Состав вахты при ремонте скважин

Обязанности членов буровой при приеме и сдачи вахты

Бурильщик является руководителем работ в своей вахте и несет ответственность за безопасную организацию работ, и за выполнение требований инструкций по технике безопасности всеми членами вахты, соблюдение ими трудовой и производственной дисциплины, за техническое состояние оборудования и инструмента. Безопасность труда рабочих во многом зависит бурильщика, под руководством и с участием которого производится большинство работ на буровой. Бурильщик имеет право приостанавливать любые работы на буровой в случае возникновения опасности для жизни человека или ситуации, могущей вызвать аварию, он имеет права отстранять от работы члена вахты, если последний не однократно применяет опасный прием, угрожающий ему и его товарищам.

Перед началом работы бурильщик обязан: ознакомится с записями в вахтенном журнале, сделанными буровым мастером и бурильщиком предыдущей вахты, проверить документацию (ГТН, РТК, инструкции и др. ) ; выслушать рапорт бурильщика предыдущей вахты; знать глубину забоя, меры и компоновку бурильного инструмента, состояние ствола скважины (наличие сальников, уступов желобов, обвалообразований и др. ), поведение скважины ( проявление скважины или поглощение промывочной жидкости); ознакомиться с намеченными к проведению и проведенными за вахту роботами по технике безопасности, с замеченными в течение прошедшей вахты неполадками с целью их устранения; принять меры для устранения неисправностей силами буровой вахты, а если это невозможно, сообщить буровому мастеру или администрации для принятия мер по их устранению; проинструктировать членов вахты по безопасному выполнению предстоящих работ.

По окончанию работ бурильщик вместе с членами вахты должно навести порядок на рабочих местах, вычислить оборудование, устранить обнаруженные в процессе работы неисправности.

В культ будке бурильщик обязан заполнить вахтенный журнал установленной форме, отразить осложнения, возникавшие во время работы. В журнале проверки предохранительных устройств и приспособлений сделать отметку об их состоянии, указать об установке предохранительных диафрагм на буровых насосах и манифольдной линии гидромешалки и сдать смену.

Бурильщику запрещается производить работу по бурению и спуско-подъемным операциям, если не устранены неисправности, обнаруженные в оборудовании, механизмах, и инструментах , вахта не укомплектована , отсутствуют защитные каски или предохранительные пояса или члены вахты не имеют положенной спецодежды, неисправны контрольно – измерительный приборы или один из членов вахта находится в опасной зоне. Бурильщик обязан лично проверить: центровку фонаря вышки с устьем скважины; фундаменты под основное оборудование ; исправность буровой лебедки с редуктором; крепление обоих концов талевого каната и его состояние; состояние приспособления для правильной навивки талевого каната на барабан лебедки , ограничителя подъема талевого блока пневмораскрепителя, пневмосистемы, пневмоклиньев; исправность вспомогательной лебедки контрольно-измерительных приборов, пультов управления бурильщика, АКБ, ЛБК, ПКР; штропы, состояние стопорных и запирающих устройств на роторе и подъемном крюке; сигнализация между верхнем рабочим и бурильщиком и сигнализацию у других агрегатов; автоматический элеватор; блокировочный устройства механизма АСП-3 и коробки скоростей; приспособление для подвески вертлюга; автомат подачи долота на забой; аварийный привод подъема инструмента; противовыбросовое оборудование, его обвязку и управление; состояние предохранительного пояса верхнего рабочего и защитных касок, исправность спецодежды каждого члена вахты; наличие плакатов «не включать работают люди!» аварийных болтов, обратных клапанов с приспособлениями для их открытия; приспособление для работы с УБТ, ловильный инструмент.

Кроме того бурильщик должен проконтролировать, чтобы его помощники осмотрели и приняли закрепленное за ними буровое оборудование и инструмент и получить устные рапорты от членов вахты о готовности рабочих мест, оборудования и инструмента, а именно:

От первого помощника – о состоянии ротора, элеваторов, автоматического стационарного бурового ключа АКБ подвесного пневматического, роликового ключа ПБК, универсальных машинных ключей, автозатаскивателя ведущей трубы в шурф, кругового ключа Залкина, комбинированного колпачка для переноски долот и колпачка с дужкой для подъема УБТ, машинки для стягивания втулочно роликовых цепей, ключей для загибания шпилек у втулочно-роликовых цепей, приспособления для автоматического зацепления подъемного крюка за серьгу вертлюга, приспособления для надевания предохранительных резиновых колец на бурильные трубы, электропроводки и светильников на первом поясе вышки с внутренней и внешней сторон, емкостей с запасом глинистого раствора, первичных средств пожаротушения в насосном отделении, обшивка вышки, приставной переносной лестницы;

От второго помощника – о состоянии буровой вышки и установленных на ней оборудования, механизмов и приспособлений, оттяжек, маршевых лестниц и площадок талевой системы, подъемного крюка, вертлюга, шланга для нагнетания промывочной жидкости, стояка, МСП, элементов АСП, смонтированных на вышке, стационарных и передвижных люлек верхнего рабочего, глиномешалки, гидромешалки,буровых насосов и их обвязки, состоянии электропроводки и светильников на вышке, талевого каната, приспособления для крепления неподвижного конца талевого каната, состоянии и креплении каната ограничителя подъема талевого блока;

От третьего помощника – состояния и чистоте приемного моста, дополнительного подсвечника, полов в буровой, площадок, перильных ограждений по жалобной системе и узлов для приготовления, утяжеления и очистка глинистого раствора (БПР), глиномешалки, гидромешалки и ее обвязки, вибросит (ситоконвейера), гидроциклонной установки, желобной системы, изолирующих подставок и диэлектрических перчаток у пусковых устройств вибросит и глиномешалок, приемных емкостей для глинистого раствора, приспособления от разбрызгивания раствора, стропов и чалочных приспособлений для грузоподъемного крана на приемном мосту, ручного инструмента, пожарных стояков, первичных средств пожаротушения;

от дизелиста 4-го разряда – о состоянии двигателей внутреннего сгорания, выхлопных коллекторов, глушителей, искрогасителей с водяным орошением, топливомаслопроводов, контрольно-измерительных приборов в агрегатном сарае, электростанции, электродвигателей, пусковых устройств к ним, заземляющих устройств к электроустановкам, редуктора, коробки передач, ременных, цепных, карданных и других передач, поворотных кранов и других подъемных приспособлений и строп к ним в агрегатном сарае, компрессоров, воздухосборника и воздухопроводов, предохранительных и обратных клапанов, маслоотделителя, аккумуляторов, аварийного освящения, переносных низковольтных светильников местного освещения, ручного инструмента, наличии плакатов «Не включать – работают люди!», первичных средств пожаротушения в агрегатном сарае и возле электростанции, пожарного стойка в агрегатном сарае ( на установках Уралмаш – 125БД шита включения вспомогательных механизмов ):

от дизелиста 3-го разряда – от состоянии топливных и масляных емкостей и их рабочих площадок, топливопроводов, идущих от емкостей, ручного насоса для подачи топлива, вентилей на топлевопроводе у емкостей и в 5м от буровой, водонасоса, ременной передачи к нему, ограждения и крепления манометра и предохранительного клапана на водонасосе, пускового электроустройства, электродвигателя и заземляющего устройства, электропроводки и освещения водонасосной, изолирующей подставки и диэлектрических перчаток у пускового устройства, электролиний от буровой до водонасосной; о наличии горюче-смазочных материалов, плаката « Не включать – работают люди!», первичных средств пожаротушения в водонасосной и у склада ГСМ, пожарного стойка возле топливной емкости;

от электромонтера (на установках с электроприводом) – о состоянии наружного распределительного устройства КРУН-6КВ, ограждения вокруг него, магнитных станции электродвигателей привода буровых насосов и буровой лебедки и их пусковых устройств, заземляющих устройств; наличии предупредительных плакатов и защитных средств, щита собственных нужд; при бурении электробурами – о состоянии заземления установки электробура (корпуса токоприемника, щеткодержатель, дополнительного токосъемного устройства, токоприемника, корпуса трансформатора электробура, предохранительного троса бурового шланга), о состоянии станции и пульта управления электробуром; на установке Уралмаш-125БЭ – дополнительно о состояния пусковых и блокировочных электроустройств АСП-3, правильности приемки защитных средств и пусковых електроустройств другими членами вахты;

от лаборанта-коллектора – о состоянии наличии глинистого раствора, химических реагентов, приборов для замера параметров глинистого раствора, защитных средств;

от кочегара (в осенне-зимней период) – о состоянии парокотельной установки, ее обвязки, паровых вентилей, контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств, запасе топлива, состоянии системы подачи воды, электропроводники, освящения.

1. Противофонтанное оборудование

Противовыбросовое оборудование — комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов. Противовыбросовое оборудование обеспечивает проведение следующих работ:

1. Герметизация скважины;
2. Спуск-подъём колонн бурильных труб при герметизированном устье;
3. Циркуляция бурильного раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацией;
4. Оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Противовыбросовое оборудование не следует путать с устьевым оборудованием. Последнее является гораздо более ёмким понятием, охватывающим любое оборудование, устанавливаемое на устье скважины. Часть устьевого оборудования входит в состав противовыбросового оборудования.

Противовыбросовое оборудование включает устьевое оборудование, манифольд и систему управления.

Устьевое оборудование — совокупность технических средств, устанавливаемых на устье скважины нефтяной или газовой залежи при её строительстве, эксплуатации или ремонте, предназначенных для выполнения одной или нескольких самостоятельных функций, связанных с герметизацией устья. Включает превенторы, превенторный блок [ , устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъёмный жёлоб и герметизатор.

Манифольд — система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой. Включает линии дросселирования и глушения, конструктивно выполненных в виде блоков, соединенных с превенторным блоком противовыбросового оборудования магистральными линиями.

Противовыбросовое оборудование (ПВО) используется для гурметизации устья скважины в процессе сооружения скважины, и при испытании продуктивных пластов. Комплект противовыбросового оборудования включает:
– плашечный, универсальный, вращающийся превенторы;
– систему ручного и дистанционного управления превенторами,
– систему обвязки с задвижками высокого давления, которые имеют дистанционное управление.

Плашечный превентор состоит из корпуса, двух подвижных плашек и двух гидроцилиндров. Каждая плашка соединена со штоком гидроцилиндра двойного действия. Гидроцилиндры закреплены на боковых крышках, подвешенных на корпусе с помощью шарниров. Управление гидроцилиндрами осуществляется с пульта. Рабочая жидкость к гидроцилиндрам подводится по трубкам от гидропривода, который установлен вдали от превентора. Боковые крышки закреплены на корпусе при помощи винтов. Для обогрева превентора в его корпусе имеются каналы для подачи тепла. Герметичность соединения боковых крышек с корпусом обеспечивается за счет уплотнительных колец, которые при монтаже смазываются уплотнительной смазкой.

Управление превентором осуществляется от специального пульта дистанционно, с помощью гидропривода. В случае выхода дистанционного пульта из строя, превентор закрывается ручным вращением штурвалов, которые вынесены за пределы буровой. Для осуществления ручного закрытия плашек, и удержания их в закрытом положении, внутри штока каждого гидроцилиндра имеются цилиндрическая втулка с резьбой и валик. Валик выведен наружу, и заканчивается вилкой под карданное соединение с тягой, через которые он соединяется со штурвалами ручного управления.

Плашки перемещаются в корпусе превентора при помощи штока и гидроцилиндров. Они могут открывать, либо закрывать проходное отверстие в нем. Плашки могут быть вырезными – с вырезом в виде полукруга, облицованным специальной резиной, либо глухими – без выреза, с резиновой облицовкой. В любом случае, поверхности касания плашек друг с другом должны быть облицованы резиной.

Превентор с вырезными плашками герметизирует устье при спущенной колонне бурильных труб; радиус выреза полукруга на них равен радиусу бурильных труб. Превентор с глухими плашками полностью герметизирует устье в случае отсутствия в скважине инструмента. Поэтому, следует устанавливать не менее двух плашечных превенторов: с вырезными плашками, и с глухими.

Маркировка плашечного превентора ППГ 230х320: первое число в маркировке «230» означает диаметр проходного отверстия в миллиметрах, второе «320» рабочее давление кгс/см2.

1. Газонефтеводопроявления и действия членов буровой вахты при различных условиях.

Газонефтеводопроявления (ГНВП). Насыщение газом или нефть ю бурового раствора, перелив раствора через устье скважины, увеличение объема циркулирующего раствора в приемных емкостях, выброс раствора через ротор пластового флюида через отводы превентора, повышение давления на стояке или на отводе при закрытом превенторе, называется газонефтеводопроявлением.

Прямые признаки ГНВП.

Насыщение бур. раствора газом, нефтью и водой;

перелив или выброс раствора из скважины при остановке насоса;

увеличение объёма раствора в приёмных емкостях при его циркуляции;

несоответствие объёма доливаемого раствора с объёмом поднимаемых бур. труб.

Косвенные признаки ГНВП.

Снижение плотности промывочной жидкости за счёт поступления из пласта газа, нефти или воды, изменение вязкости и СНС раствора;

беспричинное снижение давления на стояке при циркуляции раствора;

изменение цвета бур. раствора, образование пены, пузырьков, появление запаха газа.

Несоответствие величины плотности бур. раствора фактич. пластовому давлению и глубине залегания пласта;

снижение противодавления на пласт в результате насыщения газом, нефтью бур. раствора или эффекта «поршневания» при подъёме бур. колонны;

снижения уровня промыв-й жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения её жидкостью при подъёме бур. колонны или ухода её в пласт;

насыщение раствора нефтью, газом при длительном простое скв-ны без промывки;

снижение плотности бур. раствора за счёт ухудшения его технолог. свойств и выпадения, в связи с этим, глины или утяжелителя;

невыполнение требований проекта и технолог. регламентов по соблюдению промывочной жидкости, промывке скважины, скоростям спуска бур. и обсадной колонн;

вскрытие продукт. Горизонта на отметке выше, чем предусмотрено в ГТН.

Причины возникновения открытых газонефтеводяных фонтанов.

1) Несвоевременное обнаружение признаков ГНВП вследствие безответственности или неграмотности бур-ка, бур. мастера.

2) Непринятие своевременных мер для предотвращения выбросов и ОФ или невозможность герметизировать устье скв-ны вследствие:

ошибки в проектировании конструкции скважины, установлении пласт. давления, выборе ПВО;

нарушения проекта при креплении скважины (несоответствие прочности обсадных труб, недоспуск и некачественное цементирование кондукторов и тех. колонн);

несоответствие характеристики ПВО ожидаемому устьевому давлению и его неисправность, несоответствие плашек превентора диаметру бур. труб;

нарушение герметичности в обвязке и креплении превенторной установки;

нарушение герметичности обсадных колонн в результате протертости её бур. инструментом,, обрыва колонны и ослабления резьбовых соединений;

необученности членов бур. бригады практич. действиям при герметиз-и устья скв-ны при ГНВП;

неисправность бур. оборудования (силовые агрегаты, лебёдка, талевая система, компрессоры, приводы и отсутствие запасной электростанции).

3) Недостаточный объём запас бур. раствора необходимого качества и материалов для его приготовления, утяжеления с целью глушения ГНВП.

Действие членов буровой вахты при ГНВП в процессе механического бурения, промывки и проработки скважины при наличии под ведущей трубой обратного клапана или шарового крана.

Бурильщик:

• включает звуковой сигнал тревоги;
• поднимает бурильную колонну до выхода первого замкового соединения над ротором на высоту элеватора плюс 25-30 мм;
• надежно фиксирует рукоятку тормозной системы лебедки.

Дизелист (электрик):

• по команде бурильщика останавливает насос.

Первый и третий помощники бурильщика:

• закрывают КШЦ, герметизируя трубное пространство, а затем выполняют указания бурильщика.

Бурильщик:

• закрывает универсальный превентор;
• закрывает гидрозадвижку, отсекающую блок дросселирования от манифольда ПВО, если отсекающая задвижка механическая, то подаёт команду на её закрытие вручную:
• осуществляет контроль изменения давления в затрубном пространстве.

Первый помощник бурильщика:

• закрывает отсекающую задвижку перед блоком дросселирова-ния.

Второй помощник бурильщика:

• сообщает о случившемся ответственному дежурному ИТР и УзВЧ.

Дизелисты (электрики):

• обеспечивают бесперебойную работу силовых агрегатов, электростанций, насосов, компрессоров.

Действия членов буровой вахты при ГНВП в процессе проведения спускоподъемных операций.

Бурильщик:

• включает звуковой сигнал тревоги;
• останавливает спуско-подъемные операции:
• разгружает инструмент на ротор.

Первый и третий помощники бурильщика:

• по команде бурильщика освобождают штропы от элеватора;
• наворачивают на бурильную колонну аварийную промывочную задвижку либо КШЦ:
• докрепляют соединения машинными ключами:
• соединяют штропы с элеватором.

Бурильщик:

• поднимает бурильный инструмент от ротора на 25-30 мм и фиксирует ручной тормоз:
• закрывает верхний плашечный превентор:
• закрывает задвижку, отсекающую блок дросселирования от манифольда ПВО, если отсекающая задвижка механическая, то подаёт команду на её закрытие вручную:

Третий помощник бурильщика:

• закрывает аварийную задвижку или КШЦ.

Первый помощник бурильщика:

• закрывает отсекающую задвижку перед блоком дросселирова-ния.

Первый и третий помощники бурильщика:

• фиксируют закрытие плашечного превентора с помощью руч-ного привода с подсчетом оборотов.

Второй помощник бурильщика:

• по команде спускается с полатей верхового и сообщает о случившемся ответственному дежурному ИТР и УзВЧ.

Дизелисты (электрики):

• обеспечивают бесперебойную работу силовых агрегатов, электростанций, насосов, компрессоров.

1. Технология текущего и капитального ремонта скважин

7.1 Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ .

Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке , частичной или полной замене подземного оборудования , очистке его , стенок скважины и забоя от различных отложений , а также по осуществлению в скважинах геолого-технических 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 , полученных после бурения и капитального ремонта.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования ( трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособле­ний . Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО ( спуско-подъемным операциям ), монтажу и разборке устьевого оборудования .

Планово-предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.

Восстановительный — т. ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам. Межремонтным периодом работы скважины ( МРП ) называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего

Виды текущего ремонта скважин :

• Ремонт скважин , оборудованных штанговыми скважинными насосами , в т.ч. смена насоса , устранение
  обрыва и отвинчивания штанг.
• Ремонт скважин , оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса.
• Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина , гидратов , солей и песчаных
  пробок.
• Консервация и расконсервация скважин.
• Ремонт газлифтных скважин.
• Ремонт фонтанных скважин.
• Ремонт газовых скважин.
• Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ.
• Опытные работы по испытанию новых видов НКТ , штанг, насосов, ЭЦН и т.д.

7.2 Виды капитального ремонта скважин

Капитальный ремонт скважин — комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн , цементного кольца , призабойной зоны , ликвидацией аварий , спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов.

Основные виды капитального ремонта:

• Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта,
  отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание
  цементного кольца за колонной.
• Устранение негерметичности эксплуатационной колонны .
• Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны.
• Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин.
• Переход на другие горизонты и приобщение пластов.
• Перевод скважин из категории в категорию.
• Зарезка и бурение второго ствола.
• Ремонт нагнетательных скважин.
• Уточнение геологического разреза в скважинах , оценка насыщенности и выработки продуктивных
  пластов.
• Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ (поверхностно-активными веществами) призабойной зоны пласта.
• Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.

Ликвидация песчаных пробок в скважинах.

При разработке пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами (особенно песчаниками ) часто разрушается скелет призабойной зоны пласта. В этом случае жидкости и газы увлекают из пласта в скважину некоторое ( иногда значительное ) количество песка . При недостаточной скорости восходящего потока песок откладывается на забое, перекрывая отверстия фильтра Иногда высота песчаной пробки достигает десятков и сотен метров, в ряде случаев с прихватом подземного оборудования и подъемных труб. Для возобновления нормальной работы скважины возникает необходимость в очистке забоя и ствола скважины от скопившегося песка.

Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважины водой, газожидкостными смесями, продувкой сжатым воздухом, очисткой с помощью струйного насоса, желонкой или гидробурами.

При прямой промывке воду нагнетают внутрь НКТ, вынос песка осуществляется через затрубное пространство. Для повышения эффективности на нижний конец НКТ крепят различные насадки, называемые мундштуками : со скошенным концом ( типа пера ) , с ссуженным концом ( типа карандаша и отверстием 12-37 мм ) и с фрезерами на концах. При обратной промывке вода нагнетается в затрубное пространство и поток поднимается на поверхность через полость НКТ. При малом диаметре труб обеспечивается высокая скорость восходящего потока.

Очистка скважины пенами, сжатым воздухом производят в скважинах с небольшим уровнем жидкости, малым пластовым давлением и наличием рыхлых песчаных отложений.

Очистка с помощью желонок (специальных труб-сосудов диаметром 73-114 мм) при простоте процесса ( спуск пустой желонки, резкое заполнение при сильном перепаде давлений при ее открытии , подъем на поверхность ) обладает и рядом недостатков : длительность процесса , риск протирания обсадной колонны , возможность обрыва тартального каната, загрязнение рабочего места и окружающей среды.

В ряде случаев могут применяться различные типы гидробуров , спускаемые на канате , которые постепенно всасывают песчаножидкостную смесь при многократном упоре и подъеме относительно песчаной пробки , а также винтовые гидравлические забойные двигатели.

Исправление дефектов в колонне и разбуривание цементных пробок.

К дефектам , которые можно исправить , относят смятие и слом обсадной колонны . Смятие оценивают по изменению внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Если смятие по длине равно одному — двум диаметрам обсадной колонны , в результате чего внутренний диаметр уменьшился до 85 % от номинального , то смятие считается незначительным, при длине от трех диаметров с уменьшением внутреннего диаметрадо80 %от номинала — значительным. Места смятий исправляют оправочными долотами , грушевидными и конусными фрезерами. Работы проводят и нструментом диаметром на 4 — 5 мм большим смятого участка обсадной колонны . Инструмент опускают на нужную глубину и начинают вращение с помощью ротора. Частота вращений 40-80 об/мин. Осевую нагрузку выбирают в

зависимости от диаметра обсадной колонны от 50 до 500 кг. Обработав смятый участок первым оправочным долотом , колонну бурильных труб поднимают и заменяют инструмент на следующий с диаметром большим на 5 мм предыдущего . По мере расширения используют несколько долот. Если при этом не получают положительного эффекта , место дефекта протирается , то участок фрезеруют до номинального диаметра обсадной колонны и дефект цементируют с установкой временного цементного моста . Затем цементный мост разбуривают роторным способом с применением пилообразных долот в комбинации с рейбером. Долото разбуривает цементую корку , а райбер центрирует долото и оправляет колонну . Используют также турбобуры и забойные винтовые двигатели Д-85 и аналогичные.

Ремонтно- изоляционные работы.

РИР — работы по перекрытию путей проникновения вод в скважину , отключению отдельных пластов и обводненных интервалов. РИР — одно из средств по реализации мероприятий по увеличению степени извлечения нефти из пласта, охране недр и окружающей среды.

Тампонирование скважин проводят при необходимости :

• обеспечить изоляцию продуктивных объектов от проникновения чуждых вод
• создать цементный стакан на забое или цементный мост в колонне
• перекрыть фильтр при переводе скважины на выше- или нижележащий горизонт
• создать цементные пояса в призабойной зоне для изоляции от высоконапорных нижних пластовых вод
• перекрыть дефекты в эксплуатационной колонне
• изолировать продуктивные горизонты друг от друга и от посторонних вод при спуске обсадных труб при зарезке и бурении второго ствола скважины
• закрепить призабойную зону скважины с целью предотвращения пробкообразования

Во время летних практических занятий мы познали профессию 3 помощника бурильщика, ознакомились с его должностными обязанностями, изучили более подробно буровую установку, технологию и виды капитального ремонта скважин, рабочее место помощника бурильщика. В ходе экскурсии воочию увидели производственный процесс, осмотрели все цеха, склады и были свидетелями оперативной работы буровой бригады по герметизации устья скважины при назонефтеводопроявлениях при спуско-подъемных операциях.

Источник