Организация производственного процесса нефтедобывающего предприятия ОАО "Сургутнефтегаз"

Входной модуль может быть стандартного или износостойкого исполнения типа ARZ (абразивно-стойкий цирконий). В стандартных входных модулях используется никелевая стойкая втулка. Во входных модулях типа ARZ используются циркониевые опоры и муфты, обеспечивающие повышенную защиту от абразивного износа и поперечных вибраций.

Газосепаратор.

В газосепараторе типа CRS, поставляемого фирмой «REDA» используются цирконевые опоры, упрочненные материалы и некоторые усовершенствования гидравлического характера. Принцип работы такой же, как и отечественных газосепараторов. Основными характеристиками газосепаратора является эффективность сепарации и процент всасывания газа. Эффективность сепарации определяется по формуле (29):

(29)

Процент всасывания газа - это количественный показатель того, сколько свободного газа, присутствующего у входного модуля, должно поступить в насос. Обычно это включает и естественную сепарацию газа.

С учетом количества задействованных переменных спрогнозировать эффективность сепарации довольно сложно. Одна только естественная сепарация может составлять от 5 - 70%, в зависимости от состава жидкости, скорости потока жидкости, режима течения, габаритов оборудования и т. д. Обычно приходится пользоваться грубыми оценками, которые определяются опытным путем.

Для газосепаратора фирмы «REDA» типа CRS:

Эффективность сепарации 80-95%

Процент всасывания газа 5 - 20%

Погружной электродвигатель.

Погружной электродвигатель существенных конструктивных отличий не имеет, также состоит из статора, ротора, головки и основания, но в головке отсутствует колодка токоввода. Присоединение кабельной линии к двигателю осуществляется с помощью кабельной муфты и выводных концов двигателя, посредством сочленения наконечников кабельной муфты с гильзами выводных концов двигателя. Места соединения обматывают специальной изоляционной лентой, выдерживающей высокую температуру. В связи с плохими климатическими условиями (низкая температура воздуха зимой) фирма “REDA” стала поставлять электродвигатели с колодкой токоввода, имеющей существенное отличие от колодки токоввода ПЭД отечественного производства. Существенное отличие заключается в следующем: за счет большей площади соприкосновения гильз выводных концов с наконечниками кабельной муфты осуществляется лучший контакт, что практически не приводит к прогару колодки. Сама колодка токоввода как бы «утоплена» в головке двигателя, тем самым, исключая вероятность повреждения колодки при сочленении кабельной линии с двигателем. Крепление колодки токоввода в отверстии головки двигателя осуществляется с помощью стопорного кольца.

Масло, закачиваемое в полость двигателя, обладает высокой текучестью, высокой смазывающей способностью, высокой диэлектрической прочностью, не смешивается с водой, обеспечивает хорошее охлаждение двигателя.

Погружные электродвигатели выпускаются стандартного (температура откачиваемой жидкости 121?С) и промежуточного (температура откачиваемой жидкости 150?С) исполнения.

Вращение вала двигателя УЭЦН «REDA» против часовой стрелки.

Гидрозащита.

Гидрозащита выполняет те же функции, что и отечественная, за исключением того, что состоит только из протектора.

Протекторы, поставляемые фирмой «REDA» двух видов:

LSLSL и BSL. Протектор получает наименование в соответствии с типом (типами) используемых камер уплотнений и способа соединения этих камер т.е. «последовательный» или «параллельный». Обозначение способов соединения камер: L - лабиринт, B - резервуар, P - параллельное соединение, S - последовательное соединение.

В отличии от отечественных протекторов, которые имеют два торцовых уплотнения, протектора имеют три торцовых уплотнения. Резервуар (диафрагма) изготовлен из материала AFLAS, выдерживающего температуру 204?С.

Протектор LSLSL можно применять в скважинах с агрессивной средой, а также где пластовая температура достигает 140?С, но нежелательно в скважинах с большой кривизной. Протектор BSL можно использовать в скважинах с большой кривизной, но нежелательно использовать в скважинах с агрессивной средой и пластовой температурой свыше 120?С.

В отличие от отечественных УЭЦН, где усилие, развиваемое насосом, воспринимает подшипник, расположенный в головке двигателя, в УЭЦН «REDA» эту нагрузку воспринимает упорный подшипник, расположенный в протекторе.

Датчики давления и температуры.

В отличие от отечественных УЭЦН, УЭЦН «REDA» может комплектоваться датчиком давления и температуры, с помощью которых можно постоянно контролировать изменение давления над приемом насоса, а также снимать показания температуры пластовой жидкости на уровне подвески УЭЦН. Датчики поставляются двух типов: PSI и DMT.

Кабельная линия.

Кабельная линия состоит также из удлинителя, на конце которого имеется металлическая кабельная муфта и основной длины кабеля.

Удлинитель типа KELTB-LP:

Рабочая температура: 121 - 232?С

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: EPDM (этилен-пропилен-диен-метилен)

Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена лента и оплетка, усиливающие прочность конструкции.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Кабель Redalead.

Рабочая температура: 203 - 232?С.

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: EPDM (этилен-пропилен-диен-метилен).

Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена оплетка, усиливающая прочность конструкции.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Свинец обеспечивает оптимальную защиту изоляции от проникновения газов и жидкостей.

Второй тип кабельной линии, поставляемой фирмой «REDA», также состоит из удлинителя типа KELTB, с металлической кабельной муфтой и основной длины кабеля типа Redalene:

Рабочая температура: 96?С

Материал жил: Медь с покрытием из сплава.

Материал изоляции: Полипропилен-этилен.

Защитный материал: Нитриловый шланг, защищенный с помощью ленты и оплетки.

Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.

Для крепления удлинителя по УЭЦН применяются специальные протектолайзеры или кожуха, которые крепятся с помощью клямс фирмы «REDA». По НКТ кабель крепится протекторами «Lassal». Конструкция данных протекторов не позволяет потянуть кабель при спуске, а также защищает кабель от мех. повреждений при СПО.

Станции управления.

Все станции управления, поставляемые фирмой «REDA» имеют модификацию MDFH. Данные станции управления комплектуются контроллерами электродвигателя типа Keltronics К889 или Keltronics K095.

Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К889 - включает цифровой дисплей, который показывает фазные токи, установки по перегрузке и недогрузке, время, оставшееся до автоматического повторного включения, а также причину последнего отключения.

К889 непрерывно контролирует токи двигателя, токи питания контрольной цепи и состояние наружных контактов, обеспечивающих отключение двигателя при неблагоприятных условиях. Автоматическое повторное включение может быть произведено в случае недогрузки по току, перерыва электроснабжения, наружной блокировки давления, перегрузке по току, нарушения токового баланса, изменения направления вращения из-за изменения фазировки. Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К095(КЭД) предназначен для защиты и управления электродвигателями погружных насосов. Экран «L095 WELKOM» (ЭВ) обеспечивает обслуживающему персоналу информацию о режиме работы.

Контроллер следит за рабочими параметрами электродвигателя, электропитанием, внешними выключателями, аналоговыми измерительными приборами и командами дистанционного терминала SCADA. Он защищает насосную систему от повреждений путем отключения после обнаружения неисправностей и предотвращения запуска до тех пор, пока это не станет безопасным.

Дисплей L095 необходим для настройки контроллера К095 для работы.

Обозначение УЭЦН отечественного производства.

УЭЦН в зависимости от поперечного диаметра двигателя условно делятся на 3 группы: УЭЦН5 (103 мм), УЭЦН5А (117 мм), УЭЦН6 (123 мм). Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром эксплуатационной колонны: УЭЦН5 - 121,7 мм; УЭЦН5А - 130 мм; УЭЦН6 - 144,3 мм.

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) - ЭЦНМ5 50-1300, где

Э-привод от погружного двигателя; Ц-центробежный; Н-насос; М-модульный; 5 - группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах); 50 - подача, м3/сут; 1300 - напор, м.

Для насосов коррозионостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К». Для насосов износостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «И».

Условное обозначение двигателя ПЭДУ 45(117), где П - погружной; ЭД - электродвигатель; У - универсальный; 45 - мощность в кВт; 117 - наружный диаметр, в мм.

Для двухсекционных двигателей после буквы «У» добавляется буква «С»

Условное обозначение гидрозащиты: Протектор 1Г-51, компенсатор ГД-51, где Г - гидрозащита; Д - диафрагменная.

Обозначение УЭЦН «REDA»

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) DN-440 (268 ступеней).

Серия 387, где DN- рабочие органы из NI-RESIST (сплав железа с никелем); 440 - подача в баррелях/сутки; 268 - количество рабочих ступеней; 387 - наружный диаметр корпуса в дюймах.

Для насосов износостойкого исполнения после величины подачи ARZ (абразивностойкий цирконий).

Условное обозначение электродвигателя 42 Л.С. - мощность в лошадиных силах; 1129 - номинальное напряжение в вольтах; 23 - номинальный ток в амперах; серия 456 - наружний диаметр корпуса в дюймах. Условное обозначение гидрозащиты: LSLSL и BSL. L - лабиринт; B - резервуар; P - параллельное соединение; S - последовательное соединение.

Причины отказов отечественных УЭЦН.

В НГДУ «Нижнесортымскнефть» больше половины (52%) эксплуатационного фонда и 54,7% дающего продукцию фонда скважин с УЭЦН приходится на Битемское месторождение.

По НГДУ, включая Камынское, Ульяновское, Битемское, Мурьяунское, Северо-Лабатьюганское и другие месторождения, за 2013 год произошло 989 отказов УЭЦН отечественного производства.

Наработка на отказ в процентном соотношении составляет:

от 30 до 180 суток - 331 отказ УЭЦН (91%)

свыше 180 суток - 20 отказов УЭЦН (5,5%)

свыше года- 12 отказов УЭЦН (3,5%).

Таблица 2. Причины отказов отечественных УЭЦН выраженные в процентном соотношении.

Причина отказа	Количество отказов	Процентное отношение
нарушение СПО негерметичность НКТ недоспуск УЭЦН недостаточный приток некачественный ремонт ГЗ некачественный ремонт ПЭД некачественный вывод на режим некачественная комплектация УЭЦН некачественный монтаж УЭЦН некачественная подготовка скважин некачественная эксплуатация скважин необоснованный подъём нестабильное электроснабжение брак при изготовлении кабельной муфты большой газовый фактор некачественный ремонт ГЗ конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля механические примеси некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодическом режиме отложение солей повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД	2 10 7 18 9 1 23 2 1 3 8 2 2 8 4 2 7 6 25 2 20 29 23 70 3 7	0.64 3.8 2.3 5.7 2.8 0.31 7.32 0.64 0.31 0.95 2.54 0.64 0.64 2.8 1.2 0.64 2.22 1.91 8.7 0.64 6.59 9.55 7.32 23.3 0.95 2.3

На Камынском, Ульяновском, Битемском, Мурьяунском, Северо-Лабатьюганском и других месторождениях погружные электроцентробежные насосы фирмы «REDA» начали внедрять в мае 1995 года. В настоящее время на 01.01.2013г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН «REDA» по Камынскому, Ульяновскому, Битемскому, Мурьяунскому, Северо-Лабатьюганскому и других месторождениях составляет:

- эксплуатационный фонд - 735 скважин

- действующий фонд - 558 скважин

- фонд, дающий продукцию - 473 скважины

- простаивающий фонд - 2 скважины

- бездействующий фонд - 2 скважин

В процентном отношении это выглядит следующим образом:

неработающий фонд - 0,85%

простаивающий фонд - 0,85%

бездействующий фонд - 0,85%

Глубина спуска насосов составляет от 1700 до 2500 метров. ДН-1750 эксплуатируются с дебитами 155...250 м³/сутки, с динамическими уровнями 1700..2000 метров, ДН-1300 эксплуатируются с дебитами 127...220 м³/сутки, с динамическими уровнями 1750...2000 метров, ДН-1000 эксплуатируются с дебитами 77...150 м³/сутки, с динамическими уровнями 1800...2100 метров,

ДН-800 с дебитами 52...120 м³/сутки, с динамическими уровнями 1850...2110 метров, ДН-675 с дебитами 42...100 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2150 метров, ДН-610 с дебитами 45...100 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2100 метров, ДН-440 с дебитами 17...37 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2200 метров.

Температура в зоне подвески УЭЦН 90...125 градусов Цельсия. Обводненность продукции скважин 0...70%.

Причины отказов УЭЦН «REDA».

Таблица 3. Причины отказов УЭЦН «REDA» выраженные в процентном соотношении.

Причины ремонта скважин	Число отказов по конкретной причине, % от общего кол-ва
Износ рабочих органов (КВЧ)	6
Заклинивание отложениями солей	35
Снижение сопротивления изоляции кабеля	9,5
Снижение сопротивления изоляции двигателя	4,6
Механические повреждения кабеля	13,3
Отказы по ГТМ	4,5
Негерметичность НКТ	11,5
Недостаточный приток	9
Брак сбивного клапана	2,2
Заводской брак датчика	2,2
Некачественный монтаж	2,2

Краткий анализ причин отказов УЭЦН «REDA».

Первое место по причинам повторных ремонтов УЭЦН «REDA» занимает заклинивание отложениями солей, что составляет 35% числа всех ремонтов. Большая чувствительность к забиванию солями установок обуславливается их конструктивными особенностями. Очевидно, рабочие колеса имеют меньший зазор и большую центробежную кривизну. Это, по-видимому, способствует и ускоряет процесс солеотложения.

Механические повреждение кабеля можно объяснить только браком работы бригад ПРС при спускоподъемных операциях. Все отказы по этой причине - преждевременные.

Негерметичность НКТ по причине некачественной поставки трубы заводом-изготовителем.

Снижение сопротивления изоляции кабеля - в сростке кабеля (прогар), там, где был использован не освинцованный кабель REDALENE.

Снижение притока объясняется понижением пластового давления.

На шестом месте стоят отказы по причине повышенного КВЧ, но это не говорит о том, что УЭЦН «REDA» не боятся механических примесей. Объясняется это тем, что такие установки ЭЦН эксплуатируются в скважинах с допустимой концентрацией механических примесей, другими словами, работают в «тепличных условиях», т.к. стоимость установок REDA очень высока (превышает отечественные установки более чем в 5 раз).

Снижение сопротивления изоляции двигателя - электрический пробой обмотки статора из-за перегрева двигателя или попадания в полость двигателя пластовой жидкости.

Остановки по геолого-техническим мероприятиям ГТМ (перевод в ППД, под ГРП и т. д.)

Высоконапорные установки, работавшие с низкими динамическими уровнями обозначили проблему выделения газа практически в условиях пласта, что отрицательно повлияло на работу УЭЦН (кстати, что подтверждает и эксплуатация высоконапорных отечественных УЭЦН), поэтому в дальнейшем от спуска высоконапорных УЭЦН на месторождениях НГДУ «НСН» отказываются. Ведутся работы в настоящее время по испытанию кожухов обратного потока. О результатах испытаний говорить еще рано. Технологические службы стали шире использовать применение штуцеров. В заключении хочется отметить, что УЭЦН импортного производства намного более устойчивы для работы в осложненных условиях. Это четко выражено по результатам сравнения УЭЦН отечественного и импортного производства. Причем и те и другие имеют свои достоинства и недостатки.

7. Штанговые глубинонасосные установки. Схемы ШСНУ, новые привода плунжерных насосов. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и др. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи

Одним из распространенных сегодня способов механизированной добычи нефти является штанговый насосный способ, в основе которого лежит использование скважинной штанговой насосной установки (УСШН) для подъема жидкости из нефтяных скважин. УСШН (рис.13) состоит из станка-качалки, оборудования устья, колонны НКТ, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг, штангового глубинного насоса (ШГН) вставного или невставного типа. Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки. Вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в нем в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса, подвешенного на штангах. Это обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность.

Принцип работы

Обычные глубинные насосы по принципу действия относятся к плунжерным насосам простого действия. Ниже приводится схема процесса откачки глубинным насосом (рис. 14). Исходная ситуация: насос и насосно-компрессорная труба заполнены жидкостью. Плунжер находится в верхней мертвой точке О.Т.; плунжерный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги. При прекращении потока жидкости снизу, через всасывающий клапан, данный клапан закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость плунжерный клапан открывается и вся нагрузка жидкости падает на всасывающий клапан и, следовательно, на НКТ (рис.14а).

При дальнейшем ходе плунжера вниз (рис. 14б) верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается в трубопровод. В случае применения плунжеров, диаметр которых равен диаметру верхней штанги или меньше его, подача жидкости в трубопровод производится только во время хода плунжера вниз, в то время как при ходе плунжера вверх вновь набирается столб жидкости. Как только плунжер начинает двигаться вверх, плунжерный клапан закрывается; нагрузка жидкости снова передается на насосные штанги. Если пластовое давление превышает давление в цилиндре, всасывающий клапан открывается в момент отхода плунжера от нижней мертвой точки U.T. (рис. 14в). Поступление жидкости из пласта в освобожденный от давления цилиндр продолжается, пока ход плунжера вверх не закончится в позиции О.Т. (рис.14г). Одновременно с поднятием столба жидкости над плунжером происходит всасывание равного количества жидкости. На практике, однако, рабочий цикл насоса обычно сложнее, чем указано на этой упрощенной схеме. Работа насоса зависит в значительной мере от размера вредного пространства, отношения «газ - жидкость» и от вязкости откачиваемой среды.

Кроме того, вибрации колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг, возникающие в результате непрерывной перемены нагрузки столба жидкости, и вибрации клапанов также влияют на цикл откачки.

Типы исполнения насосов

Выпускаются следующие типы глубинных насосов:

- трубные;

- вставные.

Изготовляются также специальные модели, предназначенные для применения в нестандартных условиях эксплуатации (например: большой дебит, высоковязкая среда, большое содержание песка).

В пределах отдельных рядов типоразмеров возможны многочисленные варианты исполнения и комбинации деталей.

Рис. 13. Схема скважинной штанговой насосной установки

Поскольку у трубных насосов цилиндр насоса является неотъемлемой частью колонны НКТ, он должен быть встроен вместе с насосно-компрессорными трубами. Плунжер и всасывающий клапан могут быть смонтированы на насосных штангах (рис. 14).

Рис. 14 Схема процесса откачки

Трубные насосы.

Всасывающий клапан устанавливается в нижней части насоса при помощи соответствующих устройств. Для разборки всасывающий клапан может быть захвачен и извлечен, в результате чего насосно-компрессорные трубы опорожняются. Всасывающие клапаны изготовляются также в не извлекаемом исполнении. В таком случае допускается их исполнение в более крупных размерах, что имеет немаловажное значение при высоких дебитах. При применении неподвижно встроенного всасывающего клапана рекомендуется предусмотреть дополнительный дренажный клапан (сбивной палец). Ввиду того что плунжер имеет точно обработанную поверхность, не рекомендуется его вводить в длинную, необработанную внутри колонну насосно-компрессорных труб. С тех пор как появились надежные съемные соединители, на практике чаще всего сначала встраивают плунжер вместе с насосом, а соединение его с насосными штангами производится позже при помощи автосцепа. Плунжер извлекается вместе с цилиндром насоса по колонне НКТ. Описанный выше принцип действия позволяет применять глубинные насосы, номинальный диаметр которых больше номинального диаметра НКТ. При одинаковом размере НКТ подача трубного насоса всегда будет больше подачи вставного глубинного насоса в результате более крупного диаметра цилиндра. Следовательно, трубные насосы применяются преимущественно для более крупных дебитов с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ и насосных штанг. Как правило, срок службы трубного насоса больше, чем срок службы вставного насоса, в результате больших размеров изнашивающихся деталей. Помимо ограниченности глубины отбора дополнительный недостаток заключается в том, что при каждой замене насоса необходимо извлекать всю колонну НКТ.

Вставные насосы

Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также демонтаж его осуществляется вместе с насосными штангами; при установке насос находится в замковой опоре (якорном башмаке) колонны насосно-компрессорных труб (рис. 16). Благодаря разнообразию типов и многочисленным вариантам материалов, используемых для изготовления элементов насоса, вставные насосы могут быть оптимально адаптированы к условиям скважины. При одинаковом размере НКТ у вставных насосов диаметр плунжера, проходное сечение и, следовательно, объем подачи меньше, чем у трубных насосов.

Различные виды исполнения вставных насосов отличаются:

а) по типу крепления (замка):

- насосы с замком в нижней части насоса;

- насосы с замком в верхней части насоса;

б) по типу рабочего цилиндра и плунжера:

- применяются тонкостенные и толстостенные цилиндры с металлическими плунжерами.

Рис. 15. Схема трубного насоса: 1 - клетка; 2 - грязесъемник; 3 - переходник; 4 - держатель седла; 5 - мембрана; 6 - муфта соединительная; 7 - плунжер; 8 - цилиндр; 9 - корпус клапана; 10 - муфта соединительная; 11 - шарик; 12 - седло; 13 - держатель седла; 14 - удлинитель; 15 - корпус клапана; 16 - шарик; 17 - седло; 18 - муфта соединительная; 19 - наконечник

Основные узлы ШГН

Цилиндр

Цилиндры глубинных насосов могут быть выполнены в различных конструкциях. Толстостенные цилиндры для всех длин хода изготовляются из холоднотянутых бесшовных труб различных материалов. Благодаря большой толщине стенок они почти не деформируются, но их внутренний диаметр меньше, чем у тонкостенных цилиндров, что отрицательно сказывается на эффективной площади плунжера. Тонкостенные цилиндры изготовляются из цельнотянутых труб или сварных труб с продольным швом. Из-за небольшой устойчивости к деформации длина цилиндров ограничена. Кроме того, этот вид исполнения - с тонкой стенкой чувствителен - в отношении высоких перепадов давления. Для повышения износостойкости рекомендуется закалка или твердое хромирование рабочих поверхностей.

Рис. 16. Схема вставного насоса: 1 - шток; 2 - плунжер; 3 - цилиндр

Рабочие цилиндры трубных насосов

Для трубных насосов применяются рабочие цилиндры следующих видов исполнения: - толстостенный прецизионно хонингованный цилиндр (ТН). Цилиндр интегрирован в колонну НКТ. Внутренняя (рабочая) поверхность цилиндра точно хонин гована, потому что для металлического плунжера желательно иметь минимальные допуски.

Рабочие цилиндры вставных насосов

Для вставных насосов применяются:

- толстостенные прецизионно хонингованные цилиндры (RH).

На торцах резьб цилиндр имеет металлическую уплотняющую поверхность. Длину хода плунжера можно увеличить при помощи навинчиваемых удлинителей;

- тонкостенные прецизионно хонингованные цилиндры (RW).

В данных цилиндрах работают плунжеры максимального диаметра, чем достигается максимальный дебит. Но малая толщина стенки ограничивает глубину посадки насоса. Цилиндр имеет внутренние цилиндрические резьбы.

Плунжер

Плунжеры глубинных насосов металлические, они выполняют уплотняющую функцию без дополнительных уплотняющих элементов - за счет выбора минимальных зазоров между плунжером и цилиндром.

Плунжеры выпускаются:

- ниппельного типа;

- муфтового типа с гладкой или желобковой поверхностью.

Скопление жидкости в кольцевых пазах желобчатых плунжеров служит для улучшения смазки плунжера. Наличие кольцевых пазов не влияет на уплотняющую функцию. При осаждении в пазах значительных количеств песка или металлических частиц, не уносимых смазывающей откачиваемой нефтью, имеет место повышенный износ или -- в аварийных случаях -- заклинивание плунжера.

Зазор между плунжером и рабочим цилиндром выбирается в зависимости от свойств откачиваемой среды.

Клапаны

Клапаны глубинных насосов выполнены в виде шариковых клапанов.

В зависимости от откачиваемой среды применяются клапаны из различных комбинаций материалов, различных классов твердости.

Корпуса клапанов

По виду исполнения различают «открытые» и «закрытые» корпуса.

«Открытый» корпус обозначает, что жидкость всасывается в открытый сбоку корпус и затем вытекает через эти же отверстия, в то время как при «закрытом» корпусе жидкость выходит из корпуса не сбоку, а сверху. Корпуса клапанов стандартного исполнения изготовляются цельнометаллическими; для абразивных условий эксплуатации имеются резиновые направляющие шарика или коррозионно-стойкие вставки.

Седла клапанов и шарики:

- седла и шарики из нержавеющей стали SS;

- седла и шарики из кобальтового сплава (стеллит) ST;

- седла и шарики из вольфрамкарбида ТС.

Установка электропогружного винтового насоса УЭВН.

Установка винтового погружного электронасоса состоит из электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья скважины, автотрансформатора и станции управления. Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.

Погружной винтовой насос (рис. 17) состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт 2 и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с винтами 4 и 7; предохранительного клапана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винтовой насос объемного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. На промыслах погружные винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м³/сут.

Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях.

Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.

Установка гидропоршневого насоса (ГПНУ).

Установка гидропоршневого насоса (рис. 18) состоит из погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для отстоя жидкости 1 и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование состоит из насосной установки, представляющей собой гидравлический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соединены штоком. Для эксплуатации скважины гидропоршневым насосом в нее спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на концах которых находится седло, плотно посаженное в посадочный конус 7.

Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к посадочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым насосом, и приводят в действие при помощи золотникового устройства, расположенного между двигателем и самим насосом. Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движение совершает поршень насоса и откачивает жидкость из скважины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому пространству поднимается на поверхность.

Смена погружного агрегата производится без подъема насосно-компрессорных труб. Поднимают агрегат из скважины под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое пространство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м³/сут. К.п.д. гидропоршневой установки достигает 0,6. К недостаткам гидропоршневых установок относится необходимость около каждой скважины устанавливать емкости для рабочей жидкости и специального силового насоса.

Рис. 17. Схема установки гидропоршневого насоса



Рис. 18. Схема установки гидропоршневого насоса

8. Поддержание пластового давления. Типы применяемого оборудования. Схема ППД на базе установок «Реда». Типы центробежных насосов на КНС

Методы поддержания пластового давления

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, достигающими 6-8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления. При падении давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.

Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей - искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты.

В настоящее время это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения, с самого начала разработки залежи применяют различные методы поддержания пластового давления, которые характеризуются определенным размещением нагнетательных скважин, соответствующие геолого-физическим особенностям залежей нефти. В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают следующие методы заводнения:

- законтурное;

- приконтурное;

- внутриконтурное.

Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с однородными коллекторами и хорошей проницаемостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-500 м от внешнего ряда добывающих скважин.

Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2-3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число рядов таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуатироваться при режиме растворенного газа.

При низкой проницаемости пород продуктивного пласта нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. Такой вариант называется приконтурным заводнением.

При разработке значительных по размерам нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые затем разрабатываются как самостоятельные залежи. При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, со временем увеличиваются, в результате чего они сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать, также как и при законтурном заводнении. Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между отдельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В результате используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольцевого, очагового, блокового, избирательного.

В качестве рабочего агента для закачки в пласт применяются три типа воды: вода альб-сеноманского горизонта (добываемая при помощи водозаборных скважин), сточная вода (получаемая при первичном отделении нефти от попутной воды) и пресная (добываемая из открытых водоемов - рек, озер). На основании проведенных анализов можно сделать выводы о совместимости той или иной воды, используемой для нужд ППД.

Хорошая совместимость у сеноманской и сточной воды, плохо совместимы пресная и сеноманская вода - в связи с наличием в пресной воде свободного кислорода, который способствует окислению содержащихся в сеномане компонентов, в результате чего образуются агрессивные среды (кислоты) и нерастворимые осадки. На поздней стадии разработки месторождений с целью улучшения выработки неоднородного пласта за счет более полного использования капиллярных и гидродинамических сил применяется циклическое воздействие на пласт, которое включает в себя периодическое изменение объемов закачки рабочего агента в пласт во времени. Применение системы ППД на месторождениях нефти и газа в начальной стадии эксплуатации позволяет рационально вести процесс разработки, достичь конечного коэффициента нефтеотдачи.

Принципиальная схема системы ППД

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования, необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД должна обеспечивать:

- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;

- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

- проведение контроля качества воды системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом:

- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Рис. 1.9 Состав системы поддержания пластового давления

В состав системы ППД входят (рис. 19):

1) источники поставки воды - поверхностные воды из открытых водоемов (водозабор), сеноманские воды (водозаборные скважины), сточные (пластовая) воды с УПСВ ДНС;

2) специальные водоочистные установки для подготовки воды;

3) система низконапорных водоводов с давлением до 3,0 МПа;

4) кустовые насосные станции по закачке агента (КНС);

5) система высоконапорных водоводов и распределительных блоков (ВРБ) с давлением до 20 МПа;

6) фонд нагнетательных скважин.

Особенности конструкций водозаборных скважин.

В настоящее время для добычи воды сеноманского горизонта применяются конструкции водозаборных скважин, представленные в таблице 4.

Таблица 4 Конструкции водозаборных скважин

№	Название колонны	Диаметр, мм	Интервал спуска по вертикали, м	Примечание
1	Направление	324	0-30	Применяются фильтры ФВС-168/6000 с установкой 2-х центраторов ЦЦ-2 168/216 на каждый фильтр
	Кондуктор	245	0-600
	Эксплуатационная колонна - хвостовик	146/168	550-1850
2	Направление	630	0-30	Применение щелевых фильтров и фильтров тонкой очистки (проволочная сетка, дарнит)
	Кондуктор	426	0-400
	Эксплуатационная колонна - хвостовик	168	380-2105

Для второго варианта направление и кондуктор цементируются до устья. Эксплуатационная колонна-хвостовик не цементируется. Для первого варианта направление и кондуктор цементируются до устья. С целью недопущения попадания цемента в интервал установки фильтров эксплуатационная колонна оборудуется пакером ПДМ-168 (кровля сеномана), который отсекает нижнюю часть колонны. Верхняя часть эксплуатационной колонны цементируется через цементировочную муфту, расположенную выше пакера, до опорного кольца.

Особенности конструкций нагнетательных скважин

Рис. 20. Принципиальная схема обвязки водозаборных скважин: 1 - устья водозаборных скважин с ОВС-324-100-16 или ОВС-168; 2 - регулятор расхода ДР-65-21-4Ф; 3 - обратный клапан Ду-100, Ру-16; 4 - задвижки ЗКЛ2-100-16; 5 - водовод Ду-100 (труба 114-10); 6 - водовод Ду-250 (труба 273-8)

В ОАО «Сургутнефтегаз» применяются в основном следующие конструкции нагнетательных скважин: направление (d = 324 мм) спускается на глубину 30-60 м, кондуктор (d = 245 мм) - на глубину 700-750 м, эксплуатационная колонна (d = 146 мм) - на глубину от 0 до 2 590 м. Направление и кондуктор цементируется до устья, эксплуатационная колонна - на 100 м выше башмака кондуктора.

Спуск кондуктора до глубины 700-750 м обусловлен тем, что в данном интервале глубин залегают люлинворские и чеганские глины, создающие динамически напряженные зоны, а также для разобщения водоносных горизонтов и перекрытия зон обваливающихся пород.

Этот момент, а также давление опрессовки эксплуатационных колонн 150-210 атм, является отличительной особенностью. В добывающих скважинах кондуктор спускается до глубины 400 м и спрессовывается на 110-125 атм.

Устьевое оборудование и обвязка водозаборных скважин

На устье водозаборных скважин с кондуктором диаметром 426 мм устанавливается колонная головка 426х100х16, где 426 мм - диаметр кондуктора, 100 мм - диметр выкидной линии, 16 кг/см² - рабочее давление.

Подземное оборудование водозаборных скважин.

Погружные установки центробежных электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК предназначены для подачи поверхностных или пластовых вод на кустовые насосные станции при содержании в жидкости механических примесей не более 0,1 г/л и температурой не выше 60 °C.

Установка состоит из погружного электродвигателя с насосом, кабеля, оборудования устья скважины, трансформатора и станции управления.

Выпускаются установки по II группе надежности ОСТ 26-06-1204-82.

Погружные установки спускаются на НКТ d = 102, 114 мм на глубину 300-400 м. Установка немецкой фирмы «Плойгер» PN-83 аналогична отечественной установке ЭЦВ 10-120-160 и отличается лишь тем, что ее резиновый силовой кабель не имеет брони.

Таблица 5 Технические характеристики

Установка	Подача, м3/сут	Напор,м	Число ступеней	Внутренний d колонны обсадных труб	Плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3	Температура, оС
У2ЭЦШ4-1000-1200	1000	200	45	359	1000	25
УЭЦП16-2000-1400	2000	360	30	396	1000	40
УЭЦПК16-2000-1400	2000	360	30	396	1200	40
ЭЦПК16-3000-1000	3000	930	16	396	1200	60
УЭЦПК16-3000-160	3000	160	3	396	1200	60
УЭЦПК16-2000-120	3000	120	5	396	1200	60
УЭЦВ 10-120-100	2800	100		250	1200	25
УЭЦВ 10-120-120	2800	120		250	1200	25
УЭЦВ 10-120-160	2800	160		250	1200	25
PN-83 (Плойгер)	2000	200		250		40

Поэтому при спуске PN-83 в водозаборные скважины для предотвращения нарушения изоляции кабеля на него надевается кусок шланга ?= 32 мм и длиной 15 см, после чего крепится к НКТ металлическими поясами крепления (клямсами).

9. Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды ремонта, техника и инструмент

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин. Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

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

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

Текущий ремонт скважин - комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважин, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Текущий ремонт скважин обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата. ТРС подразделяют на планово-предупредительный и восстановительный.

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

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

К категории ТРС относятся:

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

* перевод скважин на другой способ эксплуатации;

* оптимизация режима эксплуатации заменой типоразмера насоса и глубины спуска;

* ремонт скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН;

* ремонт фонтанных и газлифтных скважин;

* очистка, промывка забоя скважин.

По характеру и последовательности проведения операций ТРС подразделяют на комплексы подготовительных, основных и заключительных работ.

К комплексу подготовительных относятся следующие работы:

* прием скважины из эксплуатации;

* глушение скважины;

* передислокация ремонтного оборудования;

* планировка территории рабочей зоны;

* монтаж подъемной установки;

* демонтаж устьевого оборудования.

Основными работами при производстве ТРС считаются:

* спуск и подъем скважинного оборудования;

* шаблонировка эксплуатационной колонны скважины;

* очистка забоя, промывка скважины;

* работы по ловле оборвавшихся, отвернувшихся штанг;

* ревизия лифта НКТ, штанг (при необходимости - замена);

* внедрение, извлечение клапанов-отсекателей и пакеров;

* работы по ремонту оборудования устья скважины;

* проведение некоторых видов исследовательских работ.

Комплекс заключительных работ включает себя:

* сборку устьевой эксплуатационной арматуры;

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

* пуск и освоение скважины;

* демонтаж комплекса оборудования;

* очистку и планировку территории рабочей зоны;

* сдачу скважины в эксплуатацию.

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

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

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

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

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

* категория скважины;

* газовый фактор скважины;

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

* информация о ранее проведенных исследованиях;

* наличие подземного оборудования;

* цель и последовательность выполняемых работ.

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

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, с ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биологических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

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

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

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

К категории КРС относятся:

* ремонтно-изоляционные работы;

* работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;

* устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;

* переход на другие горизонты и приобщение пластов;

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

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

* исследования и перевод скважин по другому назначению.

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

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

* категория скважины;

* газовый фактор скважины;

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

* информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях.

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

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

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

* вид противовыбросового оборудования;

* категория скважины;

* газовый фактор скважины;

* информация о ранее проведенных исследованиях;

* наличие подземного оборудования;

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

Основные виды оборудования и инструмента, применяемые при текущем и капитальном ремонте скважин.

Подъемные агрегаты

В бригадах текущего ремонта скважин используются подъемные агрегаты грузоподъемностью до 50 т: Азинмаш-37А, АР-32/40, АПРС-32/40, АР-50 на шасси автомобилей КрАЗ или Урал.

В бригадах капитального ремонта скважин используются подъемные агрегаты грузоподъемностью 60 т и более: А-50М, ТR-38 на шасси автомобиля КрАЗ, А-60/80 на шасси МАЗ; подъемные агрегаты импортного производства фирмы Cooper LTO-250, Cardwell KB-210, National Oilwell NOI-150, предназначенные для спуско-подъемных операций с бурильными трубами свечами с установкой их за «палец» площадки верхового рабочего. Бригады КРС Сургутского УПНПиКРС при проведении капитальных ремонтов скважин используют установки с непрерывной трубой фирмы Hydra Rig. В УКРСиПНП эксплуатируются 4 комплекса «Непрерывная труба» фирмы National Oilwell для углубления стволов скважин на депрессии.

Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемных операциях

Для захвата и удержания на весу колонны труб и штанг, а также СПО применяются соответствующие инструменты и оборудование:

- без применения механизмов для свинчивания и развинчивания труб используются двуштропные трубные элеваторы ЭХЛ (для НКТ и бурильных труб с наружным диаметром от 60 до 114 мм) грузоподъемностью от 15 до 40 т, корпусные элеваторы КМ (для труб от 60 до 114 мм) грузоподъемностью до 125 т;