Ремонт насосов для нефтяных скважин

Особенности текущего и капитального ремонта нефтяных скважин

Длительная эксплуатация нефтяных или газовых скважин приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте может потребоваться замена НКТ или спуско-подъемного оборудования, прочистка обвалившихся элементов ствола, промывка и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин. В первом случае они проводятся в плановом порядке: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования, устранение серьезных неисправностей, углубление или расширение ствола, а также вторичное бурение.

Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам, провести исследование ствола и забоя, а также прилегающих пластов на предмет давления, наличия инородных предметов, воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности, а также природоохранные нормативы.

Особенности ремонта

Подготовительный этап перед текущим или капитальным ремонтом скважины должен включать в себя работы, которые обеспечивают безопасность дальнейших действий и позволяют без помех провести последующую прочистку или замену агрегатов. Прежде всего при необходимости скважина должна быть заглушена, а затем на объект перемещается бригада по обслуживанию и ремонту вместе с оборудованием. Среди работ на подготовительном этапе перед текущим или капитальным ремонтом выделяют следующие действия:

• Сбор документации: схемы строительства скважины, схемы оборудования, параметров извлекаемого вещества, особенности эксплуатации и т.д.
• Проверка и восстановление функциональности подъемного оборудования; если его потребуется заменить, чаще всего нужно демонтировать его. Тем не менее, несложные поломки или очистка производится непосредственно на месте.
• Подбор инструментов, который осуществляется, исходя из параметров конкретной скважины, типа предстоящих ремонтных работ, конструкцией НКТ.
• Промывка ствола, перед чем необходимо установить, что газ и нефть не выделяются в процессе; демонтаж оборудования, расположенного в устье.
• Визуальная проверка состояния труб, установка колец в местах соединений. Спуск и поднятие труб осуществляется плавно, чтобы конструкция не была повреждена; извлеченные трубы укладываются на специально оборудованные стеллажи.

Если труба сделана из различных труб, соединенных между собой последовательно, то требуется зафиксировать показатели их длины и записать. Соединение производится посредством патрубков, которые были изготовлены для трубы в заводских условиях.

Текущий ремонт

В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе, разрушение ствола, обводнение, засорение и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов напрямую зависит от параметров эксплуатации, и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти, проводит профилактические работы регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий:

• Очистка от песчаных засоров при помощи промывания, механическим путем или специальной желонкой.
• Замена отдельных элементов насоса или всей насосной станции.
• Устранение неисправностей труб, а также их замена.
• Замена вышедших из строя штанг и опор.
• Изменения в параметрах опускания НКТ.
• Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря.

Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария, вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно и вне графика, поэтому здесь необходима экстренная помощь специалистов.

Капитальный ремонт скважин

К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

• Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.
• Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.
• Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.
• Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.
• Ловильные работы.
• Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования обрываются и падают вниз; это не только приводит к повреждению ствола, но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины.

• Глушение скважины перед капитальными ремонтными работами.
• Спуск специального диагностического оборудования (печать), с помощью которого устанавливается характер обрыва и расположение неисправных элементов.
• Подбор приспособления, которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование, крюки, колокола, овершоты или приспособления типа «паук».
• С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины, осуществляется захват элемента, который был оторван. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника.
• Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания в стволе или сложности захвата), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать.

Разновидности ремонтных работ и современные методики

Подобные методы не могут целиком заменить применение НКТ, однако они уменьшают стоимость ремонта в ряде случаев. Их применение позволяет существенно облегчить процесс ремонта, а также снизить затраты по времени на него. Оптимально использование канатного и кабельного оборудования в сочетании с традиционными методами ремонта скважин.

Источник

Ремонт скважинных штанговых насосов

Сервисные центры ПКНМ располагают всей необходимой технической документацией для качественного ремонта СШН в полевых и стационарных условиях. Сервисное обслуживание включает в себя следующие этапы:

техобслуживание и диагностика оборудования текущий ремонт оборудования ремонт оборудования в условиях сервисного центра, капитальный ремонт оборудования на производственных площадях ПКНМ анализ работы оборудования на основе базы данных прогнозирование и планирование планово-предупредительных ремонтов вывоз и доставка оборудования собственным технологическим транспортом.

Совокупное применение этапов сервисного обслуживания, а также модернизация оборудования при проведении плановых ремонтов позволяют:

• повысить сроки работы оборудования;
• продлить межремонтные циклы
• свести к минимуму аварийно-восстановительные работы.

Более подробную информацию о видах насосов для скважин, можно узнать, перейдя по ссылке.

Перечень оборудования, оснастки и инструмента,
входящих в состав технологической линии ремонта
скважинных штанговых насосов (СШН)
ООО «ПКНМ»

Источник

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами.

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке

Ремонт штанговых насосных скважин:

• подъем и спуск насосных штанг или НКТ;
• обрыв и отвинчивание штанг;
• проверка и замене клапанов, посадочного конуса;
• смена насосов;
• расхаживание заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.

Проверка и смена трубного насоса.

• Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;
• Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;
• Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;
• Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:

• Износ штанг и истирание НКТ
• Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды
• Поступление из пласта в скважину газа и песка
• Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН

Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:

• На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.
• Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.
• Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.
• Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 — 4 оборота.
• Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.
• Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Техническое обслуживание и ремонт магистральных подпорных насосов и вспомогательных насосов

Система технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО (ЦБПО) или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом малом объеме ремонта).

Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах.

Текущий ремонт не требует транспортировки узлов на БПО (ЦБПО) и осуществляется без вскрытия крышки насосов; средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом ротор заменяется новым или отремонтированным. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта.

Капитальный ремонт насоса, как правило, выполняется силами БПО (ЦБПО). Ремонт фундамента, стакана вертикального насоса, демонтаж и монтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО (ЦБПО).

В случае прекращения производства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на восемь и более часов (например, на ночь) крышка должна быть установлена на корпус насоса и закреплена. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

Перед проведением технического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате необходимо замерить вибрационные параметры, проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных трубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического обслуживания и ремонта.

Магистральные и подпорные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 ч после текущего ремонта и 72 ч после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), КПД, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию.

Полученные характеристики и параметры вводятся в базу данных АСУ (АРМ, системы СКУТОР).

Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса. Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение 1 ч. По параметрам работы вспомогательных насосов во время обкатки выносится заключение о допуске их к эксплуатации.

Базовые характеристики работы вспомогательных насосов определяются после обкатки. Монтаж, обслуживание и ремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в соответствии с техническими условиями, инструкциями по монтажу и эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС.

Все основные составные элементы ВКС — упрочненная вибродемпфирующая рама, виброизолирующие опоры типа А, АГП, АПМ, упругая компенсирующая муфта УКМ, компенсирующие патрубки ПРКУ, КР или компенсаторы типа СК — не требуют специального обслуживания и проведения каких-либо регулировочных работ в течение всего срока службы. Необходимо лишь периодически (не реже одного раза в год) проверять плотность затяжки крепежных болтов и протирать поверхность изделий ветошью в случае попадания на них нефти или минеральных масел.

Источник

РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСАМИ

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме 1 спуске насосных штанг или труб; ликвидации обрыва и Ввинчивания штанг; проверке и замене клапанов, посадочного

После отсоединения сальникового штока канатную подвеску присоединяют к штропам талевой системы. Немного приподняв ее, оттягивают вручную вправо или влево вспомогательный ка­натик, заранее прикрепленный к головке балансира, при этом последняя отводится в сторону.

После разъединения сальникового штока от головки балан­сира разбирают устьевое оборудование.

5. Оказание первой помощи при поражении электрическим током.

Билет №2

1. Исправление негерметичности цементного кольца.

Исправление негерметичности цементного кольца для лик­видации заколонных перетоков пластовых флюидов проводят по методу тампонирования под давлением. Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР выбирают в зави­симости от принадлежности изолируемого флюида и геолого-технических условий в осложненном интервале скважины.

Работы по изоляции скважины от проникновения чуждой верхней воды после выявления места ее притока через дефект в эксплуатационной колонне осуществляют следующими спосо­бами:

а) заливкой водоцементным раствором через дефект в ко­
лонне с последующим разбуриванием цементного стакана;

б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вы­
мывом излишка раствора;

в) спуском дополнительной предохранительной колонны или
летучки с последующим ее цементированием;

г) спуском пакеров.

Работы по изоляции верхней воды, поступающей по заколон-ному пространству через отверстия фильтра, осуществляют:

а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра
с последующим разбуриванием цементного стакана или про­
мывкой излишка раствора;

б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия
фильтра с последующим вымывом излишка раствора.

Для РИР используют цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пласти­фикаторов или же нефтецементные растворы.

Место притока и пути движения чуждой верхней воды, по­ступающей в скважину через дефект в колонне, определяют при помощи резистивиметра, дифманометра, электротермометра, а также фотоэлектрическим и гидроакустическим методами.

Во избежание попадания цементного раствора в эксплуата­ционный пласт фильтр скважины засыпают песком и в случае необходимости создают цементный стакан (мост) над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

Для перекрытия путей поступления через дефект воды за­качивают под давлением цементный раствор, в который добав-

ляют радиоактивные изотопы, для определения путей движения раствора за колонной.

По истечении срока твердения цементного раствора опрес-совкой испытывают колонну на герметичность. Затем цемент­ный мост в колонне разбуривают и промывают скважину ниже дефекта до насыпной пробки, после чего место дефекта испы­тывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня, а затем промывают скважину от пробки до забоя. При наличии в колонне нескольких дефектов на различных глубинах вначале устраняют дефект в верхней ее части, а затем последовательно <сверху вниз) дефекты, расположенные ниже.

Для изоляции чуждой верхней воды, поступающей по зако-лонному пространству к забою скважины по трещинам и дру­гим нарушениям в пласте, колонну цементируют через отвер­стие фильтра.

При использовании водоцементного раствора весьма вероят­на цементация эксплуатационного объекта с низким пластовым давлением. В таких случаях для цементирования применяют нефтецементные растворы. При этом борьба с обводнением сво­дится в основном к селективной изоляции водонасыщенной зоны.

Если нет опасности зацементировать эксплуатационный объ­ект (в случаях, когда обводнение верхними водами произошло вскоре после ввода скважины в эксплуатацию из бурения), при­меняют водоцементный и пеноцементный растворы.

Для надежного перекрытия путей проникновения верхних вод рекомендуется производить цементирование под повышен­ным давлением с последующим разбуриванием оставленного цементного стакана.

Изоляция вод, поступающих через цемент­ный стакан. Чуждые нижние воды могут проникать в экс­плуатационный объект через цементный стакан на забое сква­жины вследствие недоброкачественности цементирования при переходе скважины на вышезалегающий горизонт либо вслед­ствие разрушения цементного стакана в процессе эксплуатации скважины. В этих целях цементный стакан следует промыть или разбурить скважину до прежнего забоя.

Во избежание проникновения цементного раствора в экс­плуатационный объект цементирование следует производить без давления.

Если нижние водьг проникают в скважину через дефект в кармане (зумпфе) скважины, то пути их проникновения пере­крывают созданием цементного стакана, нижняя граница кото­рого должна находиться на 3—5 м ниже дефекта, а верхняя — не менее чем на 2—Зм выше него.

И з о л я ц и я в о д, поетупающихпо заколонному пространству. Пути проникновения чуждых нижних вод в скважину по заколонному пространству через отверстия фильт­ра определяют таким же способом, как и проникновение чуж­дых верхних вод. Для изоляции скважины от нижних вод при-

меняют цементирование под давлением через отверстия фильтра водоцементным и пеноцементным раствором в тех случаях, ког­да нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. Во всех остальных случаях для изоляции используют нефтецемент-_ный раствор.

Технологический процесс цементирования и связанные с ним работы выполняют в той же последовательности, что и при изо­ляции скважины от верхних чуждых вод — цементированием под давлением через отверстия фильтра.

При невозможности изолировать притоки сильных напорных вод в скважину описанным методом применяют способ создания цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны, между источником обводнения и эксплуатационным объектом. В этих целях колонну перфорируют в интервале между источником обводнения и вышележащим эксплуатационным объектом и в образовавшиеся отверстия под давлением закачивают цемент­ный раствор. Для закачки раствора герметизируют фильтр экс­плуатационной колонны, для чего заливают его под давлением нефтецементным раствором, разобщают с применением пакеров или обратного сальника, скважину испытывают на поглощение, а затем цементируют под давлением водоцементным раствором. После этого над новым искусственным забоем простреливают отверстия и вновь скважину цементируют под давлением. Остав­ляемый цементный стакан должен быть на несколько метров выше специально простреленных отверстий. В зависимости от наличия свободного интервала ниже эксплуатационного объек­та, характера и напора нижней воды создают несколько цемент­ных поясов.

Технология изоляции скважины от проникновения подош­венных вод не отличается от таковой при изоляции от про­никновения чуждых нижних вод. Для цементирования приме­няют нефтецементные и пеноцементные растворы. При этом сле­дует учитывать, что подошвенная вода в большинстве случаев поступает в скважины не через трещины или каналы в пласте, а через поры породы. Поэтому в большинстве случаев не уда­ется создать за колонной водонепроницаемый слой, пересекаю­щий конус обводнения, так как цементный раствор в поры поро­ды не проникает.

Иногда целесообразно заливку производить через специаль­но прострелянные отверстия в эксплуатационной колонне в ин­тервале водонефтяного контакта и нагнетать в эти отверстия под давлением цементный раствор.

В ряде случаев для обеспечения успешной изоляции скважин от подошвенных вод до цементирования под давлением приме­няют гидравлический разрыв пласта.

На длительно разрабатываемых площадях наблюдаются слу­чаи проникновения чуждой воды из одной скважины Другую. Обычно это характерно для скважин, расположен­ных близко друг от друга, находящихся длительное время в экс-

плуатации со значительными отборами жидкости. Вода в этих случаях движется по пластам, трещинам, тектоническим нару­шениям и, проникая в одну скважину, устремляется затем в дру­гую. Таким образом, одна из скважин является обводнитель-ницей другой. Для перекрытия доступа воды в другие скважины, скважину-обводнительницу цементируют под давлением через отверстия фильтра цементным раствором.

В процессе цементирования и на время схватывания и твер­дения раствора рекомендуется в соседней скважине создать про­тиводавление. При этом необходимо извлечь из нее все подзем­ное оборудование (во избежание его цементирования вследствие проникновения цементного раствора в ствол скважины по пу­тям, по которым продвигалась вода).

При изоляции скважин от проникновения чуждых вод в по­добных случаях необходимо после цементирования разбурить цементный стакан для вскрытия фильтра эксплуатационного объекта. После изоляционных работ необходимо испытать обе скважины опрессовкой или максимально возможным снижением уровня жидкости, чтобы убедиться в надежном закрытии путей притока посторонних вод.

2. Талевая система подъемников и агрегатов для ремонта скважин. Конструктивные осо­бенности, основные параметры и краткая характеристика талевых систем.

Талевая система

Талевая система, предназначенная для уменьшения натяжения на подвижной ветви каната, навиваемого на бара­бан, состоит из кронблока, талевого блока, крюка, талевого ка­ната и направляющего ролика.

Талевый канат попеременно огибает шкивы кронблока и та­левого блока или крюкоблока; при этом подвижный его ко­нец, проходящий через оттяжной ролик, закрепляют на бараба­не подъемной лебедки, а неподвижный — прикрепляют к рам­ному брусу вышки, а на передвижных установках — к специ­альной проушине на станине. В зависимости от глубины сква­жины, вида работ и предполагаемой нагрузки выбирают обо-

рудование талевой системы соответствующей грузоподъемно­сти.

С 1978 г. освоено производство оборудования талевой систе­мы нормального ряда, в основу которого положены: высокая степень унификации между типоразмерами, а также отдельны­ми видами изделий, простота и удобство обслуживания в про­мысловых условиях, безопасность и надежность работы как от­дельных узлов, так и оборудования в целом.

Стальные (талевые) канаты выпускаются про­мышленностью различных конструкций и диаметра в зависимо­сти от назначения, условий работы и предъявляемых к ним. требований.

Основное требование, предъявляемое к стальным канатам,— обеспечение заданного расчетного разрывного усилия при кон­струкции с оптимально минимальным диаметром, минимальны­ми массой и жесткостью.

Оттяжной (направляющий) ролик предусмотрен: для изменения направления талевого каната от подъемника к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Шарнирное устройство ролика допускает вращение его в го­ризонтальной и вертикальной плоскостях. Оттяжные ролики, рассчитаны на тяговое усилие 40, 80 и 120 кН.

Ролик крепят к рамному брусу или специальному фунда­менту, расположенному между подъемником и вышкой на рас­стоянии не далее 1 м от ноги вышки. При установке ролика у мачты его крепят к трубе, пропущенной между фундаментами. ног, и возможно ближе к ноге мачты. Со стороны подъемника его устанавливают так, чтобы талевый канат, идущий к подъ­емнику через ролик, не пересекал рабочей площадки и стелла­жей и не касался где-либо самой вышки (мачты). Оттяжной ролик ограждается специальным приспособлением. Неподвиж­ный конец талевого каната крепят к противоположной ноге-вышки или мачты.

Оснастка систе мы . Перед оснасткой талевой системы определяют число шкивов в талевом блоке, тип каната, его диаметр, длину и разрывное усилие. Диаметр каната должен соответствовать диаметру канавок шкивов кронблока и талево­го блока.

Оснастку талевой системы выполняют следующим образом. Помощник бурильщика пропускает пеньковую веревку через шкив кронблока, а конец опускает вниз до пола вышки. Длина^ веревки должна быть не менее двойной высоты вышки. Буриль­щик, находящийся внизу, привязывает один конец веревки к: талевому канату, навивает на катушку трактора-подъемника и с помощью лебедок протаскивает талевый канат через край­ний шкив кронблока.

Для протаскивания каната через второй шкив кронблока бурильщик привязывает свободный конец веревки к канату, поднимаемому вверх на первом шкиве, и пропускает его через

шкив талевого блока. Помощник бурильщика, находящийся на подкронблочной площадке, отвязывает веревку, пропускает ее через другой шкив кронблока и отпускает вниз. Затем протас­кивает канат через этот шкив. Так же пропускают канат через все шкивы кронблока и талевого блока. После оснастки непо­движный конец его крепят к рамному брусу вышки, а подвиж­ный — к барабану лебедки.

Так как в процессе эксплуатации талевый канат изнашива­ется неравномерно (наиболее изнашивается ведущая струна), его следует периодически осматривать.

При замене талевого каната раскрепляют его неподвижный конец и соединяют с концом нового каната. Во время вращения барабана лебедки сработанный канат постепенно навивается :на него. Одновременно с этим новый канат переходит через .шкивы кронблока и талевого блока. Когда его конец, пройдя шкивы, будет наматываться поверх сработанного, другой сво­бодный конец нового каната закрепляют (неподвижный конец). Затем новый канат отсоединяют от сработанного, прикрепля­ют к барабану и навивают на него.

Практикой установлено, что при использовании каната уве­личенной длины и эксплуатации его с перепуском удлиняется .срок службы и, соответственно, сокращается расход каната.

Эксплуатация системы. Перед пуском талевой си­стемы в работу необходимо проверить: плавность вращения канатных шкивов и степень изношенности канавок; легкость •откидывания кожухов и надежность их крепления; плавность ^проворачивания ствола крюка в стакане; исправность защелок; надежность крепления всех узлов, гаек, болтов, а также креп­ления кронблока к подкронблочным балкам; наличие смазки в подшипниках и шарнирах. Все неисправности следует устра­нить.

Кроме того, при наружном осмотре проверяют состояние щек, штропов и других деталей. В случае обнаружения дефек­тов (вмятин, трещин и т. д.) неисправные детали талевой си­стемы заменяют. В процессе эксплуатации талевой системы необходимо: проверять надежность крепления всех узлов, при этом особое внимание обращают на надежность крепления га-ек и болтов; следить за износом канавок канатных шкивов; регулярно смазывать подшипники и шарнирные соединения; следить за чистотой смазки и за тем, чтобы не были загрязне­ны смазочные каналы; следить, чтобы канатные шкивы враща­лись свободно без заедания и шума в подшипниках; не допус­кать работу талевой системы при нагреве подшипников выше 70 °С (при перегреве подшипники необходимо промыть кероси­ном с помощью ручного насоса, а затем смазать); следить, что-•бы реборды канатных шкивов не задевали за кожух, а тале­вый канат при прохождении через прорези кожухов не задевал за их кромки; проверять легкость вращения крюка вокруг вер­тикальной оси и на пальце крепления к стволу.

При выявлении неисправностей или поломок в элементах та­левой системы работы следует прекратить и произвести ремонт или замену неисправного оборудования. Производить дальней­шие работы с неисправным оборудованием категорически за­прещается.

3. Основные причины и пути поступления пластового флюида в скважину.

Газа-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть и через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, то газ с огромной силой выбрасывает жид­кость из скважины — газовый, а иногда и нефтяной фонтан.

4. Основные технологические операции при подземном ремонте скважин и их особенности.

Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очист­ке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (пес­ка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осу­ществлению в скважинах геолого-технических и других меро­приятий по восстановлению и повышению их добывных воз­можностей. .

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опро­бованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полу­ченных после бурения и капитального ремонта.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подзем­ного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спуско-подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.

Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих и нагнетательных скважин.

Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные.

Планово-предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заблаговремено, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т. д.).

В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического ре­жима эксплуатации скважин — снижение их дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением пара­фина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполад­ками в работе подземного оборудования и самой скважины.

Восстановительный — текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их останов­кой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Межремонтным периодом работы скважины (МРП) назы­вается продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

МРП определяется делением числа скважино-суток, отрабо­танных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год

по отдельной скважине, по цеху по добыче нефти и газа (про­мыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объеди­нению в целом (в среднем) и по способам эксплуатации.

Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

Плановый межремонтный период каждой сква­жины проектируют, исходя из запланированного числа плано­во-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжи­тельности (в часах) каждого вида ремонта.

фактический межремонтный период исчисля­ется исходя из фактических ремонтов данной скважины.

В связи с неизбежными остановками скважин для произ­водства текущего ремонта и по другим причинам время, фак­тически отработанное каждой скважиной за достаточно дли­тельный период работы (квартал, год), часто оказывается меньше календарного. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному (выражаемых, соответст­венно, в скважино-месяцах, отработанных и числившихся) на­зывается коэффициентом эксплуатации. При хоро­шей организации производства этот коэффициент достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи нефти — 0,99—1,0.

К текущему ремонту скважин относят виды работ, представ­ленные в табл. IV. 1.

5. Оказание первой помощи при тепловом ожоге.

Билет №3

1. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной.

Цементное кольцо за незацементированной обсадной колон­ной наращивают для

защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пласто­выми флюидами;

ликвидации или предупреждения, перетока пластовых флюи­дов по незацементированному заколонному пространству;

заполнения заколонного пространства тампонажным мате­риалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих экс­плуатации продуктивных горизонтов.

Тампонажный состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямое тампонирова­ние) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное тампонирование).

Выбор способа тампонирования осуществляют после изуче­ния материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных

2. Талевые канаты: конструкция, классификация и основные характеристики, правила выбраковки.

Стальные (талевые) канаты выпускаются про­мышленностью различных конструкций и диаметра в зависимо­сти от назначения, условий работы и предъявляемых к ним. требований.

Основное требование, предъявляемое к стальным канатам,— обеспечение заданного расчетного разрывного усилия при кон­струкции с оптимально минимальным диаметром, минимальны­ми массой и жесткостью.

Оттяжной (направляющий) ролик предусмотрен: для изменения направления талевого каната от подъемника к кронблоку и предохранения вышек и мачт от опрокидывания. Шарнирное устройство ролика допускает вращение его в го­ризонтальной и вертикальной плоскостях. Оттяжные ролики, рассчитаны на тяговое усилие 40, 80 и 120 кН.

Ролик крепят к рамному брусу или специальному фунда­менту, расположенному между подъемником и вышкой на рас­стоянии не далее 1 м от ноги вышки. При установке ролика у мачты его крепят к трубе, пропущенной между фундаментами. ног, и возможно ближе к ноге мачты. Со стороны подъемника его устанавливают так, чтобы талевый канат, идущий к подъ­емнику через ролик, не пересекал рабочей площадки и стелла­жей и не касался где-либо самой вышки (мачты). Оттяжной ролик ограждается специальным приспособлением. Неподвиж­ный конец талевого каната крепят к противоположной ноге-вышки или мачты.

3. Причины поступления пластового флюида в скважину в процессе бурения.

Газа-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть и через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, то газ с огромной силой выбрасывает жид­кость из скважины — газовый, а иногда и нефтяной фонтан.

4. Оборудование, применяемое при подземном ремонте скважин.

На рис. III. 1 приведена схема классификации машин, обо­рудования, механизмов, сооружений и инструментов, составля­ющих современный комплекс технических средств для текуще­го ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. По этой схеме группы оборудования подразделены на подгруппы, без дифференциации их на типы и типоразмеры оборудования.

На рис. III.2 показана схема классификации машин, обору­дования, механизмов, сооружений и инструмента для капиталь­ного ремонта скважин, необходимых для выполнения групп операций. Здесь техника также подразделена лишь на подгруп­пы, без дифференциации на отдельные типы оборудования. Видно, что и это оборудование так же, как и оборудование для текущего ремонта скважин, в основном не универсально, а спе­циализировано для выполнения строго определенных операций. Более того, такое оборудование применяют только в одной от­расли промышленности — нефтегазодобывающей.

Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего ремонта заключается в широком использова­нии комплекса бурового оборудования.

Классификация оборудования по назначению показывает, что по номенклатуре оно отличается большим числом подгрупп и разнообразием. Технологическая специфика обоих процессов превратила их к настоящему времени в сложную и многооб­разную область техники, сформировавшуюся в самостоятель­ные службы текущего и капитального ремонтов скважин.

В состав комплекса оборудования входят: вышка с рабочей площадкой и мостками; талевая система; подъемная лебедка или установка (агрегат); насосная установка; ротор; вертлюг; противовыбросовое оборудование; устьевой и подземный инст­румент.

В зависимости от вида и сложности производимого ремонта, аварийных ситуаций, возникающих в процессе ремонта сква­жин, оборудование может поставляться отдельными комплек­тами или узлами (например, в виде подъемника, вышки или мачты, элементов талевой системы и т. д.), частично укомплек­тованными (лебедка, вышка, талевая система в комплекте, ро­торная установка с индивидуальным приводом, насосная уста­новка и т. д.) и полностью укомплектованными механизмами, позволяющими осуществлять весь цикл ремонта скважин.

5. Оказание первой помощи при химическом ожоге.

Билет №4

1. Устранение негерметичности обсадной колонны тампонированием.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цемен­тирования).

Повторная герметизация соединительных уз-

лов обсадных колонн состоит в том, что ликвидируют каналы негерметичности в соединительных узлах обсадных ко­лонн тампонированием под давлением. Кроме того, при негер­метичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликви­дации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметич­ности колонн при опрессовке и источниками межколонных про­явлений во время эксплуатации скважин.

В качестве тампонирующих материалов используют фильт­рующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся со­ставы) или гель (гелеобразующие составы). Применение це­ментного раствора в данном случае запрещается. Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель.

Докрепление негерметичных резьбовых сое­динений эксплуатационной колонны методом довинчивания обсадных труб с устья скважины применяют в вертикальных и наклонных скважинах для ликвидации негерметичности резьбо­вых соединений эксплуатационных колонн, расположенных в свободной, т. е. незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами.

Ликвидация каналов негерметичности в сты­ковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования. Если негерметичность стыковочного устройства или муфты сту­пенчатого цементирования характеризуется лишь падением дав­ления в процессе опрессовки и непрерывная прокачка жидкости при допустимых давлениях для колонны невозможна, то каналы утечки изолируют одним из способов тампонирования под дав­лением.

Если пропускная способность каналов негерметичности поз­воляет вести непрерывную закачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, РИР проводят методами, используе­мыми для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн.

Для изоляции сквозных дефектов в обсадных колоннах используют способы замены поврежденной части ко­лонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Замену поврежденной части колонны произво­дят при следующих условиях:

Дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы распо­ложены в незацементированной и неприхваченной части обсад­ной колонны, не заклиненной посторонними предметами;

на извлекаемых трубах не установлены элементы техноло­гической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры и др.);

извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины;

давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессов-ки обсадной колонны, что обусловливает неэффективность при­менения цементирования под давлением;

по условиям эксплуатации не допускается перекрытие де­фекта колонны трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны;

грузоподъемность наземных сооружений и механизмов обес­печивает подъем (спуск) извлекаемой части колонны.

2. Функциональное назначение и основные характеристики механизмов и узлов подъемников и агрегатов для ремонта скважин.

К основному оборудованию, с помощью которого производят спуско-подъемные операции, относят подъемные лебедки, мон­тируемые на самоходной транспортной базе — автомобиле или тракторе. Лебедка может монтироваться совместно с вышкой,, талевой системой и другим оборудованием. В этом случае обо­рудование в целом называют подъемной установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлю­гом и др.)—комплексом подъемного оборудова­ния. Если на тракторе монтируют только лебедку, такой ме­ханизм называют подъемником.

В самоходных установках и подъемниках для привода ле­бедки и других вспомогательных механизмов, как правило, ис­пользуют двигатель самой транспортной базы. Передача вра­щения осуществляется от механизма отбора мощности, через трансмиссию и коробку скоростей на барабан лебедки, при вращении которого наматывается или разматывается канат. Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зави­сит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Для производства ремонтов применяют различные пере­движные подъемные установки и агрегаты.

Подъемная установка УПТ-32 предназначена для проведения спуско-подъемных работ в процессе текущего и ка­питального ремонта.

Установка — самоходная, смонтирована на тракторе Т-130МГ-1. Состоит из следующих основных узлов: однобара-банной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование; вышки с талевой системой; задней и передней опор вышки и кабины машиниста-тракториста. Привод лебед­ки—от тягового двигателя трактора.

Техническая характеристика установки УПТ-32

Грузоподъемность, т. 32

Мощность привода, кВт. • 118

Высота вышки от земли до оси кронблока, м . . . * 18

Скорость подъема, м/с:

Габаритные размеры, мм. 10050 X 2700 X 4135

Отличительные особенности — ограничитель подъема винто­вой конструкции, тормозная система с формованными тормоз­ными колодками.

Установка тракторная подъемная УПТ1-50 предназначена для спуско-подъемных работ с насосными штан­гами, насосно-компрессорными и бурильными трубами в про-

цессе текущего и капитального ремонта скважин, не оборудо­ванных стационарными вышками и мачтами.

Установка, смонтированная на тракторе Т-130МГ-1, состоит из телескопической двухсекционной вышки высотой 19 м и од-нобарабанного лебедочного блока с приводом от двигателя трактора.

Техническая характеристика

Мощность привода, кВт

Габаритные размеры, мм

Агрегат А-50У предназначен для спуско-подъемных опе­раций при текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141—168 мм, промывки и тар-тальных работ.

Агрегат (рис. III.3) состоит из трансмиссии 2, двухбара-банной лебедки 5 (подъемный и тартальный барабаны), теле­скопической вышки с талевой системой 4, ротора 8 с гидропри-
Таблица III.I

Дата добавления: 2018-05-09 ; просмотров: 1085 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник