Отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц квартал год

Подземный ремонт скважин

Глава 9

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

9.1. Виды и классификация
подземных работ в скважинах

Подземным
ремонтом скважины называется комплекс
работ, связанных с предупреждением и
ликвидацией неполадок с подземным
оборудованием и стволом скважины.

При
ремонтных работах скважины не дают
продукции. В связи с этим простои скважин
учитываются коэффициентом эксплуатации
К_э, т.е. отношением времени
фактической работы скважин к их общему
календарному времени за месяц, квартал, год.
Коэффициент эксплуатации в среднем
составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт
скважин условно можно разделить на текущий
и капитальный. Текущий ремонт подразделяют
на планово-предупредительный (или
профилактический) и восстановительный
.

Планово-предупредительный ремонт
скважин — это ремонт с целью предупреждения
отклонений от заданных технологических
режимов эксплуатации скважин, вызванных
возможными неполадками в работе как
подземного оборудования, так и самих
скважин. Планово-предупредительный ремонт
планируется заблаговременно и проводится в
соответствии с графиками
ремонта.

Восстановительный ремонт
скважин — это ремонт, вызванный
непредвиденным резким ухудшением
технологического режима эксплуатации
скважин или их остановкой из-за отказа
насоса, обрыва штанговой колонны и
т.п.

Межремонтный период работы скважин —
это продолжительность фактической
эксплуатации скважины от предыдущего
ремонта до последующего. Эта
продолжительность определяется путем
деления числа скважино-дней, отработанных в
течение определенного периода (квартала,
полугодия), на число подземных ремонтов,
проведенных за тот же период в данной
скважине.

Основными путями повышения
К_э (что равнозначно добыче нефти)
являются:    сокращение сроков
подземного ремонта

скважин;
максимальное увеличение межремонтного
периода работы скважин.

Рассмотрим
более подробно виды подземных
ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС)
называется комплекс работ, направленных на
восстановление работоспособности
скважинного и устьевого оборудования, и
работ по изменению режима эксплуатации
скважины, а также по очистке скважинного
оборудования, стенок скважины и забоя от
различных отложений (парафина, гидратных
пробок, солей, продуктов коррозии). В
соответствии с Правилами ведения ремонтных
работ в скважинах, введенными в действие с
01.11.97, к текущему ремонту относятся
следующие работы [13] (табл. 9.1).

Т а б л и ц а
9.1 Разновидности текущего ремонта
скважин

Вышеприведенные
работы выполняются бригадой текущего
ремонта скважин, однако в промысловой
практике их чаще называют бригадами
подземного ремонта скважин, что не совсем
правильно, так как подземный ремонт
скважины включает в себя как текущий, так и
капитальный ремонт, т.е. это понятие шире.
Бригадами текущего ремонта скважин могут
выполняться работы по устранению некоторых
аварий (например, извлечение НКТ), не
занимающих много времени.

Капитальным
ремонтом скважин (КРС) называется комплекс
работ, связанных с восстановлением
работоспособности обсадных колонн,
цементного кольца, призабойной зоны,
ликвидацией сложных аварий, спуском и
подъемом оборудования при раздельной
эксплуатации и закачке.

К капитальным
ремонтам скважин относятся работы,
представленные в табл. 9.2. Данные работы
выполняются бригадами капитального
ремонта скважин.

В соответствии с [13],
наряду с понятиями текущий и капитальный
ремонт скважины, введено понятие
скважино-

Т а б л и ц а 9.2 Разновидности
текущего ремонта
скважин

Ремонтно-изоляционные
работы

КР1

КР1-1

КР1-2

КР1-3

КР1-4

КР2

КР2-1

КР2-2

КР2-3

КР3

КР3-1

КР3-2

КР3-3

КР3-4

КР3-5

КР4

КР4-1

КР4-2

КР5

КР6

КР6-1

КР6-2

КР6-3

КР6-4

КР7

КР7-1

КР7-2

КР7-3

КР7-4

КР7-5

КР7-6

КР7-7

КР7-8

КР7-9

КР7-10

КР7-11

КР8

КР8-1

КР8-2

Отключение отдельных обводненных
интервалов пласта Отключение отдельных
пластов Исправление негерметичности
цементного кольца Наращивание цементного
кольца за эксплуатационной, промежуточной
колоннами, кондуктором

Устранение
негерметичности эксплуатационной
колонны

Устранение негерметичности
тампонированием Устранение
негерметичности установкой пластыря
Устранение негерметичности спуском
дополнительной обсадной колонны меньшего
диаметра

Устранение аварий,
допущенных в процессе эксплуатации или
ремонта

Извлечение оборудования из
скважин после аварий, допущенных в процессе
эксплуатации

Ликвидация аварий с
эксплуатационной колонной Очистка забоя и
ствола скважины от металлических предметов
Прочие работы по ликвидации аварий,
допущенных при эксплуатации
скважин

Ликвидация аварий, допущенных в
процессе ремонта скважин

Переход на
другие горизонты и разобщение
пластов

Переход на другие горизонты
Разобщение пластов

Внедрение и ремонт
установок ОРЭ, ОРЗ,
пакеров-отсекателей

Комплекс
подземных работ, связанных с
бурением

Зарезка новых стволов
скважин Бурение цементного
стакана

Фрезерование башмака колонны с
углублением ствола в горной
породе

Бурение и оборудование шурфов и
артезианских скважин

Обработка
призабойной зоны

Проведение
кислотной обработки Проведение ГРП
Проведение ГПП

Виброобработка
призабойной зоны

Термообработка
призабойной зоны

Промывка призабойной
зоны растворителями

Промывка
призабойной зоны растворами
ПАВ

Обработка термогазохимическими
методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

Прочие виды
обработки призабойной
зоны

Выравнивание профиля приемистости
нагнетательных скважин Дополнительная
перфорация и торпедирование ранее
простреленных
интервалов

Исследование
скважин

Исследование характера
насыщенности и выработки продуктивных
пластов, уточнение геологического разреза
в скважинах Оценка технического состояния
скважины (обследование скважины)

Т а б л и
ц а 9.3 Разновидности
скважино-операций

операция по повышению
нефтеотдачи пластов, также отнесенная к
ремонтным работам в скважинах.
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
биохимических процессов, направленных на
повышение коэффициента конечного
нефтевытеснения на данном участке залежи
(табл. 9.3).

Данными работами занимаются,
как правило, бригады капитального ремонта
скважины или другие специализированные
бригады, входящие в состав Управления
повышения нефтеотдачи пластов и
капитального ремонта скважин (УПНП и
КРС).

9.2. Агрегаты,
оборудование и инструмент

Подземный
ремонт скважин связан с подъемом из
скважины и спуском оборудования,
инструмента, различных приборов, а также с
закачкой в скважину технологических
жидкостей.

Для этого применяются
следующие способы ремонта: с помощью
скважинного трубопровода, собираемого из
отдельных труб;

с помощью скважинного
трубопровода из гибких труб, наматываемых
на барабан;

с использованием канатной
техники или на кабеле.

Для доставки
технологических жидкостей используются
скважинные трубопроводы, межтрубное (если
скважинных трубопроводов несколько) и
затрубное пространство. Как правило, при
применении нескольких скважинных
трубопроводов, их размещают концентрично
по типу “труба в трубе”. Параллельное
подвешивание требует больших диаметров
обсадных колонн и специального
оборудования, например пакеров с двумя
параллельно расположенными стволами.
Поэтому такое подвешивание не нашло
широкого применения в нашей
стране.

Подземный ремонт может
проводиться при открытом и закрытом или
герметизированном устье.

В первом
случае скважину необходимо останавливать
путем ее глушения и замещения
внутрискважинной жидкости на безопасную
жидкость с целью снижения ее агрессивного
воздействия на бригаду подземного ремонта
и окружающую среду. Глушение скважины, как
правило, существенно ухудшает состояние
призабойной зоны скважины и может привести
к снижению ее дебита.

Во втором случае
ремонт производится без глушения скважины,
что не приводит к снижению ее дебита после
ремонта, улучшает условия работы бригады
подземного ремонта и снижает вероятность
загрязнения окружающей среды. Но при этом
требуется сложное дорогостоящее
оборудование, включающее устьевые
превенторы и уплотнение устья, способное
обеспечивать герметичный пропуск труб с
муфтами. Кроме того, в отличие от ремонта
при открытом устье, где спуск оборудования
происходит под его собственным весом, в
этом случае необходимо использование
специальных устройств на устье,
обеспечивающих создание осевой нагрузки на
трубы для проталкивания колонны в скважину
при больших давлениях на нем.

Рис.
9.1. Схема установки с гибкими трубами для
подземного ремонта скважин:

1 —
циркуляционный переводник; 2 — гибкие
НКТ; 3 — колонная головка; 4 -дроссель;
5 — отводная линия; 6 — циркуляционный
тройник с дросселем противодавления и
задвижкой; 7 — четырехплашечный
превентор; 8 — сальниковая коробка; 9 —
индикатор веса; 10 — инжекторная головка
для подачи и извлечения колонны гибких
труб; 11 — выпрямляющее устройство; 12 —
подъемный кран инжектора; 13 — барабан с
гибким НКТ; 14 — кабина
управления;

15 — энергетический
блок

В последнее время ремонт при
герметизированном устье получил широкое
распространение при использовании
установок с гибкими трубами (рис. 9.1). Это
объясняется: существенным упрощением
устьевого оборудования вследствие
отсутствия муфт на трубах и выполнения
труб, наматываемых на барабан; возможностью
быстрого проведения спускоподъемных
операций и широкого применения средств
автоматизации и контроля. Подобные
технологии все больше используются в нашей
стране для борьбы с парафиновыми,
гидратными пробками. Известно их
применение для спуска исследовательских
приборов, установки газлифтных клапанов,
т.е. в случаях, где не-

Рис.
9.2. Размещение оборудования при подземном
ремонте скважины:

1 — тракторный
подъемник; 2 — канат, 3 — упор для
трактора; 4 — мостки; 5 -оттяжной
ролик; 6 — труба; 7 — элеватор; 8 —
штропы; 9 — крюк; 10 — талевый блок; 11
— вышка; 12 — кронблок

обходим
быстрый спуск приборов при
герметизированном устье. С использованием
азотных технологий, т.е. мобильных азотных
установок для генерации азота и его
применения для различных технологических
процессов освоения и ремонта скважин,
получили широкое распространение
установки с трубами. Азот позволяет
обеспечить безопасное ведение
работ.

Наибольшее распространение
получил подземный ремонт при открытом
устье с собиранием колонны НКТ и штанг из
отдельных труб и штанг
соответственно.

Спуск и подъем
различного подземного оборудования и
инструмента при подземном ремонте
осуществляют с помощью подъемной лебедки
или подъемной установки, называемой
агрегатом для подземного ремонта
скважин.

Подъемная лебедка
предназначена для работы в сочетании со
стационарными вышками, установленными над
устьем скважины (рис. 9.2). На верху вышки
монтируется кронблок 12, оснащенный талевым
канатом с талевым блоком 10. На талевом
блоке 10 подвешивается крюк 9, на котором
с помощью штро-пов 8 и элеватора 3
крепится колонна насосно-компрессорных
труб 6 или штанг. Стальной талевый канат
2 от лебедки трактора-подъемника 1
пропускается через оттяжной ролик 5,
расположенный в низу вышки 11, через ролики
кронблока 12 и талевого блока 10 и обратно
в том же порядке. Неподвижный конец каната
прикрепляется у основания вышки, а
подвижный -к барабану лебедки. Оттяжной
ролик 5 предупреждает опрокидывание
вышки при подъеме или спуске колонны
труб.

Оборудование для подземного
ремонта предусматривает наличие на
скважине постоянной эксплуатационной
вышки, что не совсем удобно. Поэтому в
настоящее время большее распространение
получили подъемные агрегаты, на которых
смонтированы мачта и все необходимое
оборудование для проведения
спускоподъемных работ. Подобные работы
могут осуществляться как с укладкой труб на
мостки, так и с их установкой в вертикальное
положение. Последнее обычно
предусматривает применение верхового
рабочего и более предпочтительнее, так как
при этом не происходит износ ниппельных
концов труб, что позволяет применять трубы
типа НКМ и других, аналогичных этому, у
которых уплотнение соединений выполнено за
счет специальных проточек на концах или за
счет применения различных уплотнительных
колец, например, из тефлона. Общий вид
агрегата с вертикальной установкой труб
представлен на рис. 9.3.

Если подъемная
установка большой грузоподъемности
снабжена дополнительным оборудованием,
позволяющим существенно повысить ее
функциональные возможности, например,
проводить буровые работы, т.е. если в ее
состав входят насосный блок, блок очистки и
подготовки бурового раствора, передвижные
мостки с рабочей площадкой, то такая
установка является комплексом подъемного
оборудования.

Различия между агрегатами
для текущего и капитального ремонта
скважин условные, в одних случаях агрегат
может использоваться для текущего ремонта,
а в других — для капитального. Считают, что
агрегат для капитального ремонта должен
позволять проводить буровые работы и иметь
большую грузоподъемность.

На промыслах
России можно встретить агрегаты как
отечественного, так и зарубежного
производства. Рассмотрим более подробно
технику азербайджанского производства,
которая сейчас практически не выпускается,
но еще вырабатывает свой ресурс и
встречается на промыслах.

Рис.
9.3. Общий вид агрегата в транспортном и
рабочем положениях

Подъемник —
механическая лебедка, установленная на
тракторе, автомобиле или отдельной раме.
Приводом лебедки является тяговый
двигатель трактора, автомобиля или от
самостоятельного двигателя внутреннего
сгорания или электродвигателя. Агрегат,
кроме оборудования подъемника, оснащен
вышкой и механизмом для ее подъема или
опускания. Подъемник АзИНМАШ-43П создан на
базе гусеничного болотоходного трактора
Т-100МЗБКС или обычного трактора Т-100МЗ.
Тяговое усилие на канате, равное 75 кН,
обеспечивает при оснастке 2×3 подъем или
спуск НКТ48х4,0 и НКТ114х7,0 соответственно до
6400, и 1500 м. При оснастке 3×4 и 4×5 подъем НКТ114х7,0
составляет соответственно 2200 и 2800
м.

Основными узлами подъемника являются
трансмиссия, лебедка, пневматическая
система и система управления. Трансмиссия
состоит из четырехскоростной реверсивной
коробки передач, приемный вал которой
соединен с валом вывода мощности трактора.
Лебедка — однобарабанная с бочкой диаметром
420 мм. Пневмосистема обеспечивает
управление фрикционной муфтой включения
барабана, усиление тормоза, переключение
скоростей в коробке передач и управление
сцеплением двигателя и, кроме того,
питается от компрессора с приводом от шкива
вентилятора двигателя. Механизмом
управляют из кабины трактора.

Лебедка
подъемная ЛПТ-8 для ремонта скважин
глубиной для 2500 м создана на базе трактора
Т-130. IT с тяговым усилием 84 кН.

Лебедка
подъемная ЛПР-10Э используется для спуска и
подъема НКТ и бурильных труб, а также для
привода ротора в процессе ремонта скважин
со стационарных вышек на морских промыслах.
Привод лебедки — от двух электродвигателей
(общей мощностью 150 кВт) через редуктор с
помощью шиннопневматических муфт ШПМ-300х100,
карданную передачу, четырехскоростную
коробку передач, коническую и
цилиндрическую зубчатые
передачи.

Лебедка ЛП-11Э используется для
ремонта и освоения скважин глубиной до 3500 м.
Мощность привода 320 кВт, грузоподъемность
на крюке 104 т (на первой скорости и при
оснастке 5×6).

Агрегат АзИНМАШ-37А
смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-255Б и
предназначен для ремонта скважин глубиной
до 2900 м (номинальная грузоподъемность 32 т).
Привод навесного оборудования агрегата
лебедки проводится от тягового двигателя
автомобиля через коробку передач,
включенную напрямую, и раздаточную коробку.
Вышка сварная, решетчатой конструкции,
телескопическая, двухсекционная. Высота ее
от земли до оси кронблока 18 м, что позволяет
поднимать трубу длиной до 1 2,5 м.

Агрегат
АзИНМАШ-43А на базе гусеничного
болотоходного трактора Т-100МЗБКС
предназначен для текущего ремонта скважин
глубиной до 2900 м. Номинальная
грузоподъемность 28 т.

Установка
подъемная У ПТ-32 на базе подъемника
ЛПТ-8

Рис. 9.4. Агрегат А-50У:

1 —
передняя опора; 2 -промежуточная опора;
3 -компрессор; 4 — трансмиссия;
   5    —
промежуточный

шм

вал; 6    —
гидроцилиндр

подъема вышки; 7 —
ограничитель подъема крюкоблока; 8 — талевая
система; 9 -лебедка; 10 — вышка; 11 -пульт
управления;    12
   —

опорные домкраты;
   13
—

ротор

грузоподъемностью 32 т имеет
вышку, аналогичную используемой в
АзИНМАШе-37.

Агрегат “Бакинец-3М” с
тяговым усилием 78 кН смонтирован на
тракторе Т-100МЗ, состоит из подъемной
лебедки, телескопической вышки, кронблока,
талевого блока с трехрогим крюком,
механизма подъема вышки и коробки
передач.

Для капитального ремонта
используется самоходная установка УПТ1-50
грузоподъемностью 50 т на базе трактора
Т-130.1Г-1. Для этих же целей применяется
агрегат А-50У на базе автомобиля КрАЗ. Он
предназначен для ремонта скважин глубиной
до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также
для разбуривания цементной пробки в
колоннах диаметром 140— 168 мм, промывки и
тартальных работ. Входящий в состав
агрегата промывочный насос 9МГр
смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2.
Давление насоса 16 МПа при подаче 6,1 л/с. При
давлении 6 МПа подача составляет около

10
л/с. Данный агрегат выпускается в России и
нашел широкое распространение на
промыслах, поэтому рассмотрим его
подробнее.

Общий вид агрегата и его
основные узлы представлены на рис.
9.4.

Управление всеми механизмами
агрегата как при установке вышки в рабочее
положение, так и при спускоподъемных
операциях осуществляется с открытого
пульта, расположенного на раме агрегата у
задней опоры вышки, слева по ходу
автомобиля. Привод навесного оборудования
агрегата и насосного блока осуществляется
от тягового двигателя через коробку
скоростей, включенную напрямую, и
раздаточную коробку. Скорость подъема
крюка агрегата А-50У и грузоподъемность на
крюке в зависимости от включенной скорости
лебедки представлены в табл. 9.4.

В
настоящее время на промыслах появились
новые агрегаты для подземного ремонта.

Т
а б л и ц а 9.4

Лебедка

Наибольшее тяговое
усилие на набегающем конце
талевого

Тяговый
двигатель

Тип…………………………………………………………….
Четырехтактный

цилиндровый дизель с
V-образным расположением
цилиндров

Марка……………………………………………………………………………………………………………………..ЯМЭ-238

Так,
Кунгурским машиностроительным заводом
освоен выпуск агрегатов (табл. 9.5), которые
позволили заменить агрегаты
азербайджанского производства. В качестве
базы применяется колесная техника.
Конструктивная особенность состоит

в том, что кабина
оператора расположена между лебедкой и
мачтой. Имеются гидравлические аутригеры
для выверки агрегата, а также
вспомогательные лебедки и
гидрораспределители. По дополнительному
заказу они могут комплектоваться рабочей
площадкой, ротором, гидроприводным ключом,
спайде-ром, насосным блоком, приемными
мостками.

Агрегат АР32/40 может
рассматриваться как агрегат для
капитального ремонта скважин, так как может
проводить буровые работы.

Кунгурским
машиностроительным заводом также освоен
выпуск агрегатов А60/80 большей мощности,
грузоподъемностью до 80 т. Характерной
особенностью данного агрегата является
возможность проводить спускоподъемные
операции с установкой свечей вертикально.
Агрегат предназначен для освоения и
ремонта нефтяных и газовых скважин, а также
для ведения буровых работ.

В базовый
комплект агрегата входит гидроротор.
Дополнительно агрегат может
комплектоваться следующими механизмами и
инструментами: карданная трансмиссия
привода бурового ротора; буровой ротор Р-250
с механическим приводом; буровой ротор Р-410
с механическим приводом; буровой ротор Р-250
с гидроприводом; буровой ротор Р-410 с
гидроприводом; основание бурового ротора;
приустьевая рабочая площадка (при
установке бурового ротора на колонный
фланец); подсвечник; балкон (для
вертикальной установки свечей); мани-фольд
диаметром 50 мм (стояк с буровым рукавом
диаметром 50 мм и переходником к фланцу
вертлюга); манифольд диаметром 76 мм (стояк с
буровым рукавом диаметром 76 мм и
пере-

ходником к фланцу вертлюга); труба
ведущая 80×80 длиной 8,5 м (в комплекте с
верхним и нижним переводником); труба
ведущая 112×112 длиной 11 м (в комплекте с
верхним и нижним переводником); вертлюг
ВБ-60; вертлюг ВБ-100; вертлюг ВБ-100 с кабельным
лубрикатором (в комплекте с рукавом
высокого давления и ручным насосом);
устройство крепления и перепуска талевого
каната; крюк; сборное основание под задние
аутригеры; укрытие оператора.

Заводом
“Красный пролетарий” г. Стерлитамак
(Башкортостан) освоен выпуск агрегата А2-32
для подземного ремонта грузоподъемностью 32
т на базе автомобиля “Урал-4320-191230”. В
отличие от предыдущих агрегатов, здесь
лебедка находится между кабиной оператора
и мачтой.

Комплекс оборудования К0Р01-80
грузоподъемностью 80 т обеспечивает
капитальный ремонт скважин глубиной до 5000
м. Он состоит из трех блоков: блока
самоходной подъемной установки УПА-80 на
четырехосном автомобиле-тягаче высокой
проходимости МАЗ-537; насосного блока БНП-15ГР
на двухосном прицепе МАЗ-8926; блока
передвижных приемных мостков МПП-80 на
пневмоколесном ходу с рабочей площадкой и
инструментальной тележкой. В состав
установки также входит ротор Р-360,
промывочный вертлюг ВП-80×200, набор ключей
типов ГГП и АПР-ГП и комплект инструментов
для спускоподъемных работ. Также
применяются агрегаты румынского
производства Р-80 и Р-80У, аналогичные данному
комплексу оборудования.

Роторная
установка УРК-50 состоит из
электродвигателей, коробки передач и
ротора. Электродвигатель ВАО-81-6 —
асинхронный, мощностью 30 кВт и частотой
вращения 980 мин^-1. Коробка передач —
трехскоростная. Ротор Р-360 с проходным
отверстием 360 мм рассчитан на нагрузку
стола 1200 кН. Вкладыши ротора выполнены под
квадраты труб 89 и 114 мм.

Для уменьшения
натяжения каната при намотке на барабан
подъемника или агрегата используют талевую
систему, состоящую из системы неподвижных
роликов-кронблока и подвижных роликов —
талевого блока, крюка и талевого
каната.

Кронблок (рис. 9.5)
устанавливается на верху вышки или мачты,
их талевый блок подвешивается на талевом
канате, а крюк — к нижней серьге талевого
блока. Кронблок типа КБ имеет
грузоподъемность от 12,5 до 125 т. Талевый блок
— подвижная часть талевой системы —
представляет собой канатный шкив,
насаженный на роликоподшипниках на ось,
неподвижно установленную в двух щеках. К
нижней части щек подвешена серьга для
соединения с крюком. Талевый блок ти-

Рис.
9.5. Кронблок:

а — исполнение I; • —
исполнение II; 1 — ограждение; 2 — шкив;
3 — опора; 4 — ось шкивов; 5 — кожух;
6 — подкронблочная рама

па БТ также
имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т (рис.
9.6).

Крюк подъемный (рис. 9.7) — подвижная
часть талевой системы — предназначен для
подвешивания стропов, элеваторов,
вертлюгов и других приспособлений. Крюк
типа КР в исполнении I (однорогий) имеет
грузоподъемность 12,5 и 20 т, в исполнении II
(трехрогий) — от 32 до 125 т. Крюк состоит из
рога, подвески и серьги. Подвеска имеет
упорный подшипник и пружину, что
обеспечивает вращение рога как под
нагрузкой, так и без нее. С помощью серьги
крюк подвешивается к талевой системе.

Противовыбросовое
оборудование предназначено для
герметизации устья скважин при капитальном
ремонте скважин как при наличии, так и
отсутствии колонны труб. В состав
противовыбросового оборудования ОП2-156×320
входят превентор плашечный ППГ-156х320,
манифольд МПБ2-80х350 и гидравлическое
управление ГУП 100Бр-1. Превентор может быть и
с ручным управлением ППБ 156×320. Основная
деталь герметизации — плашки разъемные со
сменными вкладышами и р ези-новыми
уплотнениями. Трубные плашки закрывают
превентор при наличии в скважине колонны
НКТ диаметром 60-114 мм; глухие перекрывают
устье скважины при их отсутствии. Вместо
указанного оборудования применяют
оборудование ОП1а-180×35, где 1а — схема по ГОСТ
13862-80, 180 — приход в мм, 35 — рабочее давление в
МПа. Допустимая нагрузка на плашки 1000
кН.

Винтовые забойные двигатели Д-85 и Д1-54
(табл. 9.6) используют для разбуривания
цементных мостов, песчаных пробок, а также
для забуривания вторых стволов через окна в
колонне обсадных труб. По принципу действия
эти двигатели представляют собой
планетарно-роторную гидромашину
объем-

Рис.
9.7. Подъемные крюки:

а — однорогий
крюк (исполнение I); • — трехрогий крюк
(исполнение II); 1 -серьга; 2 — корпус
крюка; 3 — пружина; 4 — ствол крюка;
5 — рог крюка; 6 -седло; 7 —
дополнительный рог со скобой

Т а б л и ц а
9.6 Техническая характеристика винтовых
забойных двигателей

ного типа с внутренним косозубым
зацеплением рабочих органов (рис.
9.8).

Вертлюг является соединительным
звеном между талевой системой и
внутрискважинным инструментом. Он
подвешивается на подъемный крюк и
обеспечивает вращение инструмента и подачу
промывочной жидкости через шланговое
соединение в колонну труб к забою скважины.
При подземном ремонте используют
промывочные (ВП) (рис. 9.9) и эксплуатационные
вертлюги (ВЭ) (рис. 9.10). Вертлюг ВЭ-50 и ВЭ-80
(табл. 9.7) состоит из неподвижной и
вращающейся частей. В неподвижную часть
входит корпус, крышка, серьга и отвод трубы.
Вращающаяся часть — ствол, установленный на
трех подшипниках

Рис. 9.9. Вертлюг
промывочный:

1 — колпак; 2 — ствол;
3 -войлочное уплотнение; 4 — опора
ствола; 5 -манжета; 6 — корпус с
отводом; 7 — быстросборное
соединение

для
восприятия осевой и радиальной нагрузок,
возникающих при работе. Соединение
промывочного шланга с вертлюгом
-быстросборное.

Рис.
9.8. Двигатель винтовой забойный Д-85:

а
— продольное сечение; • — поперечное
сечение; 1 — сепаратор; 2 — ротор;
D_e, D_ep — диаметр соответствующего
статора и ротора

Промывочный
вертлюг не позволяет осуществлять вращение
труб, он предназначен лишь для подачи
промывочной жидкости в колонну труб.

При
спускоподъемных операциях применяют
специальные инструменты: ключи, элеваторы,
штропы, спайдеры и другие
приспособления.

Рис. 9.10. Вертлюг
эксплуатационный ВЭ-50:

1 — серьга;
2 — отвод; 3 — грязное манжетное
уплотнение; 4, 8 — верхняя и нижняя опоры;
5 — быстросборное соединение; 6 —
основная опора; 7 — корпус; 9 —
ствол

Элеваторы предназначены для
захвата и удержания колонны штанг и труб на
весу в процессе спускоподъемных операций.
По назначению элеваторы бывают трубные и
штанговые.

По типу захвата и удержания
трубные элеваторы могут быть: а) с захватом
под муфту; б) с захватом под высадку трубы; в)
с захватом за тело
(элеватор-спайдер).

Элеваторы первого
типа наиболее распространены и
предназначены для работы с муфтовыми
трубами. Элеваторы второго типа необходимы
для работы с трубами с высадкой наружу, а
третьего типа — для работы с безмуфтовыми
трубами.

По типу захвата и удержания
штанговые элеваторы могут быть с захватом
под высадку или квадрат
штанги.

Элеваторы первого типа наиболее
распространены и предназначены для работы
по двухэлеваторной технологии. Элеватор с
захватом под квадрат штанги позволяет
работать по одноэлеваторной технологии,
однако при работе с этим элеватором
необходимо его соединение с талевым блоком
с возможностью его вращения, так как при
свинчивании-развинчивании

Т а б л и ц а 9.7
Техническая характеристика вертлюга

элеватор вращается вместе со
штангами. Применение подобных элеваторов
наиболее целесообразно при установке
развинченных штанг в вертикальном
положении, так как на мачте они
устанавливаются путем подвески за
высадку.

По конструкции трубные
элеваторы могут быть одно- и двухштропные.
Первые получили наибольшее
распространение в подземном
ремонте.

Элеватор относится к наиболее
ответственным инструментам
спускоподъемных операций, его отказ
приводит к созданию серьезных аварий и
угрожает жизни оператора подземного
ремонта.

Наиболее ответственным
элементом элеватора является его механизм
запирания.

К элеваторам предъявляются
следующие требования: обеспечение надежной
работы в условиях сильного загрязнения
поверхности трубы нефтью, парафинами и
солями, а также при низких
температурах;

стойкость к динамическим
нагрузкам от рывков и ударов, возникающих
при эксплуатации, например при ловильных
работах; легкость и удобство в работе,
отсутствие выступающих частей во избежание
задевания при подъеме за элементы талевой
системы, одежду оператора и т.д.

Кроме
того, механизм запирания
должен:

обеспечивать надежную работу
рукой в рукавице, причем желательно, одной
рукой, так как при этом увеличивается
устойчивость оператора;

выдерживать
большое количество циклов
открытия-закрытия, быть простым и надежным
в работе;

обеспечивать однозначность
положения закрыто-открыто, иметь несколько
степеней защиты от несанкционированного
раскрытия.

Положение механизма
запирания должно контролироваться как
визуально, так и на слух по щелчку.

На
промыслах в подземном ремонте наибольшее
распространение получили одноштропные
элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА
(рис. 9.11), входящие в комплект инструмента
для работы с насосно-компрессорными
трубами: элеватор типа ЭТА — ручной ключ
типа КТГУ — механический ключ типа АПР или
КМУ.

Выпускаются элеваторы ЭТА-32, ЭТА-50 и
ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32, 50
и 60 т. Они позволяют работать с НКТ
диаметром 48, 60, 73 и 89 мм как с гладкими, так и
с высадкой. Переход с одного диаметра на
другой осуществляется путем смены
захватов.

Рис.
9.11. Элеватор типа ЭТА:

1 — серьга; 2
— палец; 3 — шплинты; 4 — корпус; 5 —
рукоятка; 6 — направляющая втулка; 7 —
штырь; 8 — челюсть; 9 — направляющие;
10 — болт

Ишимбайским
машиностроительным заводом освоен выпуск
элеватора с новой системой запирания
пальцевого типа ЭТА-П. Выпускаются
элеваторы ЭТА-32П, ЭТА-50П,
ЭТА-60П.

Преимущества и особенности
элеваторов типа ЭТА-П: рукоятка выполнена
неподвижной относительно корпуса,
благодаря чему практически исключен износ
указанных деталей по месту их сопряжения,
являющийся одной из основных причин
отказов и списаний элеваторов типа
ЭТА;

из операции закрытия-открытия
исключен поворот рукоятки, а все управление
замком осуществляется только движением
рычага рукоятки, что упрощает
работу;

замок обеспечивает прочную
фиксацию его захватного узла относительно
корпуса практически при любых износах в
паре шток — корпус;

орган управления
замком — рычаг — защищен от касания к
элементам грузоподъемного сооружения, что
снижает риск несанкционированного
открытия элеватора;

замок позволяет
вести визуальный и слуховой контроль за его
закрытием;

замок позволяет открытие
лишь после его полной разгрузки, т.е. когда
труба будет уложена на приемные
мостки;

не требуется переворот
элеватора.

Система запирания элеваторов
типа ЭТА-П может быть блокирована в
закрытом положении, что повышает их
безопасность при возможных рывках и
сотрясениях подвешенной колонны
труб.

Наличие блокировки системы
запирания элеваторов позволяет
подвешивать к ним штанговый элеватор и
монтажные тросы, для чего элеваторы типа
ЭТА-П могут комплектоваться вкладными
серьгами, устанавливаемыми в их захватном
узле.

Элеваторы типа ЭТА-П (табл. 9.8)
обладают полной симметрией относительно
продольной плоскости, что делает их
одинаково удобными для работы любой
рукой.

Элеваторы ЭТАР-12,5 предназначены
для работы с НКТ малого диаметра или полыми
штангами диаметром 26, 33, 42, 48 мм и имеют
грузоподъемность 12,5 т, элеваторы ЭТАР-20 -для
работы с трубами диаметром 48, 60, 73 мм и имеют
грузоподъемность 20 т, элеваторы типа ЭГ —
для работы с трубами диаметром от 33 до 114 мм,
причем гладких и с высадкой и имеют
грузоподъемность 16, 50 и 80 т.

Элеваторы
типов ЭТАР и ЭГ относятся к одноштропным с
захватом под муфту, а элеваторы типа ЭТАД
(рис. 9.12) — к двухштропным с захватом под
муфту и имеют грузоподъем-

Т а б л и ц а 9.8
Техническая характеристика элеваторов
типа ЭТА-П

Рис.
9.12. Элеватор типа ЭТАД:

1 —
предохранитель; 2 — корпус; 3 — упор;
4 — захват; 5 — рукоятка

ность 50 и 80
т, работают с трубами диаметром 48, 60, 73, 88, 102,
114 мм.

Элеваторы типа ЭХЛ также относятся
к двухштропным с захватом под муфту, имеют
грузоподъемность 15, 25, 35, 40 т и работают с
трубами 60, 73, 89 и 114 мм.

Для работы с
насосными штангами наибольшее
распространение получили штанговые
элеваторы ЭШН-5 и ЭШН-10 грузоподъемностью 5 и
10 т с захватом под высадку штанги (рис.
9.13).

Штропы эксплуатационные (рис. 9.14)
используются для подвешивания элеваторов к
крюкам талевых систем. По конструкции штроп
— замкнутая стальная петля овальной формы,
вытянутая по одной оси. Грузоподъемность
комплектной пары штропов от 10 до 80 т.

Для
проведения спускоподъемных операций с
одним элеватором необходимо устройство на
устье скважины, способное

Рис.
9.13. Штанговый элеватор типа ЭШН:

1 —
шайба; 2, 5 — винт; 3 — щека; 4 —
шплинт; 6 — вкладка; 7 — втулка; 8
—

штроп

удерживать колонну труб за
тело. При этом торец муфты остается
свободным для последующего захвата колонны
элеватором. Спайдер может быть выполнен
отдельно или входить в состав
механического ключа для
свинчивания-развинчивания
труб.

Наиболее широкое применение
получил спайдер АСГ-80 грузоподъемностью 80 т
для работы с трубами диаметром 48, 60, 73, 89
мм.

Спайдер (рис. 9.15) состоит из кованого
корпуса, клиновой подвески, имеющей шайбу с
вертикальной направляющей и три клина,
подвешенные на петлях. Корпус соединен с
пьедесталом, внутри которого находятся
центратор и сдвоенная

Рис.
9.14. Штроп эксплуатационный:    Рис.
9.15. Спайдер АГС-80

1 — штроп; 2 —
ручка; L — длина; B -ширина; d —
диаметр поперечного сечения

пружина,
размещенная в стакане. Клинья для труб
диаметром 89 мм монолитные. Универсальность
спайдера обеспечивается сменными
клиновыми подвесками и втулками
центратора.

Узлы и детали спайдера
унифицированы с блоком клиновой подвески
механического ключа АПР-2ВБ.

Для
свинчивания-развинчивания резьбовых
соединений труб и штанг применяются ключи.
Ключи могут быть трубными и штанговыми (по
назначению) и, кроме того, ручными и
механическими. В свою очередь, ручные ключи
делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные
ключи более удобны в работе, имеют
небольшой вес и меньше повреждают
поверхность трубы.

К трубным и штанговым
ключам предъявляются следующие
требования:

ключи должны обеспечивать
передачу крутящего момента в условиях
загрязнения поверхности труб и штанг
нефтью, солями, парафином и др., а также при
возможных отклонениях геометрических
размеров трубы по диаметру и
овальности;

ключи не должны вызывать
сильный износ труб или штанги, а также их
повреждений;

ключи должны иметь
возможность контроля и регистрации
крутящего момента, прикладываемого к
соединению. Свинчивание колонны штанг и
труб с заданным моментом является
важнейшим условием надежной и длительной
работы колонны;

ключи должны быть
легкими и удобными в работе.

Цепные
ключи получили наибольшее распространение
для единичных, немассовых операций
свинчивания-развинчивания с трубами разных
диаметров. Выпускаются ключи типов КЦН
(нормальный) и КЦО (облегченный) (рис.
9.16).

Ключи просты по конструкции и
обеспечивают работу с трубами разного
диаметра. Однако они имеют большой вес, и
процесс захвата и освобождения занимает
много времени.

Наибольшее
распространение на промыслах получили
шарнирные трубные ключи типа КТГУ. Они
предназначены для совместной работы с
механическими ключами типов АПР и КМУ.
Ключи выпускаются для труб диаметром 48, 60, 73,
89 мм.

Ключи типа КТГУ состоят из челюсти,
шарнирно соединенной со створкой и
рукояткой при помощи пальцев,
застопоренных пружинными шайбами (рис. 9.17).
В створки вставлена пружина, надетая на
направляющую, которая обеспечивает
автоматический зажим трубы между челюстью
и створкой.

Поворот створки
ограничивается уступом, выполненным на
челюстях. На створках и челюстях ключей в
канавках типа “ласточкин хвост”
установлены два сухаря, которые от
выпадания крепятся пружинными
фиксаторами.

Рис.
9.17. Ключ трубный:

1 — рукоятка; 2 —
челюсти; 3 — сухарь; створка; B —
толщина; H — высота; D метр захвата
трубы; L — длина

4 — диа-

Ключ
берется за рукоятку и с небольшим усилием
заводится на трубу. При повороте рукоятки
ее головка упирается в хвостовик створки,
при этом захватная часть створки с сухарем
прижимается к трубе и совместно с сухарем,
находящимся в челюсти, обеспечивает
надежный захват трубы. При вращении
рукоятки труба вращается вместе с ключом,
свинчивается или развинчивается. При
отводе рукоятки в обратном направлении
створка освобождается, и ключ можно снять с
трубы.

Находят применение шарнирные
ключи для труб типов КОТ, КТД и КТНД.

При
ручной работе со штангами используют
штанговый ключ типа КШ (рис. 9.18), который
передает крутящий момент через квадрат
штанги и круговой ключ типа КШК. Последний
позволяет работать с гладким телом штанги.
При заклинивании плунжера в цилиндре
скважинного насоса, а также при посадке
плунжера в цилиндр возникает необходимость
вращения колонны штанг. Так как при
вращении колонна штанг стремится
развернуться в сторону, обратную вращению
ключа, то выполнять эту работу обычным
ключом опасно — он может вырваться из руки,
вращаясь, нанести тяжелые ушибы
рабочему.

Для безопасного развинчивания
штанг при заклинивании плунжера применяют
круговой ключ (рис. 9.19). Штанга
захватывается специальным замком, имеющим
неподвижную и подвижную плашки, в которых
сделан угловой вырез с зубьями. При помощи
винта штангу зажимают зубцами плашек в
любом месте. После того как круговой ключ
закрепили на штанге, оператор и помощник
оператора, стоя друг против друга и держась
обеими руками за обод, поворачивают ключ, а
вместе с ним и всю колонну штанг.

Взамен
ключа типа КШ можно использовать штанговый
шарнирный ключ КШШ16-25 массой 2,0 кг, который
заменяет три типоразмера ключа типа КШ и
обеспечивает крутящий момент до 980
Н-м.

Как правило, ручные ключи не
обеспечивают требуемого крутящего момента
затяжки резьбовых соединений, и работа с
ними занимает много времени. Поэтому на
промыслах широкое распространение
получили механические ключи.

По типу
установки на устье ключи могут быть
монтируемые на колонную головку
непосредственно и подвесные. Механические
ключи делятся на стационарные и подвижные,
т.е. обеспечивающие освобождение устья
ремонтируемой скважины. Подвесные и
подвижные ключи имеют разрезной корпус
для

Рис.
9.19. Круговой ключ для насосных штанг:

1
— обод; 2 — защелка; 3 — ступица; 4 —
узел замка

возможности подвода и отвода
от демонтируемой колонны. Такие ключи более
сложные по конструкции и громоздкие, однако
они позволяют освободить устье скважины
тогда, когда э то требуется, например для
отвода и подвода кабеля при ремонте
скважин, оборудованных УЭЦН, УЭВНТ,
установками диа-фрагменных насосов.
Механические ключи могут быть с
трубозахватными элементами или без них. В
последнем случае крутящий момент может
передаться трубе через ручной ключ типа
КТГУ. При этом крутящий момент передается
через водило механического ключа.

По
типу привода ключи могут быть с
электрическим, гидравлическим и
пневматическим приводом. В России большее
распространение получили ключи с
электрическим приводом, однако наиболее
предпочтителен с точки зрения контроля и
регулировки крутящего момента
гидравлический привод. Учитывая, что на
устье при проведении ремонтных работ
находится агрегат со своей гидросистемой,
использование гидравлического привода
ключа наиболее целесообразно.

Одним из
широко применяемых ключей для работы с
тру-

Рис.
9.20. Автомат АПР-2ВБ:

1 — корпус
автомата; 2 — червячное колесо; 3 —
клиновая подвеска; 4 — корпус клина; 5
— плашка; 6 — опорный фланец; 7 — водило;
8 — вал вилки включения маховика; 9 —
электроинерционный привод; 10 — ось
балансира; 11 -направление клиновой
подвески; 12 — центратор;    13 —
пьедестал центрато

ра; 14 — фиксатор
центратора

бами является автомат
Молчанова (АПР — автомат подземного ремонта)
(рис. 9.20).

Ключ (автомат) стационарно
устанавливается на колонную головку, а
крутящий момент передается водилом трубе
через ручной ключ типа КТГУ.

Техническая
характеристика АПР-2ВБМ

Максимальный
крутящий момент,
кН-м

(кг-см)……………………………………………………………………………………4,5
(450)

Условные диаметры труб,
мм:

гладких……………………………………………………………………….48;
60; 73;
   89

высаженных…………………………………………………………..48В;
60В;    73В; 89В

Потребляемая
мощность,
кВт………………………………..3,0

Частота
вращения водила,    с^-1
(об/мин)________0,85 (51)

Привод
ключа

Двигатель привода

Управление
приводом………………….

Температура
окружающей среды, °С…

Габариты ключа в
сборе, мм, не
более:

длина……………………………….

ширина……………………………..

высота………………………………

Масса,
кг:

ключа в
сборе………………………

полного
комплекта…………………

Электрический
инерционный взрывобезопасный с питанием от
промысловой сети. Электродвигатель
АИМ10084У2,5 n = 1430 об/мин, напряжением 380
В

Кнопочный пост и
магнитный

пускатель

Минус
60-40

850±20

460±10

730±10

240±10

310±10

Ключ
(автомат) выполнен в виде блоков, что
облегчает его монтаж-демонтаж, а также
транспортировку. Основными частями ключа
являются блоки вращателя, клиновой
подвески и центратора, а также балансир с
грузом, привод и блок управления
приводом.

Блок вращателя представляет
собой корпус клинового спайдера с
червячным редуктором, работающим в
масляной ванне, и водилом, передающим
вращающее усилие трубному ключу. На конце
червячного вала монтируется полумуфта
центробежной муфты с установленными на ней
сменными маховиками.

Блок клиновой
подвески состоит из направляющей с
кольцевым основанием, к которому на
шарнирах подвешены три клина. Клинья для
труб диаметром 48, 60, 73 мм состоят из корпуса
клина и сменных плашек. Клинья для труб
диаметром 89 мм монолитные.
   Клиновые подвески    имеют
усы-

синхронизаторы, которые
обеспечивают синхронную работу клиньев в
момент захвата трубы.

Блок центратора
состоит из пьедестала, к которому крепится
блок вращателя, фиксатора и вкладышей
центратора. Последние изготовляются с
проходными диаметрами для труб диаметром 48,
60, 73 и 89 мм. Вкладыши центратора
удерживаются в пьедестале
фиксаторами.

Балансир состоит из рычага
и груза, при помощи которых осуществляется
перемещение клиновой подвески вверх
вниз.

Привод ключа включает
электродвигатель с полумуфтой
центробежной муфты и раздвижные
кулачки.

Блок управления состоит из
магнитного пускателя, кнопочного поста,
соединенных между собой и с
электродвигателем кабелем при помощи
штепсельных разъемов.

Вращение от
электродвигателя передается на полумуфту,
которая передает номинальный крутящий
момент только при наборе электродвигателем
полного числа оборотов.

В зависимости от
диаметра свинчиваемых или развинчиваемых
труб на полумуфту вращателя
устанавливаются соответствующие
маховики:

Условный диаметр труб,
мм…………48    60    73
   89

Номер маховика………………… I
   I    II    I+II

Ключи
(автоматы) АПР-2ВБМ в отличие от ранее
выпускавшихся автоматов АПР-2ВБ имеют угол
посадки клиньев 9°30′, поэтому клиновые
подвески этих ключей не
взаимозаменяемы.

Известны ключи с
гидравлическим приводом типа АПР-ГП,
недостатком которых является
невозможность их применения для ремонта
скважин, оборудованных электропогружными
насосами.

При подземном ремонте скважин
с погружными центробежными
электронасосами используют ключи
механические универсальные типа КМУ,
привод которых осуществляется от
электродвигателя мощностью 3 кВт с питанием
от промысловой сети. Ключи механические
универсальные КМУ-50М предназначены для
механизации операций по
свинчиванию-развинчиванию, а также
удержанию на весу колонны
насоснокомпрессорных труб при текущем и
капитальном ремонте скважин,
эксплуатируемых всеми видами оборудования,
включая электропогружные
насосы.

Техническая характеристика
ключа КМУ-50М

Условный диаметр
захватываемых
труб,

мм……………………………………………………………………………………..48,
60, 73, 89

Привод ключа…………………………….
Электрический
   инерционный

взрывобезопасный
с питанием от промысловой
сети

Двигатель привода……………………….
Электродвигатель

АИМ 10084У2,5

(N = 3
кВт; n = 1430 об/мин;

V = 380
В)

Управление приводом……………………
Кнопочный пост
управления

КУ-93-ВЗГ

Габариты,
мм:

Ключ КМУ-50М состоит из следующих
частей: блока вращателя с электроприводом,
спайдера с блоком клиньев и блока
управления электропривода.

Вращатель
представляет собой двухступенчатый
редуктор с прямозубой цилиндрической
передачей, рабочим органом которого
является разрезное колесо с прикрепленным
на нем во-дилом. Корпус вращателя и
разрезное колесо имеют прорезь для
пропуска насосно-компрессорных труб. Для
совмещения прорезей колеса и корпуса
вращателя имеется совмещающий механизм,
расположенный с противоположной стороны от
прорези на корпусе вращателя.

На корпусе
ключа установлена подпружиненная створка,
перекрывающая зев корпуса.

Вращение от
двигателя передается посредством
кулачковой муфты, на которой могут
устанавливаться сменные маховики.
Разрезное колесо приводится во вращение
через сателлиты от промежуточного
вала.

Управление электроприводом
осуществляется кнопочным постом
управления посредством магнитного
пускателя. Привод крепится к вращателю с
помощью поворотного кронштейна и откидного
болта. Поворотный кронштейн позволяет
производить замену маховиков без снятия
привода, а также снятие или установку
последнего при демонтаже и монтаже на устье
скважины.

Полуавтоматический спайдер
состоит из разрезного корпуса спайдера,
блока клиньев, рукоятки управления и
хомута. В корпусе спайдера имеются три
цилиндрические расточки (желоба),
выполненные под углом к оси спайдера. К
корпусу спайдера приварен кронштейн для
установки вращателя с помощью болтов и
оси.

Для совмещения установки в рабочем
положении со спайде-ром имеется фиксатор на
вращателе и паз на спайдере.

При
производстве спускоподъемных работ
колонна насоснокомпрессорных труб под
муфты заклинивается в полуавтоматическом
спайдере. Ключ надвигается на колонну труб
вращением вокруг оси, при этом фиксатор
скользит по поверхности корпусов спайдера,
доходит до упора и под действием пружины
входит в паз. Надевается машинный ключ на
трубу. Включением привода кнопочным постом
управления осуществляется вращение водила
в нужную сторону, при этом машинный ключ
свинчивает или развинчивает трубу.

На
базе ключа КМУ-32 также используется
гидроприводной ключ КМУ-ГП, который
применяется на гидрофицированных
самоходных ремонтных агрегатах.
Максимальный крутящий момент для КМУ-32 и
КМУ-50 составляет 4410 Н-м, что позволяет
работать с НКТ диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Для
свинчивания и развинчивания насосных штанг
используется автоматический штанговый
ключ типа АШК-ТМ с приводом от
электродвигателя мощностью 0,75 кВт.
Аналогичный автоматический штанговый ключ
типа АШК-Г в качестве привода имеет
гидромотор с максимальным вращающим
моментом

0,98 кН-м.

Ишимбайским
машиностроительным заводом освоен новый
комплекс инструментов и приспособлений,
позволяющий существенно повысить
эффективность и качество ремонтных
работ.

Вкладная серьга СВ-10 (рис. 9.21)
предназначена для проведения монтажа и
демонтажа на устье с применением элеватора
типа ЭТА. Серьга представляет собой катушку
под захват НКТ диаметром 73 мм. На торце
катушки выполнена петля серьги для
пропуска монтажного троса.

Подъем
тяжелого оборудования производится с
помощью элеватора типа ЭТА путем его
штатного нагружения через захватный узел и
катушку вкладной серьги. Таким образом,
исключается широко распространенная
эксплуатация элеватора для подъема
тяжестей, например путем закрепления
монтажного троса к рукоятке, стойке
корпуса, челюстям и т.п. Это должно привести
к снижению травматизма персонала, в том
числе скрытого, и способствовать повышению
культуры производства и сохранности
оборудования.

Комплекс оборудования и
инструмента для спуска-подъема штанг (КОИШ)
предназначен для производства
спускоподъемных операций (СПО) со штангами
по одноэлеваторной технологии — с помощью
одного, постоянно подвешенного к талевому
блоку элеватора и устьевой откидной вилки
для посадки колонны штанг.

Комплекс
состоит из следующих подкомплексов
оборудования и инструмента (рис. 9.22):

1.
Подвесной подкомплекс включает элеватор
типа ЭТА-П, вкладную серьгу и штанговый
элеватор под “квадрат”
штанги.

Элеватор ЭТА-П представляет
серийный трубный элеватор, замок которого
блокируется после установки в его захват
вкладной серьги с подвешенным к ней
штанговым элеватором.

Вкладная серьга
СВ-10ЭТА представляет собой катушку под
захват НКТ диаметром 73 мм, на торце которой
выполнена петля серьги. Вдоль оси катушки
имеется паз для пропуска серьги штангового
элеватора.

Рис.
9.21. Элеватор типа ЭТА с вкладной серьгой
СВ-10:

1 — серьга элеватора; 2 —
корпус элеватора; 3, 9 — бурты упорные;
4 — челюсти; 5 — рукоятка; 6 — рычаг
управления; 7 — стержень; 8 — упор;
   10 — вырез;

11 — серьга;
12 — трос монтажный; 13 — штанговый
элеватор

Таким образом, в описываемом
подкомплексе система подвески штангового
элеватора к талевому блоку состоит из
следующей силовой цепочки: ЭТА-П с
блокируемым замком — вкладная серьга
СВ-10ЭТА — штанговый элеватор, которая
обладает необходимой гибкостью на сторону
и, кроме того, допускает

Рис. 9.22. Комплекс
инструмента для спуска-подъема штанг по
одноэлеваторной технологии:

1 —
элеватор типа ЭТАП с заблокированным
замком; 2 — блокирующий шплинт; 3 —
серьга вкладная СВ-10ЭТА;

4 — элеватор штанговый для
захвата за квадрат штанг; 5 — ключ
штанговый ручной; 6 — ключ стопорный для
штанг; 7 — подставка с откидной вилкой
для установки на устьевой тройник; 8 —
поворотный стол для
инструмента

вращение штангового
элеватора вместе с вкладной серьгой
относительно элеватора. По этим причинам
для подвески штангового элеватора к
талевому блоку не требуется ни
вспомогательного (промежуточного) штропа,
ни штангового малогабаритного крюка с
осевым подшипником, а достаточно иметь на
талевом блоке элеватор типа ЭТА-П. Понятно,
что монтаж и демонтаж штангового элеватора
КОИШ на рабочем месте производится просто
путем установки и съема вкладной серьги в
серийный захватный узел ЭТА-П.

2.
   Устьевой подкомплекс для посадки
колонны штанг состоит из корпуса, на
верхнем торце которого выполнено
коническое гнездо-седло. В это седло
садится откидная вилка с подхваченной
штангой. Кроме того, на торце корпуса
размещены упоры для фиксации стопорного
ключа. К корпусу прикреплен кронштейн со
столиком для укладки штанговых ключей.
Столик может быть ориентирован
относительно рабочего места в нужном
положении.

Отметим такое отличие КОИШ от
обычной двухэлеваторной технологии СНО,
при которой оператор в одной руке держит
стопорный ключ, а в другой — ведущий
штанговый. При помощи КОИШ работа по
свинчиванию-развинчиванию, а также
закреплению-раскреплению резьбового
соединения может выполняться путем
прикладывания к рукоятке ведущего ключа
полной физической возможности работающего,
так как его рука свободна от стопорного
ключа, который в данном случае зафиксирован
относительно корпуса. Последнее
обстоятельство дает возможность
обеспечивать докрепление резьбовых
соединений штанг с рекомендованными
моментами затяжки, составляющими около 47
кг-м для штанг диаметром до 19 мм и 77 кг-м -для
штанг диаметром 22 мм и более.

Основное
преимущество КОИШ по сравнению с
двухэлеваторной традиционной технологией
СПО — повышение качества сборки штанговой
колонны путем затяжки ее резьб надлежащими
крутящими моментами.

3.
   Подкомплекс для герметизации
устья в случае опасности
нефтегазопроявлений. Он совмещен с
корпусом устройства, в котором установлено
герметизирующее седло со специальной
резьбой с крупным шагом. Герметизация
комплекса осуществляется путем установки
пробки с уплотнительным элементом в корпус,
где она фиксируется резьбой, для чего
достаточно завернуть пробку на 2-3 оборота.
Пробка может быть установлена при наличии в
НКТ штанг, а также при их отсутствии. Кроме
того, если НКТ свободна от штанг, пробка
может быть установлена или снята вручную,
без талевого механизма, например при
поломке или отсутствии подъемного
агрегата.

4. Подкомплекс включает набор
вспомогательных принадлежностей и
инструментов, а
именно:

монтажно-демонтажный шток,
предназначенный для монтажа и демонтажа
сальникового штока с канатной подвеской;
подкладная вилка для монтажно-демонтажных
работ; узел герметизирующей пробки для
перекрытия устья НКТ (см. п. 3);

В
промысловой практике часто встречаются
случаи подъема труб, заполненных жидкостью.
При этом скважинная жидкость изливается на
устье, загрязняя рабочее место у устья,
окружающую среду, затрудняя ремонтные
работы, особенно в зимнее время. Вместе с
тем бывают случаи, когда по тем или иным
причинам невозможно восстановить
циркуляцию жидкости в скважине.

Для
решения этих проблем находит применение
специальный инструмент для ремонта скважин
— скважинный пробойник для НКТ типа ОСА
конструкции Вагапова (рис. 9.23) (табл.
9.9).

Пробойник предназначен:

для
сообщения полости труб с забоем скважины
путем пробивки стенки НКТ без
использования в подземном оборудовании
дополнительных устройств, таких как
разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые
и съемные клапаны и др.; для резки
прихваченной в скважине колонны НКТ.
Позволяет:

восстановить циркуляцию
жидкости в скважине в практике ремонта
освоения скважин;

обеспечить глушение
скважины в случае, когда невозможно создать
циркуляцию другими
методами;

предотвратить случаи подъема
труб с жидкостью и тем самым защитить
персонал от излива пластовой жидкости на
устье, выделения сероводорода и других
веществ;

повысить производительность,
культуру производства, безопасность труда
при ремонте скважин, снизить загрязнение
окружающей среды;

быстро, безопасно и
качественно осуществлять резку труб НКТ в
скважине.

Инструмент выпускается в двух
модификациях: свободного сбрасывания или с
использованием канатной техники с приводом
от столба жидкости (см. рис. 9.23, а);
опускаемый на штангах (см. рис. 9.23, •).

В
колонну НКТ сбрасывается, опускается на
проволоке или

Рис. 9.23. Пробойник для НКТ
с приводом от столба жидкости    (t) и
пробойник

для НКТ веса штанговой
колонны ( •): а: 1 — корпус; 2 — поршень с
наконечником; 3 — камера высокого
давления; 4 — шток;

5 — атмосферная
камера; 6 -штифт срезной; 7 —
толкатель; 8 — цилиндр привода; 9 —
поршень привода; 10 -камера; 11 —
груз-упор; 12 -заглушка; б: 1 — насосная
штанга; 2 — муфта; 3 — толкатель; 4 —
крышка; 5 -фиксатор; 6 — штифт срезной;
7 — втулка; 8 — направляющая; 9 —
шток; 10 -сальник; 11 — камера высокого
давления; 12 — наконечник; 13 — поршень;
14 -цилиндр;    15 —
груз-упор;

16 — канал
гидравлический;

17 — уплотнительное
кольцо

yzz:’

и

Т а б л и ц а 9.9 Техническая
характеристика пробойника

штангах инструмент. После
достижения необходимого интервала из
корпуса инструмента выходит жало и после
пробивки отверстия в НКТ автоматически
утапливается в корпусе.

При спуске
инструмента на штангах возможно пробивание
множества отверстий в одном сечении, т.е.
осуществляется резка труб.

Преимущества
инструмента:

отверстие пробивается без
применения пороха, электрокабеля,
механического или гидравлического канала
для подачи энергии для его
работы;

инструмент прост в управлении и
обслуживании, надежен и безопасен, может
использоваться многократно. Не требует
применения специальной техники и
высококвалифицированного персонала. Все
работы выполняются бригадой
самостоятельно;

инструмент
высокоэффективен. Даже один случай
выполнения на скважине сложного ремонта с
использованием пробойника, позволивший
восстановить работу скважины без
серьезного загрязнения окружающей среды,
окупает все затраты на его
приобретение.

При проведении ремонтных
работ широкое применение получили пакеры,
предназначенные для изоляции затрубного
пространства.

Пакеры выпускаются
следующих типов:

ПВ — перепад давления
направлен вверх;

ПН — перепад давления
направлен вниз;

ПД — перепад давления
направлен вниз и вверх.

По принципу
действия пакеры могут быть: механические М,
гидравлические Г и гидромеханические
ГМ.

По способу установки в скважину
пакеры делятся на устанавливаемые на
трубах или на канате.

Пакеры могут быть
извлекаемые и неизвлекаемые. Последние еще
называют разбуриваемыми.

Основным
элементом пакера является уплотняющий
элемент, который может
быть:

расширяющимся под действием
осевой нагрузки, создаваемой или весом
колонны, или избыточным давлением,
действующим на поршень;

расширяющимся
под действием внутреннего избыточного
давления. Пакеры с таким элементом называют
надувными; самоуплотняющимися, т.е. в виде
манжеты.

Элемент должен находиться в
контакте с обсадной колонной даже при
спуске, поэтому уплотнительный элемент
быстро выходит из строя.

По количеству
проходных каналов пакеры могут быть одно-и
двухствольными. Первые предназначены для
работы с одной колонной труб, вторые — с
двумя. Двухствольные пакеры могут быть с
параллельным и концентричным
расположением стволов.

При работе
пакера в скважине необходим его упор. По
типу упоров пакеры могут быть с упором
через шлипсовый захват за обсадную колонну
и стык обсадных колонн в муфтовом
соединении, а также с упором на
забой.

Основными параметрами пакера
является его наружный диаметр и
выдерживаемый им перепад давления. Большую
роль играет зазор между наружным диаметром
пакера и обсадной колонной. Слишком большой
зазор улучшает проходимость пакера до
места его установки, но зато ухудшает его
герметизирующую способность. Поэтому
выбирается оптимальный зазор.

При
работе пакера на него действуют большие
осевые нагрузки, вызывающие сильную
деформацию уплотнительных элементов. При
таких нагрузках резина затекает в зазор,
что может привести к заклиниванию пакера и
трудностям по его извлечению. Исходя из
этого, обычно выполняют второй
уплотнительный элемент, основная функция
которого — предотвратить затекание
резины.

Установка пакера в требуемом
интервале подразумевает или проведение
различных манипуляций с трубами, или же
увеличение давления в трубах путем
предварительного перекрытия ствола пакера
шариком, сброшенным в трубы с
поверхности.

Пакер типа ПВМ
механический, воспринимающий перепад
давления, направленный вверх, опускаемый на
трубах (табл. 9.10). При посадке пакера
необходимо вращать колонну труб.

Т а
б л и ц а 9.11

Техническая характеристика
якоря

При эксплуатации на
пакер действуют большие осевые нагрузки,
достигающие десятков тонн. При таких
нагрузках необходимо принимать
специальные меры по предотвращению
скольжения пакера относительно обсадной
колонны. Для этих целей используют
устройства, называемые якорями.

Якорь
гидравлический (табл. 9.11) предназначен для
удержания пакера на месте установки при
проведении в скважинах ремонтных работ и
операций по воздействию на пласт.

9.3. Текущий ремонт
скважин

Работы, выполняемые при текущем
ремонте скважин, можно подразделить на
следующие группы (рис.
9.24):

подготовительные работы, включающие
переезд бригады текущего ремонта, глушение
скважины (в случае, если ремонт
производится при открытом устье),
размещение комплекса

Рис.
9.24. Последовательность выполнения работ
при текущем ремонте
скважин

оборудования на устье скважины
и его монтаж, подготовку к работе, разборку
устьевого
оборудования;

непосредственно сами
ремонтные работы, основной объем которых
занимают спускоподъемные операции;

заключительные
работы, включающие сборку оборудования
устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в
эксплуатацию, очистку оборудования и
инструмента от загрязнений при ремонте
скважины, демонтаж оборудования, очистку
территор ии рабочей зоны.

Работы
выполняются бригадой в соответствии с
планом на текущий ремонт скважины (табл. 9.12)
[13].

Типовой табель технического
оснащения бригады текущего ремонта
скважин

Т а б л и ц а 9.13

СОГЛАСОВАНО
Старший геолог

УТВЕРЖДАЮ
Старший инженер

ПЛАН-ЗАКАЗ
НА ТЕКУЩИИ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ
<

Месторождение ЦДНГ
<    _

Нефтегазодобывающее
предприятие

Категория опасности
нефтегазопро-явления

Дата последнего
ремонта

Диаметр эксплуатационной
колонны    _

глубина _ м, толщина
стенки

мм

м

Интервал
перфорации Искусственный забой

м, дата
замера

Пластовое давление
Буферное давление Дебит жидкости
Обводненность

_ МПа,

_
МПа,

м³/сут,

Динамический уровень
_

т/(сут-МПа),

Коэффициент
продуктивности дата расчета
   _

Плотность пластовой воды
дата замера дата замера дата замера

%,
дата отбора пробы _ м, дата
замера

кг/м³, дата отбора
пробы

Причина ремонта _

ПЛАН
РАБОТЫ

Каждая бригада текущего ремонта
должна иметь в наличии минимальный
перечень оборудования, инструментов,
приспособлений, спецодежды, необходимый
для безопасной и эффективной работы (табл.
9.13) [13]. Данный перечень не реже чем в 5 лет
может пересматриваться для включения
инструментов, оборудования и материалов
новых типов. Перечень может быть
адаптирован к конкретным специфическим
условиям ремонта.

Типовой табель
технического оснащения цеха текущего
ремонта скважин (табл. 9.14) [13] включает
минимально необходимое оборудование,
инструменты и приспособления для
обеспечения эффективной работы бригад
текущего ремонта скважин.

Т а б л и ц а
9.14

Типовой табель технического
оснащения цеха текущего ремонта
скважин

При
добыче нефти из скважин, призабойная зона
которых сложена слабосцементированными
породами, возможны вынос песка и
образование песчаных пробок. Это приводит к
нарушению режима ее эксплуатации,
уменьшению или прекращению подачи нефти.
Пробки могут образовываться в НКТ и
эксплуатационной колонне. В некоторых
случаях их мощность может достигать
нескольких сотен метров.

Для удаления
песчаных пробок применяют различные
способы. Например, способ их удаления при
помощи простой желонки, которую спускают в
скважину на канате, и за 10-15 м до пробки
лебедку растормаживают. В результате удара
клапан открывается и некоторое количество
песка входит в желонку. В процессе подъема
ее клапан закрывается. Освобожденную на
поверхности желонку вновь спускают в
скважину.

Кроме простой желонки,
используются поршневые желонки (рис. 9.25),
принцип действия которых следующий. При
спуске желонки поршень 6 занимает
верхнее положение, а после достижения
пробки под действием силы тяжести штока
4 опускается вниз. Крайние положения
хода поршня 6 ограничивают пружины 1
и 3. При крайнем нижнем его положении
жидкость проходит из нижней части желонки в
верхнюю через отверстия в поршне. При
подъеме поршня 6 все отверстия в нем
закрываются общей крышкой 5, свободно
насаженной на стержень 7. В этом случае
сначала приподнимается шток 4, а корпус 2
остается на месте до тех пор, пока поршень
не дойдет до верхнего положения. При его
движении под ним создается вакуум и песок
засасывается внутрь желонки.

Применяют
также автоматические желонки, которые
работают за счет резкого перепада давления
в рабочей полости желонки.

Иногда
песчаные пробки разбуривают при помощи
беструб-ного гидробура, который спускают в
скважину на стальном канате.

Гидробур
(рис. 9.26, а) состоит из долота 6 ударного
типа для разрушения пробки, желонки 5,
плунжерного насоса 1 для циркуляции
жидкости в зоне удаления пробки.

Принцип
действия гидробура следующий. После упора
инструмента на забой плунжер насоса 2
под действием собственного веса и силы
инерции двигается вниз, вытесняя жидкость
из корпуса 3 через отверстия клапана 4.
При подъеме инструмента (рис. 9.26, б)
плунжер перемещается вверх, в результате
чего жидкость всасывается из корпуса
желонки 8 через клапан 9. При этом в
желонку через трубу 7 всасывается
жидкость с частицами песка, которые после
выхода из трубы 7

Рис.
9.25. Поршневая же- Рис. 9.26. Схема работы
беструбного гидро-лонка    бур
а

оседают на дне желонки. Для удаления
песка из желонки на поверхности необходимо
снять долото.

Способы очистки скважин от
песчаных пробок желонками и гидробурами
малоэффективны и применяются для
неглубоких скважин при небольшой мощности
пробок.

Более рационален способ очистки
скважины от песчаных пробок промывкой их
водой, нефтью или другой промывочной
жидкостью.

В скважину до пробки спускают
промывочные трубы. Че р ез эти трубы или в
затрубное пространство прокачивают под
давлением жидкость. Под действием
гидромониторного эффекта струи пробка
размывается и песок со струей жидкости
поднимается по затрубному пространству
(или по трубам) на поверхность. По мере
вымывания пробки промывочные трубы
спускают на полную длину трубы. После
размыва пробки скважину промывают до
относительно чистой жидкости, выходящей из
скважины.

Способы промывки
подразделяются на прямые, обратные и
комбинированные в зависимости от
направления ввода жидкости в
скважину.

Выбор промывочной жидкости
зависит от геологоэксплуатационной
характеристики продуктивного пласта.
Наиболее удобный промывочный агент — вода.
Однако во многих случаях ее использование
может осложнить освоение и эксплуатацию
скважины. Иногда применяют нефть и реже
промывочную жидкость (при промывках
скважин с высоким пластовым давлением). При
сильных поглощениях промывочной жидкости
используют аэрированную жидкость.

При
проведении промывки устье скважины
обвязывают специальной арматурой. Для
промывки скважин применяют буровые насосы
или передвижные насосные агрегаты УК-100×200 и
АзИНМАШ-32М.

Приведем гидравлический
расчет промывки песчаных пробок, который
состоит в определении продолжительности
промывки, потерь напора, давления на выкиде
промывочного насоса, затрачиваемой
мощности.

При промывке скорость
   выходящего    потока
жидкости    должна быть больше
скорости    свободного
   падения наиболее
   круп

ных частиц песка в этой
жидкости.

Скорость подъема размытого
песка

»_п = V_в — w,

где
v_в — скорость восходящего потока
жидкости; w — скорость падения наиболее
крупных частиц в жидкости:

Диаметр
частиц песка, мм…………………………….0,3
   0,25    0,2    0,1
   0,01

Скорость падения частиц
песка,    см/с 3,12    2,53
   1,95    0,65
   0,007

Время, необходимое для
подъема размытой песчаной пробки с глубины
Н,

t = H/v_n.

Допускаемые
глубины промывки определяются в
зависимости от давления на выкиде
промывочного насоса, которое должно быть
достаточным для преодоления всех
гидравлических сопротивлений.

Общее
гидравлическое сопротивление как при
прямой, так и при обратной
промывке

Кбщ = ^h1 + ^h2 +
^h3 + ^h4,

где hj —
сопротивление при движении нисходящего
потока жидкости; h₂ — сопротивление при
движении восходящего потока жидкости;
h₃ — потеря напора для уравновешивания
разности удельных весов жидкости в трубах и
затрубном пространстве; h₄ — потери
напора в вертлюге и шланге.

Прямая
промывка водой. Гидравлическое
сопротивление при движении жидкости внутри
НКТ

h=x

dв 2g

где X —
коэффициент гидравлического
сопротивления:

Номинальный диаметр
   НКТ, мм 48    60    73
   89    102
   114

X…………………………………………………………………………..0,04
0,037    0,035    0,034    0,033
   0,032

Н — глубина скважины;
d_в — внутренний диаметр НКТ, м;
v_н -скорость исходящего потока
жидкости, м/с; g — ускорение свободного
падения, м/с².

Гидравлическое
сопротивление при движении смеси жидкости
с песком в кольцевом пространстве
скважины

н

h₂ =
фХ-

D — d_H 2g

где ф —
коэффициент, учитывающий повышение
гидравлического сопротивления от
содержания песка в жидкости, равный 1,1-1,2; X —
коэффициент гидравлического сопротивления
при движении воды в кольцевом пространстве
(определяется по диаметру труб,
эквивалентному разности диаметров D и
d_s); D — внутренний диаметр обсадной
колонны, м; d^ — наружный диаметр НКТ, м;
»_в — скорость восходящего потока
жидкости в кольцевом
пространстве.

Добавочный напор из-за
разности статических напоров в НКТ и
затрубном пространстве (ввиду наличия
песка)

^ = ^(1
m)l f

где m —
объем пустот между частицами песка в
жидкости, рав-

P &    )

ж! 1_wI_1

ный 0,3-0,45; F —
площадь сечения обсадной колонны, м²;
l -высота промывочной пробки по длине
одной трубы, м; f -площадь сечения
кольцевого пространства при прямой
промывке и сечения НКТ при обратной,
м²; р_п — плотность кварцевого
песка, равная 2,65-2,7 т/м³; р — плотность
промывочной жидкости; v„ — скорость
восходящего потока, м/с.

Потери напора в
шланге и вертлюге h₄ (с
патрубком 60 мм) при промывке водой
следующие:

Расход воды, л/с.    345
   67    89
   10

h₄, МПа………………..0,04
   0,08    0,15    0,17
   0,22    0,25 0,36
0,5

Гидравлическое сопротивление в
нагнетательной линии от насоса до шланга
определяется аналогично сопротивлению в
НКТ (при коротких линиях этим значением
пренебрегаем).

Давление на выкиде насоса
зависит от суммы гидравлических
сопротивлений

рн = h_o64/10g = (h + h₂
+ h3 + h4)/ 10g, МПа.

Давление на забой
скважины

рзаб = (Н + h₂ + h3^/10g,
МПа.

Мощность, необходимая для промывки
песчаной пробки:

N _ ^бщОрж
⁷⁵Па ’

где Q —
производительность насоса, л/с; р_ж —
плотность жидкости, т/м³; п_а —
общий механический КПД промывочного
агрегата.

Максимальная мощность
промывочного агрегата К = N-100/N_max,
%.

Обратная промывка водой.
Гидравлическое сопротивление при движении
жидкости в затрубном
пространстве

h_ р- ^{H v
н}

D — d-н 2g

Гидравлическое
сопротивление при движении смеси жидкости
с песком внутри насосно-компрессорных
труб

и н ^ув ^h2 _
фрНТ²—

^dв
²g

Гидравлическое сопротивление в
шланге и вертлюге при обратной промывке
обычно отсутствует.

Гидравлическое
сопротивление в нагнетательной линии будет
таким же, как и при прямой промывке.
Дальнейшие расчеты давления на выкиде
насоса и на забой скважины, необходимой
мощности, процента использования
максимальной мощности, скорости и
продолжительности подъема размытого песка
ведутся аналогично расчетам для прямой
промывки.

Гидравлический расчет
промывки песчаных пробок нефтью аналогичен
расчету промывки пробок водой, но
вследствие более высокой вязкости нефти
улучшаются показатели промывки — требуется
меньше времени и обеспечивается большее
использование мощности промывочного
агрегата.

9.4. Капитальный
ремонт скважин

Капитальный ремонт
скважин проводится в соответствии с
планом-заказом (табл. 9.15) и в указанной
последовательности (рис. 9.27) [13]). В табл. 9.16 и
9.17 приведены типовые табели технического
оснащения бригады и цеха капитального
ремонта скважин [13].

Капитальный ремонт
скважин предполагает обследование и
исследование скважин.

Обследование
скважины — это работы по определению
глубины забоя, состояния эксплуатационной
колонны, местонахождения и состояния
аварийного подземного оборудования и
др.

Исследование скважин — комплекс
работ по: установлению интенсивности
притока жидкости из пласта в скважину;
определению места поступления воды,
притока жидкостей и газов через нарушения в
эксплуатационной колонне; отбору глубинных
проб нефти; измерению давлений и температур
по стволу скважины, глубины и колебаний
уровней; контролю за техническим
состоянием обсадной колонны и цементного
кольца и др.

Обследование скважины с
помощью печатей (плоских, конусных и
универсальных) начинают с проверки
состояния эксплуатационной колонны,
оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и
других предметов.

Печать представляет
собой металлический корпус, покрытый
свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм, меньше
диаметра колонны на 10-12 мм. Вместо свинцовой
оболочки иногда используют сплав АС,
состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы — для
универсальной печати.

Рис.
9.27. Последовательность выполнения работ
при капитальном ремонте

скважин

СОГЛАСОВАНО ГЛАВНЫЙ
ГЕОЛОГ

УТВЕРЖДАЮ ГЛАВНЫЙ
ИНЖЕНЕР

ПЛАН-ЗАКАЗ НА ПРОИЗВОДСТВО
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
<________

Месторождение _ площадь, залежь
_

ЦДНГ, ЦППД _ ЦПНС и КРС _

ОСНОВНЫЕ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО
СКВАЖИНЕ

Категория скважины _Способ
эксплуатации _

Дебит жидкости
(приемистость) _ т/сут
(м³/сут)

Обводненность жидкости _ %
Плотность воды_ г/см³

Наличие
сероводорода _ Пластовое давление _
МПа,

определено »    «_
г. Искусственный забой _ м

Текущий забой
_м. Состояние забоя_

Глубина нарушения
эксплуатационной колонны _

Диаметр ствола скважины (долота):
под кондуктор _ мм

под эксплуатационную
колонну _мм

ДАННЫЕ О ПЕРФОРАЦИИ

П р о до л
ж е н и е т а б л . 9.15 Ранее проведенные работы
по КРС (цель, дата проведения, что
сделано):

Ранее проведенные промысловые
и геофизические исследования на скважине
(вид исследования, дата проведения,
результаты исследований):

ЦЕЛЬ
РЕМОНТА

По окончании ремонта установить
на глубине _ м

оборудование
   на

___ мм

Старший инженер
ЦДНГ, ЦППД Старший геолог ЦдНг, ЦППД

Т а б
л и ц а 9.16

Типовой табель технического
оснащения бригады капитального ремонта
скважин