Что включает в себя обслуживание забойного двигателя после подъема из скважины

Обновлено: 07.07.2024

Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежах

Схема системы ППД для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента.

1.1. Принципиальная схема системы ППД

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

Система ППД должна обеспечивать:

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

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

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

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

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

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Рис.1.1.1. Принципиальная схема системы ППД

1.2. Система трубопроводов ППД

К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:

- нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);

- водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);

- водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);

- внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).

Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.

Технологии сбора и транспорта продукции

Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:

- по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));

- по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;

- из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.

Рис.1.2.1. Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные системы 1 водоочистная станция; 2 магистральный водовод; 3 водовод высокого давления; 4 нагнетательная линия; 5 колодец; 6 нагнетательные скважины; 7 подводящие водоводы; 8 подземные резервуары чистой воды; 9 кустовая насосная станция; 10 перемычка

Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.

Основные технологические параметры

Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:

- безопасную и надежную эксплуатацию;

- промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;

- производство монтажных и ремонтных работ;

- возможность надзора за техническим состоянием водоводов;

- защиту от коррозии, молний и статического электричества;

- предотвращение образования гидратных и других пробок.

Рабочее давление в трубопроводах системы ППД

1.3. Напорные трубы

Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 46) приведены в табл. 1.3.1. Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле

Р = 20 δ ơ/ d (1.3.1)

где Р гидравлическое давление в МПа; δ минимальная толщина стенки в мм.; ơ допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела прочности, в кг/мм 2 ; d внутренний диаметр трубы, в мм.

Графитовые смазки для резьбовых соединений труб

Для смазывания резьбовых соединений труб применяют графитовые смазки следующих составов:

1) 5 массовых частей машинного масла, 1 массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния);

2) 50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 % каустической соды крепостью 32 градусов Ве, 33,5 43,5 % машинного масла (все составляющие части берутся в процентах к общей массе);

3) 24% солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2% канифоли (все составные части берутся в процентах к общей массе).

Размеры и масса нефтепроводных труб

1.4. Насосные станции и установки для закачки воды

Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах (рис. 1.4.1).

Рис.1.4.1 Установка погружного центробежного электронасоса а для подачи пластовых вод: 1 погружной электродвигатель; 2 - погружной насос; 3 - оборудование устья скважины; 4 - силовой кабель; 5 - комплексное оборудование; 6 - трансформатор; б - для закачки воды: 1 - шурф; 2 - разводящий водовод; 3 - электронасосный погружной аппарат; 4 - контрольно-измерительные приборы; 5 - нагнетательный водовод; 6 - комплексное устройство; 7 - трансформатор
К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.
Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения.
Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов 1 2 3 5 6 4 7 6 5 4 3 2 1 а б ЦНС-180 и ЦНС-500.
Состав БКНС в зависимости от числа насосов приведен в табл.1.4.1.

Описание конструкции и принцип действия БКНС

Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней, приведены в табл.1.4.1. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.

На типовой технологической схеме БКНС (рис. 1.4.2) цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 - щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электро- магнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 - диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII - резервуар сточных вод.

В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия.

Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403.

Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.

Рис. 1.4.2 - Типовая технологическая схема БКНС

Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.

Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки.

Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины.

Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.

Система водяного охлаждения предусматривает:

- охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;

- охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;

- подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ.

Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60/254 на вход насосов ЦНС-180.

В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.

В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).

В НБ установлены:

- насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;

- маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;

- трубопроводы и арматура технологической воды;

- трубопроводы и арматура системы охлаждения;

- трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;

- кнопочный пост управления маслоустановкой,

- кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;

- короба и трубы электропроводки,

- кнопочный пост управления вентиляцией.

Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.

Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м 3 /ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м 3 /ч при плотности воды равной 1000-1001кг/м 3 .

Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр.

Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала.

Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м 3 , шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м 3 /ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой.

На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха.

Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа.

При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропяты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.

Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД.

После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05. 0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.

В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резино-металлические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава.

При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.

В БД установлены:

- 2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264;

- 2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;

- 4 блока печей ПЭТ-4;

- защитные короба электропроводки;

- трубопроводы и арматура технологической воды.

1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.

В БГ установлены:

- устройство измерения расхода;

- элементы вентиляции и отопления,

- кнопочный пост управления вентиляцией.

Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.

При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены 3 маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели.

В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС¥100; БКНС¥150, БКНС¥200; БКНС¥500.

Центробежные насосы секционные типа ЦНС

Насосы типа ЦНС - центробежные насосы секционные: Г - для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла - 2-60 о С), М - для перекачивания масла, УН - для перекачивания утечек нефти, после цифр указывается климатическое исполнение и категория размещения насоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Допустимая массовая доля механических примесей до 0,1% и размером твердых частиц не более 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов - не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС) приведен на рис. 1.4.3.

В табл. 1.4.4 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м 3 /час. В табл. 1.4.5 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час.

Агрегаты ЦНС 300-120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м 3 , содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа.

Нефть, Газ и Энергетика

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

Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину

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

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

Спуск компоновки

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

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

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

Бурение

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

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

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

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

2. Перед опробованием двигателя над устьем скважины в зимнее время (T<0 0 C) прогреть его паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Запуск производить при давлении не более 5 МПа. Убедитесь в плавности вращения вала и герметичности резьбовых соединений.

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

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

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

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

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

Обслуживание забойного двигателя после подъема

После подъема двигатель подвергается прокрутке шпинделя вручную с последующим пробным запуском для полной промывки от частиц шлама. От двигателя отворачивается долото, расширитель или другой породоразрушающий инструмент, обратный клапан, фильтр, который необходимо очистить. Двигатель после эксплуатации отправляется на текущий ремонт, который включает в себя разбору, смазку, замену изношенных деталей, сборку в условиях мастерских.

Погрузка и транспортировка

При погрузочно-разгрузочных работах забойные двигатели не должны подвергаться ударам. Двигатель, долото, фильтр, расширитель (калибратор), обратный клапан отправляются в механические мастерские в комплекте. Двигатель должен транспортироваться на скважину и обратно на транспорте, обеспечивающим касание двигателя по всей длине. Не допускается транспортирование двигателя со свисанием с одного конца или касанием не по всей длине.

Забойные двигатели с двумя перекосами

Забойные двигатели с двумя перекосами – это двигатели, имеющие один перекос у соединительного шарнира вала (как изогнутый корпус у двигателя с одним перекосом) и перекос между рабочей секцией и перепускным клапаном в верхней части забойного двигателя. Второй (верхний) перекос может быть постоянным или регулируемым.Двигатели с двумя перекосами будут набирать зенитный угол с более высокой интенсивностью, чем двигатели с одним перекосом, но их нельзя вращать.Далее приведены различные конструкции забойных двигателей с двумя перекосами и типовые компоновки низа бурильной колонны, используемые при бурении различных участков горизонтальных скважин.

Конструкции двигателей с двумя изгибами

Иллюстрация взаимодействия компоновки с забоем и стенкой скважины

Двигатель с изогнутым корпусом с центраторами

Компоновка с регулируемым углом перекоса без центраторов.

Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом

Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом и накладкой

Компоновка, включающая забойный двигатель с одним перекосом, с верхним и нижним центраторами

Компоновка, включающая забойный двигатель с двумя перекосами, накладкой и центраторами.

Компоновка с забойным двигателем с одним перекосом для среднего угла

Компановка, включающая забойный двигатель с двумя перекосами, накладкой и центратором

Компоновка с забойным двигателем с двумя перекосами и длинной прямой лопастной накладкой

Нефть, Газ и Энергетика

Инструкция по работе с забойными двигателями Д-54, Д-85, Д105, ТПВ-105

Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину

Спуск компоновки

👍Бурение забойными двигателями

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

👉Обслуживание забойного двигателя после подъема

👉Погрузка и транспортировка забойных двигателей

Турбобур ТПВ-105

Назначение изделия

Турбобур ТПВ-105 предназначен для разбуривания цементных стаканов и мостов при капитальном ремонте скважин. Кроме того он может быть применен прибурении глубоких скважин шарошечными долотами, долотами режущего типа, оснащенными природными и синтетическими алмазами или алмазно-твердосплавными пластинами. Турбобур может быть использован при бурении скважин при температуре бурового раствора на забое скважинне более 110 0 С и рекомендован к эксплуатации во всех климатических районах.

Энергетическая характеристика турбобура при работе на буровом растворе плотностью 1000 кг/м 3 .

Нефть, Газ и Энергетика

Схема расстановки спец. техники при глушении скважины

Определение давления

Стравливание давления из скважины

Сборка линий трубопровода

Испытание на герметичность линии

Замер плотности жидкости глушения

Замеры плотности производятся следующим образом:

Закачка раствора глушения в скважину

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины .

Заключительные работы после глушения скважины

от 4 до 6 метров

Подготовительные работы к ремонту скважин

Сооружение якорей

При задавке якорей ЗАПРЕЩАЕТСЯ

Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин на кустовой площадке

Подготовка труб

Шаблонирование труб

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину специальным шаблоном, соответствующим по диаметру спускаемым трубам. В трубу, подготовленную к спуску в скважину, вставляется шаблон, при подъеме ее для сворачивания с предыдущей трубой, шаблон проходит через внутреннее пространство трубы под собственным весом.

При непрохождении шаблона в трубе, ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

Замер длины колонны труб

порядковый номер трубы

условный диаметр трубы

тип конструкции трубы

группа прочности стали

толщина стенки трубы, мм

Нараст. длина колонны

Монтаж противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, указанной в плане работ.

Убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

Подготовительные работы

Монтаж ПВО .

Эксплуатация ПВО

Перед началом смены необходимо проводить:

Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования.

Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

Спуско - подъёмные операции

Подготовка инструмента и оборудования перед СПО.

Перед выполнением работ по спуску и подъёму инструмента, подземного оборудования необходимо проверить

Бурильщик (ст.оператор ПРС) проверяет исправность:

При работе с гидравлическими ключами типа Ойл-Кантри проверяет

При работе с автоматами АПР-2ВБ и механическими ключами с электроприводом необходимо проверить

При работе с гидравлическим ротором А-50 необходимо проверить

При проверке состояния крюкоблока необходимо проверить

Также проверяется состояние талевого каната.

Ежесменному осмотру подлежат вспомогательные стропы.

Проверяется и при необходимости заправляется и прокачивается гидросистема ГИВ-6, стрелка прибора при ненагруженном канате устанавливается на цифре <10>.

Запрещается работа неисправным инструментом и оборудованием, не имеющим паспорта и просроченным сроком дефектоскопии.

Подъём и укладка труб.

После проверки инструмента и оборудования производится демонтаж фонтанной арматуры

После установки на устье ПВО производится его опрессовка на давление указанное в плане работ, но не выше давления испытания эксплуатационной колонны на герметичность.

После опрессовки ПВО, стравливания давление в нагнетательной линии, её разборки, съема запорной компоновки приступают к подъёму труб.

При подъёме трубы помощник бурильщика (оператор) надевает на трубу под муфту элеватор (типа ЭТА), после входа подвижных челюстей на несущую часть элеватора производит поворот рукоятки влево до захода её за неподвижную скобу и фиксирует рукоятку подпружиненным пальцем находящимся в рукоятке элеватора и только после полного закрытия элеватора и его фиксации подаёт сигнал бурильщику о подъёме.

Бурильщик (Ст. оператор) после получения сигнала о подъёме производит вытяжку инструмента и после прекращения боковой раскачки крюкоблока плавно, не допуская рывка, поднимает трубу до выхода следующей муфты трубы над спайдером на высоту необходимую для посадки трубы в спайдер и захвата под муфту элеватором. После посадки трубы в клиновой захват спайдера труба отворачивается и помощник бурильщика (оператор) производит наворот на ниппель предохранительного кольца (защитный колпачок) и направляет при опускании трубы ниппельную часть в жёлоб приемных мостков, второй помощник бурильщика сопровождает трубу поддерживая её находясь впереди сбоку специальным крюком. Для передвижения по приёмным мосткам должна быть построена перед ремонтом скважины беговая дорожка шириной не менее 1 метра из рифленого металла или обрезных досок толщиной не менее 50мм с зазором между досками не более 10мм и жёлобом для приёма труб. Скорость подъёма труб должна быть такой, чтобы исключалась возможность поршневания.

После опускания трубы на приёмный упор (козелок) 1 помощник бурильщика (оператор) расфиксирует замок элеватора, снимает его с трубы и фиксирует на следующей трубе подлежащей подъёму из скважины. Второй помощник бурильщика снимает муфтовый конец трубы с приёмного упора и укладывает её на приёмный мост и с жёлоба прокатывает до упорных стоек противоскатывания. После укладывания 1-го ряда труб на мостки ложатся деревянные прокладки на первый ряд труб не менее трёх поперёк длины труб для предотвращения прогиба и соприкасания труб с трубами предыдущего ряда.

Ширина приёмных мостков должна вмещать всю колонну извлеченных из скважины труб и штабелирования высотой не более 4--х рядов. Для рационального использования ширины приёмных мостков трубы укладываются исключая соприкосновение их муфтами.

Помощники бурильщика (операторы)

Скорость спуска должна исключить возможность гидравлического разрыва пласта.

Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл-Кантри.

Диаметр НКТ Давление на манометре Давление на манометре Крутящий момент

(мм) ( PSI ) (кг/см.кв.) (фунто-фут )

2* (60мм) 1100 77,3 8

2 7/8*(73мм) 1200 84,3 10

При подъёме труб необходимо постоянно поддерживать давление гидростатического столба жидкости на забой во избежании ГНВП.

При спуске труб необходимо также наблюдать за скважиной, т.е. при интенсивном поглощении необходимо спуск труб вести с постоянным доливом.

Замер количества доливаемой жидкости

Закачка химических реагентов в скважину

Закачка растворов кислот

Подготовительные работы:

Приготовление растворов кислот.

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

Перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования;

Проведение работ по закачке кислоты

По команде руководителя работ:

По окончании работ

Закачка хим. реагентов в скважину. (Работы по обработке призабойных зон, закачка оторочек, закачка наполнителей для снижения приемистости, закачка ПАВ, закачка вязко-упругих тампонов и т.д.)

Подготовительные работы:

Приготовление химических композиций.

Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке:

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

п еред началом закачки в пласт необходимо:

Проведение работ по закачке химических композиций

По команде руководителя работ:

По окончании работ

Промывка скважин

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Гидравлические забойные двигатели

ГЗД соединены с бурильной колонной, чтобы вращать и направлять буровое долото.
Бурильная колонна не участвует в процессе передачи крутящего момента долоту, оставаясь либо неподвижной, либо совершая малоинтенсивное вращение с цель снятия сил трения при поступательном движении инструмента.
Вращение обеспечивается силовой секцией, которая обычно является двигателем прямого вытеснения, который приводится в движение циркуляцией бурового раствора.
Осевые и радиальные нагрузки бурения реагируют на бурильную колонну подшипниками в герметичном подшипниковом узле.

снижения аварийности с бурильными трубами за счет облегчения условий их работы;
проводки наклонно направленных скважин и корректирования траектории ствола скважины;
повышения показателей отработки долот за счет реализации рациональных параметров режима их нагружения (отношения крутящего момента к частоте вращения М/n).

динамические забойные двигатели (турбобуры), рабочим органом которых является многоступенчатая осевая турбина;
объемные забойные двигатели (ВЗД), рабочие органы которых выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма.

высокий уровень крутящего момента, позволяющий обеспечить эффективную работу породоразрушающего инструмента;
частоту вращения выходного вала в диапазоне 80–200 об/мин для шарошечных долот, 300–800 об/мин для алмазных долот; 200–300 об/мин для долот типа PDC;
высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности буровых насосов;
пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения.

использование в случае технической необходимости бурового раствора любой плотности и вязкости, в тч с содержанием тампонирующих материалов, предотвращающих потерю циркуляции, и агрессивных добавок;
эксплуатацию двигателя при температуре до 150–180°С и давлении окружающей среды до 100 МПа;
стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы и полной отработки современных долот;
возможность управления углом искривления корпуса двигателя при наклонно направленном и горизонтальном бурении;
возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин;
возможность использования в газожидкостных технологиях (на аэрированных буровых растворах, воздухе и пене).

проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;
эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин с различной интенсивностью искривления, при этом корпус и резьбовые соединения должны выдерживать изгибающие нагрузки, возникающие при прохождении через искривленные участки профиля;
использование стандартного ловильного инструмента.

В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются 3 вида гидравлических забойных двигателей:
-турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения (Т);
-винтовые забойные двигатели типа Д (ВЗД);
-турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД). Кроме того, выпускаются агрегаты РТБ (реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры), которые комплектуются серийными турбинными и винтовыми забойными двигателями, или электробурами.
Заводами серийно изготавливаются (*) или по заказу потребителей могут быть изготовлены (**) (по договорной цене) следующие типы гидравлических забойных двигателей:

1. Турбинные забойные двигатели (турбобуры) (Т):

-односекционные бесшпиндельные типа Т 12*;

-односекционные бесшпиндельные унифицированные типа ТУ-К*;

-односекционные со вставным шпинделем типа ТВШ*;

-односекционные с независимым креплением роторов типа ТНК*;

-секционные бесшпиндельные типа ТС**;

-секционные шпиндельные типа ТСШ**;

-секционные шпиндельные унифицированные типа ТСШ1*; 2Т-К*; 3Т-К*;

-секционные шпиндельные для бурения алмазными долотами типа ТСША*;

-секционные шпиндельные с наклонной линией давления типа АШ*;

-секционные шпиндельные со ступенями гидродинамического торможения типа АГТШ*;

-с плавающими статорами типа ТПС*;

-редукторные типа ТР*;

-турбинные отклонители типа ТО**;

-турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинной секции типа ТО2*;

-шпиндель-отклонитель типа ШО1**;

-для отбора образцов пород (керна) - колонковые трубодолота типа КТД*;

-керноприемное устройство типа УКТ**.

2.Винтовые забойные двигатели (ВЗД):

-односекционные типа Д, Д1*;

-секционные типа ДС*, ДЗ*;

-секционные с полым ротором с торсионом типа Д2*, ДГ*.

3. Турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД):

-модульные типа ТВД*;

-универсальные типа ТПС-У*;

-унифицированные модульные типа 2ТУ-КД*-

4.Роторно-турбинные и реактивно-турбинные

-роторно-турбинные буры типа IРТБ*, **;

-реактивно-турбинные буры типа IIРТБ**, **.

Турбинные забойные двигатели (турбобуры)

выпускаются с турбинами:

-металлическими цельнолитыми (отливка в земляные формы);

-металлическими составными точного литья (ТЛ);

-пластмассовыми составными (металлические ступицы и пластмассовые проточные части);

-качения (шаровыми, в т. ч. как с уплотнениями, так и без них - проточные).

В связи с постоянным внесением разработчиками НИИ и конструкторами СКБ заводов-изготовителей различных конструктивных усовершенствований и улучшений в технологию изготовления существующих типоразмеров турбобуров и ВЗД возможны некоторые несоответствия исполнения турбобуров и ВЗД, приведенных на рисунках, их энергетическим характеристикам (табл. 101).

Каждый типоразмер турбобура и ВЗД имеет свои характерные конструктивные особенности, отличается размерами и некоторыми деталями, в связи с чем разработаны технические описания и инструкции по сборке и эксплуатации турбобуров ВЗД, ТВЗД и РТБ, поставляемые заводами-изготовителями заказчикам-потребителям в комплекте с ГЗД.

Читайте также: