Введение

Благодаря текщему ремонту поддерживается в работоспособ-
ном состоянии весь механизированный фонд скважин , удельный
вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин . При
таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы
добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением теку-
щего ремонта скважин .Организация текущего ремонта скважин
должна обусловить минимальный простой скважин в ожидании
ремонта и пребывания в нем , получения дебита нефти , предус-
мотренного технологическим режимом , и достижения запланиро-
ванного межремонтного периода .
Управление текущим ремонтом скважин , начиная с планиро-
вания его объемов на предстоящий год и кончая , анализом годовых
результатов , осуществляется путем выполнения опреде-
ленных операций .
Известно , что дебит нефти механизированной скважины по
мере износа насосного оборудования снижается и наступает мо-
мент , когда дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна .
В это время следовало бы провести текущий ремонт для восста-
новления дебита скважины до первоначальной величины . Однако
неизвестно , при каком дебите это целесообразно сделать . Слиш-
ком ранние и поздние ремонты приводят к увеличению недобо-
ров нефти . В первом случае это связано с увеличением времени
нахождения скважины в ремонте , а во втором — с эксплуатацией
скважины с низким дебитом .
Положительное влияние на проведение ремонтных работ оказывает
применение укрупненных норм времени . Наряду с дру-
гими преимуществами они облегчают переход на бригадную форму
организации труда и заработной платы при текущем ре —
монте скважин .
Нефтегазодобывающие предприятия оснащены необходимым современным
оборудованием , ассортимент которого постоянно
пополняется . Идет постоянный процесс технического перевоору-
жения отрасли , заключающийся в автоматизации технологических
процессов , внедрении автоматизированных систем управления на
нефтегазодобывающих предприятиях .
Работа с новым производительным оборудованием , а также
рациональное использование имеющейся техники требует посто-
янного повышения квалификации рабочих и техников .
Управление качеством текущих ремонтов приобретает особую
актуальность в производственных объединениях , в которых место-
рождения находятся на поздней стадии разработки , а скважины
эксплуатируются механизированным способом . В этих условиях
добыча запланированных объемов нефти достигается проведением
значительного числа ремонтов . Повышение качества этих ремонтов
сокращает их число и улучшает эффективность ис-
пользования добывающего фонда скважин.
Качество текущего ремонта скважин можно сформулировать как
восстановление до заданного уровня технических , экономических и
добывающих свойств скважин , который достигается за счет
качественного труда исполнителей всех звеньев, принимающих участие в
текущем ремонте . Поэтому необходимо управление качеством труда
исполнителей . Такое
управление должно быть неотъемлемой частью системы управ-
ления качеством труда , действующей в нефтегазодобывающем
управлении . В текущем ремонте скважин высокий уровень качества
должен закладываться на стадии планирования ремонта
и достигаться в процессе их проведения на основе передовой
технологии и бездефектного труда бригад текущего ремонта и
всех с ними связанных звеньев .

1.1. Физико-географическая характеристика месторождения .

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-
Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км севе —
ро-восточнее г.Нефтеюганска . Месторождение расположено в меж-
дуречье реки Объ и протоки Юганская Объ .Абсолютные отметки
местности изменяются от + 48 м в водоразделах до +20 м в доли-
нах рек .Климат района резко континентальный .
Месторождение расположено в непосредственной близости от
железной дороги Тюмень — Сургут . С г.Нефтеюганском месторож-
дение связано бетонной дорогой. С 1968 года в районе место-
рождения действует нефтепровод Усть — Балык — Омск .
Месторождение открыто в 1973 году и разрабатывается с
1976 г . НГДУ «Юганскнефть» .
В геологическом строении принимают участие отложения че —
твертичного , палеогенного , мелового и юрских возрастов . Поро-
ды палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на
глубине 4600 м .
В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение
приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной
части .
По опорному отражающему горизонту «Б» ( кровля верхней
юры ) месторождение представляет собой моноклинный склон ,
осложненный структурными наносами и небольшими куполами .
Углы падения слоев составляет 3 гр. 50 мин.
В настоящее время установлено , что в пределах Южно- Сургут —
ского , Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского место-
рождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС 10 .
Южно — Сургутское месторождение , как и большинство место-
рождений Сургутского свода характеризуется большим диапазо-
ном нефтеносности юрских и меловых отложений . По результа-
там бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтенос-
ность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложе-
ниях тюменской свиты ( пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт
ЮС1) и в горизонтах БС 10 .
Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены на-
ряду с факторами уплотнения их литологическими особенностя-
ми , в частности , они связаны с вторичным преобразованием по-
род , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-
натного и железистотитанистого цемента .

1.2. Характеристика продуктивных пластов .

Пласт ЮС 2

По результатам бурения разведочных скважин было выявлено
довольно сложное геологическое строение пласта ЮС 2 .
Литологофациальные особенности пласта , обусловленные накоп-
лением этих отложений преимущественно в обстановке конти —
нентального бассейна , определили в среднем низкие фильтрацион-
но — емкостные свойства коллектора .
В 1979 году в северо — западной части структуры была про-
бурена разведочная скважина № 4 , с целью поиска залежей нефти в
отложениях тюменской свиты . При испытании пласта ЮС 2 получен
приток безводной нефти дебитом 4,8 м 3 . cут. На
6 мм штуцере . В районе этой скважины запасы нефти отнесены
к категории С 1 . Однако продуктивность рассматриваемых отло-
жений довольно низкая , судить о добываемых возможностях пласта
по результатам бурения и испытания довольно трудно .
Необходимо проведение опытно — промышленной эксплуатации .
Литологически пласт ЮС 2 представлен чередованием песча —
ников , алевролитов и аргалитов . Коллекторами нефти и газа яв-
ляются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники
средней сортировки . Породообразующие минералы представлены
кварцем и полевыми шпатами . Содержание слюд в обломочной
части невысоко , как правило , это мусковит . Обломки пород це-
ментируются , главным образом , глинистым материалом каолини-
том , хлоритом , реже — карбонатами и железисто — титанистыми об-
разованиями . Тип цемента — порово –пленочный . Пласт характе-
ризуется повышенной глинистостью . Общая карбонатность срав-
нительно небольшая .
Пористость принята 15,2 % , среднее значение проницаемости
составляет 5,9 * 10 ^ 3 мкм ^2 . В целом по коллекторским свой-
ствам пласт ЮС 2 характеризуется как коллектор невысокого ка-
чества . Водоудерживающая способность , т.е. комплексный пока-
затель литолого — физических свойств пород , в связи с невысоки-
ми значениями Кпр , весьма значительная и в среднем составляет
53,5% .
Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены
наряду с факторами уплотнения их литологическими особеннос-
тями , в частности , они связаны с вторичным преобразованием
пород , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-
натного и железисто — титанистого цемента .

Пласт ЮС 1

Залежь нефти приурочена к песчаным отложениям пласта ЮС1
и стратиграфически приурочена к васюганской свите . Литологически
отложения пласта ЮС1 представлены песчаниками с прослоями
аргалитов мощностью до 1 м . Довольно сильная
глинизация песчаников обусловила низкие емкостные свойства
коллекторов , что привело к отсутствию залежи нефти на своде
структуры . В то же время улучшение коллекторских свойств в
юго — восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти
несмотря на более низкие гипсометрические отметки . Водонефтяной
контакт по залежи пласта ЮС1 принят на отмет-
ке 2787 м .Залежь пластовая , сводовая , размеры 9,5 х 5,2 км .
Запасы категории С1 выделены в пределах практически всей
залежи , лишь в южной ее части небольшая часть запасов отнесе-
на к категории С 2 . Рекомендуется разбуривать пласт ЮС1 по
равномерной сетке скважин с плотностью 20 га / скв . Система
заводнения блочно — квадратная . Для разбуривания выделен пер-
воочередной участок в пределах которого наличие рентабельных
толщин наиболее достоверно .
Коллекторами нефти пласта ЮС 1 являются песчаники и алев-ролиты
, сцементированные глинистым материалом , карбонатными
и железисто — титанистыми образованиями . Пласт ЮС1 слагается в
основном мелкозернистыми песчаниками с той или иной при-
месью крупнозернистого материала . В пласте широко развиты
глинистые породы , которые образуют непроницаемые разделы в
песчаниках и алевролитах . По минеральному составу породы пласта ЮС1
полимиктовые , в которых наряду с кварцем и поле-
выми шпатами имеются обломки эффузивных , глинистых , кварце-
вополевошпатовых пород , сланцев и слюд .Встречаются выветрен-
ные обломки полевых шпатов и эффузивов , замещенные глинис-
тыми минералами . Слюды часто гидротированы , по ним развива-
ются псевдоморфозы сидерита и хлорита . Сильно развита пири-
тизация , которая существенно снижает фильтрационно- емкостные
свойства песчано-алевролитовых пород . Среднее значение порис —
тости 17% , проницаемости — 22,0 х 10 ^ 3 км ^ 2 . Водоудерживаю —
щая способность — 34,4% .

Пласт 3 БС 10 .
Залежь нефти в пласте 3БС 10 установлена на юго-восточном
крыле структуры .В данном районе структуры глинистая перемыч-
ка, разделяющая пласты 1БС 10 и 2 БС 10 отсутствует , в то же время
нижняя часть пласта 2 БС 10 опесчанивается и представле-
на монолитным телом , мощностью до 15 м .От верхнего единого
пласта 1-2 БС 10 она отделена глинистой перемычкой мощностью 8- 10
м . Залежь нефти приурочена к рассматриваемому пласту .
Отметка ВНК принята равной 2363 м . Размер залежи 4,1 х 6,4 км .
Тип залежи — пластовая , сводовая . Емкостно — фильтрационные
свойства пласта 3 БС 10 практически одинаковые с пластом

2БС 10 .

Пласт 2 БС 10 .

Для пласта 2 БС 10 , приуроченного к подошве горизонта
БС10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с
аргалитами и алевролитами . От пласта 1 БС 10 он отделен гли-
нистой перемычкой , мощность которой изменяется от 20 до 0 м.
На западном и восточном крыльях структуры наблюдаются зоны
полной глинизации песчаных отложений пласта 2 БС 10 . На юго-
западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений
пласта 1БС 10 и 2 БС 10 , что свидетельствует о том ,
что залежи нефти пластов 2 БС 10 и 1 БС 10 представляют собой
единую гидродинамическую систему с единым ВНК , принятым на отметке
2346 м . С запада , северо — запада , северо — востока за-
лежь пласта 2 БС 10 ограничена зонами замещения проницаемых
отложений . На севере залежь пласта 2 БС 10 соединяется с за-
лежью аналогичного пласта Западно -Сибирского месторождения .
Размеры залежи 19,7 х 20,5 км . Тип залежи — пластовая , сводовая
с литологическим экраном .
Пласт 2 БС 10 сложен песчаниками , алевролитами , уплотнен-
ными глинами . Пласт разделен глинистыми прослойками на 5 — 14
песчаных пропластков , толщиной от 0,4 до 9,2 м . Коллекторами
пласта являются кварц и полевые шпаты , обломки пород состав-
ляют 10-12 % , слюда и хлорид 1-3 % . В нижней части пласта
увеличивается количество каолинита . Цемент порово — пленочный ,
сложного состава . На обломках зерен встречаются хлоритовые пленки .
Состав алевролитов аналогичен песчаникам ,с учетом раз-
меров зерен . Для низа пласта характерны прослои песчаников с
кальцитовым цементом , которые не являются коллекторами
Южно-Сургутского месторождения .
Количество их возрастает в западном и северо-западном на-
правлении . Среднее значение пористости принято равным 23,0 %.

Проницаемость изменяется от 0 , 2 до 880 х 10 ^ -3 , cреднее ее
значение 114 х 10 ^ — 3 мкм ^ 2 . К северу и западу от централь-
ной части фильтрационные свойства пород уменьшаются .
Среднее значение водоудерживающей способности составляет
38,7 % . Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6 % ) ,
чем для водонасыщенных (44,8 % ) , что согласуется с более луч-
шей их проницаемостью .

Пласт 1 БС 10 .

Выделяется в кровельной части пласта БС10 . На севере залежь
соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского место-
рождения , на северо- западном крыле ограничено зоной замеще-
ния коллекторов . При проведении разведочных работ Главтю-
менгеологии и Главтюменнефтегаза на восточном участке место-
рождения установлено слияние залежи нефти пласта 1 БС 10 Южно-
Сургутского месторождения с аналогичной залежью нефти
в районе скважин № 77р , 61р , 84р Восточно — Сургутского место-
рождения . В данном районе залежь нефти пласта 1 БС10 ограни-
чена зоной полной глинизации песчаных отложений .Залежи плас-
тов 1 БС 10 и 2 БС 10 гидродинамически связаны между собой и
имеют единую отметку ВНК равную 2346 м .
Размеры залежи пласта 1 БС10 32,2 х 25,5 км . Тип залежи плас-
товая , сводовая с литологическим экраном .
Пласт 1 БС 10 вскрыт на глубине 2310- 2410 м .
Общая мощность пласта 9,2 х 18,2 м . Наибольшая мощность от-
мечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла
структуры .Коллекторами нефти пласта 1 БС 10 служат песчаники и
алевролиты . Литологическая характеристика сходна с характе-
ристикой пласта 2 БС 10 . Коллектора имеют высокие показатели
фильтрационных свойств . Среднее значение пористости — 24 % .
Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700 х
х 10 ^ — 3 мкм ^ 2 . Среднее значение проницаемости составляет
270 х 10 ^ — 3 мкм ^ 2 . По площади свойства пород улучшаются к
центральной и восточной части площади . Водоудерживающая способность
в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8 % , чем
по пласту 2 БС 10 и равна 31 % .

1.3. Геолого — физическая характеристика пластов
Южно-Сургутского месторождения .

Параметры 1Б С 10 1 БС 10 2 Б 10
3Б10 Ю 1 Ю 2
основная восточный
залежь участок

Площадъ нефте- 330175 38863 261076 16612
34844 8680
носности,тыс.м2 пласт., пласт., пласт., пласт.,
пласт., пласт.,
сводов. сводов. сводов.
сводов. сводов. сводов.

Тип коллектора терриген. терригенный терриген.
терриген. терриген. терриг.
поровый поровый
поровый поровый поровый поровый

Абсол.отметка
В Н К м 2346 2346
2346 2363 2787 2675

Средневзвешенная
н/ н толщина ,м 6,0 3,8
9,2 7,9 8,2 3,9

Средняя прониц .
мД. 246 85
114 179 43 6

Средняя порист.
% 24 23
23 23 17 15

Начальное пласт.
Давление кгс/см 2. 233 237
237 237 276 299

Давление насыщ.
кгс/ см ^ 2 . 97 97
97 97 76 92

Пластовая темпер.
С 70 70
70 70 75
79

Вязкость пласт.
нефти, сПз 4,02 3,44
3,44 3,44 2,17 1,83

Вязкость пласт.
воды ,сПз 0,42 0,42
0,42 0,42 0,42 0,42

Соотношение
вязк.нефти и
воды 9,57 8,19
8,19 8,19 5,17 4,36

Плотность нефти
в пласт.усл. г/см2. 825 825
825 825 846 789

Плотность нефти
в поверхн.условиях
г/см2. 885 885
885 885 894 8

2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ВИДОВ РЕМОНТОВ .

Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс опе-
раций , направленных на исправление и замену подземного
оборудования , изменение параметров его работы , очистку обору-
дования и забоя от песка , парафина , солей и продуктов корро-
зии , а также на проведение исследовательских работ с целью до-
стижения заданного режима работы скважины . Он призван обес-
печить рациональную разработку нефтяных месторождений за счет
своевременного и качественного проведения работ по из-
менению режима эксплуатации скважин , динамики пластового давления .
Текущий ремонт скважин- важнейший участок произ-
водственной деятельности НГДУ .
Без текущего ремонта скважин невозможно осуществить ни
один способ эксплуатации скважин . Это видно из перечня работ,
выполняемых при текущем ремонте , который включает в
себя операции с НКТ , насосными штангами , насосами и работы ,
проводимые в скважинах .
Работы с НКТ :
1. Спуск или подъем однорядного , полуторорядного или двухряд-
ного лифта
2. Проверка и замена отдельных труб с дефектами или изношен-
ними резьбовыми соединениями , а также лифта в целом
3. Изменения типоразмера лифтовых труб или глубины подвески
лифта
4. Очитска лифтовых труб от песка , парафина , солей и продуктов
коррозии .
Работа с насосными штангами :
5. Проверка или замена отдельных штанг и сальниковых штоков
с дефектами или изношенными резьбовыми соединениями , а
также колонны штанг в целом
6. Изменение типоразмера насосных штанг
7. Ликвидация обрыва или отвинчивания штанг
8. Очистка штанг от парафина , солей
Работа с насосами :
9. Спуск или подъем штанговых , гидропоршневых и погружных
электронасосов
10. Проверка или замена С Ш Н , Э Ц Н , Г П Н или их узлов
11. Изменение глубины подвески насоса или его типоразмера

При проведении текущих ремонтов в большинстве случаев сочетают
несколько видов работ .
Все ремонты разделены на три группы :
12. технологические
13. восстановительные
14. аварийные

Технологические — это ремонты скважин , необходимость
проведения которых обусловлена условиями и способом эксплуатации
скважин и технологией разработки залежей и
месторождений . Они подразделяются на ремонты по изменению
способа эксплуатации скважин , технологического режима их ра-
боты , предупреждению осложнений и аварий с оборудованием и
скважинами и ремонты с целью проведения исследовательских
работ .
Спуск или подъем оборудования , проводимые с целью замены
одного из вышеперечисленных способов эксплуатации ,
представляет собой ремонт по изменению способа эксплуатации.
К ремонтам по изменению технологического режима работы скважин
относятся ремонты по изменению глубины погружения
насосов под уровень жидкости , по изменению их типоразмером,
спуску и замене глубинных штуцеров .
Восстановительные — это ремонты , направленные на восстановление
или увеличение производительности скважин . Они подразделяются на
ремонты по восстановлению режима ра-
боты скважин и ремонты по воздействию на призабойную зону
скважин . Для восстановления режима работы скважин прово-
дится замена насосов , а для выполнения работ по воздействию на
призабойную зону скважин — спуско-подъемные операции с трубами и
штангами .
Аварийные — это ремонты , проводимые с целью ликвидации
осложнений и аварий с насосными штангами , НКТ , сальниковым
штоком и устьевой обвязкой .
Подземный ремонт выполняется бригадами по подземному ремонту
скважин , организуемыми в НГДУ .

2.1.1. В Ы Б О Р Н А С О С А

Существующий нормальный ряд ЭЦН предусматривает в зависимости
от диаметра эксплуатационной колонны и дебита
скважины 15 насосов разных типоразмеров .
Насос для скважины подбирается в соответствии с характе-
ристикой скважины , ее дебитом , необходимым напором и диа-
метром эксплуатационной колонны на основании характеристики
ЭЦН .
При выборе установки по характеристике скважины порядок
выбора следующий :
15. определяют требуемую величину напора насоса
16. учитывая влияние вязкости откачиваемой смеси и газосодержа-
ния на характеристику глубинных центробежных насосов , определяют
требуемые параметры насоса в условиях перекачки
им воды
17. выбирают несколько типоразмеров установок насосов из числа
выпускаемых
18. определяют глубину подвески глубинного насоса в скважине
19. определяют мощность двигателя и уточняют его типоразмер
20. проверяют возможность отбора насосом тяжелой жидкости
21. проверяют параметры выбранного ранее кабеля и Н К Т
22. проверяют диаметральные размеры погружного агрегата , труб
и кабеля
23. проверяют параметры автотрансформатора или трансформатора
24. сравнивают экономические показатели предварительно выбран-
ных нескольких типоразмеров установок
25. проверяют рациональность применения глубинного центробежного
насоса по сравнению с другими типами насосов

Характеристика скважины при выборе установки известна .
Это в основном заданная величина отбора жидкости из скважи-
ны ; глубина расположения уровня жидкости в скважине при этом
отборе ; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в
ней нефти , воды и газа , по вязкости смеси и по
плотности их составляющих ; содержание в отбираемой смеси
механических примесей ; размеры обсадной колонны ; давление
, которое необходимо иметь на устье скважины , чтобы
транспортировать смесь до групповой установки нефтепромы-
слового сбора нефти .
Для выбора типа насоса необходимо знать давление , которое

он должен создавать . Требуемое давление насоса увеличивается с
увеличением глубины , с которой приходится поднимать жид-
кость , гидравлических сопротивлений в подъемных трубах , про-
тиводавления на устье скважины и уменьшается за счет работы газа
в подъемных трубах . Этот газ , отбираемый вместе с жид-
костью из скважины , по мере приближения к устью расширяется,
всплывает и увлекает за собой часть жидкости .
Для выбора глубинного центробежного насоса необходимо знать
его параметры в условиях отбора им воды , поскольку за-
водские характеристики и каталожные данные приведены имен-
но на такие условия . Поэтому необходимо учесть вязкость жид-
кости и газосодержание в ней , снижающие показатели устано-
вок .
По значению подачи и напора в условиях перекачки им воды
находят необходимый типоразмер насоса по заводским каталогам.
При это , зная внутренний диаметр обсадной колонны скважины,
определяют допустимый габарит погружного агрегата . Обычно зазор по
диаметру обсадной колонны и погружным агрегатом составляет не менее
6мм .
По габариту погружного агрегата , заданному отбору жидкости,
давлению , которое должен создавать насос , выбирают два-три
типоразмера установок .
Установки подбирают так , чтобы заданные отбор и напор на-
соса находились в его рабочей области . При этом возможно
некоторая подгонка характеристики насоса , поставляемого заво-
дом к характеристике скважины . Напор насоса может быть сни-
жен за счет уменьшения числа его ступеней . Рекомендуется сни-
мать не более 20 % ступеней . В некоторых случаях допус-
тимо увеличить буферное давление на устье скважины за счет
установки штуцера .
При проверке нескольких вариантов оснащения скважины ЭЦН
необходимо сравнить их экономические показатели .

2.3.5. ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОДЗЕМНЫХ

РЕМОНТОВ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН

С М Е Н А Э Ц Н

Переезд . Опрессовка лифта Р=80 атм. Глушение скважины
раствором удельного веса 1,18 г. см3 в У= 35 м3. Монтаж
оборудования. Разгерметизация устья скважины .
Допуск ЭЦН на 73 мм НКТ — 20 м . Подготовка и монтаж
УГУ-2 .Опрессовка УГУ-2 не менее 30 атм. с составлением
акта .Подъем ЭЦН-50-1300 на 73мм НКТ с глубины 1500 м
с постоянным доливом раствора удельного веса 1,18 .
На скважине иметь запас жидкости 1,18 г.см3 в У=4м3.
Ревизия патрубков и переводников . Спуск ЭЦН-50-1300 на
73 мм НКТ на гл.1500м с замером , шаблонированием , про-
паркой и отбраковкой НКТ , с чисткой и смазкой резьб .
Опрессовка лифта Р=80 атм. Определение изоляции кабеля .
Демонтаж оборудования .Опрессовать арматуру на факти-
ческое линейное давление .Запуск УЭЦН .Опрессовать ка-
бельный ввод до 80 атм. При заправке в барабан свободный
кабеля оставлять не менее 3-х метров .
Работы производить с соблюдением правил ПБНГП ,ТУ и У.

СМЕНА ЭЦН , ПРОМЫВКА ЗАБОЯ .

Переезд .Опрессовка лифта Р=80 атм. Глушение скважины
раствором удельного веса 1,18 г.см3 .Монтаж оборудова-
ния .Разгерметизация устья скважины .
Допуск ЭЦН на 73мм НКТ — 20 м . Подготовка и монтаж

УГУ- 2 . Опрессовка УГУ-2 не менее 30 атм. С составле-

нием акта .Подъем ЭЦН-50-1300 на 73мм НКТ с гл.1500м
с постоянным доливом раствора 1,18 г.см3 . На скважине
иметь запас жидкости 1,18 г.см3 в У=4м3 . Ревизия
пат-
рубков и переводников . Спуск- подъем пера-воронки на
60мм НКТ + 73мм НКТ на гл.2500м с замером труб .
Промывка забоя 100 м 3 . Спуск ЭЦН-50-1300 на 73 мм
НКТ на гл. 1500м с замером , шаблонированием , пропар-
кой и отбраковкой НКТ , с чисткой и смазкой резьб .
Опрессовка лифта Р=80 атм .Определение изоляции кабе-
ля . Демонтаж оборудования . Опрессовать фонтанную ар-
матуру на фактическое линейное давление .Запуск УЭЦН
Опрессовать кабельный ввод до 80 атм . При заправке в
барабан свободный конец кабеля оставлять не менее 3м
Работы производить с соблюдением правил ПБНГП ,ТУ

СМЕНА ЭЦН , РЕВИЗИЯ ЛИФТА .

Переезд . Опрессовка лифта Р=80 атм. Глушение скважин
раствором удельного веса 1,18 г.см3 в У=35 м3 . Монтаж
оборудования . Разгерметизация устья скважины .
Допуск ЭЦН на 73 мм НКТ -20м . Подготовка и монтаж
УГУ-2 .Опрессовка УГУ-2 не менее 30 атм. с составлением
акта . Подъем ЭЦН-50-1300 на 73мм НКТ с гл.1500 м с
постоянным доливом раствора удельного веса 1,18 .
На скважине иметь запас жидкости 1,18 г.см3 в У=4м3.
Ревизия патрубков и переводников . Спуск — подъем заглуш-
ки на 73 мм НКТ на гл.1500м с замером , шаблонированием ,
пропаркой НКТ . Опрессовка Р=80 атм. Спуск ЭЦН-50-1300 на
73мм НКТ на гл.1500м с замером, отбраковкой труб , с чисткой
и смазкой резьб . Опрессовка лифта Р=80 атм. Определение
изоляции кабеля .Демонтаж оборудования . Опрессовать арма-
туру на фактическое линейное давление .Запуск УЭЦН . Опрес-
совать кабельный ввод до 80 атм. При заправке в барабан

свободный конец кабеля оставлять не менее 3 м .
Работы производить с соблюдением правил ПБНГП, ТУ и У .

3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ П Р С .
При ремонте скважин неправильные или опасные приемы работы,
неисправность оборудования и инструмента, плохая организация работы ,
неудовлетворительная организация обучения и инструктажа
рабочих могут явиться причиной несчастных случаев . Около
половины всех несчастных случаев в нефтегазодобывающей
промышленности связано с работами при подземном ремонте .
При механизации и автоматизации тяжелых и трудоемких процессов
, применении специальных устройств и агрегатов зна-
чительно уменьшаются случаи травматизма .
На основании накопленного опыта при подземном ремонте скважин
разработан комплекс мероприятий по технике безопас-
ности .
Основным условием безопасного проведения ремонтных работ
является тщательное выполнение подготовительных опера-
ций , к которым относятся : погрузка , разгрузка и транспорти-
рование частей оборудования , инструмента и приспособлений ,
подготовка площадки у скважины , устройство фундамента , раз-
мещение оборудования . Перед началом выполнения спуско-подъемных работ
необходимы тщательный осмотр и проверка
оборудования, инструмента , контроль установки мачт , крепления
оттяжек .
Необходимо тщательно проверить исправность мостков , полов,
маршевых лестниц и площадок .
Агрегаты для подземного ремонта оборудования должны быть
снабжены специальными механизмами и приспособлениями,
обеспечивающими безопасность работ .
Особое внимение необходимо уделить состоянию каната . Для
подземного ремонта чаще всего используются канаты левой кре-
стовой свивки . Они гибки , износостойки и не раскручиваются в
свободном состоянии .
Все работы по выполнению операций подземного ремонта должны
вестись исправным оборудованием и инструментом .
Это в первую очередь относится к ремонту скважин со значи-
тельным выделением газа .
При подъеме труб с жидкостью применяют специальный кожух для
предотвращения ее разбрызгивания , в процессе рабо-
ты и после нее необходимо очистить пол у устья от грязи .
После подъема труб устье скважины перекрывается , а скважины ,
где возможно фонтанное продление , перекрываются
планшайбой .
Порядок безопасного ведения ремонтных работ определяется
правилами и инструкциями по технике безопасности , которым
необходимо следовать при проведении любых работ на
скважине.
3.1. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ П Р С .

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве
возможно только при строгой трудовой и
производственной дисциплине всех работающих : точном
выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной
безопасности . Без этого самые современные техника и технологии не
в состоянии создать безопасную обстановку
на производстве .
Очень велика роль самих непосредственных исполнителей
работ — рабочих . Наряду со знаниями технологических про-
цессов они должны иметь навыки принятия правильных дей-
ствий на рабочем месте , выполнять свои обязанности так ,
чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности
себе и окружающим людям , а также знать какие
меры нужно принять для предотвращения и устранения пожа-
ров .
Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах
является мастер , а в его отсутствии — старший оператор , на
которых возлагается :
— контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности
на скважине , в культбудке , в инструменталке ;
— обеспечение согласно нормам скважин и других объектов
первичными средствами пожаротушения и содержание их в
чистом и исправном состоянии ;
— руководство бригадой по тушению пожара в случае его
возникновения до прибытия пожарной команды .
Вся территория возле скважины и помещений должна содержаться в
чистоте и порядке .
Замазученность территории , загромождение дорог , проездов к
скважине , средствам пожаротушения , водоемам запрещается.
Работа на скважине разрешается , если она заглушена , имеются
средства герметизации .
Освещение на скважине допускается только электрическое ,
применительно к особо сырым помещениям взрывозащищен-
ного исполнения .
Производство огневых работ на скважине запрещается .
Курение разрешается только в специально отведенном месте.
Использовать средства пожаротушения не по назначению за-
прещается .
Над огнетушителями , расположенными на открытом воздухе,
следует устраивать навес — козырек .

Запрещается оставлять в вагоне — домике включенные элек-
троприборы при отсутствии в нем людей .
Горючесмазочные материалы надо хранить не ближе 20 м
от места установки подъемного агрегата .
При возникновении пожара необходимо сообщить пожарной
охране и до прибытия пожарной команды приступить к туше-
нию , используя первичные средства пожаротушения .

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ПРС.

Текущий ремонт скважин является одним из источников за-
грязнения окружающей среды нефтью , пластовой водой , а
также различными химическими реагентами и их растворами ,
составляющими основу рабочих и промывочных жидкостей . В
подготовительно — заключительный период ремонтных работ из-
за нарушения режимов глушения скважины или ее освоения
возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправля-
емого фонтанирования .
Предотвращение загрязнения окружающей среды при прове-
дении работ по подземному ремонту скважин достигается про-
ведением следующих мероприятий :
26. использование закрытой системы циркуляции промывочной
жидкости , включающей слив отработанной или оставшейся
жидкости в специальную емкость , нефтеловушку или канали-
зацию
27. сбор , вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремонта
( углеводорода , оказавшиеся на территории вокруг скважины
должны быть собраны и утилизированы либо сожжены , если
утилизация невозможна )
28. обваловка площадки вокруг скважины , особенно в случаях
возникновения неуправляемого фонтанирования
29. применение устьевых малогаборитных противовыбросовых
устройств
30. рекультивация территорий , примыкающей к скважине , для
сельскохозяйственного и иного пользования , в случае причи-
нения ущерба передвижением тяжелых автомобильных и тракторных
агрегатов .