Подземный ремонт скважин

Глушение скважины

 Расстановка техники

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под  ЛЭП.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Схема расстановки спец. техники при глушении скважины

 

 

Определение давления



Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.
На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.
Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания  рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Стравливание давления из скважины

·                    Останавливается скважина,

·                    На всех  задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

·                    Производится  разрядка скважины открытием задвижки.

·                    Проверяется исправность запорной арматуры.

·                    Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки)

 

Сборка линий трубопровода

·      Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

·         Трубы  нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

·         в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;

·         проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;

·         ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;

·         ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;

·      для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления  соединение  которых с трубами аналогична приведеному выше.

Испытание на герметичность линии

·         После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

·         Закрывается задвижка на ФА;

·         удаляется персонал из опасной зоны;

·         по команде руководителя работ начинется нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

·         линии считаются герметичными, если  в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.

·         В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. 

Замер плотности жидкости глушения

Замеры плотности производятся следующим образом:

·           Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой;

·           Отвернуть нижнюю часть ареометра;

·           Налить  в нее пробу;

·           Соединить верхнюю и  нижнюю часть ареометра;

·           Опустить ареометр в ведерко;

·           Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения.

·           Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.


Закачка раствора глушения в скважину

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе,  жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

·         Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА.

·         При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.

·         ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

·         Производится  закачка запланированного объема задавочной жидкости.

·         Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой  на время указанное в плане.

Признаком окончания глушения скважины  является   соответствие плотности жидкости  выходящей из скважины  плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины .

 

Заключительные работы после глушения скважины

· Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

· После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

·         После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

 



Подготовительные работы к ремонту скважин

Сооружение якорей

·      Якорем служит труба, диаметром не менее 4” и толщиной стенки не менее 7мм. длиной от 4 до 6 метров в зависимости от грунта.

·      Якоря оттяжек подъемных агрегатов должны располагаться по схеме (квадрат) 40х40 м.

·      На расстоянии 100мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18мм.

·      Установка якорей производится при помощи агрегата АЗА-3.

 

При задавке якорей ЗАПРЕЩАЕТСЯ

·         устанавливать агрегаты под линиями электропередач в охранной зоне ЛЭП.

·         нахождение людей в радиусе 15 метров от него;

 

·      Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300мм. Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное вывертывание винтов из гаек.

·      1.6. На расстоянии 100мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18мм.

  

Монтаж подъемного агрегата и  расстановка оборудования



·         Выбирается, расчищается и при необходимости планируется площадка для установки подъемника, приемных мостов и стеллажей;

·         При установке подъемника запрещено находится в зоне движения подъемника к устью скважины;

·         
Движением подъемника руководит старший вахты (ст. оператор ТРС, бурильщик КРС)

·         Под колеса подъемника после его установки устанавливаются противооткатные упоры

·         Под опорные домкраты устанавливаются деревянные подушки, брусья сбиваются между собой скобами;

·         Производится установка на домкраты и фиксация их  контргайками;

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

·         При подъеме мачты следить за выполнением работы, в случае отклонений немедленно сообщить машинисту подъемника;

·         Произвести монтаж оттяжек.



·      Силовые и ветровые оттяжки А-50 должны закрепляться за якори на расстоянии 28 метров и под углом 45*. Неточность установки якорей допускается ±1,5м.

·      Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300мм.

·      Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное выворачивание винтов из гаек.

·      а расстоянии 100мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18мм;

·      Произвести заземление подъемного агрегата;

·      Силовые кабели уложить на треноги;

·      Произвести монтаж рабочей площадки;

·      Проверить центричность талевого блока по отношению к оси скважины, произвести центровку; 

 

Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин на кустовой площадке

 


 


 Подготовка труб

·      На трубной базе (ПРЦТиТ) производятся гидравлические испытания, шаблонировка, маркировка и сортировка труб, а также калибровка резьб. Непосредственно на скважине осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

·      Транспортирование труб на скважину должно производиться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб необходимо прокладывать деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более, чем на 1 метр. Транспортировка труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается.

·      При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание волоком.

·      При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. Обнаруженные небольшие забоины на поверхности трубы допускаются удалять с помощью напильника.

·      Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину.

·      При непрохождении шаблона в трубе ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

·      Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.

·      При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Переводник для свинчивания их между собой рекомендуется навернуть заранее в муфту последней трубы спускаемой секции.

 

Шаблонирование труб

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину специальным шаблоном, соответствующим по диаметру спускаемым трубам. В трубу, подготовленную к спуску в скважину, вставляется шаблон, при подъеме ее для сворачивания с предыдущей трубой, шаблон проходит через внутреннее пространство трубы под собственным весом.



При непрохождении шаблона в трубе, ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

 Замер длины колонны труб

·      Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы (последней нитки резьбы) с помощью проверенной стальной рулетки. Порядковый номер и измеренную длину рекомендуется наносить выделяющейся устойчивой краской на поверхности трубы.

·      Измерение длины труб должна производиться под руководством мастера, который является ответственным за качество данной операции.

·         Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб" по форме приведеной ниже

 

порядковый номер трубы

условный   диаметр   трубы

тип конструкции трубы

группа прочности стали

толщина стенки трубы, мм

длина трубы, м

Нараст. длина колонны

 

1

2

3

4

5

6

7

 

 

 

 

 

 

 

 

Монтаж противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, указанной в плане работ.

Убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

Подготовительные работы

·         Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника.

·         Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

·         Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

·         Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты, штурвалы должны свободно вращаться.

 

Монтаж ПВО.

 

·               При работе по схеме №1 на крестовину  (или  через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.

 

 

·               При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину  (или  через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

 


·               При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами (схема №3) сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

·         Демонтировать фонтанную елку, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

·         Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг  в друга.

·         Застропить ПВО, согласно схеме строповки, придерживая крючками поднять талевым блоком ПВО над устьем скважины, медленно опустить на крестовину, проследить, чтобы при опускании ПВО уплотнительные кольца вошли в пазы корпуса ПВО. Совместить отверстия под шпильки крестовины ФА и ПВО.

·         Присоединение ПВО к крестовине  фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится  крест-накрест.

·         После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на давление, указанное в плане.

Эксплуатация ПВО

Перед началом смены необходимо проводить:

·         визуальный осмотр противовыбросового оборудования и запорной компоновки;

·         проверку затяжки фланцевых соединений;

·         контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия).

Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования.

 

Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования. 

Спуско - подъёмные  операции

 

Подготовка инструмента и оборудования перед СПО.

Перед выполнением работ по спуску и подъёму инструмента, подземного оборудования необходимо проверить

·         грузонесущие элеваторы,

·         штропы, крюкоблок,

·         ключ для свинчивания и развинчивания труб и

·         спайдер, удерживающий подвеску НКТ (бурильный инструмент) на весу.

Бурильщик (ст.оператор ПРС) проверяет исправность:

·         элеваторов (элементы несущей части и надежную работоспособность фиксаторов, предотвращающих непроизвольное открытие его во время СПО),

·         производит визуальный осмотр штропов и при необходимости производит инструментальный замер износа несущей шейки (износ не должен превышать требований регламента эксплуатации и отбраковки),

·         проверяет соответствие номеров выбитых на инструменте и указанных в паспорте, акте проведения дефектоскопии  (проверка методом УЗК не реже 1 раза в год),

·         проверяет надежную фиксацию плашек клинового захвата спайдера  во избежание выпадения  плашки из клина и падения в скважину при работе, проверяет крепление клина к подвижному полумесяцу захвата.

 

 

 

При работе с гидравлическими ключами типа Ойл-Кантри проверяет

· надёжную фиксацию плашек для отворота (заворота) труб,

· состояние гидравлических шланг высокого давления,

· состояние каната и приспособлений для подвешивания ключа.

· Производится смазка согласно карты смазки.

 

При работе  с автоматами АПР-2ВБ и механическими ключами с  электроприводом необходимо проверить

· соответствие кабельного ввода взрывозащищенному оборудованию,

· надежность работы пульта управления электроприводом,

· исправность электрических кабелей.

 

При работе с гидравлическим ротором  А-50 необходимо проверить

· свободное извлечение центраторов при экстренной герметизации устья,

· исправное состояние гидравлических шлангов высокого давления

· состояние крепления плашек клинового захвата и крепления клиньев.

 

При проверке состояния крюкоблока необходимо проверить

· крепление кожуха роликового блока,

· состояние работы пружины,

· состояние работы блока на вращение.

Также проверяется состояние талевого каната.

 

Ежесменному осмотру подлежат вспомогательные стропы.

Проверяется и при необходимости заправляется и прокачивается гидросистема ГИВ-6, стрелка прибора при ненагруженном канате устанавливается на цифре <10>.

Проверка инструмента и оборудования фиксируется в “Журнале проверки инструмента и оборудования” под роспись.

Запрещается работа неисправным инструментом и оборудованием, не имеющим паспорта и просроченным сроком дефектоскопии.

 

 

Подъём и укладка труб.

 

После проверки инструмента и оборудования производится демонтаж фонтанной арматуры

·         раскрепляются шпильки на фланце планшайбы и снимаются с фланца.

·         Устанавливается на центральной задвижке подъёмный паспортизированный подъёмный фланец с патрубком на все шпильки с наворотом их согласно требованиям ТУ.

·         Производится захват подъёмного патрубка элеватором и плавная натяжка инструмента до расчетного веса труб находящихся в скважине.

·         Затем производится вытяжка труб из скважины до высоты необходимой для установки спайдера или элеватора под муфту  1-й трубы.

·         Производится отворот планшайбы, снятие с устья, и укладка на рабочей площадке в месте не создающем помех при ведении работ.

·         Затем на устье монтируется ПВО (УГУ-2; превентор ППМ) с использованием исправных и испытанных стропов, монтажных патрубков, предварительно прочистив канавки под герметизирующее кольцо. Крепление фланцевых соединений крестовины и ПВО производится на все шпильки равномерной протяжкой и выступами шпильки над гайками крепления не менее 2-3 витков.

После установки на устье ПВО производится его опрессовка на давление указанное в плане работ, но не выше давления испытания  эксплуатационной  колонны на герметичность.

После опрессовки ПВО, стравливания давление в нагнетательной линии, её разборки, съема запорной компоновки приступают к подъёму труб.

·         Устанавливается на устье спайдер автоматического ключа Ойл-Кантри (гидроротор А-50,автомат АПР-2ВБ, КМУ-50).

При подъёме трубы помощник бурильщика  (оператор) надевает на трубу под муфту элеватор (типа ЭТА), после входа подвижных челюстей на несущую часть элеватора производит поворот рукоятки влево до захода её за неподвижную скобу и фиксирует рукоятку подпружиненным пальцем находящимся в рукоятке элеватора и только после полного закрытия элеватора и его фиксации подаёт сигнал бурильщику о подъёме.

Бурильщик (Ст. оператор) после получения сигнала о подъёме производит вытяжку инструмента и после прекращения боковой раскачки крюкоблока плавно, не допуская рывка, поднимает трубу до выхода следующей муфты трубы над спайдером на высоту необходимую для посадки трубы в спайдер и захвата под муфту элеватором. После посадки трубы в клиновой захват спайдера труба отворачивается и помощник бурильщика (оператор) производит наворот на ниппель предохранительного кольца (защитный колпачок) и направляет при опускании трубы ниппельную часть в жёлоб приемных мостков, второй помощник бурильщика сопровождает трубу поддерживая её находясь впереди сбоку специальным крюком. Для передвижения по приёмным мосткам должна быть построена перед ремонтом скважины беговая дорожка шириной не менее 1 метра из рифленого металла или обрезных досок толщиной не менее 50мм  с зазором между досками не более 10мм и жёлобом для приёма труб. Скорость подъёма труб должна быть такой, чтобы исключалась возможность поршневания.

После опускания трубы на приёмный упор (козелок) 1 помощник бурильщика (оператор) расфиксирует замок элеватора, снимает его с трубы и фиксирует на следующей трубе подлежащей подъёму из скважины. Второй помощник бурильщика снимает муфтовый конец трубы с приёмного упора и укладывает её на приёмный мост и с жёлоба прокатывает до упорных стоек противоскатывания. После укладывания 1-го ряда труб на мостки ложатся деревянные прокладки на первый ряд труб не менее трёх поперёк длины труб для предотвращения прогиба и соприкасания труб с трубами  предыдущего ряда.

Ширина приёмных мостков должна вмещать всю колонну извлеченных из скважины труб и штабелирования высотой не более 4--х рядов. Для рационального использования ширины приёмных мостков трубы укладываются исключая соприкосновение их муфтами.

§  При опускании поднятой трубы из скважины на приёмные мостки запрещается находиться под трубой.

§  Запрещается подъём трубы из скважины при раскачивающемся крюкоблоке.

§  После подъёма и укладки ряда труб на мостки производится их замер.

  

Спуск труб

 

·      Производится замер и эскизирование спускаемого оборудования в скважину с указанием длины и диметра.

·      Замеряются трубы подлежащие спуску в скважину.

·      Труба раскатывается и укладывается в жёлоб приёмных мостков

·      Отворачивается предохраняющий резьбу от механических повреждений колпачок

·      Производится смазка ниппельной части резьбы

·      Наворачивается подземное оборудование, если по длине оно позволяет взять с мостков вместе с трубой, (при невозможности поднять с мостков трубу с подземным оборудованием, подземное оборудование спускается отдельно в скважину с применением  соединительного  патрубка).

·      Далее производится подтаскивание трубы при помощи специального приспособления для подтаскивания труб и укладка на приемный уступ (козелок) с выступом муфтовой части трубы за уступ в сторону устья позволяющим произвести захват элеватором.

Помощники бурильщика (операторы)

·      оттягивают крюкоблок в сторону трубы подлежащей спуску, 1-й помощник бурильщика (ст. оператор) стоя сбоку накидывает элеватор (ЭТА) на трубу и закрывает замок, фиксирует его,

·      подает сигнал бурильщику о производстве подъёма трубы с мостков и вместе со вторым помощником бурильщика (оператором) отходит в сторону во избежании нахождения в опасной зоне (под поднимаемой с мостков трубой).

·      После подъёма трубы с мостков до нахождения ниппеля над муфтой находящейся в скважине трубой помощник бурильщика (оператор) производит:

·      отворот предохранительного колпачка,

·      смазывает ниппельную часть резьбы смазкой,

·      бурильщик (машинист подъемника) приопускает трубу и помощник бурильщика (оператор) направляет ниппельную часть в муфту трубы, находящейся в клиновом захвате спайдера.

·      После посадки ниппельной части трубы в муфту предыдущей спущенной трубы бурильщик приопускает крюкоблок на высоту резьбы ниппеля с запасом 10-20мм.

Скорость спуска должна исключить возможность гидравлического разрыва пласта.

 

 

Закрепление – раскрепление труб

 

При спуско – подъёмных операциях, наряду с вышесказанным, особое внимание уделяется креплению труб при спуске и раскреплению их при подъёме. Для безаварийной эксплуатации труб, выработки ресурса эксплуатации, надёжной герметичности их, перед спуском производится отворот предохранительного кольца с ниппеля трубы, при необходимости очистка резьбовой части металлической щёткой, смазка резьбовой части ниппеля специальной смазкой   (обычно-это графитная смазка). Муфтовую часть резьбы не рекомендуется смазывать при спуске непосредственно на устье так как смазка сразу стекает в трубу и в процессе дальнейшего спуска труб оседает частично на забой и загрязняет пласт и продуктивность пласта снижается. Муфтовую часть резьбы рекомендуется смазывать при нахождении труб на приемных мостках. При подъёме труб из скважины смазанные резьбовые части обыкновенно отворачиваются без приложения дополнительного усилия превышающего допустимого усилия для данного типоразмера труб. Превышение допустимого усилия при отвороте трубы приводит к разрушению резьбы и соответственно вывода её из эксплуатации. При  навороте трубы усилие, приложенное сверх допустимого, также приводит к разрушению резьбы в муфте трубы и ниппеле, а также в единичных случаях к разрушению муфты (за счёт соединения труб в муфте и дальнейшем навороте появляется трещина в муфте и её разрушение, что приводит к аварии и опасно для здоровья работников).

 

 

 

Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл-Кантри.

 

Диаметр  НКТ                      Давление на манометре               Давление на манометре          Крутящий момент

 

(мм)                                         (PSI)                                                    (кг/см.кв.)                            (фунто-фут )

 

2* (60мм)                                 1100                                                           77,3                                            8

 

 

2 7/8*(73мм)                             1200                                                           84,3                                           10

 

3 ½*(89мм)                              1350                                                           94,9                                           12

 

Долив  скважины

 

При подъёме труб необходимо постоянно поддерживать давление гидростатического столба жидкости на забой во избежании ГНВП.

§  Долив осуществляется из доливной емкости или из АЦН. Для контроля объема долива емкость должна быть оборудована уровнемером и градуировкой объема жидкости при определенном уровне.

§  Объём долива должен соответствовать объёму  тела труб, поднятых из скважины. Расчеты должны быть занесены в специальную таблицу. Раствор долива по удельному весу  должен соответствовать удельному весу раствора глушения скважины без механических примесей.

§  Долив производится обычно при подъёме труб через каждые 100-150 метров. В некоторых случаях периодичность долива  указывается в Плане работ.

При спуске труб необходимо также наблюдать за  скважиной, т.е. при  интенсивном поглощении необходимо спуск труб вести с постоянным  доливом.

 

Замер количества доливаемой жидкости

§  Доливная  емкость должна быть горизонтально установлена.

§  Емкость должна быть тарирована, и иметь указатель уровня жидкости (уровнемер)

§  Перед началом подъема труб фиксируется положение уровнемера доливной емкости.

§  Долив осуществляется открытием задвижки. (В зимнее время обязательно отогреть задвижку перед началом работ.)

§  Объем жидкости  долива определяется по разнице положения уровнемера до начала долива и  на момент замера.

§  Объем жидкости доливаемой в скважину должна соответствовать расчетной.

§  Следует периодически проверять уровень жидкости в скважине, чтобы своевременно обнаружить поглощение (проявление) жидкости в скважине.

 

Закачка химических реагентов  в скважину

 

Закачка растворов кислот

Подготовительные работы:

 

·           Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

 

·           Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви.

·         На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

 

 

Приготовление растворов кислот.

 

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

·         В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива  концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

·         Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотного агрегата с водой.

·         Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота (БСК), то в кислотный агрегат с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной  кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

·         При приготовлении глинокислоты в  раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается  измельченный бифторид фторид аммония (БФА), все хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

·         В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.

 

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

 


Перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины  для размещения агрегатов и другого оборудования;

·         При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.

·         Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

·         При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

·      Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

 Проведение работ по закачке кислоты

 

По команде руководителя работ:

·         Открыть задвижку на фонтанной арматуре скважины;

·         Произвести закачку реагентов согласно плану работ на минимальной скорости. Во время закачки персонал должен находится в безопасной зоне и следить  за состоянием линий обвязки. В случае обнаружения утечек информировать ответственного за производство работ и остановить процесс.

·         После закачки необходимых по плану работ компонентов, не останавливая  технологического процесса, прокачать в скважину чистую техническую воду для промывки линий.

По окончании работ

·         Закрыть рабочую задвижку на ФА скважины

·         Давление в нагнетательном трубопроводе снизить до атмосферного

·         Приступить к его разборке.

·         Тару из-под БФА обезвредить 2%-ным раствором соды или раствором аммиака. Тару из-под соляной кислоты, БСК нейтрализовать раствором щелочи.


Закачка хим. реагентов в скважину. (Работы по обработке призабойных зон,  закачка оторочек, закачка наполнителей для снижения приемистости, закачка ПАВ, закачка вязко-упругих тампонов и т.д.)

Подготовительные работы:

 

·           Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину химических композиций проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

 

·           Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. При работе с порошковыми реагентами применяется респиратор.

·         На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

 

Приготовление химических композиций.

 Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке:

·         Устанавливается ванна.

·         Заполняется технической водой или другой жидкостью растворителем с учетом последующего растворения в ней реагента

·         Вводится необходимое количество (указано в плане) реагента.

·         Все хорошо перемешивается насосом агрегата.

 

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

 перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины  для размещения агрегатов и другого оборудования;

·         При закачке химических композиций на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.

·         Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

·         При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

·      Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схеме на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

 

Проведение работ по закачке химических композиций

 По команде руководителя работ:

·         Открыть задвижку на фонтанной арматуре скважины;

·         Произвести закачку реагентов согласно плану работ на минимальной скорости. Во время закачки персонал должен находится в безопасной зоне, и следить  за состоянием линий обвязки. В случае обнаружения утечек информировать ответственного за производство работ и остановить процесс.

·         Произвести продавку.

·         После закачки необходимых по плану работ компонентов, не останавливая  технологического процесса, прокачать в скважину чистую техническую воду для промывки линий.

По окончании работ

·         Закрыть рабочую задвижку на ФА скважины

·         Давление в нагнетательном трубопроводе снизить до атмосферного

·         Приступить к его разборке.

·         Тару из-под хим. реагентов собрать и перевезти в специально отведенное место.


Промывка скважин

 Различают

·         прямую,

·         обратную и

·         специальные способы промывки.

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.




Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.

Процесс промывки:

·         Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме .

·         В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий.

  • При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

·         На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

·         Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

  • Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обмотку из мягкого металлического каната, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.
  • До начала промывки скважины вся система промывочного агрегата и промывочная линия до устья скважины должна быть опрессована на полуторакратное давление от рабочего.
  • Открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой.
  • Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

·         При перерывах циркуляции необходимо приподнять трубы и периодически расхаживать их. При длительной остановке надо поднять несколько труб в зависимости от количества выносимого песка из скважины и диаметра колонны.

 

Определение веса подвески по ГИВ-6

 

Гидравлические индикаторы веса предназначаются для работы на канатах 1”,11/8”, 1 1/4".

Десятое деление манометра является условным нулем, учитывающим вес талевой системы.

Допускается погрешность индикатора веса ±1.5%

 

 

Пример.

Оснастка талевой системы 3х4 .

Вес инструмента вызвал отклонение стрелки до 44 делений.

По паспорту 40 делениям соответствует натяжение каната в 4350 кГс, а 50 делениям - 5550кГс.

Средняя цена одного деления в интервале от 40 до 50 делений будет равна:

Р = 5550-4350/50-40=120 кГс

Тогда усилие натяжения, соответствующее 44 делениям будет равно:

Р44 =4350+(120х3)=4710 кГс.

Для определения нагрузки на крюке необходимо из найденного значения вычесть начальное натяжение мертвого конца (нагрузка при десятом делении равна 300 кг) и полученную величину умножить на число струн (п=6) талевого блока:

Ркр=( 4710-300)х6=25260 кГс, эта величина соответствует весу инструмента, погруженного в промывочный раствор.

Для определения нагрузки на вышку необходимо полную величину нагрузки в мертвом конце каната умножить на число струн талевого блока+2.

Тогда нагрузка на вышку составит:


Рв = 4710х(6+2)=37680 кГс

 

Для определения нагрузки на долото необходимо умножить среднюю цену деления на число делений разгрузки и на число струн.

 

Пример.

При условии предыдущего примера после установки инструмента на забой стрелка ГИВ остановилась на 41 делении.

Нагрузка на долото будет равна:

Рд =Рх(44-41)х6 =2160кГс

Для поддержания заданной нагрузки на долото по показаниям индикатора необходимо, зная тарировочную таблицу индикатора), произвести перерасчет заданной нагрузки на число делений нагрузки.

 

Пример.

Нагрузка на долото Рд = 3500 кГс (для долота Рmax=6000 кГс Æ 120.6) и условия предыдущих примеров.

При средней цене деления Р=120 кГс число делений нагрузки, соответствующее нагрузке Рд=3500 будет равно:

Sо = Рд/Р´ n= 4.86 ~ 4.9 делений.

Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до 44-4.5=39.5 деления

 

 

 

Определение веса по верньерному указателю

 

Одно деление на манометре ГИВ-6 соответствует одному обороту стрелки на верньере.

 

Пример.

При условиях предыдущих примеров при установке инструмента на забой стрелка верньерного указателя отклонилась от положения, которое она занимала при взвешенном инструменте, на 5 делений.

Следовательно, нагрузка на долото составит:

Рд= Р/2´´n=120/2´5´6=1800 кГс.

Для определения числа делений разгрузки по верньерному указателю по заданной нагрузке на долото расчет производится аналогично расчету по основному указателю.

 

Пример.

Нагрузка на долото Рд=3500кГс и условия предыдущих примеров.

Число делений разгрузки, соответствующей этой нагрузке составит:

Рд                3500

Sв= ---------  =     ----------- = 9.72  деления

Р/2´n          120/2´6

Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до отклонения верньерной стрелки от положения взвешенном инструменте на 9.7 деления.

 

Ловильные работы

 Общие положения

 

o   Составляется план на ликвидацию аварии. В плане предусматривают

o  меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов,

o  меры по безопасности персонала, а также

o  меры по охране недр и окружающей среды.

    • Работы по ликвидации аварий, в соответствии с утвержденным главным инженером предприятия планом, производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.
    • Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплект ловильного инструмента, печатей, спецдолот, фрезеров и т.п.
    • При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

 

Ликвидации аварий со скважинным оборудованием (ловильные работы), а также ликвидация аварий  с использованием скважинных гидравлических механизмов (ГУМ-115, ЯГ-108, гидроясс «Грифитс» и т.д.) относятся к категории сложных и опасных работ, это вызвано:

  • Повышенными осевыми нагрузками
  • Повышенным давлением в инструменте.

 

      • Работники, принимающие участие в работе по ликвидации аварии с подземным оборудованием, должны быть ознакомлены с характером предстоящих работ, с возможными опасными ситуациями и мерами по их предотвращению.

 

Ликвидация аварий

 

Перед производством работ по расхаживанию и вытяжке ловильного инструмента в скважине необходимо дополнительно проверить:

·      крепление и состояние кронблока и талевого блока;

·      крепление неподвижного (мертвого) конца талевого каната и ходового конца на барабане лебедки подъемника;

·      состояние талевого каната;

·      состояние механизмов талевой системы (тормозную систему, укладку каната и т.д.);

·      исправность мачты, состояние фундаментов, центровку относительно устья и крепление оттяжек;

·      состояние якорей (мертвяков);

·      состояние оборудования и инструмента, соответствие их производимым работам по размерам и грузоподъемности и т.д.

·      исправность индикатора веса.

 

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров.

 

Перед началом аварийных работ с приложением повышенных нагрузок на подъемный агрегат, персонал, за исключением работающего за пультом управления лебедкой, должен быть удален от устья скважины на расстояние, превышающее высоту мачты на 10 метров.

 

Помощники бурильщика во время расхаживания инструмента должны следить за состоянием грузовых (силовых) якорей.

 

Ликвидация аварий с подземным оборудованием скважин производится под руководством инженера или мастера по сложным работам.

 


Запрещается производить аварийные работы, связанные с расхаживанием и натяжками инструмента без индикатора веса, независимо от глубины скважины.

 

Запрещается создавать осевую нагрузку  выше допустимой, указанной в техническом паспорте подъемного агрегата.

 

o   Перед началом ловильных работ производится обследование состояния «головы» аварийного оборудования спуском свинцовой (битумной) печати, производится проверка возможности подачи циркуляции, в случае ее отсутствия производится ее вызов. Производится осмотр поднятой части аварийной компоновки.

o   Соединение с находящимся в скважине оборудованием производится различными ловильными инструментами в зависимости от характера аварии, типа труб или оставленного скважинного оборудования, глубины нахождения  и состояния «головы» аварийного оборудования. После соединения с аварийным оборудованием, производят работы по расхаживанию аварийного оборудования, которое, как правило, бывает прихвачено.

o   Процессу освобождения прихваченных НКТ расхаживанием предъявляются следующие требования.

·         Расхаживание колонны труб производят при растяжении на длину не более 0,3-0,5 м за один прием, при этом трубы оставляют под натяжкой. Продолжительность натяжки зависит от конструкции и диаметра спущенных труб и глубины скважин, характера и места прихвата. Если после 2-3 натяжек (величину натяжек контролируют по индикатору веса) удается поднять трубы по 0,03-0,05м, то это свидетельствует о возможности освобождения прихваченных труб при расхаживании. В противном случае расхаживание прекращают. Дальнейшие работы по освобождению НКТ производят по специальному плану.

    • Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций:

o  спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца труб;

o  в зависимости от характера оборванного участка (разрыв,  смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

    • Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности:

o      Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы.

o      Опускают и офрезеровывают зацементированные трубы при помощи трубного или кольцевого фрезера.  Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 метров.

o      Офрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец оставшейся в скважине трубы был офрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН (1-2т)

 

o   Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром  до 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

 

o   Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют труболовки, колоколы, метчики, овершоты, магнитные фрезеры, фрезеры-пауки. Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно офрезеровывают. В случае, если предмет не удается извлечь из скважины, его офрезеровывают или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.

o   Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи удочки, крючка и др. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметр шаблона для размера обсадной колонны.

o   Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает технологическая служба НГДУ по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство объединения.

  

При расхаживании и подъеме труб следует вести наблюдения за показаниями индикатора веса. Нагрузка на крюк не должна превышать величину грузоподъемности установленного оборудования.

В противном случае необходимо применять гидравлические домкраты.

  

Ликвидация аварий с применением гидравлических домкратов.

·         Для производства работ с гидродомкратами цилиндры (пистоны) домкрата  устанавливаются в специальные гнезда нижнего (устьевого) лафета.

  • Нижний лафет устанавливается на специальные деревянные или стальные брусья размерами 300x300 мм.
  • Во избежание соскальзывания при установке нижнего лафета на металлические брусья (щиты) стол ротора, лафет снабжать прокладками.
  • На скалки домкратов накладываются сверху лафетный хомут, захватывающий своими плашками (сухарями) извлекаемую трубу под замок или под муфту.
  • Насос соединять с домкратами трубками линии высокого давления, предварительно опрессованными на полуторократное давление, которое возникает при максимально допустимой нагрузке на домкрат.
  • Насос должен быть установлен не ближе 10 м от домкратов с целью создания безопасных условий работы для обслуживающего персонала.
  • На насосе должен устанавливаться манометр со шкалой   не менее 400 кг/см2.
  • Выход скалок допускать не более, чем ¾ их длины.
  • Не выравнивать выход скалок установкой под цилиндры подкладок (регулировать давлением жидкости посредством запорных вентилей).
  • Не допускать резкого снижения давления быстрым отвертыванием выпускного вентиля (выпускать жидкость следует постепенно).
  • Запрещается применять домкраты при одновременной натяжке талевой системы.
  • Во время перерывов в работе колонна труб должна удерживаться клиньями нижнего лафета, скалки возвращены в исходное положение;
  • При установке клиньев последние должны быть обвязаны между собой проволокой через рым-болты, ввернутые в клинья.
  • Работу с гидродомкратами производить только при удалении из опасной зоны всех людей, причем во время производства работ оператор должен видеть насос, манометр, напорную линию (манифольд) и гидроцилиндры, установленные на устье скважины.

 

Заключительные работы после работы с гидродомкратом.

 

·         Остановить насос, отключив электроэнергию магнитным пускателем.

  • Оборудование, инструмент и приспособления очистить от грязи и убрать в место хранения.
  • Обо всех неполадках, выявленных в процессе работы, сообщить техническому руководителю работ.

Производство изоляционных работ

Подготовительные работы




Независимо от целей РИР необходимо выяснить техническое состояние обсадной колонны и глубину фактического забоя скважины путем спуска в скважину  печати на НКТ или бурильных трубах.

Если инструмент спускается впервые, обследование состояния колонны необходимо производить полномерной конусной печатью, имеющий диаметр на 6-7 мм меньше, чем внутренний диаметр обсадных труб.

  • Без предварительного обследования ствола находившейся в эксплуатации скважины печатями, определения глубины забоя шаблонами, или каротажном кабеле - запрещается.

§  Производится спуск с замером труб до забоя скважины свинцовой  полномерной конусной печати диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны.При остановке печати до проектного забоя,  фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

·         Размер последующих  спускаемых печатей ( по сравнению с предыдущей) должен быть уменьшен на 6-12мм для получения четкого   отпечатка и конфигурации  нарушения.

·         Осевые нагрузки  при посадке в месте  нарушения не должны  превышать 20кН.

·         Собирается промывочное оборудование.  Производится допуск печати с промывкой  раствором глушения  в  объеме не менее  объема  промывочных труб и  одноразовая посадка  при  непрекращающейся  циркуляции  и осевой  нагрузке не более 20кН.

·         Производится отрыв от забоя, разборка промывочного оборудования и подъем  печати.

·         Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают  торцевую свинцовую печать до глубины на 10 м выше текущего забоя.

·         После подъема все печати должны быть представлены в технологический отдел для обследования.

·         Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны  используются боковые гидравлические  печати.

·         Производится спуск гидравлической печати    на НКТ со скоростью не выше 0,25м/сек.  До интервала  нарушения колонны. Создается давление жидкости в НКТ до величины паспортных данных  печати. Давление выдерживается в течение 5-10 минут,  затем стравливается через  насосный  агрегат  и производится  подъем  гидравлической печати  и ее обследование.

·         Для контроля за состоянием колонны применяются  также геофизические методы обследования  технического состояния эксплуатационной колонны.

 

 

Цементно-изоляционные работы

 

Цементно- изоляционные работы проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным главным инженером предприятия. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

 

Перед началом цементно- изоляционных работ необходимо:

 

·           Произвести спуск компоновки (перо) в интервал указанный в плане с замером длины и шаблонированием труб.

·           Собрать на устье скважины цементировочную головку

·           Подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины  для   размещения агрегатов и другого оборудования;

·         Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

·         При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

·      Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

 

 

 

·         Закачать промывочную жидкость, восстановить циркуляцию;

·         Приготовить тампонирующую смесь в осреднительной емкости;

·         Поизводить через каждые 5 минут замеры плотности тампонажного раствора ареометром.

·         Закачать тампонажный раствор;

·         Произвести продавку;

·         Обратной промывкой произвести контрольный вымыв цементного раствора из кольцевого пространства;

·         Произвести подъем инструмента в безопасную зону (100-150м);

·         Оставить скважину в покое на период ОЗЦ;

·         Разобрать и промыть линии.

 

Текущий ремонт скважин

 

Смена УЭЦН

 

Подготовительные работы

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований:

Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт (в лоб).

Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

  • Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех. добычу с применением УЭЦН), а также скважины Программы ИДН,   должны быть:

·           тщательно промыты с допуском НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).

·           прошаблонированы до глубины  на 100м больше глубины спуска УЭЦН. Длина шаблона соответствует длине УЭЦН (см. таблицу №1, №2), но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции.

ПОГРУЖНЫЕ  ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ  НАСОСЫ

Таблица 1

 

Марка

насоса

Нар.

Æ

Напор

max, м

Модуль

насоса 3

Модуль

насоса 4

Модуль

насоса 5

Модуль

входной

Модуль

головка

 

мм

 

масса  кг

кол-во

ступ.

шт

масса  кг

кол-во

ступ.

шт

масса  кг

кол-во

ступ.

шт

длина  мм

масса  кг

длина мм

масса  кг

ЭЦН5-50

92

2000

107

109

139

147

167

186

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-80

92

2000

104

114

144

155

171

196

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-125

92

2000

118

96

156

131

190

165

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-200

92

1400

95

76

121

104

137

131

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5А-250

103

2000

138

54

179

73

221

92

287

11,9

235

8,2

ЭЦН5А-400

103

1600

137

50

178

68

218

86

287

11,9

235

8,2

ЭЦН5А-500

103

1200

148

45

191

62

236

78

287

11,9

235

8,2

 

Длина от фланца до фланца:

o   модуль насоса 3 - 3365 мм;

o   модуль насоса 4 - 4365 мм;

o   модуль насоса 5 - 5365 мм.


Соединение секций шаблона патрубками, жесткими вставками меньшего диаметра и других геометрических размеров недопустимо.

 

Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки (см. таблицу 2).

 

Таблица 2

ДИАМЕТРЫ  ШАБЛОНОВ

 

Группа установки

Максимальный диаметр УЭЦН, мм

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм

Диаметр шаблона, мм

Насос ЭЦН-5

ПЭД-103-В5

116,4

121,7

117

Насос ЭЦН-5

ПЭД-117-ЛВ5

119,6

123,7

120

Насос ЭЦН-5А

ПЭД-117-ЛВ5

126

130

127

 

Диаметр и длина шаблона, используемого на подготовительных работах, обязательно заносятся в план работ и паспорт-формуляр. Ответственность за качество работ и оформление соответствующих документов возлагается на технолога ПРС, мастера бригады ПРС.

В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ.

Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести промывку забоя.

Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.

Скреперование скважины

Скребок через переводник соединяется с насосно- компрессорными трубами или бурильными трубами и спускается в скважину к интервалу очистки, как правило в нижнюю его зону. При этом лезвия ножа направлены вверх - очистка производится снизу вверх. Создается избыточное давление жидкости от 10 до 50 атм и производится подъем на длину рабочей трубы. Очистка колонны на подъем одной трубы (свечи) повторяется 3-5 раз, при этом спуск скребка вниз в первоначальное положение производится без давления.

С целью упрощения технологии и сокращения времени на очистку колонны, т.е. очистка производится как снизу вверх, так и сверху вниз путем спуска в скважину двух скребков, соединенных между собой патрубком.

  

Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельный барабан не менее 13 лк, талевая система - отцентрирована относительно оси  устья скважины.

Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на мастеров бригад производящих глушение и ремонт скважины.

·                    Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

  • Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и монтажником «ЭПУ-Сервис» с использованием грузоподъемных устройств спецтехники, доставившей установку.
  • Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки бригады ТКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автонаматыватель.

При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится.ъ

 

·         При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений.

·         Автонатыватель  (см. схему расстановки оборудования на кусте) размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярна поперечной оси барабана проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.

 

Запрещается производить монтаж УЭЦН при температуре ниже -35°С и силе ветра более 10 м/сек, при осадках в виде мокрого снега и дождя (если нет защитного укрытия зоны монтажа от прямого попадания осадков).

 

  • Монтажник «ЭПУ-Сервис»  передает бригаде исправные и проверенные хомуты для монтажа УЭЦН. На применяемые монтажные хомуты должен иметься паспорт и акты освидетельствования.
  • Бригада ТКРС самостоятельно устанавливает (и снимает) хомуты  на головки узлов УЭЦН,  а также поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника «ЭПУ-Сервис» к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. Во время спуско-подъемных операций монтажник должен быть удален из  зоны работы подъемника.
  • По окончании монтажа бригада ТКРС возвращает монтажнику чистые и исправные хомуты.

·      Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ, согласованными с ОАО “ТН”. В процессе монтажа мастер ТКРС (бурильщик, ст. оператор):  сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номеров узлов записанным в паспорте; контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см2*10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов;  проверяет сопротивление изоляции установки в сборе (не менее 5 МОм), наличие маркировки и фазировки на конце кабеля; расписывается в экслуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе «ЭПУ-Сервис».

·      Ответственность за качество монтажа возлагается на монтажника и начальника цеха проката «ЭПУ-Сервис», ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ТКРС. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ТКРС имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН и немедленным извещением диспетчерской службы «ЭПУ-Сервис». Окончательное решение о необходимости замены оборудования в этом случае принимает руководство «ЭПУ-Сервис».

 

 

Спуск УЭЦН в скважину, герметизация, пробный запуск

 

Глубиной спуска УЭЦН, указанной в паспорте формуляре, является зона приема насоса.

Мастер ТКРС несет  ответственность за правильность подбора НКТ для спуска УЭЦН на заданную глубину. При несоответствии длины кабеля заявленному в паспорте-формуляре - меньше заявленного(+ 10-15 метров до ШВП)-монтаж не производится. Остаток кабеля большей длины возвращается в «ЭПУ-СЕРВИС» по акту возврата.

·         Спуск установки производится со скоростью не выше 0.25 м/сек, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5° на 10 метров, скорость спуска не должна превышать 0.1 м/сек. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированным подъемником.

·         Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения.

·         Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости.

·         Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, перекруты, кабель от автовымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.

Запрещается тянуть кабель за муфту удлинителя.

·         При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

·         На расстоянии 250-300  мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом «слабины» и провисов кабеля внутри  скважины. Клямсы затягивать до момента  начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и  кабелем, но ни в коем  случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.

 

Таблица 3

ПОЯСА  ДЛЯ  КРЕПЛЕНИЯ  КАБЕЛЯ

Тип УЭЦН или размер НКТ

Шифр пояса

Длина пояса, мм

НКТ Æ60мм

ЭН 21/1

300

НКТ Æ73мм

ЭН 21/2

350

УЭЦН-5

ЭН 21/IV

460

УЭЦН-5А

ЭН 21/I

510

 

·           Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ (см. рисунок). Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора.  Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“), выше установки,  сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.

·                Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя «ЭПУ-Сервис», который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

·                                                           После окончания спуска бригада замеряет  сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

·         В процессе пробного запуска производится:

·                опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления равным 40 кг/см2;

·                проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;

·                сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного использования).

При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ТКРС  и персонально на членов бригады производивших спуск.

  

Замена  штангового глубинного насоса

 

Скважины, оборудованные УШГН передаются в ремонт по заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о необходимости проведения подземного ремонта.

  • Необходимый порядок и объем работ на скважинах оборудованных УШГН формируется   при составлении план-графика движения бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители служб и цехов НГДУ ( ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).
  • План-график движения бригад ПРС (КРС) утверждается главным инженером НГДУ.
  • По скважинам из часторемонтируемого фонда (3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ, который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении план-графика эти скважины включаются в движение бригад.
  • Объем работ определяется на основании изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН, причин отказов предыдущих установок, характеристики скважин, вида работ ( смена УШГН, ввод после бурения, перевод на ШГН) при этом рекомендуются следующие виды работ:

· шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона 120мм и длина 9м;

· скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до глубины спуска шаблона см. главу УЭЦН), с последующей промывкой ствола скважины (проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более 3х лет;

Определение текущего забоя скважины производится по заявке нефтепромысла:

·      после очистки забоя желонкой, промывки;

·      после аварии, «полетов» УШГН на забой скважины;

·      при частых отказах УШГН связанных с попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;

·      после работ по освоению пласта или работ по очистке призабойной зоны пласта;

Очистка забоя, промывка скважины:

·         после проведения соляно-кислотных обработок, других обработок призабойной зоны;

·         по результатам измерения текущего забоя скважины;

 

Технология ремонта скважин оборудованных УШГН.

 

·         Глушение скважин производится в соответствии с Планом работ (наряд-заказом) согласно инструкции по глушению скважин оборудованных УШГН.

·         Нефтепромысел несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.

·         Результаты глушения оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, давления и циклов при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

·         Бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН. Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.

Непосредственно перед ремонтом скважины нефтепромыслу необходимо провести следующие подготовительные работы:

· закрепить специальным зажимом полированный шток;

· демонтировать канатную подвеску;

· откинуть головку балансира;

 

Подъем и демонтаж УШГН.

o   Убедится в отсутствии избыточного давления в затрубном и трубном  пространстве, установить подъемный агрегат на скважину, демонтировать СУСГ и произвести подъем плунжера на штангах (для вставных насосов - подъем насоса на штангах).

o   Демонтировать фонтанную арматуру, установить противовыбросовое оборудование, произвести подъем УШГН на НКТ, для вставных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования, очистки от парафиноотложений или промывки забоя)- поднять  НКТ. Для не вставных насосов - перед подъемом ШГН сбросить сбивное устройство в НКТ и открыть сливной клапан (для подъема НКТ без жидкости).

o   При подъеме НКТ и штанг тщательно осматривать НКТ, штанги и их соединительные муфты. Имеющие такие повреждения как

o  изгибы,

o  зазубрины,

o  коррозионный и

o  механический износ, отбраковываются и не допускаются к повторному спуску.

o   После подъема УШГН сделать запись в эксплуатационном паспорте о

o      состоянии штанг

o    состояние резьб,

o    износ муфт,

o    тела штанг и

o    изгиб),

o      состояние центраторов,

o      состояние НКТ

o        состояние резьб,

o        коррозионный

o        механический износ,

o        отложение парафина и солей,

o      состояние поверхности плунжера.

Поднятый из скважины насос ( в комплекте с плунжером, фильтром, ГПЯ и т.п.) с заполненным эксплуатационным паспортом отправляется в ООО «НПР» на дефектацию.

 

Разбирать УШГН на устье скважины запрещается.

 

Монтаж и спуск УШГН.

 

o   Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонтированный ) ШГН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается.

 

o   Насос подвергается визуальному осмотру

 

§   проверяется ход плунжера  в цилиндре.

§   Сверяется маркировка насоса с данными паспорта

§   Проверяется ход плунжера,

§   состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя,

§   фильтра или ГПЯ.

§    

Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.

o   Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, указанной в плане работ (заказ- наряде).

o   Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформляется мера.

o   При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.) затем цилиндр с всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрессорные трубы до необходимой глубины.

o   НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности не должны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для проверки состояния внутренней поверхности, а также для подтверждения проходного сечения (особенно при спуске НН2Б -57и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном:

Диаметр НКТ,мм.      Диаметр шаблона,мм.    Длина шаблона,мм.

60,3                                        48,2                          1250

73                                           59,7                          1250

89                                           72,9                          1250

o   После спуска НКТ  проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН более одного года подвесной патрубок  меняется в обязательном порядке.

o   После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штангах спускают плунжер. Не допуская 3х последних штанг, произвести промывку насоса жидкостью глушения в объеме не менее 16м3, для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом, плунжер спускается в цилиндре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват) и затем спустить колонну штанг.

 

o  Вставной насос спускается в следующей последовательности:

§    защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.)

§    замковая опора.

§  После посадки планшайбы на фланец колонной головки, в колонну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного насоса.

§  Насосные штанги спускаемые в скважину должны быть прямолинейными и чистыми (без каких- либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).

§  Спуск последних трех штанг производить на малой скорости во избежании резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры.

§  При СПО штанг со скребками-центраторами необходимо обязательное использование направляющей конусообразной воронки для предоотвращения сколов скребков - центраторов. Скорость спуска штанг - 0,25м/сек, при этом производить визуальный контроль за целостностью всех скребков - центраторов.

 

 

Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании НКТ согласно

РД 39-0147014-217-86.

 

Таблица №5.

Условный диаметр свинчиваемых НКТ, в мм.

Допустимый момент свинчивания, кгс/м

60

80-110

73

100-150

89

130-220

73 (высадка)

270-320

 

 

Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании штанг.

 

Таблица №6

Условный диаметр свинчиваемых штанг, в мм

Рекомендуемый момент свинчивания штанг, кгс/м

19

50

22

70

25

110

 

После спуска насоса в скважину на требуемую глубину, необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.

 

 

Подгонка хода плунжера.

Посадка плунжера является наиболее ответственной операцией. При допуске плунжера к цилиндру, последнюю штангу спускают медленно, чтобы не допустить удара о нижнюю часть насоса .

§  Проворачивая всю колонну насосных штанг круговым ключом по ходу часовой стрелки (не более 2х оборотов) медленно вводят плунжер  в цилиндр.

§  Когда посадка произведена, делают отметку на штангах, приподнимают их и вторично сажают. Если метка на верхней (контрольной) )штанге остается на прежнем месте, значит плунжер находится в насосе.

После этого регулируют ход плунжера при помощи подъемного агрегата.

§  Осторожно приподнимают штанги до тех пор пока ИВЭ -50 - электронный индикатор веса зафиксирует вес всей колонны штанг, после этого делается вторая метка на верхней (контрольной) штанге. К расстоянию между первой и второй меткой плюсуется  поправка на вытяжку штанг при работе ШГН, а суммарное  расстояние составит 350-400мм.

§  В дополнение к суммарному расстоянию, на верхней (контрольной) штанге отмечают расстояние соответствующее высоте СУСГ и нижнему положению головки балансира станка-качалки.

§  Поднимают верхнюю (контрольную) штангу, отвинчивают  и вымеряют этой штангой полированный шток, если верхняя (контрольная) штанга соответствует длине полированного штока, то ее заменяют полированным штоком. Полированные штоки выпускают диаметром 32мм и длиной 2600-4600мм. Длину полированного штока выбирают в зависимости от длины хода станка-качалки.

§  При несоответствии длины верхней (контрольной) штанги длине полированного штока, подгонку (подбор) длины заменяемой верхней (контрольной) штанги производят подгоночными шточками (полуштангами) различной длины. Диаметр подгоночных шточков (полуштанг) должен соответствовать диаметру верхней части колонны штанг.

§  Подбор длины заменяемой верхней (контрольной) штанги должен быть произведен так, чтобы  соединение колонны штанг или подгоночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штанги) с полированным штоком даже при самом верхнем положении плунжера не касалось СУСГ.

После завершения работ по подгонке хода плунжера собрать устьевое оборудование и при помощи подъемного агрегата, перемещением колонны штанг сделать не менее 6-8 ходов плунжера и вызвать подачу ( при низком статическом уровне долить скважину до устья).

Провести ревизию СУСГ, сменить нижнее сальниковое уплотнение, в случае выявления дефектов СУСГ дать заявку нефтепромыслу на завоз нового и заменить его.

За 2 часа до запуска скважины, бригадой подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспетчеру или технологу нефтепромысла.

 

В присутствии представителя ЦДНГ вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта, затем посредством канатной подвески подвести колонну штанг к головке балансира  и запустить станок - качалку в работу.

§  Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подземного оборудования (диаметр НКТ, штанг и количество, наличие и количество центраторов, фильтра, ГПЯ и т.п.)

§  Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается после 72 часов безотказной работы ШГН представителем нефтепромысла. Основанием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является динамограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт скважины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который должен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте передаваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

 

 

П лан ликвидации аварий при  текущем и капитальном ремонте скважин и освоении.

 

Общие положения

 

·         Кустовые основания или площадка для одиночной скважины должны соответствовать проекту, разработанному на основании действующих норм с учетом естественного уклона местности и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора.

·         Размещение оборудования на кусте осуществляется по схемам, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с инспекцией Госгортехнадзора РФ и противофонтанной службой.

·         Все помещения и открытые пространства вокруг ремонтируемой скважины классифицируются по зонам взрывобезопасности:

· а) Зона “0”- пространство, в котором постоянно или в течение длительного периода времени присутствует взрывоопасная смесь воздуха или газа (емкость долива скважины, емкость ГСМ).

· б) Зона “1” - пространство, в котором при нормальных условиях работы возможно присутствие газа (вокруг фонтанных арматур).

· в) Зона “2” - пространство, в котором маловероятно появление взрывоопасной смеси воздуха или газа при нормальных условиях работы (пространство под рабочей площадкой, приемными мостками, под передвижным подъемным агрегатом).

·         Основными пожароопасными работами при ТКРС и освоении являются

·      приготовление и использование промывочных жидкостей на углеводородной основе,

·      промывка скважин нефтью,

·      сварочные работы, на территории ремонтируемой скважины,

·      прострелочные работы.

 

Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций

 

·         Пуск в эксплуатацию смонтированного передвижного агрегата, допуск  бригады в работу по ремонту скважины осуществляется, специально назначенной главным инженером предприятия, комиссией, в необходимых случаях с привлечением инспектора Госгортехнадзора и противофонтанной службы. Разрешается производство работ по ремонту скважины после проверки объекта на соответствие требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правил технической эксплуатации передвижного подъемного агрегата и охраны окружающей Среды.

·         Бригада ТКРС  должна быть укомплектована, обучена курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях”, методам пожаротушения и укомплектована средствами пожаротушения, средствами индивидуальной защиты согласно “Перечня технического оснащения бригады”.

·         Анализ газовоздушной среды у устья скважины должен осуществляться ежесменно в соответствии с разработанным и утвержденным регламентом.

·         Проведение электросварочных работ должно производиться в строгом соответствии с инструкцией № 084-94 “О порядке ведения сварочных  и других огневых работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах”.

·         Электрооборудование, электрические светильники, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты, отвечающей требованиям, предъявляемым ПУЭ, вид взрывозащиты - категории и группе взрывоопасной смеси.

·         Установка во взрывоопасных зонах взрывозащищаемого оборудования, не имеющего маркировки по взрывозащите, изготовленного неспециализированными предприятиями или отремонтированного с изменением узлов и деталей, обеспечивающих взрывозащиту, без письменного разрешения аккредитованной испытательной организации, не допускается.

·         Эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрывозащиты, блокировок, нарушенных схем управления и защиты не допускается.

·         При применении в качестве промывочной жидкости нефти, растворов на углеводородной основе, должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры у устья скважины, у емкости приготовления раствора, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.

·         Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными газонефтеводопроявлениями нобходимо провести:

·      инструктаж членов бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно “Инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений”;

·      проверку состояния подъемной установки, ПВО, инструмента и приспособлений;

·      учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог - согласно графику;

·      оценку готовности объекта к оперативному завозу утяжеленного раствора глушения, пополнение его запасов путем приготовления на кусте..

·         Для предупреждения газонефтеводопроявлений в процессе подъема колонны насосно-компрессорных труб, бурильных труб следует производить долив раствора глушения в скважину через доливную емкость с поддержанием его уровня по устье скважины.

·         При спуске колонны НКТ после прострелочных работ газоопасных горизонтов должен проводиться контроль раствора на газонасыщенность.

·         Если объемное содержание газа в вытесняемом растворе превышает 5%, то должны применяться меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта) и устранение.

·         К подъему колонны НКТ, бурильных труб из скважины, в которой произошло поглощение раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается  приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска колонны НКТ, бурильных труб.

·         При установке нефтяных, кислотных ванн, ванн ПАВ гидростатическое давление столба раствора и жидкости  ванны  должно превышать пластовое давление. При необходимости снижения согласно плану ведения работ гидростатического давления ниже пластового, СПО возобновляются только после восстановления циркуляции раствором глушения скважины, в необходимых случаях более утяжеленным раствором глушения.

·         Подъем колонны труб с поршневым сифоном (пакер, зашламованность глубинного насоса, забойного двигателя, долота и т.п.) следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство изливаемого и доливаемого раствора.

 

Устранение аварийных ситуаций

 

Возгорание (взрыв) емкости долива (ГСМ, емкости для приготовления раствора, емкости ЦР и т.п.)

· Оповестить вахту и привлеченный персонал об аварии.

· Принять меры по удалению людей из опасной зоны.

· Сообщить о случившемся мастеру бригады, который должен  информировать начальника смены ЦПДС.

· Принять меры по предотвращению возникновения аварии технико-технологического характера - загерметизировать устье скважины, заглушить двигатель подъемного агрегата.

· До прибытия пожарной службы задействовать все имеющиеся средства пожаротушения и технику (ЦА-320, ЦР, ППУ) для ликвидации возгорания.

· Принять меры против разлива нефти, раствора на прилегающую территорию.

 

Аварии с подъемным агрегатом

 

· Принять меры по обеспечению безопасности персонала.

· Сообщить о случившемся мастеру бригады

· В случае разрушения, остановки или ограничения действия механизмов, узлов, повлекших изменение режима СПО, принять меры по герметизации устья с привлечением другой техники (ЦА-320, автокран, ЦР) для предупреждения возникновения ГНВП.

· При появлении признаков ГНВП руководствоваться “Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений”.

 

Аварии с разрушением колонны  насосных штанг, НКТ, бурильных труб

 

· Сообщить о случившемся мастеру бригады.

· Установить непрерывный контроль за состоянием скважины.

· Подготовиться к возможности герметизации скважины при появлении признаков ГНВП.

· Принять меры по недопущению разлива нефти при возникновении ГНВП.

· Ликвидацию аварии производить в соответствии с утвержденным главным инженером планом.

 

Аварии с разрушением устьевого оборудования

 

· Сообщить об аварии мастеру бригады, который информирует об аварии начальнику смены ЦПДС.

· Принять меры по обеспечению безопасности персонала (установить охранную зону).

· Установить контроль за состоянием скважины с замером газосодержания воздушной среды у  устья скважины.

· По возможности принять меры по герметизации устья имеющимися средствами.

· Подготовить средства пожаротушения и индивидуальные средства защиты.

· При появлении признаков ГНВП действовать согласно с “Инструкцией по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтеводопроявлений”.

· При невозможности загерметизировать устье и возгорании его вызвать отряд пожарной команды ВПЧ и отряд противофонтанной службы.

 


Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога