Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН. Ремонт уэцн


Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН

К неэффективным ремонтам скважин, оборудованным УЭЦН, относятся:

– повторные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не от­работавшего после запуска 48 часов;

– преждевременные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшей после запуска 120 суток;

– затянувшиеся, произведенные по причине выявления неудовлетво­рительных технологических параметров УЭЦН или скважины в процессе выполнения ремонта (запуск, соответственно, не производился).

Расследование причин неэффективного ремонта с установлением виновной службы производится комиссией в соответствии с «Положением о порядке проведения работ по расследованию причин неэффективных ремонтов нефтяных скважин, оборудованных установками ЭЦН, на место­рождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАНЦИЙ УПРАВЛЕНИЯ С ЧАСТОТНЫМ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ

Общие сведения

Станция управления с частотным преобразователем (СУ с ЧП) пред­назначена для регулирования выходной частоты вращения в диапазоне частот тока от 40 до 70 Гц и защиты серийно выпускаемых погружных электродвигателей с соблюдением требований эксплуатации двигателей и насосов погружных электроцентробежных установок отечественного и импортного производства, одно- и двухопорного исполнения, при условии непревышения номинальной мощности имеющегося в составе установки ПЭД.

Функционально СУ с ЧП позволяет решить следующие технологические задачи:

– производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от 1 се­кунды до 2,5 часа, снижая возможность залпового выброса механических примесей;

– производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода;

– временно повышать мощность электродвигателя насоса путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей пре­вышает норму;

– плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для двигателя;

– работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева ПЭД и вибрации погружного оборудо­вания.

Похожие статьи:

poznayka.org

, , - , ()

6 2003 75 28 , 37,33 % - . - 4,67.

6 2002 56 17 , 30,35% - . - 2,83.

, - , , 6 2003 2002 11 .

2 .

.

6 2002

6 2003

-

2002

2003

-

%

-

%

+/-

+/-

5,5

32,35

0,92

6

21,4

1

+0,5

+0,08

4

23,5

0,66

3

10,7

0,5

-1

-0,16

1

5,88

0,16

0

0

0

-1

-0,16

-6

4,5

26,5

0,75

16

57,14

2,66

+11,5

+1,91

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2

11,76

0,33

3

10,7

0,5

+1

+0,17

17

100

2,83

28

100

4,67

+11

+1,84

2 , 2002 11 . , , 0,5 . 1 4 3 . 0 . - " " . - . -1 3,5 ( 4,5 16) . , 2003 - 75% -1.

- , . û , -. , ( ) . , . 2, (- ), - -, .

и 3 - . 4 - -.

- 5 5 - 73 633-80. - 6 : c 73 89 633-80.

- 73 800 3/, 89 - 800 3/.

studbooks.net

Организация ремонтов установки электроцентробежных насосов в ПО «Белоруснефть». Анализ. Оптимизация

Содержание

Введение

1.  Перечень мероприятий, направленных на повышение надежности эксплуатации УЭЦН

2.  Оценка качества и эффективности проводимых работ

3.  Система СКАД

4.  Метод сравнения энергетических затрат

5.  Удельное энергопотребление – диагностический признак надежности

6.  Информационная система управления ремонтными работами.

Приложение

Литература

Введение

Большинство нефтяных месторождений РБ вступило в завершающую стадию разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции при низких объемах добычи, наличием осложнений, вызванных высокой минерализованностью добываемой жидкости, наличием мехпримесей, отложениями парафинов и солей, образованием гидратов и т.д. По этой причине значительным являются уровень отказов глубинно-насосного оборудования.

Существенное влияние на надежность работы скважинного оборудования оказывает кривизна скважин, неправильный подбор режимов работы установок, отключения электроэнергии и т.д., что отрицательно сказывается на эксплуатации фонда добывающих скважин. Поэтому обеспечение намеченных объемов добычи нефти предполагает не только проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи, но и проведении значительного объема работ по подземному и капитальному ремонту скважин.

Подземные и капитальные ремонты скважин проводятся со значительными затратами времени и финансовых средств и приводят к невосполнимым потерям в добыче нефти. Поэтому задача снижения затрат и продолжительности ремонтно-восстановительных работ на основе организационных мероприятий на скважинах является актуальной и востребованной.

В разрезе ПО «Белоруснефть» значительная доля глубинно-насосного оборудования приходится на установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), обеспечивающих до 45% объема добывающейся продукции. Поэтому решение проблемы повышения надежности их работы в условиях старых нефтяных месторождений является важной научной задачей, имеющей практическое применение и требующей новых методических решений путем совершенствования методов и форм организации комплексных ремонтов на скважинах, предусматривающих проведение технического обслуживания и ремонта на основе анализа и обработки технико-технологических и геолого-промысловых данных с применением математических методов и ПЭВМ.

1.  Перечень мероприятий, направленных на повышение надежности эксплуатации УЭЦН (2004 г)

I.  Предупреждение снижения изоляции кабеля.

1.  Своевременное обновление парка кабеля

2.  использование термостойкого удлинителя.

3.  Обеспечение ремонтных УЭЦН полностью новыми узлами

4.  Приобретение пружинных кабельных протекторов для кабеля УЭЦН

5.  Обустройство фонда УЭЦН головками ГКВ

6.  Внедрение превенторов, используемых при ремонте скважин, эксплуатируемых УЭЦН

II.  Предупреждение снижения изоляции ПЭД

1.  Внедрение стенда по испытанию ПЭД, ЭЦН, ГД и сушки ПЭД

2.  внедрение новой гидрозащиты МП-54

3.  Внедрение опытной партии гидрозащит МП-57, П92МНВ

4.  Обеспечить постоянный выходной контроль гидрозащиты

5.  Внедрение нового датчика ПСМ системы ТМС СКАД-2

6.  Внедрение устройства по снятию вибрационных характеристик при эксплуатации УЭЦН

7.  Внедрение газосепараторов и систем «Тандем»

8.  Выполнение испытания ЭЦН с приводом от вентильного ПЭД

III.  Предупреждение полета УЭЦН

1.  Обеспечить контроль за движением подвесных патрубков

2.  Спуск УЭЦН производить  в нижней трети компоновке на НКТ с высаженными наружу концами (замена гладкой трубы)

3.  Изготовление подвесных патрубков производить из толстостенных труб

4.  Установка на УЭЦН противополетного устройства «парашюта» для предотвращения полета установки ниже перехода в эксплуатационной колонне

5.  Приобрести ключи с моментомерами для монтажа УЭЦН по заявке ПРУ ЭПУ.

6.   При ремонте и монтаже УЭЦН использовать только новые ресурсные шпильки для крепления.

IV.  Организационные мероприятия

1.  Ввести в условия премирования подразделений предприятий показатели по выполнению запланированной наработки на отказ.

2.  Обеспечить персональную ответственность лиц, виновных в преждевременном отказе подземного оборудования

3.  При подборе подземного оборудования руководствоваться скорректированным коэффициентом продуктивности, полученным методом подлива и с использованием информации системы СКАД.

4.  Повышение качества подготовки скважин перед проведением ГДИ методом «долива» с целью получения достоверных значений Кпрод и Рпл, используемых при подборе подземного оборудования.

5.  Проводить занятия с бурильщиками ЦПКРС по технологии ведения работ при ПРС.

6.  Проводить занятия с персоналом, задействованным в технологии подготовки НКТ и НШ.

7.  Проводить занятия с персоналом, обслуживающим погружные установки

vunivere.ru

Пуск установки ЭЦН и вывод ее на режим после подземного ремонта

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа; электромонтер.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

- ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

- проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патруб­ком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном про­странстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска дина­мический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств.

Электромонтер проверяет сопротивление изоляции си­стемы «кабель-двигатель» (не менее 5 МОм), работоспособ­ность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит.

Электромонтер по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность враще­ния установки проверяется по величине подачи насоса, буфер­ного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за определенное время после запуска в зависимости от типо­размера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой экс­плуатация УЭЦН запрещается.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа уста­новка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается, и произ­водится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на замерной установке, и производится отбивка уровня жидкости в затрубном про­странстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за ее подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтер — за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплуатационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор произ­водит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ. При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины про­изводится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стаби­лизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25-50% с газосепаратором.

При выводе на режим УЭЦН возможны следующие основ­ные осложнения:

- недостаточный приток жидкости из пласта;

- неразворот или тяжелый пуск установки;

- отсутствие подачи.

Похожие статьи:

poznayka.org

Демонтаж УЭЦН (по видам гидрозащит)

На основании поданной заявки (на демонтаж УЭЦН) диспетчер ЦБПО ЭПУ оформляет задание на производство работ по демонтажу установки (в задании указывается время начала работ, место проведения работ). Данное задание выдается электромонтеру по ремонту и эксплуатации электрооборудования (далее по тексту – электромонтер).

После получения задания электромонтер производит подготовительные работы, которые включают в себя подготовку и проверку необходимого ин­струмента. После окончания подготовительных работ монтажник загружает инструмент и принадлежности на специально оборудованный транспорт и отбывает к месту проведения демонтажа (куст).

По прибытии на куст электромонтер проверяет правильность запол­нения эксплуатационного паспорта (наличие записи о причинах подъема УЭЦН). При неправильном или неполном заполнении эксплуатационного паспорта демонтаж УЭЦН не производится.

Далее электромонтер производит разгрузку своего инструмента и при­надлежностей.

Подъем последней НКТ бригадой ПРС осуществляется в присутствии электромонтера для возможности контроля состояния всех узлов УЭЦН. В процессе всего демонтажа электромонтер осматривает состояние всех узлов установки, наличие клямс, состояние кабельной линии и кабельного удлинителя. Все работы по демонтажу УЭЦН электромонтер ЦБПО ЭПУ выполняет совместно с бригадой ПРС.

До начала демонтажа производится замер сопротивления изоляции системы «кабель – двигатель». Замер сопротивления изоляции системы необходимо проводить со стороны барабана мегомметром (2 500 В). Ре­зультаты всех произведенных замеров сопротивления изоляции заносятся в эксплуатационный паспорт.

После поднятия последней НКТ и появления из устья скважины соеди­нения НКТ с верхней секцией ЭЦН устанавливается хомут-элеватор на го­ловке верхней секции. После чего установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец. Отсоединяется последняя НКТ и проверяется состояние ловильной головки на предмет загрязнений. Затем вворачивается обратный клапан в ловильную головку и сбивной клапан в обратный клапан. Резьбовая часть сбивного клапана закрывается упаковочной крышкой.

При подъеме установки погружной кабель должен сматываться на ка­бельный барабан. При сматывании погружного кабеля не допускается его волочение по земле. В процессе подъема тщательно осматривается кабель, отмечаются места повреждений.

Установка поднимается над устьем скважины до появления соединения верхней и нижней секции ЭЦН. Устанавливается хомут-элеватор на голов­ке нижней секции, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец.

Верхняя и нижняя секции рассоединяются. Специальным ключом про­веряется легкость вращения валов секций. На шлицевой конец вала нижней секции устанавливается шлицевая муфта. Оба торца секций закрываются транспортировочными крышками.

При наличии средней секции ее демонтаж производится аналогично верхней.

После строповки агрегат поднимается до появления стыка фланцев входного модуля и протектора. Хомут-элеватор устанавливается на головке протектора, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колон­ный фланец.

Нижняя секция ЭЦН и входной модуль рассоединяются. Специальным ключом проверяется легкость вращения валов. На шлицевой конец вала ЭЦН устанавливается шлицевая муфта, и транспортировочной крышкой закрывается торец нижней секции ЭЦН.

Входной модуль отсоединяется от демонтируемой установки. Транс­портировочными крышками закрываются оба торца входного модуля.

На верхний торец протектора устанавливается транспортировочная крышка.

При комплектации УЭЦН газосепаратором его демонтаж производится аналогично нижней секции ЭЦН.

После строповки агрегат поднимается до появления стыка фланцев протектора и электродвигателя. На головку электродвигателя устанавлива­ется хомут-элеватор, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец.

При демонтаже УЭЦН с гидрозащитой 1Г51, МГ-51 с помощью петли весь агрегат поднимается над устьем скважины до появления из скважины компенсатора. Отворачивается пробка 7 (рис. 19), закрывается клапан и заворачивается пробка 7. После чего подвеска опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец. Снимается пояс крепления петли, лишний кабель сматывается на барабан.

Далее производится демонтаж в зависимости от типа гидрозащиты и секционного исполнения погружного электродвигателя.

Похожие статьи:

poznayka.org

2.6 Анализ мехфонда скважин и способы его эксплуатации. Анализ повторных, преждевременных и затянувшихся ремонтов УЭЦН по скважинам Родникового месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

2. Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации

На межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений были проведены исследования методом установившихся и неустановившихся отборов, а также манометрические замеры, по результатам которых были определены пластовое давление...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского месторождения

ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважине №60 Давыдовского месторождения (рисунок 2.1.1). Рисунок 2.1.1 - Индикаторная диаграмма скважины №60 Давыдовского месторождения Индикаторная диаграмма скважины №60 имеет линейный вид...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

2.2 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Южно-Сосновского месторождения

ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважинах №44, 45, 47, 53, 101, 110, 117 Южно-Сосновского месторождения. Для скважины № 44 индикаторная диаграмма в июле 1983 года имеет нелинейный вид и выпукла к оси дебитов (рисунок 2.2.1). Рисунок 2.2...

Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

...

Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

4. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин (состояние фонда, конструкция скважин, кривизна ствола, типы применяемого для эксплуатации оборудования. Режимы работы скважин: дебиты, обводненность, глубина спуска насоса, динамический и статический уровень, длина хода точки подвеса штанг, ч

Разбуривание площади продолжается и на сегодня пробуренный фонд насчитывает 487 скважин, из них 46 - ликвидировано, в добыче нефти используется 383 скважин, в нагнетании - 202 скважины, остальные используются как водозаборные...

Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

7. Контроль за работой скважин осложненных формированием АСПО и эмульсией (примеры динамограмм скважин с осложненными условиями эксплуатации)

Работы по диагностированию скважин, оборудованных установками штанговыми глубинными насосами, могут быть, как плановые (с целью уточнения режима работы), так и внеплановые, в тех случаях...

Бурение нефтяных и газовых скважин

Способы бурения скважин

Бурильная колонна. Основные элементы. Распределение нагрузки по длине бурильной колонны Назначение буровых растворов...

Бурение нефтяных и газовых скважин

1. Способы бурения скважин

Существует разные способы бурения, но промышленное распространение получило механическое бурение. Оно подразделяется на ударное и вращательное...

Ватьеганское месторождение

4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 01.01.2002 г. общий фонд пробуренных и принятых на баланс добывающими предприятиями скважин составлял 3364 единиц, в том числе стволов и 46 разведочных скважин. Распределение фонда по предприятиям показано в таблице 3.4...

Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Залежь нефти первого блока елецкого горизонта С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисково-разведочные скважины 39, 54, 61 и эксплуатационная скважина 67. Нефть елецко-задонской залежи смолистая...

Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

1.2 Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: - фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; - газлифтный -- с помощью энергии сжатого газа...

Разработка нефтяных месторождений

3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось 32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин - вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин...

Разработка Южно-Ягунского месторождения

3. Способы эксплуатации скважин

Эксплуатация нефтяных скважин производится тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом...

Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин

1. Способы бурения скважин

...

Эксплуатация скважин при помощи установок "Тандем"

3. Способы повышения технологической эффективности эксплуатации ЭЦНУ (коэффициента подачи, к.п.д, МРП)

Технология "Тандем" предназначена для повышения надежности и эффективности работы системы "УЭЦН-скважина-пласт"...

geol.bobrodobro.ru

Глушение скважин, оборудованных УЭЦН

Перед глушением скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо произ­вести опрессовку НКТ созданием давления до 40 кг/см2. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 5 кг/см2 за 1 минуту. По результатам опрессовки составляют акт. Через буферную задвижку при помощи сбивного приспособления разрушается «палец» сливного клапана. Глушение скважины производится циклическим методом. Глушение скважин, в которых вскрыты более двух продуктивных пластов, производится по специальному плану. Скважина считается заглу-шенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и за-трубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

После проведения глушения скважины составляется акт, в котором указывается удельный вес, объем задавочной жидкости, дата и время глу­шения скважины. В случае осложнений при глушении с представителем ЦДНГ составить соответствующий акт. При подъеме НКТ с установкой ЭЦН давление на забой уменьшается на 11–20 кг/см2, следовательно, необхо­димо работать с постоянным доливом, для этого достаточно иметь в блоке долива не менее 4 м3 солевого раствора.

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

10.2.7. Инструкция по расчету циклического глушения механизированных скважин Исходные данные

1. Пластовое давление – РПЛ, кг/см2

2. Глубина скважины до интервала перфорации – LСКВ, м (или абсолютная отметка ВНК) – HВНК, м (абс. отметка)

3. Удлинение на кровлю пласта – I, м (или альтитуда устья) – А, м

4. Диаметр эксплуатационной колонны – DЭКвнутр., м

5. Диаметр НКТ – DНКТ, м

6. Глубина спуска насоса – LСП, м

7. Удельный вес жидкости глушения – gГЛ, г/см3

8. Удельный вес скважинной жидкости – gСКВ, г/см3

9. Объем одного цикла глушения – VЦ, м3

Порядок расчета

1. Определяем объем скважины:

VСКВ= πD2ЭК/4LСКВ, м3 .

2. Определяем объем труб и штанг:

VТР= (РТР+ РШТ)/7,8, м3 ,

где РТРи РШТ– вес труб и штанг в тоннах.

3. Определяем замещаемый объем жидкости:

VЖ= VСКВ– VТР, м3 .

4. Определяем удельный вес жидкости, необходимый для глушенияскважины:

gРАС= 11РПЛ/НВЕРТ, г/см3,

где: НВЕРТ= LСКВ– I, м или НВЕРТ= НВНК+ А, м

и, в зависимости от него, выбираем стандартный gГЛ= 1,16 или 1,22.

5. Определяемый средний удельный вес жидкости в скважине послепервого цикла глушения:

g1 = ((gГЛ1 ·VЦ1 + (VЖ– VЦ)·gСКВ)) / VЖ, г/см3 .

6. Если g1<gрас, проводим второй цикл глушения:

g2 = ((gГЛ1·VЦ1 + gГЛ2·VЦ2 + (VЖ– VЦ– VЦ2))) / VЖ, г/см3 .

6.1. При g2 > gРАСдля высокообводненных скважин глушение закан­чивается, для остальных производится закачка сеномана в недостающем объеме для полного замещения и смыва нефти:

V3AM V)K VL|1 VI42 5, м .

Текущий и капитальный ремонт скважин

6.2. При g2 < gРАСпроизводится закачка VЗАМс удельным стандартным весом более gРАС. Примечания:

1. Объем одного цикла – 11 м3 или 22 м3.

2. Стандартные gГЛ= 1,015 г/см3 (сеноман), 1,16 г/см3 и 1,22 г/см3.

3. Первой закачивается жидкость глушения с большим удельным весом.

4. Время между первым и вторым циклами – 6 часов, между вторым и третьим – 12 часов.

5. В процессе подъема глубинного оборудования производится до­лив жидкости согласно утвержденным инструкциям в объеме, равном VТР с удельным весом не менее gРАС.

6. При ремонте скважин, оборудованных ШГН, при замене сальников и полированных штоков (без срыва планшайбы) скважина глушится раство­ром с gРАСв объеме, равном объему скважины от устья до глубины спуска насоса + 3 м3 за один цикл.

Похожие статьи:

poznayka.org