давления в скважине);
·                    6. Засорение призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации (увеличение СКИН-фактора) – снижение забойного давления в скважине в процессе эксплуатации.
·                    7. Установление режима работы скважины после геолого-технических мероприятий
 Если в процессе вывода скважины на режим не удалось достигнуть расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами:
1.1.1. Использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение промышленной частоты тока). При этом дебит скважины должен быть не меньше минимально допустимого для охлаждения ПЭД (см. Технологический регламент №16-ЮНГ-СТП-Р03-22 «По запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН» Версия 1.3.)
1.1.2. Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению К.П.Д. установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Дебит должен быть не ниже минимально допустимого для охлаждения ПЭД (см. Технологический регламент №16-ЮНГ-СТП-Р03-22 «По запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН» Версия 1.3.);
1.1.3. Если штуцированием или с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то следует переходить на работу в режим автоматического повторного включения.
1.1.4. Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения должна производиться только по программе «работа/отстой», (с обязательно включенным настроенным режимом ЗСП на случай сбоя программы или ухудшения коллекторских свойств пласта).
1.1.4.1.  В случае эксплуатации высокообводненного  фонда, определенного цехом,  в периодическом режиме с угрозой прихвата (замерзания коллектора) необходимо перевести эксплуатацию данных скважин в режим ручного (кнопочного) пуска до срыва подачи (срабатывания ЗСП) с обязательным присутствием представителя ЦДНГ в момент запуска и появления подачи на устье скважины.
 1.1.5. При определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:
-                              режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы;
-                              время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 2 часов;
-                              время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты ЗСП).
Расчет программы периодической работы УЭЦН необходимо производить по программе «РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОГО РЕЖИМА УЭЦН» (Приложение 2 (прилагается отдельным файлом)).

При расчете периодического режима эксплуатации УЭЦН по программе «РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОГО РЕЖИМА УЭЦН» необходимо учитывать следующее:
·          Исследование скважины производить с уровня, на 50м превышающего уровень срыва подачи УЭЦН, т.е. первое значение при снятии КВУ должно быть равно Нср – 50метров.
·          Далее периодичность замера восстановления динамического уровня в скважине не должна быть более 1 часа (для соблюдения условия точного выбора режима эксплуатации);
·          После внесения данных в программу расчета необходимо нажать клавишу «ПОЛУЧИТЬ ТОЧНЫЙ РАСЧЕТ» (время расчета режима эксплуатации составляет от 10сек до 3-5мин.);
·          При условии занесения корректных данных и в результате их обработки в ячейке В50 (лист РАСЧЕТ_АПВ) появится сообщение «РАСЧЕТ ПРОВЕДЕН»;
·          Заносить данные только в ячейки, выделенные желтым цветом.
Описание алгоритма расчета периодической работы приводится в файле «Алгоритм расчета периодического режима» (Приложение3 (прилагается отдельным файлом)).

Расчет работы УЭЦН в периодическом режиме


Для выбора программы периодической эксплуатации необходимо произвести исследование скважины  отслеживанием восстановления динамического уровня в скважине с момента срыва подачи.

  1. Необходимо рассчитать объем жидкости восстановленный в скважине V  с момента остановки УЭЦН за время Твост:
V = V1м * Нвосст,          (м3)                                                      (1)
где  V1м – объем, содержащийся в 1м межтрубного пространства скважины  (предоставляется справочно см. "Технологический регламент по запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН" №16-ЮНГ-СТП-Р03-22 Версия 1.3. от 17 мая 2004  Таблица 4);
Твост – время восстановления уровня жидкости;
Нвосст – уровень жидкости, восстановленной в скважине с момента остановки УЭЦН.

  1. Время откачки восстановленного объема жидкости в скважине То:
                                              То =  Нвосст / U1,        (час)                                                      (2)
 где U1 - скорость снижения динамического уровня  в межтрубном пространстве, м/час (предоставляется справочно см. "Технологический регламент по запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН" №16-ЮНГ-СТП-Р03-22 Версия 1.3. от 17 мая 2004 Таблица 5). Скорость снижения динамического уровня зависит от номинальной производительности УЭЦН.

  1. Так как при откачке восстановленного объема жидкости  скважина продолжает «подавать», то необходимо определить дополнительный уровень жидкости, поступивший в скважину за время откачки Нвосст1:
                                       Нвосст1 = Uср.вост. * То, (м)                                                      (3)
 где Uср.вост. – средняя скорость восстановления уровня в данной скважине, (м/час)     определяемая как:
                                         Uср.вост. = Нвосст/ Твост, (м/час).                                          (3.1.)

  1. Время откачки дополнительного уровня жидкости, Т1:
                                       Т1 =  Нвосст1 /  U1 , (час)                                                             (4)

  1. Полное время работы УЭЦН Тр составит:
                                        Тр = То +Т1 ,  (час)                                                                        (5)

  1. Рассчитаем продолжительность полного рабочего цикла работы УЭЦН:
                                       Тобщ =   Тр +  Т2 ,          (час)                                                        (6)

  1. Найдем количество рабочих циклов  в сутки N :
                                              N = 24 /  Тобщ ,                                                                            (7)

  1. Рассчитаем гарантированную наработку на отказ R :
                                         R = 358 /   N,       (сут)                                                                      (8)
где    358 – среднее количество запусков отечественных ПЭД за время эксплуатации УЭЦН до отказа (рассчитана по результатам анализа отказов скважин ОАО «ЮНГ» за 10 месяцев  2004г по причине «Снижение изоляции», работавших в периодическом режиме по программе).

  1. Годовую добычу нефти Qн рассчитаем по следующей формуле:       
                  =(-  (Qж * Обв/100 – Qж) * р) * 365,    (т)                                    (9)
где  Обв – обводненность скважинной продукции, %;
р – плотность нефти, (г/см3);
Qж – дебит жидкости, м3/сут, находится из следующего выражения:
                                           Qж = 24 / Тобщ *  V,                                                  (9.1.)

При расчёте Qн за год  темпами падения пренебрегаем.
Расчёт годовой добычи производится без учёта простоя скважин в ТКРС .

  1. Исходя из гарантированной наработки на отказ рассчитаем количество ремонтов, производимых в течение года К (без учета продолжительности ремонта:
                                   К = 365 / R,                                                          (10)

  1. После проведения этих расчетов рассчитаем наиболее выгодный вариант эксплуатации УЭЦН в периодическом режиме при работе по установленной программе.
Для этого рассчитаем эффективность эксплуатации УЭЦН в периодическом  режиме    Э при различном режиме работы

Э = (Qн – К * 10 * Qн1) * Цн  -К * (Цпрс  +  Цэпо))/1000,  (тыс.руб)       (11)
                      
где  Qн1  - суточный дебит скважины по нефти, т/сут;
Цн -  внутренняя цена 1-ой тонны нефти, руб;
Цпрс – стоимость проведения неосложненного ремонта бригадой ПРС (смена), руб
10 – средняя продолжительность с момента отказа скважины до момента вывода её на режим, сут;
Цэпо – стоимость ремонта одного комплекта погружного оборудования, руб. Затраты на ремонт 1 комплекта УЭЦН на базе ЭПУС должны включать стоимость КР ПЭД или стоимость нового ПЭД (т.к. отказ планируется по износу обмоток статора ПЭД – мах количество пусков).

Расчет эффективности производится с учетом удельных затрат на добычу 1 тонны нефти в разрезе месторождений ОАО «ЮНГ».

Проведя расчеты по вышеописанной схеме на каждом для различных режимов работы УЭЦН в периодическом режиме необходимо выбрать такой, при котором будет достигнута максимальная эффективность.


ФУНКЦИИ ОРГАНИЗАЦИЙ, ПРИНИМАЮЩИХ УЧАСТИЕ ПРИ ДВИЖЕНИИ НКТ, НШ


ФУНКЦИИ филиала ОАО «Менеджмент» «РЦ МТО» 

Организует входной контроль новых НКТ, НШ.
Принимает участие в расследовании отказов нового оборудования: насосных штанг, НКТ, происшедших при 1-й СПО.
Служба закупок РЦ МТО совместно с юридическим  отделом ведет претензионную работу с заводами-поставщиками.
Производит завоз НКТ и НШ на ТП-1,2 ЦВП с трубных баз РЦ МТО согласно  месячной потребности ОАО «»  и дополнительных разнарядок Принимает на хранение и реализует отбракованные НКТ, НШ.


ФУНКЦИИ ТП-1,2 ЦВП

6.2.1   Мастера ТП-1,2 принимают для хранения или передачи на ремонт в ЗАО «» НКТ, НШ согласно графику завоза, ведут строгий учёт, за приходом и расходом НКТ, НШ, не допуская их использования не по назначению.
6.2.2   Отремонтированные, согласно РД 39-1-592-81 и соответствующие ГОСТ 633-80, НКТ, НШ возвращаются из ЗАО «» на ТП-1,2 с выдачей паспортов по сводной ведомости (Приложение №19,20).
6.2.3   Мастера ТП-1,2 принимают участие в расследовании причин отбраковки ремонтной НКТ и насосных штанг.
6.2.4   Мастер ТП формирует подвеску НКТ, НШ на основании поступившей заявки на конкретную скважину. Формирование подвески включает в себя:

a)           Промер формируемой подвески НКТ, насосных штанг.

б)        Оформление паспорта на подвеску, согласно сертификату качества завода-изготовителя или паспорта УТК

в)        Оформление ОС-1 при передаче НКТ, НШ в бригады ТКРС и освоения (2 экз);
г)         Формирует подвеску из новых НКТ, записывает завод-изготовитель и заводские номера для предотвращения хищения и обеспечения контроля за перемещением.
6.2.5   Перевозка НКТ, НШ осуществляется специализированным транспортом. Для предупреждения повреждений НКТ и НШ при перевозке, грузовые площадки используемых транспортных средств должны оборудоваться деревянными, обрезиненными и т.п. опорами.
6.2.6   Транспортные средства, обеспечивающие погрузоразгрузочные операции (автокраны, АПШ, Фискарсы и т.п.), должны быть оборудованы надежными средствами связи.
6.2.7   Ответственность транспортной организации при транспортировке НКТ и НШ должна определяться условиями Договора на оказание транспортных услуг и возлагается на нее с момента оформления и подписания товарно-транспортной накладной водителем в месте загрузки до момента оформления и подписания ее о принятии НКТ и НШ материально ответственным лицом в месте разгрузки.
6.2.8   Перед погрузкой НКТ и НШ, стропальщики должны проверить соответствие транспортного средства требованиям настоящего Регламента. В случае выявления нарушений, стропальщики должны сообщить об этом материально ответственному лицу, которое обязано приостановить погрузочно-разгрузочные работы до устранения выявленных нарушений.
6.2.9   Сформированная подвеска завозится в бригаду ТКРС, освоения, где представитель ТП ЦВП передает ее мастеру ремонтного подразделения.
6.2.10 Завезенная на скважину НКТ и НШ раскатывается на запасных мостках бригадой ТКРС, производится промер в присутствии представителя ТП ЦВП. На основании промера мастер бригады ТКРС, освоения принимает подвеску с паспортом, о чем расписывается и ставит штамп в ОС-1, один экземпляр ОС-1 оставляет у себя, второй отдает представителю ТП ЦВП.
6.2.11 При проведении погрузочно-разгрузочных работ КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:
1.            сбрасывать НКТ, НШ на поверхность транспортного средства, приемные мостки, сортировочные или замерные стеллажи;
2.            перетаскивание волоком, разгружать НКТ, НШ непосредственно на грунт или бетон;
3.            любое иное обращение, которое может привести к повреждению резьбовой части или тела НКТ и НШ.
6.2.12 Ежемесячно до 3 числа месяца, следующего за отчетным, мастера ТП-1,2 представляют в ПТО ТД ОАО «» отчет по движению НКТ, НШ за месяц с актами сверки остатков по местам хранения (трубные площадки, ЗАО «ННМ») с подписью МОЛ (Приложение №3)
6.2.13 Ежемесячно до 3 числа месяца, следующего за отчетным, МОЛ ТП-1,2 представляет в бухгалтерию ОАО «» согласованный начальником ПТО ТД отчет с приложением товарно-транспортных накладных на завоз НКТ, НШ, накладных на внутреннее перемещение, актов приема-передачи в ремонт (Приложение 26) и актов ОС-1.
6.2.14 ТП-1,2 ежедневно передает в ПТО ТД ОАО «» сводки о движении НКТ, НШ и остатках по установленной форме до 8 часов отчётных суток в электронном виде на диск «О», папка «УЧЕТ НКТ», а так же по телефонной связи (Приложение № 3, 4) для дальнейшей корректировки закрытия оборудованием бригад ТКРС и освоения.
6.2.15 Все насосно-компрессорные трубы, выходящие с ТП-1,2, должны быть оборудованы  защитными колпачками. НКТ, завозимые на ремонт со скважины, также должны быть оборудованы колпачками бригадами ТКРС. Ответственные лица не должны принимать подвески без укомплектования их защитными колпачками.
6.2.16 Извлеченные из скважины НКТ, НШ вывозятся на ТП-1,2. На вывозимую подвеску после промера мастером ТКРС, освоения в присутствии представителя трубной площадки оформляется следующие документы:

a)           Сводная ведомость на НКТ, НШ, вывозимые из бригад ТКРС и освоения (3 экз.)

б)        Акт выбраковки с указанием причины замены (Приложение №10,11,12,13)

в)        ТТН (3 экз.)

           В товарно-транспортной накладной должно быть указано:

а)        Фамилия мастера, отпустившего погружное оборудование;

б)        Адрес получателя;

в)        Наименование: НКТ с указанием их количества в штуках и метрах, НШ в штуках ;

г)         типоразмеры;

6.2.17 Передача НКТ и насосных штанг на ремонт в цех ЗАО «ННМ» производится представителем ТП-1,2 со следующими сопроводительными документами:

a)           Акт приема передачи НКТ, НШ в ремонт;

б)         Паспорт на подвеску;

в)         Акт выбраковки с указанием причины замены.

6.2.18 На окончательно отбракованные в процессе ремонта НКТ, НШ ЗАО «ННМ» составляет соответствующие акты (Приложение №8,9,23,24) в порядке, предусмотренном «Инструкцией о порядке использования, учета и перевода в другие области назначения бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в процессе подготовки к эксплуатации»  РД 39-2-886-83.

 Мастер ТП оформляет акт на списание выбракованных НКТ, НШ по форме ОС-4 (Приложение №16). Акт на списание НКТ, НШ является действительным только после подписания его комиссией ОАО «». Списанное оборудование далее приходуется как материалы НКТ б/у, НШ б/у (Приложение 8,9) и являются собственностью ОАО «».

6.2.19 Насосные штанги должны перевозится в бригады ТКРС только в специальных упаковках.

6.3.        ФУНКЦИИ ЗАО «ННМ»
6.3.1.   ЗАО «» принимает НКТ, НШ от  материально- ответственных лиц ТП-1,2 и производит их  ремонт согласно РД 39-1-592-81;РД 39-136-95; РД 39-1151-84; РД 32-2-197-79.
6.3.2.   Объем ремонта НКТ, НШ в год указывается в договоре между ОАО «» и ЗАО «». Ежемесячную разбивку объема ремонта НКТ, НШ предоставляет ПТО ТД совместно с главным механиком ОАО «» в ЗАО «ННМ», согласно утвержденным лимитам бизнес-плана.
6.3.3.   ЗАО «» ежемесячно до 3-го числа месяца, следующего за отчетным, передает в ПТО ТД ОАО «» отчет о ремонте НКТ, НШ (Приложение №19,20).
6.3.4.   Ежемесячно, до начала отчетного месяца предоставлять доверенность на лиц, принимающих на ответственное хранение НКТ и НШ.
6.3.5.   ЗАО «» должен наворачивать защитные колпачки на ремонтную трубу.

6.4.        ФУНКЦИИ ЦДНГ.
6.4.1.         ЦДНГ обязаны обеспечить эксплуатацию НКТ, НШ в соответствии с требованиями ГОСТ 633-80 и РД 39-136-95.
6.4.2.         Ответственность за учет и ведение документации по подвескам НКТ и штанг в ОАО «» возлагается на ведущего технолога ЦДНГ.
6.4.3.         На основании представленной УБР документации, ЦДНГ заводит "Информационную карточку скважины" и "Паспорт подвески" на новую скважину. Копия "Паспорта подвески" от УБР передается в цех добычи.
6.4.4.         Основанием для изменения номера подвески (при замене подвески) в "Информационной карточке" или занесения в карточку о произведенных СПО являются копии "Планов - заданий на ремонт скважины"  и "Акты о сдаче скважины из ремонта",  представленных мастером ТКРС или Акта выбраковки.
6.4.5.         Технолог ЦДНГ, ответственный за ведение "Информационной карточки скважины" на основании данных "Паспорта подвески" и сведений, представленных в "Актах о сдаче скважины из ремонта", заносит в «Информационную карточку скважины» сведения об изменениях подвески или произведенных СПО.
6.4.6.         При достижении установленного количества СПО официально извещает об этом руководство  ЦДНГ.
6.4.7.         При выдаче наряд-задания на ремонт скважины ЦДНГ обязан предоставить подрядчику паспорт и меру НКТ, НШ предыдущего ремонта.
6.4.8.         При получении новых данных о спуске НКТ, НШ в скважину, технологическая служба ЦДНГ обязана внести соответствующие изменения в информационную карточку скважины и электронную базу данных.
6.4.9.         После окончания ремонта, вместе с наряд-заданием технологическая служба ЦДНГ принимает у подрядчика паспорт на подвеску НКТ и штанг вместе с мерой
6.4.10.      Организовывает и принимает участие в работе комиссии по расследованию причин отбраковки с привлечением  виновных подрядчиков преждевременном выходе НКТ и НШ из стоя.
6.4.11.      Считать необходимой полную смену подвесок НКТ в следующие сроки: при

a)           достижении 6 СПО для новых НКТ

б)        при достижении 4 СПО для ремонтных НКТ

в)        на нагнетательных скважинах после 3-х лет эксплуатации

6.4.12.Ежемесячно до 1-го числа, следующего за отчетным мастера по добыче нефти и газа совместно с мастерами ТКРС и освоения производят у мастеров ТП-1,2 окончательную сверку и дооформление документов по движению НКТ, НШ.
6.4.13.Мастера по добыче нефти и газа до 5-го числа месяца, следующего за отчетным, предоставляют в бухгалтерию ОАО «» согласованные заместителем начальника ПТО технического департамента отчет движения НКТ и НШ мастера цеха добычи нефти и газа и отчет оперативного движения НКТ и НШ цеха добычи нефти и газа (Приложение 27, 28, 29) с приложением актов формы ОС-1 с отметками «на ответхранение» и «с ответхранения».

6.5.        ФУНКЦИИ ПОДРЯДЧИКОВ ПО ТКРС И ОСВОЕНИЮ.

6.5.1.   Ежемесячно, до начала отчетного месяца подрядные организации представляют мастерам ТП-1,2 доверенности на лиц, принимающих НКТ и НШ на ответственное хранение на время ремонта скважины в отчетном периоде.
6.5.2.   Составление подвески из новых и из отремонтированных НКТ и штанг производит ТП-1,2, заявка на завоз-вывоз подвески НКТ, НШ подаются согласно «План задания на ремонт скважины» в ЦВП: ТП-1 по факсу 91-229; ТП-2 по факсу 49-536 с 6-00 до 8-00 ч. и с 18-00 до 20-00 ч., но не позднее, чем за 12 часов до необходимого срока выполнения заявки.. Вместе с подвеской НКТ и штанг подрядчику, производящему ремонт или освоение на данной скважине, передается заполненный паспорт. При сдаче скважины из ремонта подрядчик прилагает паспорт подвески и меру НКТ и штанг.
6.5.3.   Если в процессе ремонта выявляются несоответствия данных, указанных в паспорте на подвеску, и фактически поднятых, то подрядчик обязан зафиксировать данный факт с представителем ЦДНГ, акт в течение суток передается в ПТО ТД ОАО «» для дальнейшего расследования.
6.5.4.   В случае обнаружения дефектных НКТ или НШ после подъёма, вызывает представителя ЦДНГ, супервайзера для принятия решения о частичной или полной замене подвески, с составлением соответствующего 2-х стороннего акта. При отбраковке новых НКТ или НШ вызывается комиссия согласно п.п.4.10-4.18 настоящего регламента. Акт установленной формы в течение суток представляется в ПТО ТД ОАО «».
6.5.5.   В случае частичной замены подвески на данное количество оборудования оформляется ОС-1. В паспорте на подвеску указывается количество отбракованных НКТ или НШ в штуках и метрах, типоразмер, причина отбраковки, указывается количество замененных, причём завезённая часть формируется в верхней части подвески.
6.5.6.   Несёт персональную ответственность за сохранность и не целевое использование НКТ, НШ согласно договора с ОАО «».
6.5.7.   До 30-го числа следующего за отчетным, подрядная организация представляет отчет по движению НКТ в ТП-1,2.
6.5.8.   Подрядная организация проводит инвентаризацию наличия НКТ, НШ, принятых на ответственное хранение согласно акту приема-передачи ОС-1 от мастера ТП-1,2 и не переданных на подотчет мастера добычи, а также принятых от мастера добычи и не переданных мастеру ТП.
6.5.9.   При подъеме НКТ, бригады ТКРС и освоения должны закручивать защитные колпачки на ниппельную часть во избежании повреждения резьбы, при прохождении НКТ по приемному желобу. В случае отсутствия оборотного фонда защитных колпачков работу производить по скользящему лотку приемного желоба.
6.5.10.Снятие защитных колпачков должны производить непосредственно перед спуском в скважину после прохождения НКТ через приемный желоб.
6.5.11.Бригады ТКРС и освоения должны иметь в наличии оборотный фонд защитных колпачков. Завоз колпачков на скважины производят по заявке трубные площадки ЦВП.
6.5.12.Ответственность за сохранность и использование защитных колпачков на кустовой площадке несет бригада ТКРС и освоения.
6.5.13.Первый спуск новой НКТ производить со строгим соблюдением технологии СПО. При СПО применять тип смазки только Р-402 или Р-416.
6.5.14.При сдаче скважины из ремонта в ЦДНГ  мастер ТКРС к «Акту о сдаче скважины из ремонта» (Приложение 31) установленного образца и Акта сдачи и приема скважины в КТРС (из КТРС) (Приложение 32) прилагает «Паспорт на подвеску». Акт о сдаче скважины из ремонта визирует материально-ответственное лицо от ЦВП ТП-1,2 на предмет соответствия фактически спущенных в скважину НКТ и НШ с «Паспортом на подвеску».
6.5.15.Дочерние и сторонние предприятия при сдаче скважины в ЦДНГ после освоения представляют  «Акт на передачу скважины из бурения в эксплуатацию» с приложением «Акта замера» с указанием диаметра, толщины стенки, количества и общей длины по типоразмерам, марки стали, завода-изготовителя и копию сертификата завода-изготовителя в соответствии с регламентом расследования аварий при ТКРС на месторождениях ОАО «».
6.5.16.Принимает участие в формировании графиков ТКРС.
6.5.17.Бригадой освоения, ТКРС производится точный замер спускаемых НКТ и штанг. Длина лифта с полной характеристикой секций НКТ и штанг фиксируется в «Акте меры секций насосно-компрессорных труб и штанг, спущенных в скважину». После окончания ремонта паспорт на подвеску с мерой спущенных НКТ и штанг, подписанная мастером освоения, ТКРС, передается в технологическую службу ЦДНГ, где вносятся необходимые изменения в компьютерной базе данных.
6.5.18.Подъемные агрегаты и инструмент, используемые при проведении СПО, должны исправны и иметь технические параметры, соответствующие извлекаемому оборудованию.
6.5.19.Перед началом СПО, старший оператор (бурильщик) бригады ТКРС сервисного общества устанавливает значение крутящего момента гидравлического ключа в соответствии с размером и типом НКТ.
6.5.20.Перед началом и в процессе проведения СПО с НКТ старший оператор, (бурильщик) бригады ТКРС проверяет соосность талевого блока с устьем скважины перед спуском или подъемом первой НКТ, и в дальнейшем, через каждые 10 спущенных или поднятых НКТ.
6.5.21.Бригада ТКРС при проведении СПО устанавливает клиновой захват спайдера и захват гидравлического ключа на минимальном расстоянии от муфты НКТ.
6.5.22.В случае возникновении аварии, связанной с расчленением компоновки НКТ, НШ, ремонтная бригада должна приостановить работу и вызвать комиссию для расследования инцидента.
6.5.23.Скорость проведения СПО должна соответствовать нормативным документам, при этом в обязательном порядке бригаде ТКРС следует выдерживать скорость СПО установки ЭЦН не более 0,15 м/сек, в интервалах набора кривизны более 2 градусов на 10 метров – не более 0,1 м/сек, скорость СПО НКТ без оборудования, с шаблоном, пакером или печатью – не более 0,25 м/сек.
6.5.24.Бригада ТКРС сервисного общества должна замерить длину каждой трубы от торца муфты до конца сбега резьбы противоположного конца трубы. При этом должна применяться исправная рулетка с минимальной ценой деления 1 мм. Общая сумма длины каждой НКТ будет представлять длину подвески.
6.5.25.Перед началом спуска НКТ в скважину, ремонтная бригада для проверки внутренней поверхности трубы шаблонирует всю подвеску, а так же проверяет состояние колонного (нулевого) патрубка. Если визуально патрубок не имеет вмятин, повреждения резьбы, то она используется до 3-х СПО. В дальнейшем на данную скважину заказывается новый патрубок с приложение паспорта.
6.5.26.Непосредственно перед свинчиванием НКТ бригада ТКРС должна снять защитные колпачки с ниппельной и с муфтовой части, и очистить резьбу. Далее ремонтная бригада должна нанести герметизирующую смазку на всю поверхность резьбы чистой кисточкой.
6.5.27.Свинчивание должно производиться со скоростью вращения, не превышающей 25 об/мин., с целью предотвращения срыва резьбы.
6.5.28.После окончания работ по освоению или капитальному ремонту скважин все имеющиеся на кустах и на одиночных скважинах НКТ и НШ, подлежащие ремонту, должны быть в течение суток с момента подачи заявок возвращены или вывезены на ТП-1,2 ОАО «» и переданы на подотчет мастера ТП, ответственного за своевременный вывоз НКТ и НШ. Передачу заявок на ТП-1,2 обеспечивает мастер ТКРС и освоения .
6.5.29.Насосные штанги, поднятые из скважин и подготовленные к отправке на ТП-1,2, должны быть уложены в специальные упаковки (на прокладки). Транспортировка штанг без упаковок категорически запрещена.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога