14.01.2023, 15:12 Версия для печати Текущий и капитальный ремонт скважин Уфимский государственный нефтяной технический университет Институт дополнительного профессионального образования М.К. Исламов Текущий и капитальный ремонт скважин Электронный учебно-методический комплекс 1 Подземный ремонт скважин. Межремонтный период глушения нефтяных и газовых скважин перед производством текущего ремонта скважин и капитального ремонта скважин 1.5 Монтаж противовыбросового оборудования Монтаж противовыбросового оборудования должен производиться в соответствии со схемой обвязки устья скважины, указанной в плане работ. Убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины. Подготовительные работы Перед основной работой необходимо: 1. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление противовыбросного оборудования (ПВО). Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. 2. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т. п. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин. 3. Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов. 4. Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты, штурвалы должны свободно вращаться. Монтаж ПВО При работе по схеме № 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находиться на рабочей площадке. https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 1/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин Версия для печати Рисунок 1.10 – Схема № 1 монтажа ПВО на устье скважины При выборе схемы № 2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки. https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 2/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин Версия для печати Рисунок 1.11 – Схема № 2 монтажа противовыбросного оборудования При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами (схема № 3) сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10 м, выполненных из труб диаметром 73 мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия-открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора. Необходимо: демонтировать фонтанную елку, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений; профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены ото льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга; застропить ПВО, согласно схеме строповки, придерживая крючками поднять талевым блоком ПВО над устьем скважины, медленно опустить на крестовину, проследить, чтобы при опускании ПВО уплотнительные кольца вошли в пазы корпуса ПВО. Совместить отверстия под шпильки крестовины ФА и ПВО; присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2–3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест; https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 3/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин после монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической Версия для печативодой на давление, указанное в плане. Рисунок 1.12 – Схема № 3 монтажа противовыбросового оборудования При проверке состояния крюкоблока необходимо проверить: крепление кожуха роликового блока; состояние работы пружины; состояние работы блока на вращение. 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». Проверка инструмента и оборудования фиксируется в «Журнале проверки инструмента и оборудования» под роспись. https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 4/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин Запрещается работа неисправным инструментом и оборудованием, не имеющим паспорта просроченным сроком дефектоскопии. Версия идля печати Подъем и укладка труб После проверки инструмента и оборудования производится демонтаж фонтанной арматуры: раскрепляются шпильки на фланце планшайбы и снимаются с фланца; устанавливается на центральной задвижке подъемный паспортизированный подъемный фланец с патрубком на все шпильки с наворотом их согласно требованиям ТУ; производится захват подъемного патрубка элеватором и плавная натяжка инструмента до расчетного веса труб находящихся в скважине; затем производится вытяжка труб из скважины до высоты необходимой для установки спайдера или элеватора под муфту 1-й трубы; производится отворот планшайбы, снятие с устья, и укладка на рабочей площадке в месте, не создающем помех при ведении работ; затем на устье монтируется ПВО (УГУ-2; превентор ППМ) с использованием исправных и испытанных стропов, монтажных патрубков, предварительно прочистив канавки под герметизирующее кольцо. Крепление фланцевых соединений крестовины и ПВО производится на все шпильки равномерной протяжкой и выступами шпильки над гайками крепления не менее 2–3 витков. 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, ее разборки, съема запорной компоновки приступают к подъему труб. Устанавливается на устье спайдер автоматического ключа Ойл-Кантри (гидроротор А-50, автомат АПР-2ВБ, КМУ-50). При подъеме 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 ее за неподвижную скобу и фиксирует рукоятку подпружиненным пальцем, находящимся в рукоятке элеватора, и только после полного закрытия элеватора и его фиксации подает сигнал бурильщику о подъеме. Бурильщик (ст. оператор) после получения сигнала о подъеме 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 желоб приемных мостков; второй помощник бурильщика сопровождает трубу, поддерживая ее, находясь впереди сбоку, специальным крюком. Для передвижения по приемным мосткам должна быть построена перед ремонтом скважины беговая дорожка шириной не менее https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 5/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин 1 метра из рифленого металла или обрезных досок толщиной не менее 50 мм с зазором между досками не более 10 мм и желобом для приема труб. Скорость подъема труб Версия для печати должна быть такой, чтобы исключалась возможность поршневания. После опускания трубы на приемный упор (козелок) 1 помощник бурильщика (оператор) расфиксирует замок элеватора, снимает его с трубы и фиксирует на следующей трубе, подлежащей подъему из скважины. Второй помощник бурильщика снимает муфтовый конец трубы с приемного упора и укладывает ее на приемный мост и с желоба прокатывает до упорных стоек противоскатывания. После укладывания 1-го ряда труб на мостки ложатся деревянные прокладки на первый ряд труб не менее трех поперек длины труб для предотвращения прогиба и соприкасания труб с трубами предыдущего ряда. Ширина приемных мостков должна вмещать всю колонну извлеченных из скважины труб и штабелирования высотой не более 4-х рядов. Для рационального использования ширины приемных мостков трубы укладываются исключая соприкосновение их муфтами. При опускании поднятой трубы из скважины на приемные мостки запрещается находиться под трубой. Запрещается подъем трубы из скважины при раскачивающемся крюкоблоке. После подъема и укладки ряда труб на мостки производится их замер. Спуск труб Производится замер и эскизирование спускаемого оборудования в скважину с указанием длины и диметра. Замеряются трубы подлежащие спуску в скважину. Труба раскатывается и укладывается в желоб приемных мостков Отворачивается предохраняющий резьбу от механических повреждений колпачок. Производится смазка ниппельной части резьбы. Наворачивается подземное оборудование, если по длине оно позволяет взять с мостков вместе с трубой (при невозможности поднять с мостков трубу с подземным оборудованием, подземное оборудование спускается отдельно в скважину с применением соединительного патрубка). Далее производится подтаскивание трубы при помощи специального приспособления для подтаскивания труб и укладка на приемный уступ (козелок) с выступом муфтовой части трубы за уступ в сторону устья позволяющим произвести захват элеватором. Помощники бурильщика (операторы) оттягивают крюкоблок в сторону трубы, подлежащей спуску, 1-й помощник бурильщика (ст. оператор), стоя сбоку, накидывает элеватор (ЭТА) на трубу и закрывает замок, фиксирует его, подает сигнал бурильщику о производстве подъема трубы с мостков и вместе со вторым помощником бурильщика (оператором) отходит в сторону во избежание нахождения в опасной зоне (под поднимаемой с мостков трубой). После подъема трубы с мостков до нахождения ниппеля над муфтой, находящейся в скважине, помощник бурильщика (оператор) производит: отворот предохранительного колпачка; смазывает ниппельную часть резьбы смазкой; бурильщик (машинист подъемника) приопускает трубу и помощник бурильщика (оператор) направляет ниппельную часть в муфту трубы, находящейся в клиновом захвате спайдера. https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 6/7 14.01.2023, 15:12 Текущий и капитальный ремонт скважин После посадки ниппельной части трубы в муфту предыдущей спущенной трубы бурильщик приопускает крюкоблок на высоту резьбы ниппеля с запасом 10–20 мм. Версия для печати Скорость спуска должна исключить возможность гидравлического разрыва пласта. Закрепление – раскрепление труб При спуско-подъемных операциях, наряду с вышесказанным, особое внимание уделяется креплению труб при спуске и раскреплению их при подъеме. Для безаварийной эксплуатации труб, выработки ресурса эксплуатации, надежной герметичности их, перед спуском производится отворот предохранительного кольца с ниппеля трубы, при необходимости очистка резьбовой части металлической щеткой, смазка резьбовой части ниппеля специальной смазкой (обычно это графитная смазка). Муфтовую часть резьбы не рекомендуется смазывать при спуске непосредственно на устье, так как смазка сразу стекает в трубу и в процессе дальнейшего спуска труб оседает частично на забой и загрязняет пласт и продуктивность пласта снижается. Муфтовую часть резьбы рекомендуется смазывать при нахождении труб на приемных мостках. При подъеме труб из скважины смазанные резьбовые части обыкновенно отворачиваются без приложения дополнительного усилия превышающего допустимого усилия для данного типоразмера труб. Превышение допустимого усилия при отвороте трубы приводит к разрушению резьбы и соответственно вывода ее из эксплуатации. При навороте трубы усилие, приложенное сверх допустимого, также приводит к разрушению резьбы в муфте трубы и ниппеле, а также в единичных случаях к разрушению муфты (за счет соединения труб в муфте и дальнейшем навороте появляется трещина в муфте и ее разрушение, что приводит к аварии и опасно для здоровья работников). Таблица 1.2 – Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл-Кантри Диаметр НКТ Давление на манометре Давление на манометре Крутящий момент (мм) (PSI) (кг/см2) (фунто-фут) 2* (60 мм) 1100 77,3 8 2 ⅞*(73 мм) 1200 84,3 10 3 ½*(89 мм) 1350 94,9 12 https://doidpo.rusoil.net/pluginfile.php/19100/mod_resource/content/4/TKRS/teor/theme1_5.html 7/7
