ar-net.ru 5.2.1.1.1. Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.
5.2.1.1.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.
5.2.1.1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.
5.2.1.1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.
5.2.1.1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.
5.2.1.1.6. Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1,5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.
5.2.1.1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.
5.2.1.2. Спуск насоса.
5.2.1.2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.
5.2.1.2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.
5.2.1.2.3. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.
5.2.1.2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
5.2.1.2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
5.3. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами
5.3.1. Подготовительные работы
5.3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку "Не включать, работают люди".
5.3.1.2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.
5.3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).
5.3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.
5.3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.
5.3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.
5.3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.
5.3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.
5.3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы - спускной клапан.
5.3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.
5.3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.
5.3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.
5.3.3. Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.
5.4. Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
5.4.1. Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др.
5.4.2. Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке.
5.4.3. Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.
5.5. Ремонт газлифтных скважин
5.5.1. Текущий ремонт внутрискважинного оборудования газлифтных скважин (открытие или закрытие газлифтных клапанов) осуществляется при помощи тросоканатного метода и описан в разделе 6.
5.5.2. При производстве работ (разрыв пласта, кислотные обработки, закачка тампонажного материала и т.п.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальные головки, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
6. Ремонт скважин с помощью тросоканатного метода
6.1. Оборудование и инструмент
6.1.1. Подъемник ПК-2, оснащенный кабелем КОБД-6 или КОБД-4.
6.1.2. Агрегат канатных методов работ типа АКМР.
6.1.3. Контейнерные устройства для доставки в скважину жидких и сыпучих материалов.
6.1.4. Грузовые штанги длиной 610, 915 и 1500 мм и весом 5,2; 8,5 и 14 кг соответственно.
6.1.5. Гидравлические и механические яссы.
6.1.6. Набор инструментов.
6.1.6.1. Извлекаемые (для выполнения различных операций).
6.1.6.2. Оставляемые в скважине (различные виды клапанов, заглушек и др.), оснащенные замками или другими устройствами для фиксации их в скважине.
6.1.6.3. Для захвата (при спуске и подъеме оборудования, оставленного в скважине).
6.1.6.4. Специального назначения (пробки для чистки труб от парафина, желонки для чистки песчаных пробок, инструмент для открытия и закрытия циркуляционных клапанов, отклонители для установки или съема газлифтных клапанов в эксцентричных скважинных камерах, оправки для выправления искривленных участков лифтовых труб).
6.2. Подготовительные работы
6.2.1. Глушат скважину.
6.2.2. Сооружают на устье скважины специальную площадку для безопасного ведения работ.