5.7 Седьмой этап расследования – проведение анализа надёжности работы уэцн, уэцп за отчетный период (месяц квартал, полугодие, год)

Анализ по надежности погружного оборудования проводится на основании электронной базы данных «ЭПОС» (отчет «Информация о причинах отказов» (статистика). Данными для проведения анализа могут служить: расчёт межремонтного периода работы скважин и средней наработки на отказ в целом по базе, по нефтедобывающим регионам, по месторождениям, по типоразмерам УЭЦН, УЭЦП (с разбивкой на новые и ремонтные), по пластам и глубинам подвески, рассчитываемые ежемесячно. Эти данные позволяют проводить сравнительный анализ надежности, как самого оборудования, так и анализировать качество его ремонта и эксплуатации, контролировать работу смежников. Необходимо обратить внимание на то, что контролю должны подвергаться не только УЭЦН, УЭЦП причины отказа которых рассматриваются на «Дне Качества», но и установки с наработкой более 365 суток - это позволяет контролировать слабые узлы и детали оборудования за весь срок их работы. Ведь основная задача предприятий участвующих в процессе работ с УЭЦН, УЭЦП - заставить оборудование отрабатывать не только гарантийный срок, но и гораздо дольше. В большинстве случаев точно определить причину отказа или выявить брак какой-либо службы в оборудовании, проработавшем более 30 суток невозможно. Брак в работе служб вероятнее всего проявится в начальные же сутки работы установки ЭЦН, ЭЦП. В то же время сбор информации о техническом состоянии всех демонтированных узлов, позволяет из массива данных отобрать и выявить самые слабые и на основании этого анализа принять меры по увеличению их ресурса. Исполнение данных условий и требований позволит не только точно определять причины выхода из строя УЭЦН, УЭЦП на скважинах, но и своевременно принимать меры по их предотвращению впредь, неуклонно повышать межремонтный период работы оборудования и поддерживать высокую технологическую дисциплину персонала.

Ответственность за подготовку и реализацию мероприятий (на основании анализа) направленных на повышение качества и эффективности работы механизированного фонда скважин возлагается на начальника ОРМФ – главного технолога ООО «РН-Юганскнефтегаз».

5.8 Первопричины образования осложняющих факторов, методы прогноза для своевременного принятия мер до момента монтажа УЭЦН, УЭЦП с целью предотвращения преждевременного отказа или проблем при эксплуатации

В ходе анализа накопленной информации и опыта организации работ по эксплуатации, обслуживанию и ремонту УЭЦН, УЭЦП в ООО «РН-Юганскнефтегаз», а так же в других нефтяных компаниях РФ, выявлено, что существуют основные признаки необходимости защиты скважинного оборудования при разных осложняющих факторах:

• Механические примеси.

Факторы, при наличии которых могут применяться различные методы защиты скважинного оборудования:

• История работы погружных установок на данной скважине показывает наличие большого количества механических примесей в перекачиваемой жидкости и на рабочих органах секций ЭЦН;

• Первая установка после ВНС и ГРП (значительный процент отказов УЭЦН, УЭЦП после ВНС и ГРП происходит по причине повышенного выноса механических примесей);

• Последующие установки после ВНС, ГРП, перфорации (повторной/дополнительной перфорации) с присутствием механических примесей в перекачиваемой жидкости и узлах УЭЦН по результатам разборов;

• Скважина постоянно работает с повышенным выносом механических примесей (геологические условия);

• После увеличения отбора жидкости из скважины (увеличение типоразмера УЭЦН, увеличение частоты), за счёт чего происходит снижение забойного давления;

• После очистки ствола скважины с целью создания зумпфа (после остановок скважин с большой наработкой).

Проводимые мероприятия по снижению засорений УЭЦН, УЭЦП от механических примесей:

• Применение верхних шламоуловителей, погружных фильтров для УЭЦН, ШУМ и МВФ и их аналогов, спуск УЭЦН, УЭЦП износостойкого исполнения в скважины с содержанием механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости выше 100 мг/л;

• Включение скважин в график профилактических промывок УЭЦН с целью предотвращения заклинивания и снижения производительности;

• Метод пескозакрепления породы;

• Метод термозакрепления проппанта.

• Солеотложения:

Факторы, при наличии которых могут применяться различные методы защиты скважинного оборудования:

• История работы погружных установок на данной скважине показывает наличие солеотложений на рабочих органах УЭЦН, УЭЦП по результатам разборов;

• После увеличения отбора жидкости из скважины за счёт увеличение типоразмера УЭЦН или увеличения частоты;

• После глушение раствором плотностью более 1,18 мг/л;

• Работа скважины в периодическом режиме или с минимально-допустимым притоком для охлаждения ПЭД (перегрев ЭПО);

Проводимые мероприятия по снижению солеотложений в ЭЦН:

• Установка и запуск в работу дозировочных установок (УДЭ);

• Спуск УЭЦН с рабочими органами из жидкокристаллического полимера (ЖКП);

• Спуск погружного скважинного контейнера с твёрдым ингибитором солеотложения (ПСК);

• Закачка ингибиторов солеотложения при ТРКС и/или эксплуатации;

• Ингибирование раствора глушения.

• Высокая температура в зоне подвески УЭЦН, УЭЦП:

Факторы, при наличии которых могут применяться различные методы защиты скважинного оборудования:

• Большая глубина спуска УЭЦН по вертикали;

• Высокая температура пластовой жидкости (более 90 градусов);

• Работа ПЭД с нагрузками близкими или превышающими номинальные;

Проводимые мероприятия по снижению преждевременных отказов в результате воздействия высоких температур:

• ПЭД должен быть заполнен синтетическим маслом Reda, Centrilift или их аналогами;

• Наличие в составе кабельной линии термовставки необходимой длины;

• Комплектация ПЭД должна подразумевать создание запаса по мощности.

• Установка ТМС на ПЭД;

• Приподъем УЭЦН;

• Спуск ПЭД термостойкого исполнения.

• Недостаточный приток:

Факторы, при наличии которых могут применяться различные методы защиты скважинного оборудования:

• Скважины после ВНС и ГРП со снижением пластового давления или отсутствием системы ППД;

• Скважины после КРС (перфорация, приобщение, вывод из БД, РИР и т.п.);

• Заведомо спуск ЭПО большего типоразмера, чем производительность скважины для работы в периодическом режиме (АПВ, УПР. и т.п.).

Проводимые мероприятия по снижению рисков отказа погружного оборудования по причине недостаточного притока:

• Оптимизация типоразмера УЭЦН, УЭЦП (снижение типоразмера), кроме скважин, осложнённых солями и механическими примесями, в которые заведомо спущен ЭЦН большего типоразмера, чем производительность скважины;

• Перевод УЭЦН из постоянного режима работы в периодический (АПВ, УПР и т.п.);

• Комплектация УЭЦН вентильными или термостойкими ЭД;

• Установка ТМС на ПЭД.

• Комплектация УЭЦН  двумя обратными клапанами.

Начальник Отдела качества ООО «РН-Юганскнефтегаз» является ответственным за весь процесс определения причин отказа погружного оборудования (подготовка, проведение, оформление протоколов совещаний «День Качества», ведение рейтинга заполнения эксплуатационных паспортов) и контроль выполнения мероприятий по результатам проведенных совещаний «День Качества».

Начальники структурных подразделений ООО «РН-Юганскнефтегаз» являются ответственными за подготовку и реализацию мероприятий (на основании анализа и пунктов протоколов совещаний «День Качества»), направленных на повышение качества и эффективности работы механизированного фонда скважин.

6. ССЫЛКИ

В настоящих Методических указаниях использованы ссылки на следующие законодательные и локальные нормативные документы:

1. Инструкция «О порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству», форма №П-7, утверждённая постановлением Госарбитража при Совете Министров СССР 25.04.1966 г.

2. Принципы классификации Компания «Требования по классификации причин отказов УЭЦН, ШСНУ, УШВН, УЭВН, УЭДН, ОРЭ и анализу механизированного фонда скважин» № П1-01.05 С-0001 версия 3.0, введенные в действие Распоряжением ООО РН-Юганскнефтегаз» № 858 от 16.06.2011.

3. Положение ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Организация работ по борьбе с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании» № П1-01.05 Р-0061 ЮЛ-099 версия 1.00, утвержденное и введённое в действие Распоряжением ООО РН-Юганскнефтегаз» № 1701 от 12.09.2016.

4. Положение ООО «РН-Юганскнефтегаз» «О взаимодействии между структурными подразделениями при оформлении актов о скрытых недостатках, определения комплектности и качества продукции» № П2-02 Р-0031 ЮЛ-099 версия 1.02, утвержденное и введённое в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» №1375 от 20.10.2010.

5. Положение ООО «РН-Юганскнефтегаз» «О взаимодействии при расследовании аварий и осложнений в процессе ремонта. Восстановления, освоения и эксплуатации скважин» № П1-01.03 Р-0027 ЮЛ-099 версия 3.00, утвержденное и введённое в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 849 от 16.05.2016.

6. Положение ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Порядок приобретения, подготовки, учёта, эксплуатации, отбраковки и списания насосно-компрессорных труб» № П2-02 Р-0039 ЮЛ-099 версия 1.00, утвержденное и введённое в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 618 от19.01.2012.

7. Методические указания ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Требования к входному контролю, качеству ремонта, ревизии и комплектации оборудования УЭЦН» № П1-01.05 М-0012 ЮЛ-099 версия 5.00, утвержденные и введённые в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 995 от 01.06.2016.

8. Технологическая инструкция ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По запуску, выводу на режим и эксплуатации водозаборных скважин оборудованных установками электроцентробежными погружными» № П1-01.05 ТИ-026 ЮЛ-099 версия 1.00, утвержденная и введённая в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» №1673 от 03.09.2015.

9. Технологическая инструкция ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН» № П1-01.05 ТИ-003 ЮЛ-099 версия 5.00, утвержденная и введённая в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 2405 от 29.12.2015.

10. 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, утвержденная и введённая в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 510 от 29.03.2016.

11. Инструкция ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По подведению рейтинга по качеству заполнения эксплуатационных паспортов УЭЦН» № П1-01.05 И-001 ЮЛ-099 версия 4.00, утвержденная и введённая в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 518 от 29.03.2016.

12. Технологическая инструкция ООО «РН-Юганскнефтегаз» «Организация работ по защите УЭЦН от механических примесей» № П1-01.05 ТИ-1040 ЮЛ-099 версия 2.00, утвержденная и введённая в действие Распоряжением ООО «РН-Юганскнефтегаз» № 406 от 29.03.2011.

13. Технологическая инструкция ООО «РН-Юганскнефтегаз» «По проведению ремонтно-изоляционных работ с применением технологии установки пакера над УЭЦН» №П1-01.05 ТИ-020 ЮЛ-099 версия 1.00, утвержденная и введенная в действие Распоряжение ООО «РН-Юганскнефтегаз» №1806 от 03.12.2012.