- •I.I. Kagarmanov, a.Yu. Dmitriev
- •130500 «Нефтегазовое дело»
- •Содержание
- •11 .План ликвидации аварий (пла) при текущем
- •1. Продуктивность скважины
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Что такое узловой анализ nodal?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Что происходит при перфорации?
- •2. Эксплуатация скважин
- •Оборудование устья скважины
- •3. Классификатор ремонтных работ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. Подготовительные работы перед проведением ремонтных работ
- •4.1. Переезд бригады и подготовительные работы к ремонту
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Геофизические исследования в интервале объекта разработки
- •4.4. Контроль скважины. Предупреждение газонефтеводопроявлений
- •5. Оборудование, инструмент и приспособления, применяемые при выполнении ремонтных работ
- •5.1. Подъемники и оборудование прс
- •Электрооборудование
- •5.2. Оборудование для проведения спуско-подъемных операций
- •5.3. Специальная техника, применяемая при ремонте скважин Автоцистерна ацн-юс и ацн-12с
- •Цистерна-кислотовоз
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.1. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним
- •Глубины спуска нкт в скважинах
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах Винтовые забойные двигатели
- •Малогабаритные турбобуры
- •6.3. Долота
- •7. Спуско-подъемные операции
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •8. Интенсификация добычи нефти
- •8.1. Обработки призабойных зон
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Кислотные обработки
- •Соляно-кислотная ванна (скв)
- •Время реакции
- •Расчет объема скв
- •Глинокислотная обработка (гко)
- •Технология опз глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Пенокислотная обработка
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.3. Зарезки боковых стволов
- •Преимущества проводки боковых стволов
- •Пример расчетов
- •9. Рем0нтн0-и30ляци0нные работы (рир)
- •9.1. Рир, методы ликвидации негерметичности в эксплуатационных колоннах, способы тампонирования скважин
- •9.2. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин
- •Скважин
- •Ловильный инструмент
- •Труборезы скважинные
- •10. Текущий ремонт скважин
- •10.1. Смена уэцн Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Подъем и демонтаж ушгн
- •Монтаж и спуск ушгн
- •Подгонка хода плунжера
- •11.1. Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций
- •11.2. Устранение аварийных ситуаций
- •12. Консервация и ликвидация скважин
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Список литературы
- •Summary
Подъем и демонтаж ушгн
Убедиться 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).
Демонтировать фонтанную арматуру, установить противовыбро-совое оборудование, произвести подъем УШГН на НКТ, для вставных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования, очист-
Диаметр НКТ, мм Диаметр шаблона, мм Длина шаблона, мм
60,3 48,2 1250
73 59,7 1250
89 72,9 1250
ки от парафиноотложений или промывки забоя) — поднять НКТ. Для невставных насосов — перед подъемом ШГН сбросить сбивное устройство в НКТ и открыть сливной клапан (для подъема НКТ без жидкости).
При подъеме НКТ и штанг тщательно осматривать НКТ, штанги и
308
Таблица 10.2.1. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании НКТ
Условный диаметр Допустимый момент
свинчиваемых НКТ, мм свинчивания, кгс/м
60 80-110
73 100-150
89 130-220
73 (высадка) 270-320
Таблица 10.2.2. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании штанг
Условный диаметр Рекомендуемый момент
свинчиваемых штанг, мм свинчивания штанг, кгс/м
19 50
22 70
25 НО
их соединительные муфты. Имеющие такие повреждения, как изгибы, зазубрины, коррозионный и механический износ, отбраковываются и не допускаются к повторному спуску.
После подъема УШГН сделать запись в эксплуатационном паспорте о: состоянии штанг, состоянии резьб, износе муфт, тела штанг и изгибах, состоянии центраторов, состоянии НКТ, состоянии резьб, коррозионном и механическом износе, отложении парафина и солей, состоянии 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
Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонтированный) ШГН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается.
Насос подвергается визуальному осмотру: проверяется ход плунжера в цилиндре, сверяется маркировка насоса с данными паспорта,
309
проверяется ход плунжера, состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя, фильтра или ГПЯ.
Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.
Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, указанной в плане работ (заказ-наряде).
Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформляется мера.
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-компрес-сорные трубы до необходимой глубины.
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 — 57 и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном:
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.
После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штангах спускают плунжер. Не допуская трех последних штанг, произвести промывку насоса жидкостью глушения, в объеме не менее 16 м3, 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 спускают колонну штанг.
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 избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в
310
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 - 0,25 м/с, при этом небходимо производить визуальный контроль за целостностью всех скребков-центраторов.
После спуска насоса в скважину на требуемую глубину, необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.
