Текущий ремонт скважин производится под руководством

Тема занятия: Назначение и квалификация подземных ремонтов. Виды ТРС

Цели: Определение видов ремонтов, относящихся к КРС, ТРС. Необходимость проведения ПРС

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин.

По сути, подземный ремонт скважин подразделяется на два подвида:

– текущий ремонт скважин;

– капитальный ремонт скважин.

Соответственно, цели у данных подвидов ремонтов разные, но нельзя данные виды ремонтов жестко разделять между собой. В процессе проведения тех или иных работ вполне возможен вариант, когда бригадой КРС (капитального ремонта скважин) выполняются ремонты ТРС (текущего ремонта скважин) и наоборот. Такие случаи взаимозаменяемости происходят редко, но сам факт имеет место быть.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Текущий ремонт скважин – комплекс работ, направленных на:

–восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования;

– работ по изменению режима эксплуатации скважин;

– работ по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата.

ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный ТРС – ремонт, проводимый с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа глубинно-насосного оборудования.

К категории ТРС относятся:

• оснащение скважин глубинно-насосным оборудованием при вводе в эксплуатацию;

• перевод скважин на другой способ эксплуатации;

• оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

• ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

• ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

• очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы:

–подготовительных:

– основных:

– заключительных работ.

К комплексу подготовительных относятся следующие работы:

• прием скважины из эксплуатации;

• глушение скважины;

• передислокация ремонтного оборудования;

• планировка территории рабочей зоны;

• монтаж подъемной установки;

• демонтаж устьевого оборудования.

Основными работами при производстве ТРС считаются:

• спуск и подъем скважинного оборудования;

• шаблонировка эксплуатационной колонны скважины;

• очистка забоя, промывка скважины;

• работы по ловле оборвавшихся, отвернувшихся штанг;

• ревизия лифта НКТ, штанг (при необходимости – замена);

• внедрение, извлечение клапанов-отсекателей и пакеров;

• работы по ремонту оборудования устья скважины;

• проведение некоторых видов исследовательских работ.

Комплекс заключительных работ включает себя:

• сборку устьевой эксплуатационной арматуры;

• очистку арматуры, ремонтного оборудования и инструмента от накопленных отложений;

• пуск и освоение скважины;

• демонтаж комплекса оборудования;

• очистку и планировку территории рабочей зоны;

• сдачу скважины в эксплуатацию.

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно с составлением плана-графика движения бригад. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера текущего ремонта скважин по плану, утвержденному начальниками цехов ПРС (ПКРС) и ЦДНГ или уполномоченными на это лицами приказами от Заказчика.

При текущем ремонте скважин I категории и эксплуатирующих пласты АС4-8 план утверждается главным инженером и главным геологом Заказчика.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются заместителем главного инженера по технологии, главным технологом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ планов-заказов на производство ТРС.

В плане-заказе, составленном ведущим технологом и ведущим геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

• наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий; вид противовыбросового оборудования;

• категория скважины;

• газовый фактор скважины;

• пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;

• информация о ранее проведенных исследованиях;

• наличие подземного оборудования;

• цель и последовательность выполняемых работ.

Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ КРС

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанных с:

– восстановлением работоспособности обсадных колонн;

– цементного кольца;

– призабойной зоны;

–ликвидацией аварий;

– спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биологических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадами текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 часов гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

КРС обладает большой напряженностью, сложностью, требует использования разнофункциональной техники, оборудования и инструмента.

К категории КРС относятся:

– ремонтно-изоляционные работы;

– работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

– устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

– переход на другие горизонты и приобщение пластов;

– комплекс подземных работ, связанных с бурением, в т.ч. забуривание боковых стволов;

– все виды воздействия на ПЗП с целью увеличения притока нефти;

– исследования и перевод скважин по другому назначению.

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением плана-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются геологической службой нефтегазодобывающего управления, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и, дополнительно:

– категория скважины;

– газовый фактор скважины;

– пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

– информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером и заместителем начальника по геологии от Заказчика.

При выполнении КРС бригадой УПНПиКРС (УКРСиПНП) план работ согласовывают главный инженер и главный геолог Заказчика, утверждают главный инженер и главный геолог УПНПиКРС (УКРСиПНП). В плане работ обязательно должно быть отражено:

– наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ исходя из категории по опасности НГП, конкретных геологических и других условий;

– вид противовыбросового оборудования;

– категория скважины;

– газовый фактор скважины;

– информация о ранее проведенных исследованиях;

– наличие подземного оборудования;

– цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

2.1. Все работы на кустовой площадке должны выполняться по
совмещенному плану- графику, согласованному с организациями соисполнителями,
который устанавливают территориальные и оперативные разграничения между
структурными подразделения.

2.2. Отвественным руководителем работ на кусте назначается:

—
до бурения первой скважины -прораб вышкомонтажной бригады;

—
с момента бурения — представитель бурового предприятия;

—
с момента ввода в эксплуатацию первой скважины- представитель НГДУ.

2.3. Ответственный руководитель выдает разрешения на
следующие виды работ:

n
электрогазосварку;

n
передвижку
буровой установки;

n
перфорацию,
освоение и ремонт скважин;

n
монтаж
передвихных агрегатов;

n
обвязку
и подключение скважин.

На
каждый из указанных видов работ должен быть получен наряд-допуск.

2.4. Система водоснабжения буровой установки должна
предусматривать возможность аварийного орошения (продолжительностью не менее 1
часа) устьевого оборудования действующих скважин до подключения пожарных
стволов к магистральному водоводу или к другому водоисточнику.Сжема подачи на
куст утверждается главным инженером НГДУ до начала разбуривания куста.

2.5. Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания
буровой установки, тракторов, подъемных и цементировочных агрегатов,
цементосмесителей и др. Техники должны быть оснащены искрогасителями,
отвечающими требованиям пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

2.6. На территори куста должны быть обозначены табличками
места складирования материалов и оборудования, а также определены знаками и указателями
стоянки спецтранспорта, зоны проезда и разгрузки грузов.

2.7. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают
оборудование. За подготовку нефтепромысловой дороги отвечает промысел, переезд
ремонтной бригады организовывается цехом КРС или ПРС.

2.8. Приемка и сдача скважины и прилегающей к ней
территории производится по акту, который подписывается представителем промысла
и мастером ремонтной бригады.

2.9.  Для проведения
ремонтных работ около скважин необходимо устроить рабочую площадку, мостки,
стеллажи для труб и штанг.

2.10.
Подготовка устья скважины.

2.10.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом
расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства
скважин. Составляется акт на скрытые работы.

2.10.2. Перед разборкой устья давление в затрубном
пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии клапана
-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.

2.10.3. Устье скважин с возможным газонефтеводопроявлением на
период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в
соответствии с планом работ, а скважина заглушена.

2.10.4. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается
предприятием, производящим работы, утверждается главным инженером предприятия и
согласовывается противофонтанной службой и территориальными органами
Госгортехнадзора.

2.10.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного
агрегата.

2.10.6. Производят монтаж передвижного агрегата.

2.10.7. Расставляют оборудование, согласно схемы расстановки
оборудования.

2.10.8. Производят монтаж мачты.

2.11. Перед началом ремонтных работ должна быть проведена
пусковая комиссия, результаты которой должны быть оформлены следующие
документов:

2.11.1. К текущему ремонту — актом сдачи скважины от ЦДНГ
(ЦППД) мастеру текущего ремонта и заполнением мастером текущего ремонта
пускового паспорта.

2.11.2. К капитальному ремонту — актом сдачи скважины от ЦДНГ
(ЦППД) мастеру бригады КРС и подписанием пускового паспорта скважины членами
пусковой комиссии.

2.11.3. К освоению после окончания бурения — подписанием
пускового паспорта скважины членами пусковой комиссии.

2.12.
Комиссия по приемке скважины в капитальный ремонт или освоение после бурения
извещается за сутки начальником соответствующего цеха письменно или устно. Ее
возглавляет:

2.12.1.
При производстве капитального ремонта — начальник цеха капитального (текущего)
ремонта скважин или уполномоченное на это лицо, назначенное распряжением по
структурному подразделению.

В
работе комиссии участвуют: мастер ремонтной бригады, инженер по технике
безопасности цеха (уполномоченный представитель трудового коллектива)
структурного подразделения, представитель предприятия  технологического транспорта — назначенный
приказом по предприятию.

2.13.
При освоении скважин:

2.13.1. После демонтажа буровой установки или ее перемещения —
начальник экспедиции бурового предприятия. В работе комиссии участвуют: мастер
бригады освоения, прораб ВМК, представитель предприятия спецтехники, инженер по
технике безопасности (уполномоченный представитель трудового коллектива)
бурового предприятия.

2.13.2. После обвязки скважины куста — начальник экспедиции
бурового предприятия.

       В работе комиссии участвуют: мастер
бригады освоения, представитель предприятия спецтехники, инженер по технике
безопасности (уполномоченный представитель трудового коллектива) бурового
предприятия.

2.14. Неявка, после уведомления, представителя предприятия
спецтехники по любым причинам не приостанавливает согласно пунктам 2.12.1. и
2.13.1. работу комиссии и ее выводы. При этом ответственность за нарушения и
недостатки по подъемному агрегату несет предприятие технологического
транспорта.

2.15.  Представитель
противофонтанной службы приглашается к работе в комиссии письменно или устно
согласно договора.

2.16.
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера цеха ПРС (КРС) по
плану, утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или уполномоченным на это
лицом — назначенным начальником ЦДНГ (ЦППД) и согласованным с ведущим геологом
ЦДНГ (ЦППД).

2.17.
Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера капитального
ремонта скважин по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом
структурного подразделения или предприятия, занимающегося КРС и согласованному
с главным инженером и главным геологом НГДУ.

Утверждение
плана работ может быть произведено и другим уполномоченным на это лицом,
назначенным приказом любого из вышеуказанных предприятий.

На
скважинах с аномально высоким пластовым давлением план согласовывается и с
противофонтанной службой.

2.18.
Освоение скважин после окончания бурения на кусте производится согласно плана
утвержденного главным инженером и главным геологом бурового предприятия,
согласованного с главным инженером и главным геологом НГДУ.

2.19.
При необходимости проведения на скважине работ, не предусмотренных планом на
текущий, капитальный ремонты и освоение после бурения, бригаде должен
выдаваться дополнительный план, утвержденный в установленном порядке.

2.20.
В плане на текущий и капитальный ремонт скважин должны быть геолого-технические
данные по скважине а также:

2.20.1. Максимальный объем долива. При этом, плотность
жидкости долива должна соответствовать плотности жидкости глушения — указанная
в плане на ремонт, освоение скважины;

2.20.2.  Схемы
компоновок противовыбросового оборудования устья скважины, в зависимости от
выполняемых работ;

2.20.3. Категория скважины — по степени опасности
возникновения нефтегазоводопроявления;

2.20.4. Газовый фактор;

2.20.5. Текущее пластовое давление (замеры должны проводиться
не менее раза в квартал).

2.21.
На кустах скважин с любым основанием (лежневым, насыпным и др.), с
расположенными на поверхности трубопроводами- ремонт скважин производится при
условии отключения трубопроводов со стороны скважины и замерного устройства, и
снижения избыточного давления в трубопроводе до атмосферного, или закрытия
трубопроводов защитными кожухами (щитами) в обозначенных местах переезда, или
засыпки трубопроводов грунтом на высоту не менее 0,3 метра от верхней
образующей трубы.

2.16.
При работе на кустах скважин, оборудованных центробежными, диафрагменными,
винтовыми погружными электронасосами — электрокабели, попадающие в зону
перемещения и монтажа оборудования ремонтных бригад и освоения, должны быть
обесточены, сняты с эстакад (стоек) и закрыты кожухами (деревянными,
металлическими) — обеспечивающими сохранность изоляции электрокабелей и
безопасность работающего персонала. После монтажа и расстановки оборудования
ремонтных бригад — скважины куста, эксплуатация которых не препятствует
проведению ремонтных работ и освоению (ремонтируемой или осваиваемой скважины),
запускаются в работу.

Матвеев С.Н. (ред.) Справочная книга по добыче нефти — файл n11.doc

приобрести
Матвеев С.Н. (ред.) Справочная книга по добыче нефти
скачать (420.4 kb.)
Доступные файлы (17):

n1.doc	23kb.	28.01.2010 14:58	скачать
n2.doc	205kb.	25.07.2001 08:42	скачать
n3.doc	26kb.	25.07.2001 10:51	скачать
n4.doc	46kb.	25.07.2001 10:54	скачать
n5.doc	155kb.	18.07.2001 11:28	скачать
n6.doc	31kb.	25.07.2001 13:06	скачать
n7.doc	54kb.	25.07.2001 13:21	скачать
n8.doc	54kb.	25.07.2001 09:44	скачать
n9.doc	908kb.	09.11.2001 10:21	скачать
n10.doc	156kb.	25.07.2001 11:15	скачать
n11.doc	185kb.	25.07.2001 18:45	скачать
n12.doc	48kb.	25.07.2001 10:23	скачать
n13.doc	65kb.	25.07.2001 10:27	скачать
n14.doc	81kb.	25.07.2001 10:38	скачать
n15.doc	129kb.	24.07.2001 08:46	скачать
n16.doc	1478kb.	24.07.2001 13:53	скачать
n17.doc	22kb.	25.07.2001 18:06	скачать

n11.doc

РАЗДЕЛ 4. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

— текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

— капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

4.1. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется еженедельно с составлением план-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассматриваются заместителем главного инженера по технологии, заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦДНГ план-заказов на производство ТРС. В план-заказе, составленном ст. технологом и ст. геологом ЦДНГ, должно быть отражено:

— наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса, исходя из категории по опасности НГП и конкретных геологических и других условий;

— вид противовыбросового оборудования (устьевой герметизатор типа УГУ-2-140 или превентор);

— категория скважины;

— газовый фактор скважины;

— пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;

— информация о ранее проведенных ремонтах и исследованиях;

— цель и последовательность выполняемых работ.

Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностными лицами в зависимости от категории скважины.

4.1.1. Подготовка к ремонту кустовых скважин

Территория куста до начала размещения оборудования бригады ТРС должна быть принята мастером ТРС по акту от представителя ЦДНГ (мастера, ведущего инженера, начальника цеха). При наличии замазученности территории куста или пропусках нефти и газа на соседних скважинах акт не подписывается.

— Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением и подписанием мастером бригады ТРС пускового паспорта.

— При работе бригад ТРС на кустах скважин, оборудованных УЭЦН, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть обесточены, при необходимости сняты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа оборудования бригад скважины пускаются в работу.

— Соседние с ремонтируемой скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, предусмотренными планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными записью в акте приема скважины в ремонт.

— При ремонте глубиннонасосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

— Разрешается одновременная работа двух бригад на одном кусте при условии:

а) расположения бригад (подъемных агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (приленного за бригадой;

— правильное и своевременное ведение необходимой документации и достоверность оперативной информации.

4.1.2. Порядок спуска-подъема насосов СШГН
Перед началом ремонта необходимо убедиться в соответствии характеристик насоса с указанными в плане работ. При отсутствии паспорта и утвержденного плана работ производство ремонта запрещается.

Перед спуском насоса в скважину необходимо произвести внешний осмотр и проверить перемещение плунжера в цилиндре (за исключением манжетных насосов).

Невставные (трубные) насосы могут применяться в комплекте со сбивным клапаном для исключения разливов нефти при подъеме НКТ и насоса.

Сбивной клапан наворачивается непосредственно на седло конуса насосов (НН2Б32; НН2Б44) или через переводник – для насосов НН2Б57.

Во время приемки насосов на скважине бригадой ПРС (КРС} от представителя ПРЦЭО необходимо проверить целостность сбивного пальца.

Перед спуском насоса в скважину необходимо еще раз проверить герметичность всасывающего клапана:

— спустить фильтр приемного клапана;

— за ним цилиндр насоса с патрубком и муфтой под элеватор;

— смонтировать насос на устье скважины и залить в него чистую жидкость, визуально определить наличие утечки, падения уровня жидкости;

— при наличии утечек насос в скважину не спускать, а с заполненным паспортом отправить на комиссию в ПРЦЭО;

— при отсутствии утечек на плунжер насоса навернуть штангу с муфтой автосцепа;

— вставить плунжер в цилиндр насоса и произвести его спуск в скважину;

— навернуть на колонну штанг шток автосцепа с цанговым захватом и произвести спуск до зацепления с плунжером.

При спуске насоса НН-2 узел приемного клапана надо спускать только вместе с плунжером. Бросать его сверху после спуска труб запрещается. При наличии автосцепа насос спускается на насосно-компрессорных трубах в сборе (с приемным клапаном и плунжером, оснащенным на верхнем конце с устройством для автосцепа): Затем спускают на колонне штанг цанговый захват автосцепа. Спуск насоса без автосцепа является нарушением технологии работ и допускается в исключительных случаях.

Спуск вставного насоса производится в следующей последовательности: спустить ГПЯ, при необходимости, за ним сборку замковой опоры и насосно-компрессорные трубы, при этом следует проверить соответствие резьб переводника замковой опоры и НКТ. После спуска НКТ до заданной глубины посадить планшайбу на фланец колонны (или на тройник). Затем спустить насос на штангах и посадить в замковую опору. При спуске и подъеме насосов необходимо пользоваться элеватором типа ЭШН во избежание изгиба штока насоса. Спуск вставного насоса с применением автосцепа следующий: спустить на НКТ насос, оснащенный в верхнем конце устройством для автосцепа в сборе с замковой опорой, затем колонну штанг с цанговым захватом автосцепа. Спуск с автосцепом является основной технологией работ, спуск без автосцепа допускается в исключительных случаях.

Спуск и подъем насосно-компрессорных труб при прохождении той части эксплуатационной колонны, где изменяется его внутренний диаметр (разная толщина стенок эксплуатационной колонны), производится со скоростью не более 0,5 м/сек.

В зависимости от условий эксплуатации УСШН комплектуется дополнительным оборудованием и монтируется на скважине.

При спуско-подъемных операциях на мостках не должно быть посторонних предметов и отбракованных труб и штанг. При укладывании труб, штанг следует применять только деревянные междурядные прокладки.

НКТ, спускаемые в скважину, на внутренней поверхности не должны иметь отложений солей, парафина, окалины, грязи. При каждом спуске насосных труб необходимо проверять их с помощью специального шаблона (металлической скалки) сплошного или полого сечений длиной 1250 мм со следующим наружным диаметром (см. таблицу 1).
Таблица 1

Условный диаметр НКТ, мм (дюймы)	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр оправки, мм
48 (1 Ѕ”)	4,0	37,9
60 (2”)	5,0	47,9
73 (2 Ѕ”)	5,5	59,6
	7,0	56,6
89 (3”)	6,5	72,7
	8,0	69,7

Комплект труб, спускаемый в одну скважину, как правило, должен состоять из труб одной марки. Для обеспечения герметичности резьбовые соединения НКТ должны быть очищены от грязи, смазаны графитовой смазкой и надежно закреплены с крутящим моментом в соответствии с таблицей 2.

Спуск колонны штанг производить, смазывая резьбовые соединения графитовой смазкой и свинчивая с крутящим моментом согласно таблице 3. При спуске новых штанговых колонн необходимо оставлять на мостках 3-4 запасные штанги. Резьбы штанг и муфт должны быть защищены предохранительными колпаками от повреждений и попадания грязи. Запасные штанги (на случай обрыва) быть той же марки.

Таблица 2

Условный диаметр, мм	Допустимый момент свинчивания, Н*м
Гладкие трубы
60
73
89
Трубы с высадкой
73

Таблица 3

Типоразмер штанги	Рекомендуемый момент свинчивания, кгс*м
ШН-16	30
ШН-19	50
ШН-22	70
ШН-25	110

Наружная поверхность штанг должна быть тщательно очищена. Не допускается спускать кривые штанги с погнутыми концами, а также с повреждениями на поверхности, влекущими за собой обрыв. Категорически запрещается производить выпрямление искривленных штанг. Спуск последних 3-4 штанг необходимо замедлить и произвести плавную посадку насоса (плунжера) в замковую опору (цилиндр).

Проверка правильности посадки насоса в замковой опоре приемного клапана в седло, а также контроль герметичности труб производятся заливкой жидкости глушения до верхней кромки трубы. При обнаружении негерметичности (уменьшения уровня воды) следует приподнять насос и заново посадить в замковую опору или поднять НКТ и заменить замковую опору (узел приемного клапана). При обнаружении пропуска воды в колонне НКТ следует определить место утечки, закрепить резьбовые соединения или заменить трубы.

После завершения спуска насоса необходимо собрать устьевое оборудование и при помощи подъемника сделать не менее 10 ходов плунжера для того, чтобы окончательно убедиться в работоспособности насоса. После этого регулируют ход плунжера и посредством канатной подвески присоединяют колонну штанг к головке балансира станка-качалки. При этом обратить особое внимание на соосность головки балансира с осью скважины.

При подвешивании колонна штанг должна приподнята от нижнего положения на расстояние, не превышающее запас хода плунжера 250 мм и расчетное удлинение штанг от собственного веса и веса столба жидкости над плунжером (см.таблицу 4).

Таблица 4

Диаметр насоса, мм	Расчетное удлинение, мм
LШТАНГ=1200 м	LШТАНГ=1400 м	LШТАНГ=1600 м
S0=1.2 м	S0=2.4 м	S0=1.2 м	S0=2.4 м	S0=1.2 м	S0=2.4 м
28	280	230	330	260	380	300
32	330	280	390	330	440	370
38	410	340	480	400	550	460
44	480	400	560	460	640	530
56	—	420	—	—	—	—

Следует иметь в виду, что поднятие штанг на чрезмерно большую величину создает условия для работы насоса с меньшим КПД из-за увеличения «мертвого» пространства между клапанами в крайнем нижнем положении плунжера, а также возникает опасность чрезмерного выхода плунжера из цилиндра (невставные насосы) или срыва насоса с замковой опоры (вставные насосы).

При подъеме штанг их нужно тщательно осматривать на повреждение. Штанги и муфты с такими повреждениями, как изгибы, зазубрины, коррозионный и механический износ бракуются и не допускаются к повторному спуску. Места истирания штанг фиксируются (в акте сдачи скважины указывается глубина или порядковый номер штанги). При значительном местном истирании необходимо известить технологическую службу ЦДHГ для решения вопроса о спуске дополнительного оборудования.

При подъеме невставного насоса необходимо придерживаться следующего:

произвести ловлю узла всасывающего клапана и совместно с плунжером осуществить его подъем на поверхность. Сбросить металлический пруток диаметром не более 20-25 мм, затем поднять подвеску НКТ вместе с цилиндром насоса.

После подъема насос и плунжер очистить от парафина и грязи, заполнить паспорт на насос и сдать в полном комплекте представителю ПРЦЭО.

Вставной насос следует поднимать на штангах без извлечения колонны труб; последние следует поднимать только в случаях необходимости устранения утечки в трубах, чистки или смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования (клапан-отсекатель, газопесочный якорь, глубинный дозатор и т.д.). В случаях подъема НКТ и газопесочного якоря обязательно проводят ревизию ГПЯ с составлением акта (его состояние, степень заполнения и чем: песок, цемент, продукты закачки в пласт при КРС и т.д.). Акт передается в технологическую службу.

Ревизию дополнительного оборудования и сроки их замены определяет технолог ЦДНГ. В случае полета ШГН или несоответствия фактической компоновки заказу, совместно с ЦДНГ составляется акт. При полете указываются: техническое состояние последних поднятых штанг и труб, глубина текущего забоя, оттиск отпечатка, если производился спуск печати.
4.1.3. Подготовка скважины к спуску УЭЦН
Подготовка скважины к спуску УЭЦН производится в соответствии с планом работ, утвержденным зам.главного инженера НГДУ.

Глушение скважины осуществляется по инструкции, утверждённой 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 (жёсткая 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-подъёмных 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.

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

Представитель ЦБПО ЭПУ вправе требовать у бригады перед монтажом установки подтверждения факта промывки скважины или шаблонирования эксплуатационной колонны (запись в вахтовом журнале, картограмму).
4.1.4. Размещение наземного оборудования УЭЦН на площадке куста скважин
Таблица 5

Диаметры шаблонов для проверки проходимости эксплуатационных колонн

Шифр УЭЦН	Максимальный диаметр УЭЦН, мм	Минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм	Диаметр шаблона, мм
УЭЦН-5	118	121.7	120*
УЭЦН-5А	124	130	127
УЭЦН-6	137	144.3	140
УЭЦН-6А	140.5	148.3	144
ODI	121.6	127	124

^* Примечание. В случае непрохождения шаблона диаметром 120 мм скважина шаблонируется шаблоном диаметром 117 мм. При этом комплектуется погружным электродвигателем 103 мм после согласования с зам.главного инженера НГДУ.
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” (ПУЗ) 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.

Прокладку кабеля от станции управления до клеммной коробки выполняет служба электросетевого хозяйства НГДУ, а подключение — ЦБПО ЭПУ.

Прокладку и подключение кабеля от ТП до станции управления производит служба электросетевого хозяйства НГДУ.

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 несёт ЦДНГ.

Подключение посторонних приёмников энергии (бригад ТКРС, геофизических и исследовательских партий) к станции управления должно производиться по инструкции, утверждённой 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 несёт НГДУ.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой (при технологической целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.
4.1.5. 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 стандарта ОАО “Технологический регламент на производство погрузочно-разгрузочных работ оборудования электропогружных установок”, утверждённого главным инженером ОАО “Сургутнефтегаз” Н.И.Матвеевым от 29.06.95г.

При разгрузке необходимо обеспечить защиту узлов УЭЦН и кабеля от ударов и повреждений, строповку узлов производить двумя стропами.

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;

— проверяет установку шлицевых муфт и лёгкость вращения валов;

— проверяет сопротивление изоляции установки в сборе, которое должно составить не менёе 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;

— при монтаже УЭЦН с ПЭД мощностью 90 кВт и выше требует выполнения фазировки на устье;

— 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 чем 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 Ц6ПО 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 (

>

100 МОм);

— сопротивление изоляции кабельной линии (

>

100 МОм);

— сопротивление изоляции “кабель-двигатель” (

>

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 — 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-технoлог ЦБПО ЭПУ, а в ночное время, выходные и праздничные дни — инженер-диспетчер базы.

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

Случаи ожидания монтажа УЭЦН по вине одной из сторон (монтажная бригада ЦБПО ЭПУ, бригада ТКРС, освоения) более 1 часа оформляются двухсторонним актом.

Работы по монтажу УЭЦН не производятся при ливнях, метелях, пылевых и песчаных бурях, скорости ветра более 15 м/сек и температуре окружающего воздуха ниже -35⁰С.

При возникновении спорных ситуаций о производстве монтажа по погодным условиям или другим причинам решение о монтаже принимает начальник ЭМЦ совместно с ЦИТС НГДУ. Простои бригад ТКРС (освоения), связанные с невозможностью монтажа УЭЦН по причине плохих погодных условий, оформляются двухсторонним актом.
4.1.6. Спуск УЭЦН в скважину
Спуск установки ЭЦН в скважину производятся со скоростью не выше 0,25 м/сек (при средней длине трубы 8 м время её спуска составит 32 сек).

При прохождении УЭЦН участков колонны с темпом набора кривизны более 30′ на 10 метров, указанных в плане работ, скорость спуска не должна превышать 0,1 м/сек (примерно 1,5 минуты на 1 трубу).

В процессе спуска установки периодически производится проверка центровки подъёмника относительно устья скважины, при необходимости выполняется его центровка. Запрещается спуск установки при отсутствии центровки подъёмника.

При спуске установки необходимо обязательное соблюдение следующих требований:

— зачистка металлической щёткой и смазка резьб НКТ графитной смазкой УССА, Р-2, Р-402 или аналогичной им;

— шаблонирование каждой трубы (при использовании ремонтных и повторно используемых труб);

— замер длины каждой трубы с записью меры НКТ;

— очистка наружной поверхности НКТ от песка и парафина.

При спуске УЭЦН в скважину проворачивание установки и подвески НКТ недопустимо. С этой целью при использовании ключей без задерживающих устройств первые 20-30 труб над УЭЦН свинчиваются вручную с применением задерживающего ключа.

В процессе спуска недопустимы рывки или натяжка и изгибы кабеля радиусом менее 380 мм, кабель от автонаматывателя до устья должен находиться в постоянно провисшем состоянии под собственным весом, но при этом не волочиться по земле, а находиться на стойках. При неисправном автонаматывателе спуск УЭЦН запрещается.

Кабель к НКТ крепится стальными поясами (клямсами) на расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ, не допуская при этом слабин и провисов кабеля внутри скважины. Стальные пояса устанавливаются также выше и ниже сросток кабеля на расстоянии 150-200 мм от них. Если сростка оказалась на муфте НКТ, то труба заменяется на другую необходимой длины.

Стальные пояса затягиваются до момента начальной деформации брони кабеля. Пряжку стального пояса следует располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем (но не на поверхности кабеля), загнутый конец стального пояса плотно прижать к пряжке.

Обратный и сбивной клапаны поставляются на скважину службами ЦБПО ЭПУ в комплекте с УЭЦН. Седло обратного клапана должно иметь резиновый уплотнитель. Обратный клапан должен обеспечивать герметичность по жидкости.

Между обратным и сливным клапанами свинчиваются 1-2 шт. НКТ во избежание перекрытия сбивного клапана осаждающимся песком или другими механическими частицами.

Через каждые 300 метров спуска УЭЦН бригада ТКРС (освоения) проверяет сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром с записью результатов замера в эксплуатационном паспорте установки.

При снижении сопротивления изоляции до величины менее 5 МОм или обнаружении повреждений на кабельной линии, а также при появлении осложнений спуск прекращается и бригада вызывает ответственного представителя ЭМЦ, который определяет целесообразность дальнейшего спуска у записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

После окончания спуска УЭЦН бригада ТКРС (освоения) замеряет сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при её наличии). Заполняется эксплуатационный паспорт УЭЦН и вызываются представители ЦБПО ЭПУ и ЦДНГ для контрольного замера сопротивления изоляции установки и пробного запуска УЭЦН.

Если сопротивление изоляции установки окажется менее 5 МОм, то необходимо извлечь одну трубу, разделать сальник, развести жилы, произвести их протирку и вновь проверить сопротивление изоляции. Если изоляция восстановилась, решение о дальнейших действиях принимает инженер-технолог ЭМЦ после согласования с ЦДHГ вопроса по глубине спуска установки и сообщает об этом диспетчеру ЦПКРС (РИТС).

При приёме скважины из ремонта заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН бригадой ТКРС (освоения) передаётся в ЦДНГ.

При утере эксплуатационного паспорта причина выхода УЭЦН из строя не рассматривается, а вина возлагается на службу, утерявшую паспорт. Для сдачи поднятой установки выписывается дубликат паспорта прокатным цехом ЦБПО ЭПУ.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину с соблюдением требований возлагается на мастера бригады ТКРС (освоения), производившей спуск.
4.1.7. Номенклатура текущих ремонтов скважин

ТР-1 Перевод скважин под нагнетание

ТР-1-30 Перевод под нагнетание с УШВН

ТР-1-40 Перевод под нагнетание с УШГН

ТР-1-50 Перевод под нагнетание с УЭЦН,УВНТ,УЭДН

ТР-1-60 Перевод под нагнетание с фонтана

ТР-1-70 Перевод под нагнетание с газлифта

ТР-1-80 Перевод под нагнетание прочих скважин (контр., пьезом., …)

ТР-2 Перевод нефтяных скважин со способа на способ эксплуатации

ТР-2-3 Перевод с УШВН :

ТР-2-34 Перевод с УШВН на УШГН

ТР-2-35 Перевод с УШВН на УЭЦН,УВНТ,УЭДН

ТР-2-36 Перевод с УШВН на фонтан

ТР-2-37 Перевод с УШВН на газлифт

ТР-2-4 Перевод с УШГН :

ТР-2-43 Перевод с УШГН на УШВН

ТР-2-45 Перевод с УШГН на УЭЦН,УВНТ,УЭДН

ТР-2-46 Перевод с УШГН на фонтан

ТР-2-47 Перевод с УШГН на газлифт

ТР-2-5 Перевод с УЭЦН, УВНТ, УЭДН :

ТР-2-53 Перевод с УЭЦН, УВНТ, УЭДН на УШВН

ТР-2-54 Перевод с УЭЦН, УВНТ, УЭДН на УШГН

ТР-2-56 Перевод с УЭЦН, УВНТ, УЭДН на фонтан

ТР-2-57 Перевод с УЭЦН, УВНТ, УЭДН на газлифт

ТР-2-6 Перевод с фонтана :

ТР-2-63 Перевод с фонтана на УШВН

ТР-2-64 Перевод с фонтана на УШГН

ТР-2-65 Перевод с фонтана на УЭЦН, УВНТ, УЭДН

ТР-2-67 Перевод с фонтана на газлифт

ТР-2-7 Перевод с газлифта :

ТР-2-73 Перевод с газлифта на УШВН

ТР-2-74 Перевод с газлифта на УШГН

ТР-2-75 Перевод с газлифта на УЭЦН, УВНТ, УЭДН

ТР-2-76 Перевод с газлифта на фонтан

ТР-3 Ремонт скважин, оборудованных УШВН

ТР-3-10 Ревизия ШВН

ТР-3-20 Подъем ШВН, спуск воронки

ТР-3-30 Подъем воронки, спуск ШВН

ТР-3-40 Ревизия лифта НКТ или пакера ( без замены ротора и статора)

ТР-3-50 Ликвидация обрыва штанг

ТР-3-60 Ликвидация отворота штанг

ТР-3-70 Ревизия колонны штанг ( без замены ротора )

ТР-3-80 Ревизия ротора ( без подъема статора )

ТР-4 Ремонт скважин, оборудованных УШГН

ТР-4-10 Ревизия ШГН ( невставного)

ТР-4-11 Ревизия ШГН (вставного) без подъема НКТ и замковой опоры

ТР-4-12 Ревизия ШГН ( вставного ) с подъемом НКТ и замковой опоры

ТР-4-20 Подъем ШГН, спуск воронки

ТР-4-30 Подъем воронки, спуск ШГН

ТР-4-40 Ревизия лифта НКТ или замковой опоры (без замены насоса)

ТР-4-50 Ликвидация обрыва штанг

ТР-4-60 Ликвидация отворота штанг

ТР-4-70 Ревизия колонны штанг (без замены насоса )

ТР-5 Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, УВНТ, УЭДН

ТР-5-10 Ревизия ЭЦН

ТР-5-11 Ревизия УВНТ

ТР-5-12 Ревизия УЭДН

ТР-5-20 Подъем ЭЦН, спуск воронки

ТР-5-30 Подъем воронки, спуск ЭЦН

ТР-5-40 Ревизия лифта НКТ (без замены насоса )

ТР-6 Ремонт фонтанных скважин

ТР-6-40 Ревизия лифта НКТ

ТР-6-90 Восстановление циркуляции с использованием КОПС

ТР-7 Ремонт газлифтных скважин

ТР-7-10 Ревизия ГЛО без пакера

ТР-7-11 Ревизия ГЛО с пакером

ТР-7-20 Подъем ГЛО, спуск воронки

ТР-7-30 Подъем воронки, спуск ГЛО

ТР-7-40 Ревизия лифта НКТ (без замены компановки оборудования )

ТР-7-90 Восстановление циркуляции с использованием КОПС

ТР — 8 Ремонт водозаборных скважин

ТР-8-00 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-8-10 Ревизия ЭЦВ,УЭЦПК

ТР-8-20 Подъем ЭЦВ ( УЭЦПК ), спуск воронки

ТР-8-30 Подъем воронки, спуск ЭЦВ (УЭЦПК )

ТР-8-40 Ревизия лифта НКТ (без замены насоса )

ТР — 9 Ремонт нагнетательных скважин

ТР-9-00 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-9-40 Ревизия лифта НКТ

ТР-9-41 Ревизия лифта НКТ с обработкой призабойной зоны пласта

ТР-10 Опытные работы

ТР-10-01 На нефтяных скважинах

ТР-10-02 На нагнетательных скважинах

ТР-11 Перевод скважин из категории в категорию

ТР-12 Ремонт прочих скважин (контр., пьезометр., поглощающих, артезиан.)

ТР-12-00 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-12-10 Ревизия ЭЦВ

ТР-12-20 Подъем ЭЦВ , спуск воронки

ТР-12-30 Подъем воронки, спуск ЭЦВ

ТР-12-40 Ревизия лифта НКТ (без замены насоса )

ТР-13 Ревизия и смена наземного оборудования нефтяных скважин

ТР-13-3 на скважинах, оборудованных УШВН:

ТР-13-30 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-13-31 Ревизия или смена полированного штока

ТР-13-32 Ревизия или смена верхнего привода

ТР-13-4 на скважинах, оборудованных УШГН:

ТР-13-40 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-13-41 Ревизия или смена полированного штока

ТР-13-42 Ревизия или смена СУСГ

ТР-13-5 на скважинах, оборудованных УЭЦН (УВНТ, УЭДН ):

ТР-13-50 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-13-6 на фонтанных скважинах:

ТР-13-60 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-13-7 на скважинах, оборудованных ГЛО:

ТР-13-70 Ревизия или смена фонтанной арматуры

ТР-14 Прочие виды работ

4.2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Работа бригад КРС (капитального ремонта скважин) планируется ежемесячно с составлением план-графика движения бригад.

Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматриваются заместителем начальника управления по геологии, начальником отдела разработки, начальником отдела анализа разработки, геологами ЦДНГ и ведущим геологом ЦКРС на основании предоставленных ЦДНГ заказов на производство КРС. В заказе, составленном старшим геологом ЦДНГ, должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважины и дополнительно:

— категория скважины;

— газовый фактор скважины;

— пластовые давления и дата их замера (замер должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца);

— информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

Капитальный ремонт скважин производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС и утвержденным главным инженером управления и заместителем начальника управления по геологии. В плане работ обязательно должно быть отражено:

— наличие резервного объема задавочной жидкости соответствующего удельного веса до окончания ремонтных работ, исходя из категории по опасности НГП и конкретных геологических и других условий;

— вид противовыбросового оборудования (устьевой герметизатор типа УГУ-2-140 или превентор);

— категория скважины;

— газовый фактор скважины;

— информация о ранее проведенных исследованиях;

— цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение.

4.2.1. Подготовка к ремонту кустовых скважин

До начала ремонтных работ и размещения оборудования бригады КРС территория куста и скважина, подлежащая ремонту, должны быть приняты мастером КРС по акту от мастера (ведущего инженера, начальника цеха), эксплуатирующего скважину. При наличии замазученности территории куста и пропусках нефти и газа на соседних скважинах скважина в ремонт не принимается.

— Процесс подготовки кустовой площадки должен завершаться заполнением мастером бригады КРС пускового паспорта, который подписывает комиссия. Комиссию возглавляет начальник ЦКРС или лицо, уполномоченное на это приказом по НГДУ. В работе комиссии участвуют представитель ЦДНГ (мастер, заместитель начальника, начальник ЦДНГ), мастер бригады КРС, инженер по технике безопасности, представитель УТТ (механик или начальник автоколонны).

— При работе бригад КРС на кустах скважин, оборудованных УЭЦН, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования бригад, должны быть обесточены, при необходимости сняты с эстакад и закрыты кожухами, обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала. После монтажа оборудования бригад скважины пускаются в работу.

— Соседние с ремонтируемой скважиной эксплуатирующиеся ШГН могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, предусмотренными планом работ, определенными руководством ЦДНГ и отраженными записью в акте приема скважины в ремонт.

— При ремонте глубиннонасосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устьев 1,5 м и менее соседняя скважина должна быть остановлена, при необходимости заглушена.

— Разрешается одновременная работа двух бригад на одном кусте при условии:

— расположения бригад (подъемных агрегатов) не ближе 9 метров друг от друга (при расстоянии между осями скважин 3 метра агрегаты располагаются через 2 скважины, при расстоянии 5 метров — через 1 скважину между ними);

— в случае одновременной работы двух вахт одной бригады — назначение оператора старшим по смене фиксируется мастером КРС записью в вахтовом журнале.

Обязанности ЦДНГ:

— Проверить наличие и состояние подъездных путей к скважине, при необходимости провести отсыпку, планировку.

— Произвести очистку территории куста от замазученности, посторонних предметов.

— Очистить подходы к станции управления, кабельным эстакадам, гребенкам, групповым замерным установкам, дренажным емкостям.

— Проверить и отревизировать станцию управления СКН, УЭЦН, ШВН и оборудовать их штепсельным разъемом для подключения оборудования бригады КРС.

— Проверить и отревизировать тормозную систему СКН, легкость хода винта откидывания головки балансира.

— Укомплектовать устьевое оборудование скважины всем необходимым согласно схеме обвязки.

— Отремонтировать устьевое оборудование скважины.

— Устранить пропуски нефти, газа, воды на соседних скважинах.

— Проверить работоспособность коллектора.

— Принять меры по предотвращению замерзания подводящего водовода и выкидных линий от скважины.

— Осуществлять контроль за проведением работ (замером глубины подвески, типоразмером подземного оборудования), изменением плана проведения работ.

— Мастер ЦДНГ организует вывоз с территории куста арматуры, высвободившейся в процессе ремонта.

— Обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при проездах трактора с оборудованием и другой тяжелой техники.

— Привести в соответствие с фактическим состоянием надписи на скважинах, в ЗУГах и на блоках гребенок.

— Скважины с аномально высоким давлением выводить в ремонт после снижения пластового давления путем остановки или ограничения закачки для обеспечения возможности их глушения раствором плотностью не более 1,24 г/см³.

Обязанности бригады КРС:

— Не позднее чем за 3 часа до начала переезда телефонограммой известить ЦДНГ о времени прибытия бригады на скважину, планируемую в ремонт, и о вызове мастера на прием-сдачу скважины в КРС.

— Совместно с представителем ЦДНГ составить акт приема скважины в КРС.

— В процессе подготовки к ремонту и заключительных работ после ремонта обеспечить соблюдение требований действующих нормативных документов, ВУ, ТУ, правил ТБ.

— Не менее чем за 2 часа до окончания ремонта в дневное время и не позднее 18 часов 30 минут вызвать представителя цеха с указанием времени готовности скважины для приема ее из ремонта. В случае отсутствия представителя ЦДНГ свыше 2-х часов после окончания ремонта бригада КРС переезжает.

— Мастер ЦКРС организует завоз НКТ и вывоз высвободившихся НКТ, штанг с куста на трубную базу. При невозможности вывоза НКТ, штанг непосредственно после ремонта скважины складировать их на выкладках на расстоянии 30 м от скважины.

— Сдать скважину в эксплуатацию в течение 5-х суток после окончания ремонта с оформлением акта сдачи скважины из ремонта.

— Бригада КРС несет материальную ответственность за:

— соблюдение технологии ремонта;

— аварии и простои по вине бригады;

— соблюдение правил охраны труда и техники безопасности;

— недопущение розливов нефти и загрязнения окружающей среды;

— сохранность оборудования нефтепромысла, оборудования и инструмента, закрепленного за бригадой;

— правильное и своевременное ведение необходимой документации и достоверность оперативной информации.

4.2.2. Номенклатура капитальных ремонтов скважин

КР-1 Ремонтно-изоляционные работы

КР-1-10 отключение обводненных интервалов цементом

КР-1-11 отключение обводненных интервалов полимерами

КР-1-20 отключение отдельных обводненных пластов цементом

КР-1-21 отключение отдельных обводненных пластов полимерами

КР-1-30 исправление негерметичности цементного кольца цементом

КР-1-40 исправление негермичности цементного кольца полимерами

КР-1-50 наращивание цементного кольца

КР — 2 Устранение негерметичности эксплуатационных колонн

КР-2-10 устранение негерметичности тампонированием

КР-2-20 установка металлического пластыря

КР- 3 Устранение аварий при ремонте скважин

КР-3-11 извлечение ЭЦН после аварии

КР-3-12 извлечение ШГН после аварии

КР-3-13 извлечение НКТ после аварии

КР-3-14 извлечение ШВН после аварии

КР-3-15 извлечение пакера с прихватом в колонне

КР-3-20 устранение аварий с эксплуатационной колонной и райбирование

КР-3-30 очистка забоя от посторонних предметов

КР-3-41 извлечение прихваченного ЭЦН при отсутствии циркуляции

КР-3-42 извлечение прихваченного ШГН при отсутствии циркуляции

КР-3-43 извлечение прихваченных НКТ при отсутствии циркуляции

КР-3-44 извлечение прихваченного ШВН при отсутствии циркуляции

КР-3-50 устранение аварий, допущенных при ремонте

КР- 4 Переход на другие горизонты

КР-4-10 переход на нижележащие горизонты тампонированием

КР-4-11 переход на нижележащие горизонты установкой пластыря

КР-4-20 переход на вышележащие горизонты тампонированием

КР-4-21 переход на вышележащие горизонты установкой взрывпакера

КР-4-30 приобщение пластов

КР- 5 Внедрение и ремонт пакеров-отсекателей

КР- 6 Комплекс работ, связанных с бурением

КР-6-11 зарезка нового ствола со спуском обсадной колонны

КР-6-12 зарезка нового ствола без спуска обсадной колонны

КР-6-20 фрезерование башмака, углубление скважины

КР-6-30 прочие буровые работы

КР — 7 Обработка призабойной зоны пласта

КР-7-10 соляно-кислотная, глино-кислотная обработка

КР-7-11 дополнительная перфорация, торпедирование

КР-7-20 ГРП

КР-7-30 ГПП

КР-7-40 виброобработка

КР-7-60 промывка растворителями

КР-7-70 обработка ПАВ

КР-7-80 ТГХВ

КР-7-90 прочие виды обработок

КР — 8 Исследование скважин

КР-8-10 исследование насыщения и выработки пластов

КР-8-20 ОТСЭК, обследование скважины

КР — 9 Перевод по другому назначению

КР-9-10 освоение под нагнетание

КР-9-30 перевод в наблюдательные, пьезометрические

КР — 11 Консервация, расконсервация

КР-11-10 консервация скважины

КР-11-20 расконсервация скважины

КР — 12 Ликвидация скважин

КР — 13 Прочие виды работ

КР-13-11 восстановление циркуляции на ЭЦН

КР-13-12 восстановление циркуляции на ШГН

КР-13-13 восстановление циркуляции на НКТ

КР-13-14 восстановление циркуляции на ШВН

КР-13-21 ревизия или замена колонной головки

КР-13-22 ревизия или замена фонтанной арматуры

КР-13-30 промывка забоя водозаборных или артезианских скважин

КР-13-40 прочие

4.3. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРи ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

4.3.1. Подъемные агрегаты

Самоходный агрегат А-50, А-60 на шасси автомобиля КрАЗ-257.

Азинмаш 37А, АР-32/40, АПРС-40, А-2/32.

Подъемные агрегаты импортного производства фирмы «Купер» и «Кардвелл», предназначенные для спуско-подъемных операций с бурильными трубами свечами с установкой их за «палец» люльки верхового рабочего.

4.3.2. Оборудование и инструмент, применяемые для спуско-подъемных операций

Основным оборудованием для проведения спуско-подъемных операций наряду с подъемными агрегатами являются гидравлические ключи фирмы «Ойл Кантри» модели 4500 и 5600 и фирмы «Эккель», предназначенные для быстрого и безопасного свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб и штанг диаметром от 16 мм до 114,3 мм, а также ключи КПТ производства «Ижнефтемаш».

Принцип действия гидравлического ключа заключается в передаче гидравлической энергии к ручному дроссельному клапану и гидравлическому мотору, при этом гидравлическая энергия преобразовывается в ротационную механическую мощность, которая приводит в действие зубчатую передачу ключа. Ключ подвешивается к мачте и подводится к НКТ. Челюсти ключа автоматически захватывают НКТ, и предохранительная заслонка закрывается. Управление дросселя в переднем положении (на себя) обеспечивает автоматическое свинчивание НКТ в соответствии с необходимыми параметрами, указанными на манометре крутящего момента. Источником гидравлической энергии является гидравлическая система подъемного агрегата, а гидравлической средой — масло ВМГЗ.

К рабочим характеристикам ключа «Ойл Кантри» модели 4500 относятся:

— максимальное число оборотов в минуту — 105;

— рабочее число оборотов в минуту — 93;

— максимальный крутящий момент свинчивания — 11000 Н Ч м.

К рабочим характеристикам ключа «Эккель» относятся:

— максимальное число оборотов в минуту — 110;

— максимальный крутящий момент свинчивания — 13558 Н Ч м.

4.3.3. Ловильные инструменты

Особое место в капитальном ремонте скважин занимают работы по ликвидации аварий с подземным оборудованием (КР-3). Для выполнения этих задач используется следующий ловильный инструмент:

— колокола ловильные.

Относятся к ловильному инструменту врезного типа. Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем захвата их за наружную поверхность. По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты;

— метчики.

Относятся к ловильным инструментам нарезного типа. Предназначены для извлечения из скважины оборвавшихся или отвернувшихся бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, МСЗ;

— труболовки.

Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства на цанговые, втулочные, плашечные, комбинированные;

— фрезеры.

Фрезеры являются инструментами для разрушения труб и различных предметов в скважине, придания им формы, удобной для захвата ловильным инструментом, выпрямления смятых обсадных труб и зарезки второго ствола. По конструкции фрезеры можно подразделить на кольцевые, цилиндрические, ступенчатые, конусные, с направляющим устройством, с захватным устройством, с выдвижными режущими органами и др. По материалу армирования режущих элементов фрезеры бывают армированные твердосплавными пластинами и армированные композиционными сплавами;

— механические, гидравлические яссы.

Яссы — это инструменты, предназначенные для создания ударов и вибраций, используются в основном для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования.

Механические яссы предназначены для ликвидации заклинившего оборудования и инструмента небольшой длины ударами вверх.

Гидравлические яссы предназначены для создания ударных нагрузок, направленных вверх и вниз с целью освобождения прихваченных труб или заклиненных инструментов и оборудования.

4.3.4. Пакеры

Пакеры предназначены для герметичного разобщения одной части ствола от другой, уплотнения труб и различного оборудования при эксплуатации и ремонте скважин. В процессе капитального ремонта скважин используются извлекаемые пакеры, предназначенные для опрессовки и определения негерметичных участков эксплуатационной колонны, выполнения операций по воздействию на призабойную зону пласта (ОПЗ, ГРП, ГПП), освоению скважин струйными насосами типа УГИС-6. По способу посадки пакеры подразделяются на механические, гидравлические, взрывного действия.

4.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ НГП ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Основными причинами НГП являются:

— использование жидкости глушения и жидкости долива, не отвечающих параметрам, указанным в плане работ.

Приложение 1
РЕГЛАМЕНТ
технического обслуживания
гидравлических ключей и спайдеров фирмы «Ойл Кантри»
в местах эксплуатации
Меры предосторожности: во избежание засорения гидравлического масла очистить от снега, льда и грязи системы муфт БРС, шланги, ключи, спайдер, ножной распределительный клапан спайдера и гидрораспределитель подъемника. При перевозке оборудования и шлангов пользоваться штатными пылезащитными крышками и пробками.

Техническое обслуживание ключей и спайдеров производится на БПО эксплуатирующей организации. Перед транспортировкой на БПО оборудование должно быть очищено от снега, льда и грязи. При всех ремонтных работах не допускается попадание грязи в редуктор ключа и гидравлическую систему оборудования. Запрещается сварка на узлах и деталях ключа и спайдера. В условиях БПО производятся следующие регламентные работы:

1. Замена тормозных лент ключей. Тормозная лента заменяется при износе фрикционного слоя или при поломке проушины. Перед установкой лента тщательно смазывается.

2. Замена манометров и шлангов манометров.

3. Замена уплотнительных резиновых колец и пластмассовых прокладок муфт БРС шлангов и поворотных угольников.

4. Устранение течей соединений гидропривода.

5. Замена гидравлических фитингов (патрубков, угольников и тройников).

6. Замена гидравлических соединительных шлангов (шланги перемычки № 900706-240 и 900706-241).
РЕГЛАМЕНТ
технического обслуживания гидравлических ключей фирмы «Эккель»
и спайдеров фирмы «Кейвинз» в местах эксплуатации

Перед транспортировкой на БПО оборудование должно быть очищено от снега, льда и грязи. При всех ремонтных работах не допускается попадание грязи в редуктор ключа и гидравлическую систему оборудования. Запрещается сварка на узлах и деталях ключа и спайдера. В условиях БПО производятся следующие регламентные работы:

1. Замена тормозных лент ключей. Тормозная лента заменяется при износе фрикционного слоя или при поломке проушины. Перед установкой лента тщательно смазывается.

2. Замена манометров и рукавов манометров.

3. Замена уплотнительных резиновых колец и пластмассовых прокладок муфт БРС рукавов и поворотных угольников.

4. Устранение течей соединений гидропривода.

5. Замена гидравлических фитингов (патрубков, угольников и тройников).

Техническое обслуживание ключей и спайдеров в бригадах ПРС и КРС

Смазка ключей и спайдеров производится шприцом и масленкой в соответствии с картами смазки (СМ.427.200.00.000 ИО, л.З и 427.200.00.000 ИО, л.4) после очистки оборудования от снега, льда и грязи. Периодичность смазки — перед каждой спуско-подъемной операцией. Установка резиновых защитных пробок после каждой смазки обязательна.

Замена плашек ключа и вставок спайдера производится при их износе или при переходе на другой диаметр НКТ.

При замене плашек ключа внимательно проверять соответствие стрелки, указывающей направление вращения на плашке, положению стрелки на челюсти или втулке.

Плашки ключа и вставки спайдера каждую смену очищать от грязи и льда имеющейся в комплекте инструмента проволочной щеткой.

Меры предосторожности. Челюсть и втулку (№ 45292) менять только при отключенной гидростанции подъемника и открытой двери, блокирующей случайное включение гидромотора.

Регулировка стержня дросселя, стержня переключения и механизма переключения производится на новом ключе и по мере износа шарниров и вилки переключения (№ 45017) специалистом БПО эксплуатирующей организации.

Замена гидравлических шлангов высокого давления и шлангов спайдера производится специалистом БПО эксплуатирующей организации.

Скользящие головки (№ 106136) менять только при отключенной г/станции подъемного агрегата и открытой дверце, блокирующей случайное включение гидромотора.

Замена гидравлических рукавов высокого давления и рукавов спайдера производится специалистом БПО эксплуатирующей организации.

Меры предосторожности: Во избежание засорения гидравлического масла регулярно очищать от снега, льда и грязи системы подъемного агрегата, муфт БРС, рукавов, ключи, спайдер, ножной распределительный клапан спайдера.

При перевозке оборудования и рукавов пользоваться штатными пылезащитными крышками и пробками.

Приложение 4

ГЕРМЕТИЗАТОРЫ УСТЬЕВЫЕ ВРАЩАЮЩИЕСЯ

Герметизаторы устьевые вращающиеся ГУВ1-156хЗ,5 и ГУВ2-156хЗ,5 предназначены для герметизации ведущей трубы при бурении и вскрытии продуктивных пластов на равновесии в системе скважина-пласт.

Конструктивно ГУВ1 и ГУВ2 отличаются, только присоединительными узлами: ГУВ1 имеет фланец, ГУВ2 устанавливается в УГУ2-140.

Подшипниковый узел ГУВ разгружен от радиальных усилий, создаваемых ведущей трубой.

Для установки ГУВ1 или ГУВ2 на ведущую трубу требуется свернуть с нее переводник, а после установки навернуть вновь.

ГУВ1 и ГУВ2 могут использоваться во всех климатических районах.

Рабочая среда — буровые растворы, нефть, газ, газоконденсат, пластовые воды, растворы СаСl и NaCl.

Технические характеристикиПриложение 5

ПРЕВЕНТОРЫ НПО «СибБурМаш»

НПО «СибБурМаш» предлагает предприятиям нефтегазового комплекса широкую гамму превенторов различного назначения и типоразмеров.

Для расширения эксплуатационных возможностей предлагается комплектовать превентора дополнительным оборудованием:

— устройством для вывода привода превентора в одну сторону, как в двухштурвальном, так и в одноштурвальном исполнении;

— герметизатором кабеля геофизического для проведения перфорационных и геофизических работ;

— приспособлением (патрубок с шаровым краном) для герметизации устья при отсутствии колонны труб в скважине без замены трубных плашек на глухие;

— шпильками и прокладками (линзами);

— герметизатором кабеля ЭЦН совместно с НКТ;

— герметизатором НКТ и квадрата для промывки с расхаживанием.

Кроме этого превентора могут поставляться:

— с присоединительными размерами, соответствующими потребностям Заказчика;

— в одном корпусе с крестовиной.

Все оборудование согласовано с Управлением Тюменского округа Госгортехнадзора Российской Федерации и с Западно-Сибирской противофонтанной военизированной частью.

ПРЕВЕНТОР ТРУБНЫЙ — ПМТ

Базовая модель превенторов серийного изготовления.

ПМТ выпускается с условным проходом 125 и 156 мм.

Превентор позволяет:

— герметизировать на устье скважины НКТ трубными плашками;

— герметизировать устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками;

— герметизировать на устье скважины кабель геофизический;

— ручное управление под давлением до 21 Мпа;

ПРЕВЕНТОР С РАЗГРУЖЕННЫМ ПРИВОДОМ — ПМТР

Серийное изготовление превентора с ручным разгруженным приводом.

Этот превентор предназначен для работы под давлением до 35 МПа.

Наличие разгруженного ручного привода дает возможность ручного управления при максимальном рабочем давлении — до 35 Мпа.

Кроме этого, превентор снабжен указателем положения плашек — «закрыто-открыто».

ПМТР выпускается с условным проходом 156 мм.

ПРЕВЕНТОР ШТАНГОВЫЙ — ПМШ

Превентор малогабаритный штанговый выпускается с 1994 года.

Присоединительные патрубки превентора изготавливаются в ниппельном и муфтовом исполнении. Превентор предназначен:

— для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме штанг;

— для герметизации трубного канала лифтовых труб при отсутствии штанг при смене плашек на глухие;

— для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме геофизического кабеля;

ПРЕВЕНТОР СДВОЕННЫЙ — ПМТ2

Превентор малогабаритный сдвоенный, при высоте 585-760 мм (превентор типа ПМТ имеет высоту до 460-480 мм), выполняет функции двух превенторов и позволяет:

— герметизировать на устье скважины НКТ трубными плашками;

— герметизировать устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками;

— герметизировать на устье скважины трубу и кабель ЭЦН одновременно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора;

— герметизировать на устье скважины кабель геофизический.

Приложение 6

ПАМЯТКА
для бригад Т и КРС по работе с насосно-компрессорными трубами
23/8, 27/8, 31/2

Негерметичность соединений под воздействием внешнего или внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

1. Неправильным выбором смазки или неправильным ее нанесением.

— рекомендуемой для применения являются смазки Р-402; Р-413; Р-416 или зарубежные аналоги. При температуре окружающего воздуха до –5° С допускается применение смазки Р-2;

— резьбовая смазка наносится при помощи шпателя (лопатки) равномерно на поверхность резьбы в муфте в количестве 20-30 г.

2. Повреждение резьбы из-за загрязнения, неосторожного обращения.

Для исключения случаев повреждения резьбы необходимо:

— поднимать очередную подготовленную трубу по желобу приемных мостков с защитным колпачком или пленкой на ниппельной части трубы;

— перед свинчиванием снять защитный колпачок или пленку и очистить резьбу неметаллической щеткой;

— ниппель трубы направлять вертикально, без ударов в муфту спущенной трубы. Свинчивание производить без перекосов, убедившись ключом КТГУ, что резьбы ниппеля и муфты вошли в зацепление.

3. Несоблюдением регламентирующих значений моментов свинчивания, перетяг резьбы.

Убедившись ключом КТГУ, что резьбы ниппеля и муфты вошли в зацепление, свинчивание производить гидравлическим ключом на высокой передаче до достижения следующих крутящих моментов:

для НКТ с условным диаметром 60 мм от 585-980 Н Ч м;

для НКТ с условным диаметром 73 мм от 900-1500 Н Ч м;

для НКТ с условным диаметром 89 мм от 1260-2110 Н Ч м;

При работе с трубами зарубежного производства руководствоваться приложениями 11; 12; 22-27 в РД 39-136-95. «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб.

Зависимость крутящего момента от давления, показываемого на манометре, определяется по диаграмме, прилагаемой к паспорту на гидравлический ключ.

4. Неправильным нарезанием резьбы.

Если при свинчивании НКТ резьба ниппеля свободно с моментом меньше минимального, для данного условного диаметра трубы, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или если после свинчивания с максимальным моментом остается более 2 свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы, пометить «брак по резьбе» и отправить на комиссию в ЦПП.

Дефекты, влияющие на снижение межремонтного периода труб и зависящие от операций по свинчиванию и развинчиванию.

Основным дефектом является повреждение тела трубы в месте захвата клиньями спайдера или плашками гидравлического ключа. В ЦПП на установку по дефектоскопии НКТ поступают с кустов подвески, где в брак по телу трубы из-за механических повреждений попадает 40-50% от подвески. Данный дефект приводит к необоснованному увеличению объемов ремонта НКТ, связанных с отрезкой поврежденных концов и нарезанием новой резьбы.

Механическое повреждение тела трубы в месте захвата возникает из-за несоблюдения следующих требований:

1. Несоответствие размеров применяемых плашек на гидравлическом ключе и спайдере размеру трубы.

2. Износ или загрязнение применяемых для работы плашек.

3. Применение на гидравлическом ключе 2 плашек вместо 3.

4. Несоблюдение крутящего момента при свинчивании, что в последствии приводит к значительному усилию при развинчивании.

5. Остановка трубы при спуске с помощью спайдера.

---

РАЗДЕЛ 4. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

А какова Ваша оценка данной статье?