Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

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

Произвести заземление подъемного агрегата;

Силовые кабели уложить на треноги;

Произвести монтаж рабочей площадки;

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

5.2.1 Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин на кустовой площадке

Рисунок 5.7 Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин

5.2.2 Подготовка труб

На трубной базе 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.

5.2.3 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.

5.2.4 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".

5.2.5 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 находиться 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.

5.2.6 Монтаж ПВО

Превентор применяется при СПО на скважинах второй и третьей гатегории, в превенторе в верхней части установлены трубные плашки под диаметр запорной компоновки и НКТ находящихся в скважине, в нижней части шибер.

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.



Рисунок 5.8 Схема №1 монтажа ПВО на устье скважины

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 ото 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.

5.2.7 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.

5.3 Спуско-подъёмные операции

5.3.1 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 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.

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.

5.3.2 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 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.

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 ее, 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.

5.3.3 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.

5.3.4 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).

Таблица 5.1 - Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл - Кантри

Диаметр (НКТ), мм	Давление на манометре, (кг/см.кв.)	Давление на манометре, (кг/см.кв.)	Крутящий момент, (фунто-фут)
60	1100	77,3	8
73	1200	84,3	10
89	1350	94,9	12

5.3.5 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.

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.

5.4 Промывка скважин

Различают:

- прямую,

- обратную и специальные способы промывки.

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.



Рисунок 5.9 Промывка скважины

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.

5.5 Текущий ремонт скважин

5.5.1 Смена УЭЦН

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 (таблицы 5.2, 5.3), но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции.

Длина от фланца до фланца:

- модуль насоса 3 - 3365 мм;

- модуль насоса 4 - 4365 мм;

- модуль насоса 5 - 5365 мм.

Соединение секций шаблона патрубками, жесткими вставками меньшего диаметра и других геометрических размеров недопустимо. [10]

Таблица 5.2 - Погружные центробежные насосы

Марка насоса	Нар.	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

Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки (таблица 5.3).

Таблица 5.3 - 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.

5.5.2 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.

Рисунок 5.10 Скребок

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.

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

Автонатыватель 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 -35С 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 спускоподъемных 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/см^2*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 эксплуатационном 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».

5.5.3 Спуск УЭЦН в скважину, герметизация, пробный запуск

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.

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 клемной 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.

5.6 Оборудование, применяемое при ПРС

Рисунок 5.11 Агрегат подъемный АПРС-40

Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спускоподъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости “Урал-4320” или “КрАЗ-260” и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Подъемные крюки

Крюки подъемные эксплуатационные относятся к подвижной части талевой системы, предназначены для подвешивания на них штропов, трубных или штанговых элеваторов, вертлюгов и других приспособлений при монтаже, демонтаженаземного оборудования.

Крюки изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 32 т и более.

Крюк состоит из рога, подвески и серьги.

Рог кованый включает сменное седло с защелкой для фиксирования седла при спускоподъемных операциях.

Вогнутая цилиндрическая поверхность седла соответствует размеру сопрягаемого с ним штропа элеватора или серьги вертлюга.

Подвеска, соединяющая рог крюка с серьгой, состоит из литого стального корпуса, амортизирующей пружины, ствола, установленного на упорном подшипнике. Конструкция подвески допускает свободное вращение рога крюка со стволом, как под нагрузкой, так и без нагрузки. Амортизационная пружина и упорный подшипник помещены внутри корпуса и закрыты крышкой для предохранения их от атмосферных осадков и загрязнения.

Рисунок 5.12 Крюк

С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе. Для подвешивания штангового элеватора при подъеме насосных штанг применяется подвесной крюк.

Элеваторы

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ (рисунок 5.13) (Халатяна) предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций.

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ состоят из корпуса с расточкой под трубу и боковыми проушинами под штропы. В верхней части корпуса имеется кольцевая выточка для затвора, представляющая собой разрезанному кольцо под диаметр трубы. Затвор свободно перемещается в кольцевой выточке.

На корпусе имеется горизонтальная прорезь, через которую пропущена рукоятка для управления затвором. Для предотвращения открытия элеватор снабжен предохранителем. Для предотвращения выпадения штропов отверстия проушинах запираются шпильками.

Таблица 5.4 - Техническая характеристика ЭХЛ

Показатели	ЭХЛ-60-15	ЭХЛ-73-25	ЭХЛ-89-35	ЭХЛ-114-40
Условный диаметр труб, мм	60	73	89	114
Грузоподъемность, т	15	25	35	40
Диаметр расточки под трубу, мм	62	75	91	116
Габариты, мм:	370х115х110	370х160х130	395х180х145	400х215х160
Масса, кг	18	20	145	35

Рисунок 5.13 Двухштропный элеватор ЭХЛ

Элеватор трубный (рисунок 5.14) с автоматическим запирающимся устройством предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны бурильных или насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях.

Рисунок 5.14 Элеватор трубный

Таблица 5.5 - Техническая характеристика

Грузоподъемность максимальная, т	50
Условный диаметр захватываемых труб, мм	48,60,73,89
Габаритные размеры, мм, не более
Длина	285
Ширина	230
Высота	575
Масса элеватора (без захвата), кг	28,3
Масса захвата, кг	28,3

Одноштропные элеваторы ЭТА с автоматическим захватом предназначаются для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб с гладкими и высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером.

Элеватор состоит из корпуса, серьги, соединенных шарнирно с помощью пальцев и шплинтов. В корпусе помещен узел захвата, с тыльной стороны которого располагается рукоятка, соединенная с корпусом при помощи направляющей втулки и двух штырей. Левая и правая направляющие, прикрепленные к корпусу элеватора болтами, обеспечивают раскрытие и закрытие челюстей захвата.

Внутренняя полость литого корпуса имеет поверхность под захват для труб.

Захват для труб является сменным узлом, подбираемым в зависимости от диаметра труб.

Таблица 5.6 - Техническая характеристика

Показатели	ЭТА-32	ЭТА-50
Грузоподъемность, т	32	50
Условный диаметр труб, мм:	48…73	60…89
Габариты, мм	265х200х540	280х230х575
Масса, кг	16	25

Ключи трубные ручные.

Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ89-132

Одношарнирные трубные ключи типа КОТ (рисунок 5.15) предназначены для проведения монтажно-демонтажных промысловых работ, а также для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР.

Рисунок 5.15 Ключи одношарнирные трубные

Таблица 5.7 - Техническая характеристика

Тип	КОТ48-89	КОТ89-132
Условный размер захватываемых труб, мм	48…89	89…132
Максимальные усилия на конце рукоятки, кН	2	3
Габаритные размеры, мм	500х125х120	530х160х120
Масса, кг	6,1	6,7

Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89

Ключи трубные (рисунок 5.16) применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или механического ключа КМУ-50.

Рисунок 5.16 Ключи трубные

Агрегат цементировочный ЦА-320 (рисунок 5.17) предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, Урал.

Рисунок 5.17 Агрегат цементировочный ЦА-320

5.7 Оборудование и технология для удаления песчаной пробки

В процессе подъёма подземного оборудования определяется причина отказа погружного оборудования. Часто причиной отказа является песок.

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Осаждаясь на забое, песок образует пробку, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает фильтровую часть скважины, что приводит к уменьшению или полному прекращению подачи жидкости.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

Основной проблемой является образование песчаных пробок на забое скважины, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает зону перфорации скважины, что приводит к снижению дебита, а в некоторых случаях и невозможности дальнейшей эксплуатации.

Перекрытие зоны перфорации может произойти:

1. После ГРП вследствие обратным выносом пропанта и образования пропантовой корки;

2. В процессе эксплуатации скважин из продуктивных пластов, сложенных песками или слабосцементированными песчаниками, вместе с жидкостью и газом выносится в скважину песок, что приводит к образованию пробки;

3. При образовании пробки в стволе скважины из цемента и глины проникающей из негерметичностей эксплуатационной колонны;

4. После использованием гидропескоструйных перфораторов, частицы пласта выносятся через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины.

Засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом, процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз.

Поэтому промывка песчаной пробки является наиболее распространенным видом работ, который проводится в последнее время.

5.7.1 Оборудование, используемое для удаления песчаных пробок

В настоящее время в ООО «ПРС» для проведения работ по очистке забоя скважин и разбурке песчаных пробок используется следующее оборудование:

Перо - труба, имеющая срез под острым углом (рисунок 5.18). Применяется при работах по промывке скважины и очищении призабойной зоны от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, освоении, ГРП. Работа проводится путем нагнетания в скважину промывочной жидкости через скошенный хвостовик (перо) которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Гидромониторный рыхлитель - состоит из зубчатой муфты, втулки с соплами и обратного клапана (рисунок 5.19). Применяется при работах по промывке скважины и очищения призабойной зоны пласта от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, ГРП. Путем нагнетания в скважину под высоким давлением промывочной жидкости через сопла втулки гидромониторной зубчатой муфты, которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Рисунок 5.18 Перо Рисунок 5.19 Гидромониторный рыхлитель

Забойный винтовой двигатель (рисунок 5.20). Основными деталями двигателя являются статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами и привулканизированной внутри корпуса резиновой обкладкой, имеющей на внутренней поверхности винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Зубья ротора и статора находятся в непрерывном контакте между собой, в результате чего происходит разделение полостей высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Двигатели винтовые забойные Д-85, Д-105, Д-106 предназначены для:

- разбуривания цементных стаканов, мостов, песчаных и иных пробок в эксплуатационных колоннах при текущем и капитальном ремонте скважин с применением шарошечных долот, долот режущего типа, оснащенными природными и синтетическими алмазами и алмазно-твердосплавными пластинами;

- разрушения мелкого металла на забое торцевыми фрезами;

- ведения аварийных работ при обуривании НКТ, ЭЦН или иного оборудования с использованием кольцевых фрезов и обурников;

- прорезания боковых окон в эксплуатационной колонне для бурения вторых стволов с помощью колонных райберов;

- для геологоразведочного и структурно-поискового бурения

Рисунок 5.20 Забойный винтовой двигатель

5.7.2 Применение забойного двигателя

Подготовка труб

Трубы должны быть герметичными, без повреждений резьбовых соединений, без отложений на внутренних стенках парафина, кальцита и окалины, прошаблонированы шаблоном 59 мм, опрессованы на давление в 1.5 раза выше рабочего давления бурения.

Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину

Забойный двигатель поставляется в бригаду из ремонтных мастерских с паспортом и повторному испытанию на скважине не подлежит. Если в паспорте отсутствует запись о гидравлическом испытании, то на скважине необходимо (в зимнее время предварительно обогрев паром) произвести проверку вала шпинделя на механическое вращение без подачи жидкости в режиме запуска при давлении от 25 до 50 атм.

Увеличивая расход жидкости, проверяется работа забойного двигателя в рабочем режиме согласно технической характеристики.

Спуск компоновки

Наворачивается долото, тщательно крепится к валу шпинделя для предотвращения самопроизвольного отворота при спуске в наклонно-направленные скважины, а также при бурении.

Над забойным двигателем устанавливается обратный клапан, в первой трубе от двигателя устанавливается фильтр. Затем, если бурение производится с привязкой долота геофизическим методом, устанавливаются реперные патрубки согласно схеме спуска компоновки. Эскиз спускаемой компоновки заносится в вахтовый журнал с отображением размеров длин и диаметров.

Спуск компоновки и труб производится с замером и шаблонированием до глубины 30-35 метров выше кровли цементного моста.

Бурение

Во избежании зашламовывания двигателя, не доходя до забой 30-35 метров собирается устьевой сальник, рабочая труба с вертлюгом ВП-50 обвязанным с буровым шлангом. Буровой шланг соединяется быстроразъемным соединением с устьевым фильтром и линией нагнетания от ЦА-320 или 4АН-700. На мостках производится опрессовка линии "ЦА-320 - буровой шланг - ВП-50 - рабочая труба" на полуторократное давление от рабочего. Рабочая труба соединяется с колонной НКТ (бурильной), восстанавливается циркуляции и плавно увеличивая расход жидкости инструмент медленно подается к забою (цементному мосту).

После восстановления циркуляции и касания долота о забой, что определяется увеличением давления на манометре ЦА-320 и по ИВЭ-50, производится бурение с разгрузкой инструмента на забой не превышающей 3 тонны для Д-85 и до 6 тонн для Д-105 (предельно допустимая нагрузка на 3 - шарошечное долото 120.6 мм - 6 тонн).

После разбуривания цементного моста до заданной величины производится промывка забойного двигателя чистой промывочной жидкостью в полуторократном объеме труб. Разбирается нагнетательная линия, промывается устьевой фильтр во избежании застывания и напрессовки шлама.

1. Перед спуском двигателя осмотрите присоединительные резьбы, а также убедитесь в отсутствии трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя.

2. Перед опробованием двигателя над устьем скважины в зимнее время (T<0⁰C) прогреть его паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Запуск производить при давлении не более 5 МПа. Убедитесь в плавности вращения вала и герметичности резьбовых соединений.

3. Во избежание зашламовывания двигателя, в компоновку бурильной колонны (над двигателем) необходимо установить фильтр с обратным клапаном.

4.При спуске двигателя в скважину, не доходя до забоя 10-15 м, необходимо включить насос, плавно увеличивая расход жидкости, чтобы подойти к забою с постоянным режимом промывки.

5. Эксплуатация нового двигателя в первые 10-15 часов работы должна производиться при пониженном расходе рабочей жидкости (ниже 15-30%).

По мере износа зубьев статора и ротора расход целесообразно увеличивать на 20-25%.

6. Останавливать двигатель на забое при значительном возрастании нагрузки на долото не рекомендуется из-за резкого повышения давления.

5.7.3 Устройство и принцип работы пробойника вращающегося

Пробойник вращающийся (рисунок 5.21) состоит из: зубчатого долота с зубчатой коронкой, перепускным клапаном и промывочным механизмом, винта, переходника который соединяет их между собой и передаёт ударную нагрузку, корпуса с пятью направляющими и муфты НКТ.

Рисунок 5.21 Пробойник вращающийся

Пробойник вращающийся предназначен для разрушения пропантовых корок образующихся в забое скважины после ГРП.

Работает пробойник следующим образом: колонна НКТ под действием силы тяжести сдвигает в низ корпус с направляющими, которые поворачивают винт с долотом. При ходе винта на 240 мм поворот долота составляет 90 градусов (по часовой стрелке) (таблица 5.8). При подъеме колонны от воздействия собственного веса и отжимном силы пружины долото возвращается в исходное положение. Воздействовать на корку можно периодически, поднимая и опуская колонну. После разрушения пробки осуществить работы по размывке пропанта через штуцера из НКТ. После этого вымыть остатки пропанта обратной промывкой через клапан в долоте.

Таблица 5.8 - Техническая характеристика

Присоединительная резьба	НКТ 73 ГОСТ 633-80
Угол поворот долота, град.	90
Рабочий ход инструмента, мм	240
Наружный диаметр,мм	114
Длина, мм	1200
Масса, кг	30

5.7.4 Гидровакуумная желонка

Обработка призабойной зоны скважины при помощи комплекса гидровакуумной желонки является эффективным способом восстановления фильтрационных характеристик ПЗП, и проводится с целью увеличения производительности добывающих скважин. Гидровакуумная желонка служит для очистки скважины от сыпучих материалов: песка, окалины, кусков породы, шлама, мелких посторонних предметов и прочих механических примесей, как пластового, так и инородного происхождения.

Гидровакуумная желонка обеспечивает очистку призабойной скважины (пласта) без организаций в ней циркуляционной промывки.

Использование гидровакуумной желонки возможно только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Решение о целесообразности, технологии и периодичности проведения обработки ПЗП, при помощи комплекса ГВЖ, принимают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия на основе исследований скважин, проведенных до, или в процессе ТКРС.

Проведение обработки ПЗС (ПЗП) комплексом ГВЖ целесообразно в следующих случаях:

- в скважине невозможно установить циркуляцию;

- нагружение скважины промывочной жидкостью нежелательно или вредно для пласта;

- очистка более экономична, чем монтаж и спуск оборудования для установления в скважине циркуляции.

Принцип действия гидровакуумной желонки

Гидровакуумная желонка функционирует за счет перепада давления, создаваемого потоком жидкости из скважины через клапан желонки в колонну насосно-компрессорных труб, где жидкость до открытия клапана отсутствует.

Монтаж гидровакуумной желонки

Подготовка и ревизия всех составляющих комплекса гидровакуумной желонки производится силами механической службы предприятия по ТКРС, после каждой спускоподъемной операции.

На каждую гидровакуумную желонку помимо заводского паспорта, заводится эксплуатационная карта, в которой отражаются все данные о периодичности ремонта и ревизии, характера и эффективности работы комплекса на протяжении всего периода эксплуатации.

Завоз и вывоз комплекса гидровакуумной желонки в бригаду ТКРС производится только в комплекте с паспортом.

Монтаж комплекса гидровакуумной желонки производится на устье скважины в следующей последовательности (снизу-вверх):

1. Перо или корончатый рыхлитель (зубчатая муфта);

2. Комплект обратных клапанов типа КОТ-50 (тарельчатый), КОШ-25 (шариковый), УЗ-75 (устройство захватное);

3. Контейнер из НКТ (расчетное количество - пункт 5);

4. Сбивной клапан типа КС-73;

5. Гидровакуумная желонка;

6. НКТ - 1-2 шт;

7. Сбивной клапан типа КС-73;

8. НКТ - исходя из расчета П.5 и технического состояния эксплуатационной колонны.

Свинчивание труб производится с усилием, соответствующим марке спускаемых НКТ.

Запрещается спуск комплекса ГВЖ с использованием переводников, клапанов, патрубков и НКТ несоответствующих требованиям руководящих документов и инструкций.

Запрещается частичная или полная разборка и сборка гидрожелонки над устьем скважины.

При монтаже гидрожелонки устанавливать корпус желонки в клиновой захват спайдера запрещается.