реферат ГНВП. Конспект лекций по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при гнвп

• Название: Конспект лекций по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при гнвп
• Анкор: реферат ГНВП
• Дата: 05.10.2022
• Размер: 455 Kb.
• Имя файла: реферат ГНВП.doc
• Тип: Конспект; #715164
• страница: 2 из 5

Роль конструкции скважин и технических средств при бурении, эксплуатации и ремонте в предупреждении возникновения, развития ГНВП и их перехода в открытое фонтанирование.

0. 
   Роль конструкции скважин в предупреждении осложнений и ликвидации аварий.
   

Под конструкцией скважины понимается совокупность основных данных о диаметрах и глубинах отдельных интервалов ствола, диаметрах и толщинах стенок обсадных труб, группах прочностей сталей, длинах спускаемых обсадных колонн, величинах затрубного пространства, подлежащего заливке тампонажным раствором, углах наклона и азимутальном направлении ствола скважины.

Конструкция скважин, диаметр и число обсадных колонн зависят от стратиграфического разреза месторождения, пластовых давлений, мощности пластов.

Особенностью конструкции скважины является необходимость расчета обсадных колонн на условия открытого фонтанирования, при котором возможно разрушение их в верхней или нижней части.

Любую промежуточную колонну следует рассматривать как потенциальную эксплуатационную колонну и соответственно рассчитывать ее на прочность и долговечность.

Конструкция скважин зависит отряда факторов: цели и способа бурения, геологических условий проводки и глубины скважины, количества продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию, способа вскрытия этих горизонтов, состояния материально-технического обеспечения и т.д.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- обязательное доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации;

- предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

Понятие «крепление скважин»включает последовательность проведения ряда производственных операций и процессов, связанных с подготовкой ствола, инструмента и обсадных труб, спуском в скважину обсадных колонн, их цементированием и выполнением заключительных работ.

Способы спуска обсадных колонн в скважину:

- в один прием, когда обсадной колонной перекрывают весь пробуренный ствол скважины от забоя до устья;

- в несколько приемов, когда ствол перекрывают по частям отдельными секциями обсадной колонны, которые последовательно наращивают после выполнения полного цикла крепления каждой секции;

- спуск обсадной колонны в виде хвостовика, которым перекрывают только часть ствола в заранее выбранном интервале без выведения колонны до устья.

К числу основных способов цементирования обсадных колонн в скважинах относятся:

- прямое цементирование в один прием (в одну ступень), когда тампонажные растворы закачивают в обсадную колонну с устья и продавливают в затрубное пространство сразу на заданную высоту;

- ступенчатое цементирование, когда тампонажные растворы продавливают за обсадную колонну последовательно двумя или более порциями-ступенями: вначале через башмак колонны, затем через специальные устройства-муфты ступенчатого цементирования, которые устанавливают в колонне на определенном расстоянии от забоя, при этом высоту столба тампонажных растворов в затрубном пространстве наращивают последовательно без разрыва ее сплошности;

- цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн, когда тампонажные растворы закачивают в заколонное пространство через башмак с помощью бурильных труб;

- обратное цементирование, при котором тампонажные растворы и продавочную жидкость закачивают с устья в затрубное пространство цементируемой колонны с выходом циркуляции через обсадную колонну.

Все кондукторы и промежуточные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, а также эксплуатационные колонны после первичного и ремонтного цементажей и установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов должны после окончания сроков ОЗЦ подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры (давление опрессовки, глубины снижения уровня и др.) определяются для фактического состояния скважины (конструкции) на момент проведения испытания.

Испытания предусматривают проверку:

- герметичности цементного кольца у башмака промежуточной колонны или кондуктора, на которых устанавливается ПВО;

- герметичности эксплуатационных, а при необходимости и промежуточных колонн, опрессовкой интервала, который в процессе проводки скважины может находиться под действием внутреннего избыточного давления;

- герметичности эксплуатационных колонн внешним давлением ( снижением уровня воды) для скважин, при опробовании и в начале эксплуатации которых на устье предполагается отсутствие избыточного давления.

0. 
   Буровые установки и станки для ремонта скважин.
   

Буровые установки предназначены для сооружения (строительства) скважин при бурении, а также для проведения текущих и капитальных ремонтов после бурения и эксплуатации скважин.

Буровая установка – это комплекс сооружений, механизмов и приспособлений, выполняющих операции при строительстве скважин.

Буровые установки можно разделить на три группы:

- для структурно-поискового бурения;

- для глубокого, разведочного и эксплуатационного бурения на нефть и газ;

- для бурения на море.

Классификация буровых установок закреплена в ГОСТ 16923 – 82 и включает деление буровых установок на 11 классов.

Стандарт на буровые установки предусматривает два основных параметра: нагрузка на крюке, допустимая в процессе бурения и крепления скважин, и условная глубина бурения при массе одного метра бурильной колонны, равной 30 кг.

Шифры буровых установок: БУ – буровая установка; У – универсальной монтажеспособности; Э – электропривод; Д – дизельный привод; Г – с дизельным приводом применяются гидротрансформаторы; К – для кустового бурения. Например БУ – 3000 ЭУК – установка с электроприводом, универсальной монтажеспособности для кустового бурения. БУ – 6500ДЭ – буровая установка, глубина бурения 6500м, дизельная с генераторами постоянного тока.

Буровая установка должна быть укомплектована ( с позиций ГНВП):

- противовыбросовым и устьевым оборудованием;

- блокирующими устройствами по отключению привода буровых насосов при повышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки;

- станцией контроля параметров бурения;

- системой емкостей, оборудованных уровнемерами и автоматической сигнализацией уровня жидкости в них;

- механизмами для приготовления, обработки, утяжеления, очистки, дегазации и перемешивания растворов, сбора шлама и отработанной жидкости при безамбарном бурении;

- емкостями для запаса бурового раствора.

Передвижные насосные агрегаты, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

0. 
   Устьевое оборудование скважин при бурении, эксплуатации и ремонте скважин.
   

Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования, предназначенный для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении ГНВП в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулировании режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят:

- при бурении – колонная головка, ПВО;

- в процессе эксплуатации – трубная головка, фонтанная елка, манифольд фонтанной арматуры.

Колонная головка предназначена для обвязки колонн нефтяных и газовых скважин, обеспечивает подвеску обсадных колонн на клиньях, герметизацию межколонного пространства и контроль за ним, а также установку на ней ПВО при бурении и капитальном ремонте и фонтанной арматуры при эксплуатации.

По конструкции колонные головки разделяются на колонные фланцы, которые устанавливаются на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и нижний фланец. Сбоку КГ имеют в корпусе отверстия для установки задвижек и фланцев.

Различаются между собой КГ материалом изготовления, коррозионной стойкостью, по размеру и рабочему давлению.

Критерием соответствия фланцев КГ друг другу, как верхних и нижних, так и боковых фланцев с фланцами задвижек, является рабочее давление и условный диаметр проходного отверстия.

Конструкция колонной головки должна отвечать следующим требованиям:

- надежность герметизации межтрубных пространств;

- контроль за давлением в межтрубном пространстве;

- быстрое и надежное закрепление обсадных колонн;

- универсальность, т.е. возможность крепления к одной КГ обсадных колонн различных комбинаций;

- предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом;

- возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине;

- высокая надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины;

- прочность с учетом действия различных нагрузок.

После монтажа КГ на устье межколонное пространство опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.

Обозначения : КГ- 4х70 – колонная головка для обвязки 4х колонн, рабочее давление 70 МПа.

ОКК1-21-146х219 – оборудование колонны клиновое, схема (модель) -1 рабочее давление 21 МПа, диаметр эксплуатационной колонны 146мм, диаметр кондуктора 219мм. (Для обвязки двух колонн).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации. Фонтанная арматура состоит из трубной головки, моноблока или фонтанной елки.

Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб, герметизации межколонного пространства, пространства между НКТ и эксплуатационной колонны.

Моноблок или фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, регулирования и контроля процесса эксплуатации скважины, а также ее закрытия при необходимости.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным характеристикам:

- рабочему и пробному давлению (от 7 до 105 МПа);

- размером проходного сечения ствола (от 50 до 150 мм);

- конструкцией фонтанной елки;

- материалу изготовления (нормальное, коррозионностойкое, термостойкое, хладостойкое исполнение).

Нормальное исполнение (температура рабочей среды от 40 до +120°С)

Термостойкое исполнение «Г» (температура рабочей среды свыше 120°С)

Хладостойкое исполнение «ХЛ» (температура окружающей среды ниже -40°С)

Коррозионностойкое исполнение: К1 – среда с объемным содержанием СО2 до 6%; К2 - среда с объемным содержанием СО2 + Н2S до 6% каждого компонента; К3 – среда с объемным содержанием СО2 + Н2S до 25% каждого компонента.

Манифольд фонтанной арматуры обвязывает рабочие выкиды и отводы затрубного пространства при помощи задвижек, тройников, угловых штуцеров, предохранительных и обратных клапанов. При помощи манифольда можно направлять поток газа, нефти по отводам елки в трубопроводы, регулировать подачу продукта с заданным давлением, вводить в скважину ингибиторы коррозии и гидратообразования.

Продувочно – задавочные линии фонтанных арматур позволяют:

- глушить и продувать скважину по трубному и затрубному пространству;

- проводить газодинамические исследования;

- подключать насосные агрегаты на расстоянии не ближе 25 м от устья, при наличии сероводорода - не ближе 50м;

- безопасно сжигать газ и конденсат на факеле на расстоянии до 100 м от устья;

- собирать глинистый раствор и другие рабочие жидкости при выполнении таких операций, как освоение, глушение, интенсификация.

При бурении противовыбросовое оборудование (превентора) должно обеспечивать:

- быструю и надежную герметизацию устья при наличии или отсутствии труб в скважине;

- расхаживание, протаскивание и проворот колонны труб с целью предупреждения прихватов при избыточном давлении на устье;

- циркуляцию с созданием противодавления на пласт с помощью регулируемых дросселей с последующим фазовым разделением газожидкостной смеси, отводом газа на сжигание или рассеивание в воздухе и отводом бурового раствора в циркуляционную систему;

- глушение скважины путем закачки раствора с помощью бурового насоса или насосных агрегатов;

- сброс испорченного (перемешанного с пластовым флюидом) раствора в амбар через линию дросселирования;

- спуск и подъем бурильной колонны под избыточным давлением на устье скважины;

- подвеску колонны труб на плашки превентора и , при необходимости, срезание верхней бурильной трубы.

В состав ПВО входят:

- стволовая сборка (плашечные, универсальные, вращающиеся превенторы, крестовины, монтажные фланцевые катушки, герметизирующие катушки и головки);

- манифольд с блоками глушения и дросселирования давления;

- станции гидроуправления превенторной установкой;

Универсальный превентор (ПУГ) предназначен для:

- герметизации устья на колонне бурильных или обсадных труб, включая замковые соединения и муфты;

- герметизации устья на ведущей трубе различного сечения (квадратного, шестигранного);

- герметизация на кабеле или канате при перфорации или инструментальных исследованиях скважины;

- герметизации устья при отсутствии труб в скважине;

- обеспечения выполнения спуска или подъема (протаскивания), вращения бурильной или обсадной колонны при закрытом герметизирующем элементе и при наличии давления в скважине.

Плашечные превенторы (ППГ) предназначены для герметизации устья скважины на бурильных или обсадных трубах плашками соответствующего диаметра, герметизации устья скважины без инструмента, срезки труб, подвески бурильной колонны перед срезкой.

Плашечные превенторы - запорные устройства одностороннего действия, т.е. держат давление только снизу;

Плашечные превенторы можно закрыть давлением гидравлической жидкости со станции управления или вручную штурвалами. Открыть можно только давлением гидравлической жидкости, предварительно расфиксировав плашки при помощи штурвалов.

0. 
   Подземное оборудование эксплуатационных скважин.
   

Основным назначением подземного оборудования эксплуатационных скважин является:

1. 
   увеличение общего срока эксплуатации скважины;
   
2. 
   обеспечение максимальной противофонтанной безопасности;
   
3. 
   обеспечение условий охраны недр.
   

Подземное оборудование обеспечивает:

1. 
   разобщение трубного и затрубного пространства;
   
2. 
   защиту эксплуатационной колонны от агрессивных компонентов;
   
3. 
   постоянный ввод ингибитора в поток скважинной среды;
   
4. 
   промывку и глушение скважины;
   
5. 
   перекрытие потока газа в колонне НКТ при аварийных ситуациях и необходимых случаях.
   

Подземное оборудование предотвращает открытое фонтанирование при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время текущего, капитального ремонта скважины, в которой возможно фонтанирование.

Подземное оборудование подразделяется на стационарное и полустационарное.

Стационарное оборудование обычно цементируется и не извлекается из скважины. Полустационарное оборудование характеризуется наличием пакеров стационарного или извлекаемого типа.

Элемента компоновки подземного оборудования, их назначение и функции.

1. 
   Предохранительные клапаны – отсекатели пласта. Трубный предохранительный клапан- отсекатель спускается на колонне НКТ, управляется дистанционно с поверхности земли.
   

Закрывается он при снижении гидравлического давления, создаваемого пультом управления в управляющей трубке, соединенной с клапаном, обеспечивающим его открытое положение.

Предназначен трубный клапан-отсекатель для автоматического и принудительного закрытия скважины в случае разрушения устьевого оборудования или повреждения выкидных линий.

Предохранительные клапаны отсекатели, спускаемые на проволоке, подразделяются на две основные группы.

1. 
   предохранительные клапаны - отсекатели, срабатывающие от перепада давления, возникающего в клапане при увеличении скорости потока продукции скважины, который проходит через клапан в случае резкого снижения давления на устье. Это клапаны с автономным управлением, которые еще называют дифференциальными предохранительными клапанами – отсекателями, регулируемые потоком продукции.
   
2. 
   предохранительные клапаны-отсекатели с дистанционным управлением. Эти клапаны-отсекатели не реагируют на изменение дебета. Управление клапанами осуществляется обычно гидравлически с поверхности. В любой момент по команде с пульта их можно закрыть.
   

Клапаны-отсекатели, спускаемые на проволоке, можно установить на любой глубине в НКТ с помощью шлипсовых устройств, замков, фиксируемых в муфтовом соединении труб или в посадочных ниппелях.

Наиболее надежны и удобны в работе клапаны-отсекатели с дистанционным управлением, позволяющие перекрывать фонтанирующую скважину в любой момент по команде с пульта управления – вручную или от аварийного датчика.

Клапан – отсекатель пласта состоит из пакера, клапана – отсекателя, разъединителя, циркуляционного клапана для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора, телескопического соединения для компенсации линейных деформаций, дросселя для регулирования расхода пластовой жидкости, приемного клапана.

Пакеры бывают двух типов: неизвлекаемый (разбуриваемый) и демонтируемый.

Пакеры предназначены для герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ с целью защиты эксплуатационной от воздействия высоких дифференциальных давлений, вредного корродирующего воздействия агрессивных химических и механических составляющих пластового флюида, а также для закрепления НКТ.

Защита пакером обсадной колонны от действия высоких давлений способствует повышению эффективности промысловых операций на забое скважины и предотвращает серьезные осложнения при эксплуатации ее по причинам возможной негерметичности обсадных труб. Пакер устанавливается над продуктивным эксплуатируемым пластом.

Разъединители колон предназначены для отсоединения колонны НКТ от пакера в случаях, когда их необходимо извлечь из скважины, или последующего соединения их с пакером.

Телескопическое соединение (разъединитель колонн) представляет собой сильфонный компенсатор, который при установке в рабочей позиции обеспечивает компенсацию удлинения подвески НТК в соответствии с изменениями температуры и давления в скважине. Телескопическое соединение устанавливается непосредственно над пакером через 1-2 НКТ.

Циркуляционный клапан механического действия(типа «скользящая гильза») служит для связи трубного и затрубного пространств, обеспечивая реализацию без демонтажа устьевого оборудования и извлечения НКТ в скважине с пакером следующих технологических операций: замещение глинистого раствора водой; глушение скважины глинистым раствором; освоение скважины; выборочное освоение и эксплуатацию продуктивных горизонтов в скважине с одной колонной НКТ при многопластовом заканчивании; выборочную закачку в нагнетательных скважинах при одновременно-раздельной закачке; обработку призабойной зоны пласта; закачку ингибиторов и др.

Одним из преимуществ механического, управляемого с помощью инструмента, спускаемого на проволоке, циркуляционного клапана является то, что он практически не сужает прохода НКТ. Клапан снабжен резьбой на обоих концах, присоединяется к колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Уравнительный клапан предназначен для выравнивания давления запорного элемента скважинного аппарата для его открытия или извлечения из колонны в комплекте с клапаном- отсекателем, глухими пробками, приемными клапанами.

Приемный клапан предназначен для посадки пакера и проведения других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления. После посадки пакера его опрессовывают, при этом иногда невозможно поднять давление для окончательной герметизации эксплуатационной колонны пакером (из-за срыва шара из седла). В этом случае используют приемный клапан, который сажают в непроходном ниппеле под пакером.

Ингибиторные клапаны предназначены для перепуска различных ингибиторов в процессе эксплуатации скважины из затрубного пространства в НКТ и герметичного отсечения потока в обратном направлении.

Расходные муфты устанавливаются в местах изменения диаметра НКМТ, т.е. над и под технологическим оборудованием и служат для гашения возникающего турбулентного режима истечения газа, тем самым предотвращают преждевременный износ НКТ и оборудования.

Посадочные ниппели подсоединяются к колонне НКТ, предназначены для установки, фиксации и герметизации в них замковых устройств с присоединенным технологическим оборудованием (клапан-отсекатель, глухие пробки, забойные регуляторы и т.д.). посадочные ниппели подразделяются на проходные и непроходные. Колонне НКТ можно устанавливать несколько проходных и непроходных ниппелей. Проходные ниппели обычно устанавливаются над непроходными.

Скважинные камеры, как разновидности посадочного ниппеля, предназначены для установки, фиксации и герметизации в них съемных глухих, газлифтных, циркуляционных, ингибиторных клапанов. Скважинная камера – это овального сечения патрубок, внутри которого имеется эксцентрично расположенный «карман», который позволяет сохранить проходное сечение скважинной камеры равной проходному сечению соответствующих НКТ при установленном клапане.

Глухие пробки предназначены для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле.

Газлифтные клапаны. Съемные газлифтные клапаны применяют для продавки скважин, при непрерывной и периодической эксплуатации газлифтных скважин, для удаления из газовых скважин воды и конденсата.

0. 
   Бурильные, обсадные, утяжеленные и насосно-компресорные трубы, элементы технологической оснастки, штанги и канаты.
   

Бурильная колонна (БК) предназначена для передачи вращения от ротора; восприятия реактивного момента забойного двигателя; подвода промывочной жидкости к турбобуру, долоту и забою скважины при всех способах бурения; подъема и спуска долота, забойного двигателя; монтажа секций токопровода; проведения вспомогательных работ.

Стальные бурильные трубы для глубокого разведочного и эксплуатационного бурения изготавливаются 4 типов:

- с высаженными внутрь концами;

- с высаженными наружу концами;

- с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками;

- с высаженными наружу концами с коническими стабилизирующими поясками.

Основными механическими характеристиками материалов бурильной колонны являются:

- предел текучести (δт, МПа);

- предел прочности(δв, МПа);

- относительное удлинение (δs, %);

- ударная вязкость (а_н, Н· м/см²)

Категории прочности для бурильных труб обозначаются буквами Д, К, Е, Л, М, Р, Т.

Основные типоразмеры бурильных труб: наружный диаметр, толщина стенки, длина трубы.

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения бурильной колонне от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору, при одновременной подаче бурильной колонны и бурового раствора. ВТ бывают квадратного и шестигранного сечения, изготавливаются из сталей групп прочности Д и К.

Утяжеленные бурильные трубы предназначены для создания нагрузки на долота и придания жесткости нижней части бурильной колонны. УБТ бывают круглого и спиралевидного сечения; изготавливаются из сталей категории прочности Д и К.

Технологическая оснастка бурильных колонн.

В целях улучшения условий эксплуатации БК, оказывающих влияние на темпы и качество строительства скважин, предусматривается использование предохранительных колец, калибраторов, центраторов, стабилизаторов.

Резиновые (протекторные) кольца, установленные на БК, защищают ее от износа в процессе бурения и СПО. Калибраторы, центраторы и стабилизаторы, в различных сочетаниях их числа и типов, устанавливают в нижней части БК для уменьшения искривления вертикальных скважин. Калибраторы устанавливаются непосредственно над долотом и служат для выравнивания стенки скважины. Калибраторы бывают шарошечными и лопастными. Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки. Стабилизаторы имеют длину в несколько раз большую, чем центраторы, и предназначены для стабилизации зенитного угла скважины.

Обсадные колонны предназначены для укрепления стенок пробуренной скважины и разобщения отдельных пластов и горизонтов. Заколонное пространство заливается цементным раствором, который после схватывания должен препятствовать межпластовым перетокам жидкостей и газа, а также обеспечивать неподвижность обсадных труб в скважине.

В соответствии с ГОСТ 632-80 существующие конструкции обсадных труб для глубоких скважин можно разделить на 4 группы, которые различаются в основном конструкцией резьбовых соединений:

1. трубы с короткой или удлиненной треугольной резьбой. Пример обозначения: 245х10 – Д, где 245 – условный наружный диаметр; 10 толщина стенки в мм; Д – группа прочности. Трубы с удлиненной треугольной резьбой маркируются У-245х10 – Д.

2. трубы с трапецеидальной резьбой муфтового соединения типа ОТТМ. Пример обозначения: ОТТМ – 245х10 – Д.

3. трубы с трапецеидальной резьбой высоко герметичного соединения типа ОТТГ. Пример обозначения ОТТГ – 245х10 – Д.

4. трубы без муфтовые раструбные типа ТБО. Пример обозначения: ТБО-168х9-Д.

Основным условием для выбора конструкции резьбовых соединений обсадных труб является: тип добываемого флюида, пластовое давление продуктивных зон, наличие агрессивных газов, требования к прочности резьбовых соединений.

Обсадные трубы выпускаются диаметрами от 114 до 508 мм и толщинами стенок от 5,2 до 16,7 мм.

Основными показателями механических характеристик сталей для обсадных труб являются:

- предел текучести (δт, МПа);

- предел прочности(δв, МПа);

- относительное удлинение (δs, %);

Группы прочности стали обозначаются буквами: Д, Е, К, Л, М, Т.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различного вида работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливается НКТ двух типов: с гладкими и высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец наворачивают соединительную муфту.

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно – поступательных движений от станка качалки к плунжеру скважинного насоса и спуска-подъема вставных скважинных насосов.

Стальная проволока или трос применяются при подземном ремонте без подъема НКТ с помощью скважинного инструмента и оборудования. Оборудование и инструменты спускаются в скважину на проволоке диаметром 1,8; 2,0; 2,34; 2,5 мм. Чаще используется проволока диаметром 2,34 мм. Для ловильных работ, связанных с высокими нагрузками, и для работ, проводимых с крупногабаритными и тяжелыми инструментами в НКТ диаметром более 114мм, используется металлический трос диаметром 4,76 мм из свитых проволок.

0. 
   Контрольно-измерительная аппаратура, регистраторы, станции контроля.
   

Контрольно-измерительные приборы должны отвечать следующим требованиям:

1. 
   быть простыми в обращении и выносливыми к температурным колебаниям и вибрации;
   
2. 
   иметь равномерное деление шкалы прибора и постоянство допустимой погрешности в течение установленного времени (до проверки);
   
3. 
   давать показания замеряемой величины в практических единицах без вспомогательных вычислений.
   
4. 
   Приборы при постоянной нагрузке должны работать на 2/3 максимального показания шкалы, что соответствует верхнему пределу измерений.
   

Приборы могут быть показывающими, регистрирующими и управляющими.

Термометры манометрические, показывающие, сигнализирующие, электроконтактные предназначены для непрерывного измерения температуры жидких и газообразных сред в стационарных условиях и сигнализации при отклонении температура от заданного диапазона.

Станция геолого-технического контроля (СГТ) предназначена для сбора и обработки технологической информации в процессе бурения скважин на нефть и газ с целью оптимизации процесса бурения, прогнозирования и предотвращения аварийных ситуаций, литологического расчленения разреза скважины, выявления нефтегазоносных пластов и оценки характера насыщения коллекторов, пересеченных скважиной.

Ареометр АГ- ЗПП предназначен для замера плотности бурового раствора. Состоит из мерного стакана, поплавка со стержнем и съемным грузиком.

Вискозиметр полевой ВП-5 предназначен для определения условной вязкости. Состоит из металлической воронки, сетки, измерительной кружки.

Прибор ВМ-6предназначен для измерения фильтрации бурового раствора. Состоит из трех основных узлов: плиты с кронштейном, фильтрующего стакана и напорного цилиндра.

Прибор СНС-2 предназначен для определения предельного статического напряжения сдвига бурового раствора. Определяется через 1 и 10 минут.

0. 
   Агрегаты и передвижные насосные установки, компрессоры и силовые установки.
   

Агрегат А-50 предназначен для СПО при текущем и капитальном ремонте скважин глубиной до 3500м с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки, промывки и тартальных работ. Агрегат состоит из трансмиссии, двухбарабанной лебедки, телескопической вышки с талевой системой, ротора с гидроприводом, компрессора, промывочного насоса. Привод навесного оборудования агрегата и промывочного насоса осуществляется от ходового двигателя автомобиля.

Установки и оборудование, применяемые при цементировании скважин и воздействия на призабойную зону. Для этих работ применяются насосные установки, смесительные машины, цементировочные головки, цементировочная арматура.

Насосная установка предназначена для приготовления, закачки и продавливания цементных и других растворов в скважину и за колонну, вымывания их излишков, промывки скважины и ее глушения, обработки призабойной зоны, проведения гидропескоструйной перфорации, гидравлических опрессовок. (ЦА-320, ЦА-400, ;АН-700)

Смесительные агрегаты предназначены для приготовления цементного раствора для цементирования скважин, бурового раствора из порошковых материалов, песчано-жидкостных смесей при гидроразрыве пласта и гидропескоструйной перфорации.СМ-4М, СМП -20 ит.д.

Цементировочная головка предназначена для обвязки устья скважин с цементировочной арматурой и цементирующим агрегатом.

Цементировочная арматура предназначена для герметичного соединения заливочных труб с обсадной колонной, продавки в пласт цементного раствора, нагнетание жидкости при прямой и обратной промывке.

Оборудование используемое при гидроразрыве пласта: насосные установки, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортировки жидкостей разрыва, арматуры устья скважины, пакера, якоря и другого оборудования.

В нефтяной и газовой промышленности компрессоры применяются для : внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа от нефтяных и газовых скважин до потребителя; искусственного воздействия на пласт закачкой газа высокого давления; газлифтной эксплуатации скважин; освоения скважин после бурения; проводки стволов скважин с применением продувки сжатым воздухом. В системе сбора и транспортировки большее применение имеют газомоторные и винтовые компрессоры, а при проводке скважин и освоении – поршневые компрессорные станции.

Гидравлические агрегаты для проведения канатных работ в скважине – это подъемная установка с гидроприводом лебедки. Предназначены для СПО на проволоке (тросе), как при герметизированном устье, так и при открытом стволе скважины, скважинных приборов, канатного инструмента и оборудования, специального ловильного оборудования через лубрикатор.