билеты помощник бурильщика. Перечень вопросов для проверки знанийквалификации персонала подрядных (субподрядных) организаций Профессия Помощник бурильщика капитального ремонта скважин

• Название: Перечень вопросов для проверки знанийквалификации персонала подрядных (субподрядных) организаций Профессия Помощник бурильщика капитального ремонта скважин
• Анкор: билеты помощник бурильщика
• Дата: 16.05.2022
• Размер: 1.68 Mb.
• Имя файла: pomoschnik_burilschika_KRS.docx
• Тип: Документы; #531558
• страница: 6 из 13

1 Сборка забойного двигателя

1.1 Снять с двигателя предохранительный колпачок, проверить состояние присоединительной резьбы.

1.2 Навернуть на двигатель обратный и перепускной клапаны.

2 Спуск забойного двигателя

2.1 Подготовительные работы

- Снять с устья скважины фланец-планшайбу.

- Замерить длину забойного двигателя с долотом и наддолотным скребком (если он навернут), обратным и перепускным клапанами и эскиз всей компоновки занести в вахтовый журнал или журнал замера труб.

- Поднять двигатель с мостков и спустить в скважину.

- Замерить длину первой трубы.

- Вставить шаблон в трубу, смазать резьбу муфты, поднять трубу с мостков, навернуть трубу на забойный двигатель и спустить в скважину.

- Замерить длину второй трубы.

- Вставить шаблон в трубу, смазать резьбу муфты, поднять трубу с мостков, навернуть на первую трубу предварительно вставив между ними забойный фильтр конусом вверх и спустить в скважину.

- Замерить длину репера, вставить шаблон, смазать резьбу муфты, поднять репер с мостков; навернуть на вторую трубу и спустить в скважину.

- Установить на устье скважины гидроротор (АПР-2 ВБ).

2.2 Спуск забойного двигателя с замером труб до интервала на 10 м выше кровли цементного моста (стакана) с чисткой и смазкой резьб и шаблонированием.

2.3 Заключительные работы после спуска колонны НКТ с забойным двигателем.

- Снять с устья скважины гидроротор (автомат АПР-2).

3 Разбуривание цементной пробки

3.1 Сборка устьевого промывочного оборудования.

3.2 Обвязка насосного агрегата с буровым шлангом через предохранительный клапан и желобной емкостью.

3.3 Разбуривание цементного моста. Наращивание труб в процессе разбуривания с замером длины труб.

4 Опрессовка эксплуатационной колонны при спущенном забойном двигателе

4.1 Закрыть затрубную задвижку.

4.2 Отсоединить нагнетательную линию от бурового шланга.

4.3 Снять с устья сальниковое устройство.

4.4 Установить на устье скважины фланец-планшайбу и манометр для контроля давления.

4.5 Навернуть на подъемный патрубок фланца - планшайбы патрубок с резьбой для быстросъемного шарнирного соединения.

4.6 Присоединить нагнетательную линию к центральной задвижке.

4.7 Открыть центральную задвижку.

4.8 Пустить насос агрегата и закачкой жидкости в скважину поднять давление до величины, указанной в плане работ. Остановить насос.

4.9 Закрыть центральную задвижку.

4.10 Ожидание результатов опрессовки. Выдержать давление в течение 30 мин, при этом эксплуатационная колонна считается герметичной, если падение давления не превысило 5 %.

4.11 Стравить давление в нагнетательной линии и в скважине.

4.12 Разобрать обвязку насосного агрегата.

5 Доспуск забойного двигателя до второго интервала бурения после опрессовки эксплуатационной колонны

5.1 Снять с устья скважины фланец-планшайбу.

5.2 Установить на устье скважины гидроротор.

5.3.Спустить забойный двигатель до глубины на 10 м выше установки второго цементного моста (стакана).

5.4 Снять с устья скважины гидроротор.

5.5 Далее - по типовому процессу «Разбуривание цементной пробки».

6 Подъем забойного двигателя

6.1 Подготовительные работ.

-Разобрать устьевое промывочное оборудование.

-Установить на устье скважины гидроротор.

6.2 Поднять трубы с укладкой на мостки.

6.3 Заключительные работы

- Снять с устья скважины гидроротор.

- Извлечь забойный двигатель из скважины с укладкой на мостки.

6.4 Установить на устье фланец-планшайбу.

6.5. Закрыть центральную задвижку.

6.6 Открыть затрубную задвижку и долить в скважину жидкость. Закрыть затрубную задвижку.

6.7 Разобрать забойный двигатель на приемных мостках.

-Надеть предохранительный колпачок на присоединительную резьбу двигателя.

-Вынуть из НКТ, очистить и промыть забойный фильтр.

7 Отвернуть репер от насосно-компрессорной трубы.


46. Типовой процесс испытания эксплуатационной колонны на герметичность.

Общие положения

1 Испытания эксплуатационных колонн должны обеспечивать проверку герметичности колонн во всех интервалах, где возможно возникновение избыточных внутренних давлений.

2 В процессе испытания колонн избыточное давление на устье должно превышать не менее чем на 10% максимальные давления, возникающие в процессе эксплуатации скважины.

3 Величина давления испытания эксплуатационной колонны на герметичность и максимальное рабочее давление должны быть указаны в плане работ.

4 Для проведения испытания устье скважины оборудуется исправной запорной арматурой, на которой устанавливается манометр для контроля давления испытания.

5 Испытание колонны созданием избыточного давления проводится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный подъем давления (цементировочные агрегаты, ручные насосы и др.). Манометры использовать с ценой деления 0,5 МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах второй трети шкалы.

6 Нагнетательная линия агрегата обвязывается с устьем скважины и опрессовывается на полуторократное давление испытания. Скважина заполняется технологической жидкостью. Долив скважины (ожидание всплытия пузырьков воздуха) и закачку жидкости для создания давления испытания следует производить плавно, при малых расходах.

7 После подъема давления до величины, указанной в плане работ, необходимо полностью стравить воздух и снова поднять давление. Наблюдение за изменением давления начинать через 5 мин после создания давления испытания.

8 Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 5 % от заданного значения.

9 Результаты испытаний герметичности эксплуатационных колонн оформляются двухсторонним актом.

Содержание и последовательность работ

1 Подсоединить нагнетательную линию агрегата к центральной или затрубной задвижке, приемную – к желобной системе (или автоцистерне). Опрессовать нагнетательную линию

2 Открыть центральную (затрубную) задвижку.

3 Закрыть затрубную (центральную) задвижку.

4 Пустить насос агрегата и закачкой жидкости в скважину поднять давление до величины, указанной в плане работ (п. 6, 7 – Общие положения).

5 Остановить насос, стравить воздух. Пустить насос агрегата и вновь поднять давление до расчетного.

6 Ожидание результата испытания (контроль давления вести по устьевому манометру) (п. 8 – Общие положения).

7 Стравить давление в нагнетательной линии переводом крана насоса на линию стравливания.

8 Открыть затрубную (центральную) задвижку и стравить давление в скважине. Закрыть затрубную (центральную) задвижку.

9 Разобрать обвязку насосного агрегата.
47. Внедрение и ремонт установок типа ОРЗ, ОРЭ, пакеров – отсекателей.

При добыче нефти часто встречаются проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтенасосных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и др.), через один ствол скважины. Кроме того, некоторые пласты вместо отдачи, могут поглощать жидкость из другого горизонта.

Одновременно – раздельная эксплуатация (ОРЭ) обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учет добываемой продукции каждого разрабатываемого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.

ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин установкой со смешиванием продукции пластов (УОРЭ), а также раздельным подъемом жидкости (УОРЭ РПП).

В качестве штангового насоса в установках УОРЭ-146 и УОРЭ-168 применяются трубные насосы ТНМ условным диаметром 44 и 57 мм с длиной цилиндра 3,2-6,3 м., снабженные дополнительным всасывающим клапаном, установленном на боковой поверхности цилиндра в точке, делящей цилиндр пропорционально дебитам пластов. Пласты разделяются между собой пакером М1-х, ПРО и др. установленном на хвостовике. Хвостовик собирается из НКТ диаметром 60 или 73 мм и предназначен для соединения насоса с пакером, длина хвостовика зависит от глубины установки пакера

В случае, когда пластовое давление верхнего пласта больше, чем у нижнего, продукция из объекта с меньшим забойным давлением поступает в цилиндр насоса через основной всасывающий клапан, а из верхнего объекта через дополнительный.

При ходе плунжера вверх при закрытом нагнетательном клапане в цилиндр насоса через всасывающий клапан поступает продукция нижнего объекта до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой всасывающий клапан, под действием забойного давления верхнего объекта клапан закрывается и в цилиндр поступает продукция пласта.

В случае, когда забойное давление нижнего объекта выше, чем у верхнего, дополнительный боковой клапан соединяется трубкой с подпакерной зоной, а основной клапан отверстием с межтрубным пространством.

При этом установка работает так же, как в первом случае, только через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса продукция верхнего пласта через отверстие, а через дополнительный боковой всасывающий клапан – нижнего, через трубку.

Спуск установки в скважину производится по обычной технологии с посадкой пакера и последующей подгонкой подвески НКТ к планшайбе, затем спускается плунжер насоса и производится подбор длины колонны насосных штанг, согласно плана работ.

Установка для одновременно – раздельной эксплуатации с раздельным подъемом продукции УОРЭ РПП-146 и 168 включает в себя подземное и наземное оборудование. В состав подземного

оборудования установки входит пакер для разобщения разрабатываемых пластов, параллельной двухклапанный якорь для ограничения относительного перемещения колонны НКТ, два вставных или трубных штанговых насоса с подвесками штанг, две колонны НКТ – короткая и длинная для раздельного подъема продукции нижнего и верхнего объектов. Наземная часть содержит два привода штанговых насосов, двух канальную устьевую арматуру и две линии перекачки продукции скважины.

Режим работы установки в целом определяется параметрами используемых штанговых насосов и приводов.

Спуск установки в скважину производится раздельно. Спускается длинная колонна (ДК) НКТ с пакером, трубным насосом или якорным башмаком вставного штангового насоса и параллельным якорем. После посадки пакера натянуть ДК с превышением 45 КН (4,5т) собственного веса и закрепить на устьевом фланце, подогнав длину патрубком.

Произвести спуск короткой колонны (КК) НКТ со штанговым насосом или якорным

башмаком вставного насоса и с устройством для соединения с параллельным якорем. При спуске КК не допускать скручивание вокруг колонны ДК. Признаком скручивания является постепенная потеря веса КК при спуске по индикатору веса. Для избежания скручивания необходимо после спуска каждых пяти труб производить расхаживание КК. Спуск труб проводить с контролем глубины.

На минимальной скорости произвести стыковку КК с параллельным якорем. Для этого разгрузить на него часть КК в пределах 5-10 КН (0,5-1т) повернуть КК вправо на 0,5 оборота и создать натяжение с превышением собственного веса на 20-30 КН (2-3т), закрепить на устьевом фланце, подогнав длину с помощью патрубка.

Для отсоединения КК от параллельного якоря перед подъемом установки необходимо разгрузить часть веса КК в пределах 5-10 КН (0,5-1т), повернуть колонну влево.

После спуска ДК и КК спустить насосы или плунжеры на насосных штангах, затем произвести подгонку двухканальной планшайбы к спущенным колоннам и закрыть скважину.