5. Разбор датчика погружной телеметрии (пдт)

Перед разбором погружного датчика (ПДТ) необходимо провести его визуальный осмотр в сборе с ПЭД, с целью определения состояния корпуса, наличия всех необходимых пробок в технологических отверстиях (за исключением отверстия предназначенного для восприятия давления внутрискважинной жидкости), а также сверить номера с указанными в паспорте. Произвести опрессовку ПЭД маслом давлением, согласно рекомендаций заводов-изготовителей, (при опрессовке воздухом необходимо предварительно смазать мыльным раствором все швы), особое внимание уделить месту стыковки ПЭД с ПДТ. Произвести замер сопротивления изоляции ПЭД+ПДТ. Замер изоляции производить согласно рекомендаций заводов-изготовителей. После проверки сопротивления изоляции отсоединить погружной датчик от корпуса ПЭД, при этом необходимо контролировать целостность и состояние уплотнительных колец и соединительного (нулевого провода). После отсоединения ПДТ от ПЭД произвести повторный замер сопротивления изоляции ПДТ согласно рекомендаций заводов-изготовителей. При сопротивлении изоляции датчика ≤ 100 МОм, произвести приемосдаточные испытания ПДТ на стенде испытаний погружных датчиков с контролем всех параметров (давление, температура, вибрация). Если ПДТ прошел испытания на стенде ПСИ погружных датчиков, разбор датчика не производить, признать годным. Если датчик не прошел испытания на стенде ПСИ хотя бы по одному из параметров или замеренное сопротивление изоляции составило менее номинального значения, указанного заводом-изготовителем для данного типа датчика, необходимо произвести разбор ПДТ. Перед разбором провести визуальный осмотр наружной поверхности датчика на предмет выявления: коррозии, механических повреждений, прогаров. После разбора датчика и демонтажа функционального блока (внутренняя часть ПДТ), внимательно осмотреть все резиновые уплотнения с целью выявления: повреждений, задиров или изменения физического состояния (из-за перегрева или старения). Также необходимо произвести визуальный осмотр внутренних элементов блока погружного. Дальнейшие проверки и тестирование внутренних элементов ПДТ (дросселей, конденсаторов, датчиков и т.д.), производить согласно рекомендациям заводов изготовителей. Все отбракованные детали и отклонения выявление при осмотре, тестировании и разборе ПДТ, необходимо отметить в акте комиссионного разбора, (Приложение 24).

5. Разбор дополнительного оборудования

Разборы дополнительного оборудования (шламоуловитель, фильтр, пакер и т.д.) производятся на базе ЭПУС, согласно технологических процессов, разработанных технологическими службами ЭПУС и согласованные с соответствующими структурными подразделениями ООО «РН-Юганскнефтегаз». Отбракованные детали и все замеченные отклонения необходимо отметить в акте комиссионного разбора (Приложение 14).

5.5 Пятый этап расследования – подготовка к совещанию «день качества»

На данном этапе ОКиТК ЭПУС за 4 рабочих дня до проведения «Дня Качества» (на основании утвержденного графика) направляет в Отдел качества ООО «РН-Юганскнефтегаз» предварительный список скважин, выносимых к рассмотрению на совещание «День качества», архивы событий и параметров (в электронном виде) со станций управления УЭЦН, УЭЦП, а также по запросу предоставляет эксплуатационные паспорта и прилагающуюся документацию (карты вывода, эксплуатации, акты разборов узлов УЭЦН, УЭЦП, кабеля и т.д.) для определения предварительной причины отказа погружного оборудования по ним. Отдел качества не менее чем за 2 рабочих дня до проведения «Дня Качества» направляет данный список в ЦДНГ и всем заинтересованным лицам, участвующим в совещании «День Качества» для подготовки к нему.

Ответственность за качественную и своевременную подготовку к совещанию «День Качества» возлагается на начальника Отдела качества ООО «РН-Юганскнефтегаз».

5.5.1 Перечень документации, предоставляемой технологической службой цехов добычи нефти и газа (цехов поддержания пластового давления) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (другого производственного подразделения) при расследовании причин выхода из строя установок в гарантийный период эксплуатации

• План-заказ (или копия) на ремонт скважины в окончательной редакции, соответствующей фактически выполненным работам и все дополнительные план-заказы (при наличии), распечатанные документы, подтверждающие различные пересогласования видов работ и др., с четким указанием фамилий лиц ответственных за внесенные изменения;

• Дело скважины (копия), в объеме необходимом для расследования причины отказа, информацию о предыдущих ремонтах в течение года или более в зависимости от полезности информации;

• Инклинометрия скважины;

• Акты первого этапа расследования причин отказа;

• Карта вывода скважины на режим (оригинал), заполненная в соответствии с требованиями Технологической инструкции ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН» № П1-01.05 ТИ-003 ЮЛ-099 и Технологической инструкции ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По запуску, выводу на режим и эксплуатации водозаборных скважин оборудованных установками электроцентробежными погружными» № П1-01.05 ТИ-026 ЮЛ-099;

• Распечатка системы контроля «Телескоп+» или ее аналогов (время запусков-остановок и дебиты жидкости):

• за весь период вывода скважины в режим;

• для скважин с наработкой 30 и менее суток - за весь период эксплуатации;

• для скважин с наработкой от 31 до 365 суток – за 2 последние недели эксплуатации;

• Распечатка «электронной шахматки» со всеми показателями работы скважины за весь период ее эксплуатации, включая технологический режим работы скважины на начало последнего перед отказом и текущего в течение которого произошел отказ месяца;

• Результаты отбора проб на КВЧ на выводе скважины и во время ее эксплуатации;

• Результаты анализов от ООО «ЮНГ-Нефтехимсервис» твердых отложений предыдущих или если имеются с последнего отказа;

• Пояснительная записка ЦДНГ, ЦППД по отказу.

• Акт комиссионного демонтажа на устье скважины для скважин с наработкой 30 и менее суток;

• Акты дополнительных проведенных работ с УЭЦН, УЭЦП за период ее эксплуатации, с указанием даты, времени, последовательности и полученного результата от проведенных мероприятий.

• Сведения об отключениях электроэнергии (причины, продолжительность) на скважине за весь период эксплуатации;

• Для скважин, работающих в режиме АПВ, расчет программы АПВ, согласно действующих регламентирующих документов.

• Паспорта (копии паспортов) на подвеску НКТ, подвесной патрубок и переводник, сбивной клапан и т.д.

• Распечатку из электронной почты по согласованию изменений (дополнений) на скважине, касающихся подбора оборудования, комплектации, монтажа, ВНР, эксплуатации и отказа;

• По возможности, фотографии или образцы отказавших узлов и другого оборудования, а также другие фото- и видео-документы которые могут помочь при расследовании причины отказа.

• При рассмотрении остановок по причине РНО предоставляется: копия ЭП, акты выполненных работ перед постановкой бригады ТКРС, карта ВНР, а также прочая документация необходимая для расследования и определения причины отказа.