Учебная практика по ПМ.04 "Подземный ремонт скважин"

Инструктаж по охране труда, пожарной и электротехнической безопасности

Инструктажи по ТБ и их назначение.

К организационным мероприятиям по ТБ относятся : разработка правил , норм и инструкций по технике безопасности , организация кабинетов и уголков по ТБ , демонстрация фильмов по ТБ и обучение правилам ТБ. Обучение рабочих безопасным методам и приемам работы проводится в виде  вводного инструктажа  ( при приеме на работу) и  инструктажа на рабочем месте  ( первичного , периодического и внеочередного ). Вводный инструктаж  включает общие вопросы - основные положения российского трудового законодательства, правила внутреннего распорядка , правила перевозки рабочих транспортными средствами , правила техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах , транспортировании грузов , требования пожарной безопасности , методы и способы оказания первой (доврачебной ) помощи при несчастных случаях и т.д.

По окончании вводного инструктажа рабочему должно быть выдано удостоверение по технике безопасности, где делаются отметки о прохождении вводного инструктажа , практического обучения ( стажировки ) на рабочем месте и проверки знаний , а также о медицинских осмотрах.

Инструктаж по ТБ на рабочем месте  заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места с оборудованием , приспособлениями , их характеристикой и конструктивными особенностями , возможными опасностями и безопасными методами и приемами работы .

Инструктаж па рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ ( мастер , начальник установки . механик цеха и т.н. ). Инструктаж проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам , составленным на основании действующих правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства.

Первичный  инструктаж на рабочем месте проводится перед назначением на самостоятельную работу , переводе на другую должность или участок с иным характером работы. При этом рабочие проходят и практическое обучение (стажировку).

  Периодический ( повторный ) инструктаж:  проводится с целью лучшего усвоения рабочими безопасных методов и приемов труда , углубления знаний но технике безопасности и производственной санитарии не реже чем через каждые три месяца ( для отдельных профессий — не реже одного раза в шесть месяцев).

Внеочередной инструктаж  проводиться при введении новых технологических процессов и методов труда , внедрении новых методов оборудования и механизмов , при введении в действие новых правил и инструкции по технике безопасности , а также при несчастном случае или аварии , произошедших из-за неудовлетворительного инструктажа рабочих.

Проведение всех видов инструктажа оформляется в « Журнале регистрации инструктажа на рабочем месте 

Правила техники безопасности при проведении спускоподъемных операций

1.Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.

2.Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.

3.Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов.

4.Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:

• Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском.
• Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска.
• Элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих.
• Для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки.
• Посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно.
•   При спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку.

5.На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе.

6.При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону .

7.При спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки - «козлик».

8.Запрещается подавать непосредственно руками НКТ к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб и крючками.

9.При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.

10.При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

11.При развинчивании и свинчивании трубы подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадения штропов.

12.При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх, Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.

13.При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на скользящую прокладку (салазки, лоток).

14.При использовании механизма для свинчивания труб устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки.

15.При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам.

16.При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно быть навито не менее 3-х витков каната.

17.Канат талевой системы оставляемый на вышке или мачте, по окончании работ должен быть смазан, отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки (мачты).

Правила пожарной безопасности при спускоподъемных операциях

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих: точном выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной безопасности. Очень велика роль самих непосредственных исполнителей работ - рабочих. Наряду со знаниями технологических процессов они должны иметь навыки принятия правильных действий на рабочем месте, выполнять свои обязанности так , чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности себе и окружающим людям , а также знать какие меры нужно принять для предотвращения и устранения пожаров .

Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер, а в его отсутствии - старший оператор, на которых возлагается:

- контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности на скважине , в культбудке , в инструменталке ;

- обеспечение согласно нормам скважин и других объектов первичными средствами пожаротушения и содержание их в чистом и исправном состоянии ;

- руководство бригадой по тушению пожара в случае его возникновения до прибытия пожарной команды .

Вся территория возле скважины и помещений должна содержаться в чистоте и порядке. Замазученность территории, загромождение дорог , проездов к скважине , средствам пожаротушения , водоемам запрещается.

Работа на скважине разрешается, если она заглушена, имеются средства герметизации .Освещение на скважине допускается только электрическое, применительно к особо сырым помещениям взрывозащищенного исполнения Производство огневых работ на скважине запрещается .

Курение разрешается только в специально отведенном месте.

Использовать средства пожаротушения не по назначению запрещается. Над огнетушителями, расположенными на открытом воздухе, следует устраивать навес - козырек. Запрещается оставлять в вагоне - домике включенные электроприборы при отсутствии в нем людей. Горючесмазочные материалы надо хранить не ближе 20 м от места установки подъемного агрегата .

При возникновении пожара необходимо сообщить пожарной охране и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения.

Спец.Одежда. Спец.Обувь и средства индивидуальной защиты.

Спецодеждой и другими средствами индивидуальной защиты работники Азнакаевскогс УПНП и КРС обеспечиваются в соответствии с «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты».

Выдаваемые работникам средства индивидуальной защиты должны соответствовать их полу, росту и размерам, характеру и условиям выполняемой работы и обеспечивать безопасность труда. В соответствии со статьей 16 Федерального закона "Об основах охраны труда в Российской Федерации" средства индивидуальной защиты работников, в том числе и иностранного производства, должны соответствовать требованиям охраны труда, установленным в Российской Федерации, и иметь сертификаты соответствия. Приобретение и выдача работникам средств индивидуальной защиты, не имеющих сертификата соответствия, не допускается. Спец.одежда и спец.обувь должна выдаваться для каждой профессии работников в пределах установленных норм.

Спец.одежда, спец.обувь, бывшие в употреблении, могут выдаваться другим работникам только после ее стирки, ремонта и дезинфекции.

Во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им спец. одеждой, спец.обувью. Персонал, обслуживающий механизмы, обязан носить спец. одежду в застегнутом виде.

Спец.одежда должна храниться в сушильных шкафах в подвешенном состоянии. Запрещается хранение спец.одежды навалом. В случаях хранения спец.одежды в специальных ящиках (топчанах), должен быть исключен доступ грызунов в места хранения, при этом хранимая спец.одежда должна периодически выбиваться.

Рабочие бригад КРС, а также другие рабочие находящиеся на устье скважины должны работать в защитных касках. В холодное время следует применять каски с теплыми подшлемниками.

Персонал, работающий с едкими щелочами, кислотами и другими химреагентами должен быть обеспечен защитными очками, кислотостойкими рукавицами и костюмом, резиновой обувью.

Теплая спец.одежда и спец.обувь как средство защиты от холода, выдается рабочим и служащим по профессиям, предусмотренным

типовыми отраслевыми нормами со сроком носки по климатическим поясам. Сроки носки теплой спец. одежды, спец. обуви в 3 климатическом поясе:

Куртка ватная - 24 месяца

Брюки ватные- 24 месяца

Валенки - 30 месяцев

Рабочим и служащим, получающим теплую спец.одежду и спец.обувьпо поясам, сроки носки хлопчатобумажной спец.одежды, а также ботинок, сапог, предусмотренных типовыми отраслевыми нормами, увеличиваются в 3 поясе на 25%.

Бригады КРС должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты согласно утвержденному перечню.

Средства индивидуальной защиты должны применяться по назначению. Проверка, ревизия и испытания СИЗ должны проводиться в установленные сроки.

Помощник бурильщика перед началом рабочего дня:

· проходит в установленном порядке периодические медицинские осмотры;

· проходит инструктаж по техники безопасности;

· под руководством бурильщика выполняет подготовительные и профилактические мероприятия технических средств и оборудования;

В процессе рабочего дня пом. бурильщика:

· под руководством бурильщика осуществляет обслуживание и мелкий ремонт бурового оборудования и инструмента;

· при необходимости использует СИЗ;

· строго соблюдает требования правил техники безопасности и производственной санитарии;

· оказывает своевременную и необходимую помощь бурильщику.

Помощник бурильщика имеет право:

· участвовать в обсуждении вопросов, касающихся исполняемых им должностных обязанностей; требовать от руководства предприятия оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей.

Помощник бурильщика несет ответственность: за ненадежное исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкции в соответствии с действующим трудовым законодательством РФ; за правонарушение, совершенное в процессе осуществления своей деятельности в соответствии с действующим административным, уголовным и гражданским законодательством РФ; за причинение материального ущерба в соответствии с действующим законодательством РФ.

Порядок передачи скважин для ремонта и из ремонта

До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан:

проверить наличие и состояние подъездных путей и при необходимости провести отсыпку, планировку;

произвести очистку территории устья в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т. п.;

проверить и отревизировать станцию управления СКН, оборудовать штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);

проверить и отревизировать тормозную систему СКН;

укомплектовать устьевое оборудование скважины согласно схеме обвязки;

устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;

проверить работоспособность коллектора;

обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;

на СК типа ПФ 8-3-40 должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ограждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке).

За исправность системы откидывания головки балансира отвечает ЦДНГ (как лицо, принимающее качество ППР от ПРЦГНО).

Ответственность за выполнение перечисленных выше пунктов несет мастер ЦДНГ. Простой бригад ПРС (КРС) и отказ в случае несвоевременного запуска по причине неготовности скважины к ПРС (КРС) возлагается на ЦДНГ

Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонта и после ремонта оформляется актом. В случае отказа мастера добычи прибыть на куст для сдачи куста ЦПРС претензии по состоянию территории куста после ПРС не принимаются.

За 2 часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в течение 3-х часов представитель ЦДНГ не является, то, удостоверившись, что цель ремонта достигнута, бригада переезжает на другую скважину по план-графику. Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время — мастером 1ДПРС (ЦКРС) и мастером (старшим оператором) ЦДНГ; в ночное время — старшим оператором ЦПPC и дежурным оператором ЦДНГ.

Представитель ЦДНГ перед выездом на приемку скважины знакомится с планом на ремонт. В присутствии представителя ЦДНГ производится вызов подачи.

При запуске ШГН после появления подачи на устье производить опрессовку лифта на давление не менее 40 кгс/см 2 . При этом считать установку годной к эксплуатации при падении давления не более 50 кгс/см 2 за 1 мин.

Если утечка большая и давление на буфере не поднимается или снижается, то работы по ремонту продолжаются.

Вызов подачи производится только СК, использование подъемного агрегата допускается только с согласия представителя ЦДНГ. В случае, если запуск скважины не возможен по причине неисправности СК, необходимости центровки головки балансира или правки устья, необходимости переобвязки скважины и т. п., запуск в работу после вызова подачи производится в течение 3 суток по истечении указанного срока, в случае преждевременного отказа вина возлагается на ЦДНГ.

При приеме скважины от бригады ПРС и КРС проверяются:

• соответствие фактически выполненных работ работам, указанным в плане на ремонт;
• правильность подвески полированного штока;
• укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и качество их крепления:
• состояние территории кустовой площадки (согласно акту приема-сдачи территории скважины).

Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра) при ходе вверх проверяется динамометрированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке приклеивается к эксплуатационному паспорту ШГН.

Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пуска насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных АРМ технолога.

После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение 2 суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают мастер ЦПРС или ЦКРС с одной стороны, и старший инженер, мастер ЦДНГ — с другой стороны.

Все спорные вопросы решаются на закрытии месяца по ПРС.

Проверка и ремонт цепных и подвесных ключей.

При работе используется УМК и КМТ. Перед работой проверяется:

1.Подвижность захватных челюстей (при необходимости смазать при помощи машинного масла);

2.Проверить состояние захватных сухарей при визуальном осмотре (при необходимости заменить);

3.Если поведенная челюсть – замена челюсти производится на базе.

Проверка и ремонт элеватора.

Элеватор трубный ЭТА.

1.Серьга;

2.Палец;

3.Шплинт;

4.Корпус;

5.Рукоятка;

6.Напрвляющая втулка;

7.Два штыря;

8.Узел захвата;

9.Левая и правая направляющие;

10.Болты.

Проверяют:

1.Захватную челюсть на наличие деформации или износ зазора между замкнутыми челюстями;

2.Ручку с фиксатором;

3.Визуально осматривают корпус;

4.Зазор и люфт в пальцах элеватора;

5.Направляющие.

Замена челюсти в процессе выполнения работ, а остальные виды ремонта на базе.

Элеваторы для насосно-компрессорных труб и штанг подлежат ремонту, если обнаружены дефекты корпуса, затворы втулки, защелки, пружин и других деталей. Ремонтируют их путем замены неисправных частей новыми запасными частями, изготовленными из материалов, свойства которых не ухудшают качество деталей и изделия в целом.

Ремонт буровой лебедки.

Одним из основных узлов агрегата является лебедка, от состояния которой зависит надежная и безопасная работа спуско-подъемных операциях.

Однобарабанная лебедка агрегата, собранная в цельносварной станине, расположена между кабиной машиниста и задней опорной вышкой. Внутри станины лебедки размещены барабанный вал, конический редуктор, приводной вал, тормозная система и храповое устройство.

Конический редуктор, передающий вращение от вала коробки перемены передач на приводной вал лебедки, требует проверки регулировки конических подшипников. Необходимость регулировки подшипников вала ведущей конической шестерни проверяется индикатором при отсоединенном карданном вале. Ее признаком является осевой люфт, превышающий 0,1 мм.

Для регулировки подшипников конического редуктора и нацепления шестерен необходимо редуктор снять с лебедки.

Конический редуктор регулируют в такой последовательности: подшипники 3 и 7 вала ведущей конической шестерни 8 подшипники 11 выводного вала 12; зацепление конических шестерен по пятну контакта.

Для регулировки подшипников вала ведущей конической шестерни необходимо отвинтить гайки крепления корпуса подшипников и вынуть корпус в сборе с ведущей конической шестерней 8. После закрепления корпуса в тисках определяют индикатором осевой люфт подшипников. Для снятия регулировочной шайбы 4 расшплинтовывают и отвинчивают гайку фланца 1, а также болты крышки корпуса подшипников, снимают фланец вместе с крышкой корпуса и внутреннее кольцо переднего подшипника.

Регулировочную шайбу замеряют и величину ее уменьшают для устранения осевого люфта и получения предварительного натяга. Шайбу шлифуют до требуемой толщины и устанавливают на место вместе со снятыми деталями, не закрепляя крышку корпуса сальником 2, так как при трении сальника о шайбу фланца нельзя точно измерить момент сопротивления проворачиванию вала в подшипниках. При затягивании гайки фланца следует проворачивать вал так, чтобы ролики правильно разместились в обоймах подшипников.

В последующем проверяют степень предварительного натяга подшипников по величине момента, необходимого для проворачивания вала ведущей шестерни в подшипниках. Момент определяют пружинным динамометром.

В правильно отрегулированных подшипниках показания динамометра должны быть в пределах 0,65—2,15 кг, что соответствует моменту 0,6-2м. Крышку сальника и гайку фланца крепят при норма натяге подшипников.

Затяжка подшипников 11 выводного вала 12 регулируется при выдвинутом корпусе подшипников вала ведущей шестерни. Натяг подшипников достигается за счет изменения числа регулировочных прокладок 10 под крышками подшипников 9.

Осевой люфт, возникающий в процессе эксплуатации, устраняется удалением части прокладок. Зацепление шестерен регулируют изменением числа прокладок 6 под фланцем корпуса подшипников вала ведущей конической шестерни и перестановкой регулировочных прокладок 10 , находящихся под крышками подшипников при сохранении равного их числа с обеих сторон.

Уход за приводным валом заключается в периодической, не менее одного раза в 10 дней, смазке зубчатой муфты. В жаркий летний период частоту смазки следует увеличить. В лебедке требуется проверять крепление резиновой диафрагмы не реже одного раза в неделю. Фрикционные вкладыши меняют после их износа до толщины 26—27 мм. Новые фрикционные вкладыши должны свободно без заеданий перемещаться в своих гнездах в ведомом диске. Толщина вкладышей не должна превышать 0,2 мм в одном комплекте.

Тормозная система агрегатов включает две тормозные ленты из пружинной стали с прикрепленным к их внутренней поверхности фрикционным материалом. Концы лент соединены через пальцы с кривошипами валика и через пальцы с регулировочными винтами. Торможение происходит при повороте валика и кривошипов против часовой стрелки. Валик поворачивается кривошипом , соединенным с рукояткой ручного управления тормозом, и кривошипом, соединенным с пневматическим цилиндром ножного управления.

Натяжение тормозных лент при торможении выравнивается балансиром , в который через гайки упираются регулировочные винты.

Для регулирования натяжки тормозных лент рычаг ручного управления тормозом необходимо установить в среднее положение. Стопорным ключом затягивают гайки регулировочных винтов, обеспечивая при этом плотное облегание тормозными лентами шкива, концы балансира при этом должны быть равноудалены от стенки станины. Затем регулировочными болтами устанавливают зазор 2мм между концами каждого болта и тормозной лентой. Рычаг ручного управления тормозом полностью отпускают.

Во время работы силами бригады выполняется:

1.Замена тормозных колодок - визуальный осмотр;

2.Замена муфт ШПМ (привод лебедки);

3.Ремонт или замена цепей привода лебедки.

Кронблоки и талевые блоки

При смене подшипников требуется соблюдать посадку их на вал в полном соответствии с действующими заводскими черте­жами. Изношенные детали кронблока и талевого блока (шкивов, осей, втулок, распорных колец и подшипников) заменяют только полноценными запасными частями. При сборке канатных шкивов необходимо обильно смазать подшипники, очистить от грязи маслоподводящие каналы внутри оси, промыть и при наличии сжатого воздуха продуть. В собранном состоянии про­верить вращение шкивов от руки.

Крюки ремонтируют при неисправности рога, корпуса, стержня, подшипника, пружины, защелки и других ответственных деталей.

При подземном ремонте скважин применяются промывочные и эксплуатационные вертлюги.

1.серьга.

2.отвод.

1.колпак

3.Манжетное уплотнение.

2.ствол.

3.Войлочные уплотнения.

4.Верхняя опора.

4.Радиальный шарикоподшипник

5.Быстросборочное соединение.

5.манжеты.

6.Основная опора.

6.отвод.

7.корпус.

7.Соединение промывочного шланга.

8.Нижняя опора.

9.ствол.

Перед работой вертлюга проверяют:

Мелкий ремонт:

1.Перед работой проверить затяжку гайками манжетного уплотнения, при необходимости манжетное уплотнение меняется силами бригады;

1.Замена манжета;

2.Проверить легкость вращения вертлюга.

Монтаж и демонтаж подъемного агрегата.

Монтаж подъемного агрегата

1.Выбирается, расчищается и при необходимости планируется площадка для установки подъемника.

2.Установка подъемника к скважине производится движением задним ходом. Старший оператор следит за движением подъемника относительно скважины, оператор передает команды от старшего оператора машинисту подъемника при помощи жестов, указывающих направление движения. Движением подъемника руководит старший вахты (старший оператор ТРС, бурильщик КРС).

3.Под колеса подъемника после его установки на устье устанавливаются противооткатные упоры.

4.Под опорные домкраты устанавливается металлическая «плита», сверху на нее — деревянные подушки, которые сбиваются между собой скобами.

5.Производится установка на домкраты и фиксация их контргайками, давление в шинах стравливается до 0,5 атм.

6.Мачту, талевый канат и оттяжки подъемного агрегата переводят из транспортного положения в положение для монтажа.

7.Подъем секций мачты производит машинист подъемного агрегата при помощи выносного пульта управления.

8.Подъем первой секции производится при помощи двух гидравлических домкратов до упора на посадочное место. Секция закрепляется при помощи накидных болтов, которые должны быть оборудованы контргайками либо шплинтами.

9.Подъем второй секции производится методом выдвижения при помощи гидравлической лебедки.

10. Произвести заземление подъемного агрегата и замер контура заземления. Подключение производится специализированной организацией.

11.Опустить талевый блок до елки фонтанной арматуры, проверить центровку талевой системы относительно устья скважины. При необходимости отцентрировать вращением домкратов, предварительно ослабив контргайки.

12.Произвести натяжение ветровых и силовых оттяжек.

13.Проверить работоспособность противозатаскивателя (длину тормозного пути, место остановки после экстренного торможения), системы экстренного глушения ДВС из верхней кабины. Тормозной путь должен составлять не более 0,4 м. Талевый блок после торможения должен ос­тановиться на расстоянии не менее 2 м от кронблока.

14. Правильность монтажа, работоспособность всех систем подъемника, заключение комиссии подтверждаются актом о вводе в эксплуатацию подъемного агрегата.

Демонтаж подъемного агрегата

1. После окончания производства работ по ремонту скважины, перед запуском скважины, производится де­монтаж подъемного агрегата.

2. Произвести подъем крюкоблока до высоты, необхо­димой для демонтажа.

3. Ослабить ветровые и силовые оттяжки.

4. Приподнять верхнюю секцию мачты над посадочными клиньями при помощи гидравлической лебедки на 10—15 см.

5.Убрать клинья при помощи пневмосистемы.

6. Произвести спуск секции до полной разгрузки, прослабить трос лебедки.

7. Отсоединить накидные болты крепежа нижней секции. Опустить нижнюю секцию на упоры.

8. Привести мачту, талевую систему и оттяжки в транспортное положение.

9. Накачать колесные баллоны воздухом.

10. Освободить упорные домкраты и привести их в транспортное положение.

11. Отсоединить заземление и убрать противооткатные упоры из-под колес.

12. По команде руководителя вахты (старшего оператора), произвести съезд подъемника от устья скважины.

Работа по фильму «Подготовка скважины к ремонту».

1.Обязанности мастера при передвижении оборудования;

2.Правила движения при перевозе оборудования;

3.Основные правила расстановки оборудования;

4.Что такое якоря, оттяжки агрегата, правила их установки;

5.Схема расстановки якорей;

6.Что такое мостки и как их устанавливают, как размещают трубы НКТ на мостках;

7.Что выполняют на трубной базе;

8.Сведения о подготовленных трубах.

Требования безопасности при монтаже подъемников.

Перед монтажом агрегата мастер обязан проверить состояние всего агрегата, уделив при этом особое внимание состоянию мачты, талевой системы, якоря, сигнализации, приспособлений для укладки и крепления оттяжных канатов, а также состоянию крепления кронблока с талевым канатом в транспортном положении и металлических ограждений.

При установке агрегата в скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работающим на устье скважины и движением талевого блока.

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

Подъемные агрегаты должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки.

Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины.

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.

Требования правил безопасности при установке приемных мостков и рабочей площадки.

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

Передвижные приемные мостки предназначены для обслуживания, укладки и временного складирования труб и штанг в количестве, необходимом для производства работ на скважине и для подачи и приема труб при спуско-подъемных операциях.

Требования к приемным мосткам:

Конструкция по своему техническому исполнению должна отвечать требованиям техники безопасности и техническим условиям.

Транспортировать и устанавливать на устье скважины приемные мостки следует только трактором Т-150 или К-701 с исправной гидравлической подвеской.

Приемные мостки на устье скважины устанавливают горизонтально или с уклоном не более 1 : 25 в сторону от устья скважины.

Мостки должны быть оборудованы с обеих сторон трапам сходнями в соответствии с требованиями правил безопасности.

Стеллажи приемных мостков должны обеспечивать возможность укладки труб при высоте штабеля не более 1,25 м, иметь противооткатные металлические стойки, предохраняющие трубы от раскатывания.

Беговая дорожка должна быть выполнена шириной не менее 1 метра из досок толщиной 50 мм, а трапы-сходни шириной не менее 1 метра и досок толщиной 40 мм.

При проведении монтажных работ по установке саней мостиков, рабочей площадки работой руководит мастер — ответственный за безопасное производство работ, который должен провести инструктажи рабочим по мерам безопасности при выполнении данных операций с записью в журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте (вахтовом журнале).

К работам по строповке грузов с использованием грузоподъемных механизмов (кранов) допускаются стропальщики, обученные в установленном порядке.

Рабочая площадка должна соответствовать следующим требованиям:

Должна быть выполнена из листов рифленого 5 мм железа или деревянных досок толщиной 40 мм размером 3 м/4 м. Рабочая площадка оборудуется ступенями.

В случае сооружения на высоте более 0,75 м рабочая площадка оборудуется лестницами и перилами высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и бортом высотой не менее 15 см, образующим с настилом зазор не более 1 см для стока жидкости.

Стационарные и разборные рабочие площадки могут оборудоваться рабочим столиком, штатным местом под затвор УГУ-2. На перильном ограждении рабочей площадки предусмотрено штатное место под кнопку управления автовымоткой и трехходового крана клинового захвата ключа.

При выполнении работ запрещается:

Применение в работе саней-мостков, изготовленных по неутвержденным чертежам, не в соответствии с материалом и типоразмером.

Эксплуатация без оформленного паспорта на данное оборудование.

Эксплуатация без установки всех выдвижных стеллажей и стоек упоров (не менее 5—6 шт.) или применение меньшего диаметра, не выдерживающего прочность, без полной фиксации стопорных пальцев.

Перегружать сани-мостки укладкой труб с одной стороны более 6 рядов.

Установка под сани-мостки при подъеме на высоту неустойчивого фундамента.

Заземление, индивидуальные средства защиты при работе в электроустановках.

При ведении ремонтных работ заземлению подлежат:

корпусы генераторов передвижных электростанций, ключей АПР-2ВБ, КМУ-32, КМУ-50 и др., светильников, электрических плат, раций и т. п.;

каркасы распределительных щитов станций управления, щитов и пультов управления, магнитных пускателей;

металлические основания культбудки, инструментальная тележка, электростанция, передвижные агрегаты для ремонта скважин, приемные мостки-стеллажи, приустьевая площадка, емкости под раствор для глушения или долива скважины, емкости горюче-смазочных материалов, желобная система.

Для обеспечения защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям и нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции, применяются следующие способы и средства:

защитные ограждения;

безопасное расположение токоведущих частей;

изоляция токоведущих частей;

знаки безопасности;

защитное заземление;

ограничитель рабочих движений для автоматической остановки механизмов подъема, поворота и выдвижения стрелы на безопасном расстоянии от крана до проводов линии электропередачи;

защитное отключение;

средства индивидуальной защиты;

изоляция нетоковедущих частей.

Технические способы и средства применяют раздельно или в сочетании друг с другом так, чтобы обеспечивалась оптимальная защита.

К средствам индивидуальной защиты при работе в электроустановках относятся:

• диэлектрические перчатки;
• электроизолирующая каска;
• диэлектрические боты;
• диэлектрические галоши;
• диэлектрический коврик;
• изолирующая подставка.

• Признаки ГНВП.
• Основные признаки газонефтеводопроявлений:
• - перелив жидкости из скважины при отсутствии цир­куляции;
• - увеличение объема промывочной жидкости в прием­ных емкостях при бурении или промывке скважины;
• -увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;
• -уменьшение, по сравнению с расчетным, объема до­ливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях;
• -увеличение при спуске труб объема вытесняемой из скважины жидкости по сравнению с расчетным;
• -снижение плотности жидкости при промывке сква­жины;
• -повышенное газосодержание в жидкости глушения;
• -снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях. При надлежащем уровне организации работ подавля­ющее большинство своевременно обнаруженных газонеф­теводопроявлений могут быть ликвидированы силами бри­гад освоения и ремонта скважин. В случае появления при­знаков газонефтеводонроявлений бригады освоения и ре­монта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом рактических действий бригад освоения и ремон­та скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».
• В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.
• Оснащение бригад приборами и средствами для обна­ружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Этими приборами являются:
• уровнемеры различных конструкций;
• расходомеры или приборы для определения скорос­ти потока различных конструкций;
• приборы для определения плотности жидкости;
• приборы для определения изменения давления;
• приборы для определения изменения веса инстру­мента в скважине.

• Причины ГНВП.
• Основными причинами возникновения газонефтево­допроявлений при ремонте скважин являются:
• недостаточная плотность раствора вследствие ошиб­ки при составлении плана работ или несоблюдения реко­мендуемых параметров раствора бригадой текущего, капи­тального ремонта и освоения скважин;
• недолив скважины при снуско-подъемных операциях;
• поглощение жидкости, находящейся в скважине;
• глушение скважины перед началом работ неполным объемом;
• уменьшение плотности жидкости в скважине при дли­тельных остановках за счет поступления газа из пласта;
• нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин;
• длительные простои скважины без промывки;
• наличие в разрезе скважины газовых пластов, а так­же нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа, что значительно увеличивает опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пла­стовое давление ниже гидростатического.
• Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
• способностью проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки;
• способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины;
• Причинами перехода газонефтеводопроявлений в от­крытое фонтанирование может являться:
• недостаточная обученность персонала бригад осво­ения, ремонта скважин и инженерно-технических работни­ков предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации нефтегазопроявлений;
• несоответствие конструкции скважины горно-геоло­гическим условиям вскрытия пласта и требованиям «Пра­вил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
• некачественное цементирование обсадных колонн;
• отсутствие, неисправность, низкое качество монта­жа противовыбросового оборудования на устье скважины;
• неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;

Ключ подвесной разрезной КПР-12 1 - стопор; 2 - ключ; 3 - створка; 4 — упор; 5 - ограничитель ключа и стопора; 6 - болт регулировочный; 7 — рукоятка подъема; 8 — гидроподъемник; 9 - амортизатор; 10 - серьга; 11 - винт; 12 - подвеска; 13 — гидрораскрепитель; 14 - ограничитель крутящего момента; 15 - рукоятка переключения скоростей; 16 – гидрорукав

Ключ подвесной разрезной КПР-12 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб в процессе текущего и капитального ремонтов скважин.

Он состоит из трубного ключа 2, выполняющего процесс свинчивания и развинчивания труб при расчетном крутящем моменте, и гидравлического агрегата, обеспечивающего требуемый расход и давление масла в гидросистеме.

Трубный ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется съемным стопорным устройством. Привод от гидромотора.

Управление ключа расположено на корпусе ключа. Ключ на стационарной вышке или на вышке передвижного агрегата подвешивают на тросе диаметром не менее 16 мм. Трос крепят при помощи трех зажимов.

Во избежание перегибов троса и выхода его из строя применяют проушины соответствующих размеров. Высота подвески ключа на кронштейне должна составлять не менее 5 м, с тем, чтобы угол поворота кронштейна обеспечивал подвод и отвод ключа к устью скважины и обратно. Гидроподъемник 8 регулирует высоту подвески ключа в зависимости от расположения муфты трубы. Диаметр троса, удерживающего ключ от реактивного момента при его работе, должен быть также не менее 16 мм.

Захваты под трубы сменные, заменяют их при выключенном гидравлическом агрегате.

Гидроподъемник 8 устанавливают на ключ до его подвешивания. Ключ подвешивают в следующей последовательности: амортизатор 9, гидроподъемник 8, подвеска 12, ключ 2, стопор 1.

Горизонтальное положение ключа достигается регулировкой болтами 6 и винтом 11 подвески 12. Удерживающие тросы должны находиться в горизонтальном положении и жестко быть закреплены.

Подвешивание машинных ключей в процессе монтажа оборудования.

Ключ трубный типа КТЛ предназначен для свинчивания и развинчивания НКТ и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при ТРС и КРС.

Ключ трубный КТЛ

1 – рукоятка; 2 – ось;

Обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Обладает по сравнению с ключами типа КТГУ в зависимости от типоразмера:

3 – пружина; 4 – скоба;

5 – челюсть; 6 – ось;

- меньшей на 20  43% массой;

7 – сухарь; 8 – ручка

- большим на 17  4% передаваемым моментом раскрепления НКТ;

- повышенной в 5-10 раз стойкостью сухарей;

- повышенным в 3 раза сроком службы.

Освоено производство ключей КТЛ-ЗЗ, КТЛ-48, КТЛ-60, КТЛ-73, КТЛ-89, КТУ-95, КТУ-108.

План подвешивания ключа.

1.Монтаж мачты.

2.Монтаж троса под ключ, который крепится на вторую секцию мачты.

3.Установка страховочного троса.

4.Крепление ключа к рабочему гидроцилиндру с помощью троса.

5.Установка ключа по высоте замка БК.

6.Проверка ключа на работоспособность, на захват замка, челюстей и сухарей.

Проверка оснастки талевой системы.

Для оснастки талевой системы применяют стальные канаты диаметром 16,5...22,5 мм с пределом прочности на растяжение 1400... 1900 МПа.

Оснастка талевой системы — это последовательность навивки каната на шкивы кронблока и талевого блока, исключающая трение ветвей друг о друга. Оснастка определяется числом шкивов, находящихся в работе .

1.Проверка кронблока и талевого блока: шкивов на вращение, подшипников, наличие контргаек, шплинтов и кожуха.

2. Проверка талевого каната по критериям, если необходимо, то отбраковать.

3.Проверка мертвого и ходового конца крепления талевого каната.

Сборка вертлюга и ведущей трубы.

1.Перед работой вертлюга ВП-60 проверить затяжку гайками манжетного уплотнения, при необходимости манжетное уплотнение меняется силами бригады; проверить легкость вращения вертлюга.

2.Проверить наличие переводника с ВП-60 на ВТ.

3.Смена челюсти элеватора под ВП-60 и диаметр трубы 89мм.

4.При работе ВП-60 талевый блок не штопорится.

5.Свинчивание ВП-60 с ВТ и подсоединение промывочного шланга.

6.Страховка промывочного шланга.

7.Подъем талевой системы с ВП-60 и ВТ.

8.На ВТ надевается вставка №3, герметизирующая затрубное пространство-устанавливается на превентор.

9.Подключение циркуляции и проверка герметизации.

10.Работа.

Спуск и подъем НКТ и насосных штанг.

Подъем НКТ

1.Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

2.При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

Ø  Первую трубу колонны следует поднимать при помощи специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбовым концом;

Ø  Нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышение нагрузки более 20% собственной массы колонны труб.

Ø  Поднимать отвинченную трубу можно тогда, когда она полностью вышла из резьбы муфты.

Ø  Не рекомендуется удалять ручниками по муфте для ослабления резьбового соединения.

Ø  Перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительный колпачок.

3.Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъемного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на которую надевают элеватор. Затем планшайбу приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него подвеску НКТ, отвинчивают планшайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

Спуск НКТ.

1.При спуске колонны НКТ в ремонтируемую скважину рекомендуется соблюдать следующее:

Ø  При подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы и ее ударов о детали вышки.

Ø  Посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, соблюдая строгую вертикальность трубы.

Ø  При свинчивании труб автоматами АПР – 2, механическими или гидравлическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы.

Ø  Не допускать вращения подвески НКТ при их свинчивании; во избежание этого устанавливают контрключ.

Ø  При спуске колонны НКТ, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типоразмерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов, марок и размеров; при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники.

Ø  Отбракованные трубы убирают со стеллажа с отметкой «брак».

Ø  На верхний конец спущенной подвески НКТ в планшайбу следует навинчивать подвесной патрубок.

Работоспособность насосных штанг зависит от правильного обращения с ними при транспортировке, хранении и эксплуатации. Следует соблюдать следующие правила.

Не допускать составления одноступенчатых колонн или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок.

При спуске в скважину новых штанг необходимо оставлять на мостках три – четыре запасные той же марки для замены в случае необходимости.

При развинчивании колонны во время запрещается обстукивать штаги ключом, муфты должны навинчиваться от руки до соприкосновения их торца с буртом.

Резьбовые соединения перед свинчиванием штанг необходимо тщательно очистить от грязи, смазать, а затем свинтить при необходимом крутящем моменте.

Необходимо внимательно следить за правильной установкой штанг в элеватор, во избежание их изгиба. Выпрямлять искривленные штанги запрещено, их следует отбраковывать.

Для предохранения их от повреждений, скопления грязи и влаги при хранении и транспортировке на открытую резьбу штанги навинчивают предохранительный колпачок, а на открытый конец муфты – предохранительную пробку.

Агрегат КОРО-80 для выполнения капитального ремонта скважин.

Кинематические схемы силового привода подъемных агрегатов для капремонта и освоения , в агрегатах наиболее совершенной конструкции унифицированы с агрегатами подземного ремонта. Эти схемы лишь дополнены передачами на ротор, промывочный насос, компрессорное оборудование и генератор, а в отдельных случаях и на специальное оборудование.

В агрегатах большой грузоподъемности (более 30-50 т) привод подъемника осуществляется от дополнительной силовой установки, состоящей из одного - двух двигателей , обычно спаренных с ходовым двигателем транспортной базы.

Кинематическая схема агрегата КОРО-80:

1  - редуктор   вспомогательного   привода;    2 -  вспомогательный    привод ;     3  — коробка  отбора  мощности;      

4 —  лебедка ;    5  - вал  барабанный;  6  - трансмиссионный вал; 

7  — раздаточная коробка;  8 — электромагнитная муфта;  9—  редуктор; 

10  —ротор; 11 — коробка привода ротора;  12  —катушка: 

13  — барабан   выдвижения вышки;  14  — насос;  15 —  редуктор; 

16 —  раздаточная коробка транспортера;  17 — гидротрансформатор, I ,  III, IV, VI, VIII—  карданные валы;  II, V, X  —опоры;  VII, VIII, I X —  цепные передачи

Он предназначен для спуско-подъемных операций с бурильными  и насосно-компрессорными трубами, разбуривания цементных мостов и стаканов, для ловильных работ, для нагнетания в скважины растворов и жидкостей, для исследования скважины в процессе капремонта.

Агрегат может быть использован для освоения и подземного ремонта глубоких скважин. В качестве транспортной базы используется четырехосный тягач МАЗ 537. Агрегат имеет лебедку для глубинных исследований скважин, гидрораспределитель труб, гидропривод для механических трубных ключей и других средств механизации, оснащен электростанцией. Агрегат комплектуется ротором, вертлюгом. Промывочный насос с мерным баком манифольдом смонтирован в отдельном транспортном блоке – прицепе, мощность которому передается от агрегата карданным валом. Агрегат рассчитан на выполнение спуско-подъемных операций с установкой труб в вертикальное положение.

Грузоподъемность  80 т. Мощность 440 кВт. Высота вышки 28 м. Масса 54 т.

Ремонт привода ротора

1.Определение вида неисправности привода. (подшипник)

2.Определение причины неисправности.

3.Разборка коробки ротора.

4. Убираем неисправную деталь.

5.Замена подшипника и выявление попутного износа других деталей.

6.Сборка коробки ротора.

7. Устранение причин неисправности. (заливка смазки)

Разборка и монтаж фонтанной арматуры.

Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.

После проведения ремонтных работ ФА устанавливается в обратном порядке:

1.Посадка планшайбы.

2.Монтаж тройника и лубрикатора.

3.Обвязка устья с коллектором.

4.Запуск скважины.

Ремонт скважин, оборудованных ШСНУ.

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

Проверка и смена трубного насоса .

После разборки и демонтажа станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на стеллаж. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.

После окончания подъема насоса определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер сильно сработаны, то их заменяют. Если же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.

Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем спускают на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5 – 6 метров до цилиндра насоса, заливают водой, спущенные в скважину насосные трубы. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка- качалки.

После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.

Замена клапанов .

Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

Запрещается:

Ø  Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;

Ø  Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;

Ø  Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;

Ø  Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.

Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН.

Смена ЭЦН

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем.

По мере подъема труб кабель освобождают от клямцев, недопуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя.

После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.

Ремонт скважин по удалению парафинистых отложений.

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

При обработке паром теплоноситель - пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППУ.

Парогенераторная установка ППУА - 1600/100

состоит из цистерны для воды 1, емкости для топлива 2, парогенератора 3, питательного насоса 4, вентилятора высокого давления 5, топливного насоса 7, привода установки 8, приборов 6 и трубопроводов 9.

Чистка и промывка песчаных пробок.

Схема прямой ( а ) и обратной ( б ) промывок скважин:

1 – колонна; 2 – НКТ; 3 – устьевой тройник; 4 – промывочный вертлюг; 5 – промывочный насосный агрегат; 6 – устьевой сальник; 7 – переводник со шлангом

Ø  Прямая промывка скважины от песчаной пробки – процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.

Ø  Обратная промывка скважины – процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.

Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ

1 – обратный клапан; 2 – манифольд; 3 – устьевой сальник; 4 – НКТ; 5 – шланг;

6 – вентили; 7 ‑ манифольд; 8 – манометр; 9 – смеситель-аэратор; 10 – обратные клапаны; 11 – вентиль; 12 ‑ расходомер; 13 – насос; 14 – емкость.

Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.

Оборудование и инструменты, применяемые при ремонте

• Для спускоподъемных операций применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.
• Грузоподъемное сооружение – вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.
• Элеваторы предназначаются для захвата и удержания их на весу при СПО.
• Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.
• Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб.
• Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг.
• Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта.
• Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.
• Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты.
• Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами.
• Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.
• При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано – жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов. Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

1 - передняя опора; 2 – промежуточная опора; 3 – компрессор;

4 – трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 – гидроцилиндр подъема вышки;

7 – ограничитель подъема крюкоблока; 8 – талевая система;

9 – лебедка; 10 – вышка; 11 – пульт управления; 12 – опорные домкраты; 13 – ротор.

Агрегат А – 50 У

Агрегат А – 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ – 250 с подогревателем ПЖД – 44 – П.

В качестве привода насосного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате шасси КРАЗ – 250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности, находящейся на раздаточной коробке автомобиля.

В рабочем положении мачта одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат – на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное – рабочее и обратно проводят посредством домкратов, цилиндры у которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок оснащены талевым канатом. На мачте размещены подвеска ключей и подвеска бурового рукава, который соединяется с насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек, и на среднюю опору, на которой установлена вспомогательная электролебедка. Гидросистема обеспечивает питание гидрораскрепителя и гидромотора.

В состав установки входит также электрообуродование, узел управления и освещения шасси, установка запасного колеса и площадки оператора.

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положение проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМТ 3 для работы при температуре окружающей среды от -500 С до +650 С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155 – 2В 5.

Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

Фонтанная арматура – это трубная конструкция схема и устройство подключения которой имеет фланцевое соединение с различными тройниками, соединительными устройствами и т.д. Во время обустройства системы фланцевое соединение уплотняют стальными прокладками с минимальным содержанием углерода.

Фонтанная арматура предназначена для выполнения множества функций:

• Для типовой обвязки трубопроводов.
• Фонтанная арматура широко используется при герметизации и при проводке отводов выкидных линий.
• Фонтанная арматура используется при избыточном давлении под воздействием больших нагрузок. Применяют конструкцию в том случае, когда  есть вероятность воздействия агрессивной среды в скважинах.  Часто ее используют при больших абразивных нагрузках, когда в воде насчитывают большое количество объединений различных пород.
• Основной выбор применения данного оборудования это — добыча газа и прокладка нефтяных трубопроводов.

Устройство состоит из: трубная головка; фонтанная елка; запорные устройства  с ручным управлением; дроссели.

Трубная головка используется для подвески нескольких рядов НКТ, а также их герметизации. Кроме того, трубная головка принимает участие в технологических операциях, которые включают: освоение, эксплуатацию и ремонт скважины.

Подвешивание колон осуществляют (на резьбе):

• если однорядный лифт – на резьбе катушки;
• если двухрядный лифт: внутренняя колонна – на резьбе катушки, наружная колонна – на резьбе крестовины трубной головки.

Трубная головка предполагает замену своих боковых задвижек. Этот процесс осуществляется с помощью специальных глухих пробок, которые устанавливают в резьбовых отверстиях корпуса.

Функции елки:

• направляет продукцию в выкидную линию;
• принимает участие в установке специальных устройств;
• замеры давления и температуры среды;
• спуск скважинных приборов для очистки труб.

Запорные устройства представлены в виде проходных пробковых кранов и прямоточных задвижек с подачей смазки. Их основное предназначение – перекрытие проходных отверстий.

  ОБОЗНАЧЕНИЕ АФК

• АФ – арматура фонтанная;
• К – способ подвешивания трубопровода по ГОСТ 13846-84;
• n – схема по ГОСТ 13846-84 (n = 1-6);
• Э – кабельный ввод;
• 65×21 – условный проход и рабочее давление в МПа;
• ХЛ – климатические исполнения изделия;
• К1 – категория коррозионной стойкости.

Типовые схемы по ГОСТ 13846-89:

• АФ1, АФК 1;
• АФ2, АФК 2;
• АФ3, АФК 3;
• АФ4, АФК 4;
• АФ5, АФК 5;
• АФ6, АФК 6.

В процессе пользование скважины производится монтаж и опрессовка конструкции. Основную функцию в присоединении осуществляют колонные головки. Находящиеся в верхнем фланце отверстия, позволяют прикрепить детали различных типоразмеров. Поэтапная установка: Между фланцами укладывают специальную малоуглеродистую сталь с овальным сечением. При помощи элеваторов опускают колонну компрессорных труб. Свинчивают трубы (перед свинчиванием нужно смазать резьбу труб). Спускают колонны труб. По окончанию установки производят опрессовку для проверки герметичности всех соединений. Ремонт конструкции происходит в специализированных мастерских. Предварительно, фонтанная арматура, разбирается на отдельные детали. Елку тщательно моют и проверяют остальные составляющие. Фонтанная арматура имеет конструктивную особенность, что позволяет защитить почву и окружающую среду от содержимого трубопровода.    

Инструменты для ловли и извлечения из скважин НКТ

Инструменты, предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных, насосно-компрессорных труб, штанг, тартального каната, каротажного кабеля, кабеля УЭЦН и других предметов, называют ловильными.

Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для ловли НКТ за внутреннюю поверхность врезанием в последнюю. Представляет собой единый массивный стержень, в котором совмещены удлиненный конус и цилиндр. В цилиндре нарезана внутренняя замковая резьба для соединения с бурильными трубами, а на поверхности удлиненного корпуса – резьба специального профиля для врезания в тело аварийной НКТ и 4 -5 канавки для выхода стружки при врезании. Метчик имеет сквозное отверстие для прохода промывочной жидкости.

Специальный эксплуатационный метчик МЭС (метчик-калибр) предназначен для захвата НКТ за резьбу муфты и извлечения аварийных труб. Конструкция МЭС аналогична конструкции МЭУ, отличие лишь в том, что на нижнем конце метчика нарезана ловильная резьба по профилю резьбы соответствующего размера НКТ, но с увеличенным натягом.

Универсальный бурильный метчик МБУ предназначен для ловли колонны бурильных труб.

Специальный замковый метчик МСЗ предназначен для ловли аварийных бурильных труб за внутреннюю замковую резьбу.

Колокола К и КС (КСБ) предназначены для ловли НКТ с нарезанием резьбы на их наружной поверхности. Конусность ловильной резьбы 1:16.сквозные колокола применяются для ловли НКТ за наружную поверхность верхней муфты, когда из нее выступает концы меньшего диаметра или других предметов.

Овершот ОЭ предназначен для извлечения из скважины неприхваченных НКТ. Состоит из цилиндрического корпуса, внутри которого находится кольцо с тремя пружинами.

Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ-1, ТВМ 60-1, ТВМ 73-1, ТВМ 89-1, ТВМ 114-1 (1 – исполнение) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность НКТ, состоят из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. В них предусмотрен сквозной продольный канал для промывочной жидкости.

Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВ состоят только из механизма захвата, который изготавливают в двух исполнениях: одноплашечный и шестиплашечный.

Труболовки наружные освобождающиеся ТНО 116-76 и ТНО 136-89 предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных НКТ (или муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отвинчивания труб. При необходимости труболовку освобождают от захвата и извлекают из скважины.

Специальный замковый метчик МСЗ предназначен для ловли аварийных бурильных труб за внутреннюю замковую резьбу.

Колокола К и КС (КСБ) предназначены для ловли НКТ с нарезанием резьбы на их наружной поверхности. Конусность ловильной резьбы 1:16.сквозные колокола применяются для ловли НКТ за наружную поверхность верхней муфты, когда из нее выступает концы меньшего диаметра или других предметов.

Овершот ОЭ предназначен для извлечения из скважины неприхваченных НКТ. Состоит из цилиндрического корпуса, внутри которого находится кольцо с тремя пружинами.

Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ-1, ТВМ 60-1, ТВМ 73-1, ТВМ 89-1, ТВМ 114-1 (1 – исполнение) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность НКТ, состоят из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. В них предусмотрен сквозной продольный канал для промывочной жидкости.

Труболовки внутренние неосвобождающиеся ТВ состоят только из механизма захвата, который изготавливают в двух исполнениях: одноплашечный и шестиплашечный.

Труболовки наружные освобождающиеся ТНО 116-76 и ТНО 136-89 предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных НКТ (или муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отвинчивания труб. При необходимости труболовку освобождают от захвата и извлекают из скважины.

Аварии, допущенные в процессе эксплуатации и ремонта скважин

В эксплуатационных и нагнетательных скважинах чаще всего происходят следующие виды аварий:

Ø  Прихват двух рядов НКТ металлическим сальником или песчаной пробкой.

Ø  Прихват одного ряда НКТ песчаной пробкой в процессе эксплуатации или промывки скважины.

Ø  Прихват НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением песчаной пробкой.

Ø  Обрыв одного или двух рядов НКТ.

Ø  Обрыв НКТ со штанговым насосом, штангами (или без штанг) и защитным приспособлением.

Ø  Оставление в скважине погружного ЭЦН с кабелем и без кабеля.

Ø  Обрыв насосных штанг.

Ø  Оставление тартального каната вследствие обрыва или прихвата во время чистки скважины от песчаной пробки или свабирования.

Ø  Обрыв каротажного кабеля при геофизических и электрометрических работах.

Ø  Оставление в скважине или падение в нее отдельных предметов.

Ø  Забитость экс.колонны различными посторонними предметами.

Перед началом работ по ликвидации аварии должны быть точные данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб и штанг по диаметрам и глубинам их спуска, а также об оставшихся в скважинах штанговых насосов или электронасосах, защитных приспособлениях и т. д.

Извлечение прихваченных труб

Обычно трубы оказываются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части экс.колонны.

Существует несколько способов освобождения НКТ.

Один из них – расхаживание, т.е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва НКТ нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60 – 70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3 – 0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом положении (на вытяжке). Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных НКТ, глубины скважины, характера и места прихвата. Если после первых двух – трех натяжек при одной и той же нагрузке удается поднять трубы за каждый прием на 0,3 – 0,5 м, то это указывает на то , что есть возможность полностью освободить прихваченные НКТ путем расхаживания. В противном случае расхаживание следует прекратить.

Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5 – 10 м. Это объясняется тем, что расхаживании и подъеме труб пробка в затрубе уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях для освобождения от прихвата НКТ внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра с таким расчетом, чтобы, не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами, и полностью освободить их от прихвата.

Извлечение труб, прихваченных цементом

Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого вначале отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают их. Затем трубным или кольцевым фрезом офрезеровывают зацементированные трубы. С этой целью используют Ловильный инструмент освобождающегося типа и за один рейс фрезеруют, захватывают, отвинчивают и поднимают трубы. Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10 метров. Непосредственно над направлением устанавливают Ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был фрезерован от цементного камня. Во время фрезерования нагрузка на фрез не должна превышать 1 – 2 тн. Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или фрезера с направлением. Во время обработки колонны рекомендуется интенсивно промывать скважину жидкостью глушения, чтобы обеспечить вынос разбуренного цемента.

После подъема фрезер с направлением осматривают – нет ли трещин, слома зубьев.

Ловильные работы труболовками ТВ

При ловильных работах скважину обследуют и определяют состояние головы аварийной НКТ. Для обследования труболовки ее устанавливают в вертикальное положение и плавно, без заеданий, перемещают плашкодержатель с плашками возвратно-поступательно. Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны ловильных труб и спускают в скважину до головы аварийных труб, восстанавливают циркуляцию.

По достижении верхнего конца аварийных труб спуск труболовки замедляют и вводят ее в трубы, продолжают прокачку жидкости. Признак ввода труболовки – снижение веса по ГИВ и повышения давления на насосе.

Для захвата аварийных труб колонну ловильных труб с труболовкой приподнимают, расхаживают в пределах грузоподъемности труболовки и извлекают захваченные трубы. Прихваченные ловимые трубы поднимают по частям отвинчиванием. Рекомендуемая растягивающая нагрузка составляет для труболовок ТВ48 – 3 – 4 тонны; для ТВ60 – 5 - 6 тонн; для ТВ89 и ТВ114 – 8 – 10 тонн.

Извлечение упавших труб

С помощью печати определяют местонахождение и состояние головы аварийных труб. Нарушения бывают различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т.д. Так как при этом невозможно захватить трубы ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправляют торцевыми или кольцевыми фрезерами. Если фрезер с направлением свободно проходит вниз на 1 – 3 м, то трубу захватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитным фрезером-пауком и приступают к работе по исправлению нарушенного конца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке.

Если конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невозможно захватить его наружным ловильным инструментом, то конец исправляют конусным райбером.

Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты, которые облегают внешней стороной стенки колонны. Их извлекают фрезерованием с помощью торцевых фрезеров, захватывая их колоколами.

Извлечение погружного ЭЦН

Аварии с этими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой.

В скважине могут остаться:

Ø  Насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой;

Ø  Насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой и кабелем;

Ø  Насосно-компрессорные трубы, насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой с кабелем или без кабеля;

Ø  Металлические хомуты (клямсы), которыми крепят кабель к трубам при спуске ЭЦН.

Трубы, кабель и клямсы поднимают поочередно. Кабель и хомуты извлекают магнитным фрезером, а насос с трубами – расхаживанием колонны после подъема кабеля и хомутов. Из-за малого зазора между наружным диаметром насоса и внутренним диаметром экс.колонны (например, 168 и 146 мм) не всегда возможен спуск ловильного инструмента в кольцевое пространство и захват за наружную поверхность ЭЦН. Для этого на бурильных трубах, с правым направлением резьбы, спускают наружную труболовку или колокол и захватывают за верхнюю часть ловильной головки насоса. Нельзя пользоваться трубами с левым направлением резьбы, так как при вращении возможно отвинчивание насоса от протектора и двигателя, что значительно осложнит последующие работы.

Чистка ствола скважины от посторонних предметов.

Вначале, с помощью печати, определяют глубину нахождения посторонних предметов в скважине, для чего используют паук, ерш, сверла различных видов, пикообразные долота, магнитные, забойные и торцовые фрезеры.

Металлические предметы извлекают пауками или магнитными фрезерами, неметаллические (куски дерева, кирпича, бетона и т.п.) – дробят пикообразными долотами, фрезерами, сверлами с одновременной промывкой скважины. Раздробленные частицы восходящим потоком выносится на поверхность.

Если ствол забит плотной металлической пробкой или же она образовалась в процессе чистки скважины, то в таких случаях экс.колонну извлекают с расчетом поднять обсадные трубы, забитые посторонними предметами и очистить от них ствол. Это возможно при двух-трехколонной конструкции скважины.

Различные мелкие предметы (кувалды, цепи от ключей, сухари, плашки и т.п.) извлекают магнитным фрезером или фрезером-пауком. Магнитный фрезер спускают в бурильных трубах. С промывкой и медленным вращением инструмент доводят до забоя. Металлические предметы, омываясь струей жидкости, заходят внутрь фрезера и притягиваются магнитом. Фрезер вращают на забое в течение 5 – 10 мин, после чего прекращают промывку скважины и поднимают его.

Если не удается захватить отдельные предметы, их проталкивают до забоя, офрезеровывают или дробят на мелкие куски, а затем захватывают различными инструментами.

При наличии в скважине кармана (зумпфа) достаточной глубины и невозможности извлечь отдельные предметы, их проталкивают в зумпф и оставляют на забое.

Оценка результатов проведенных работ

Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1)в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2)при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3)при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследовании геофизическими методами:

1)при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;

2)при ликвидации межпластовых перетоков — исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

Консервация и расконсервация скважин

Консервацию скважин производят с учетом возможности повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных или других работ.

Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляются по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.

При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.

Консервация скважин:

1.  Цементные мосты не устанавливают.

2.  Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации и сроков консервации.

3.  Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.).

4.  Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.

Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.

По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

Расконсервация скважин:

Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами Госгортехнадзора.

Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

1)устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;

2)разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

3)снимают заглушки с фланцев задвижек;

4)подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;

5)промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;

Ликвидация скважин

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, подлежат ликвидации. Причины ликвидации:

Ø  Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а так же невозможность использования скважины для других целей – в качестве наблюдательной, нагнетательной и пьезометрической.

Ø  Отсутствие нефтенасыщенных горизонтов, вскрытых этой скважиной, и невозможность использования скважины для других целей (углубление, переход и т.д.).

Ø  Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для перехода.

Ø  Расположение скважины в застроенных и занятых зонах (предприятие, жилые массивы, водохранилища и т.д.) или в зонах стихийных бедствий – землетрясения, оползни и т.д.

Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правилами ремонтных работ в скважинах» и индивидуальным планом изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения.

Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации к ликвидации, планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России.

Ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом.

При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности, установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервала башмака кондуктора (технической колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на "голове" оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью.

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты - коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал на 20 м ниже и выше с последующей опрессовкой, проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания.

При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия и установка цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны.

Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн.

По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты, допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м.

На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие - пользователь недр, дата ее ликвидации.

При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия-пользователя недр и даты ее ликвидации.

Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.

Выкопировка плана местности с указанием местоположением устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.