Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН. Преимущества и недостатки

18. Эксплуатация скважин с помощью  УЭЦН. Преимущества и недостатки.

Работа штанговых глубинных  насосов на больших расстояниях  затруднена и эксплуатация скважин  ими малоэффективна.

С увеличением глубины спуска насосов  увеличиваются нагрузки, случаются  неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка  наземного оборудования.

Для эксплуатации глубоких скважин  с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют  бесштанговые погружные насосные установки.

К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

а) электровинтовые;

б) гидропоршневые - 1%;

в) диафрагменные - 1 - 2 %;

г) электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в  практике установки электроцентробежных  насосов.

Преимущества:

Скважины, оборудованные установками  погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками. Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.

Применение такого оборудования позволяет  вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой  период года, даже в самые суровые  зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин  ЭЦН устье легко поддается  герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для  установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.

Недостатки:

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации. На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

Не рекомендуется применять  погружные электроцентробежные  насосы в скважинах:

а)   в жидкостях, в которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.

Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости. Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а работа насоса становится неустойчивой.

Современные штанговые насосы не позволяют  эксплуатировать скважины большой  глубины, которые достигают 500м и  более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали  высокой прочности. Да и подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому  в настоящее время разработаны  принципиально новые бесштанговые насосные установки с переносом  двигателей на забой.

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали, применяется  гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сут., в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок - простота обслуживания, большой межремонтный период работы - 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2-3 лет без подъема.

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

- среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и кпд- 1мм2/сут.;

- водородной показатель попутной воды Рн 6,0 - 8,5, максимальное содержание твердых частиц 0,01% (0,1 г/л), микротвердость частиц не более 5 баллов по Люису;

-    максимальное содержание попутной воды - 99%;

-   максимальное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с насосными модулями - газосепораторами (по вариантам комплектаций) - 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП, ЭЦН - 79 );

- максимальная концентрация сероводорода: для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

-    температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 С.

Принцип действия УЭЦН

Установка электробежного насоса предназначена  для отбора пластовой жидкости:

1) с максимальным содержанием  твердых частиц 0,01%;

2) с максимальной обводненностью 99%;

3) с максимальным объемным содержанием  свободного газа на приеме  насоса 25%;

4) с максимальным содержанием  сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.

В УЭЦН входят: наземное и подземное  оборудование.

В подземное оборудование входят:

- сборка электроцентробежного  агрегата;

- колонна насосных труб и  кабель.

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных  на одном вертикальном валу: многоступенчатого  центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора. ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр - сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с  колонной НКТ и прикрепляют к  ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой  трубе кабель крепят дополнительно  пятью поясами, устанавливаемыми в  средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого. Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении  подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время  работы агрегата центробежный ток насос  всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и  нагнетает ее по насосам. Трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют  насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания  в НКТ, что облегчает пуск двигателя  и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится  в открытом положении под действием  давления снизу. Сливной клапан устанавливают  над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

 Наземное оборудование УЭЦН: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС.

Это оборудование предназначено для  герметизации устья и регулирования  отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными  насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных  и исследовательских работ в  скважинах, расположенных в умеренном  и холодном макроклиматических районах. В оборудовании устья типа ОУ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство. Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок. Подъемные трубы подвешены на конусе, Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.

В оборудовании применен устьевой сальник  с двойным уплотнением. Для перепуска  газа в систему нефтяного сбора  и для предотвращения излива нефти  в случае обрыва полированного штока  предусмотрены обратные клапаны. Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами.

Оборудование ОУГ-65Х21

Предназначено для герметизации устья  нефтяных скважин, оснащенных гидроприводными  насосами. Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах. Оборудование ОУГ-65Х21 обеспечивает подвеску лифтовых труб, проведение ряда технологических операций с целью спуска и извлечения гидропоршневого насоса, а также проведение ремонтных исследовательских и профилактических работ.

Трансформатор

У трансформаторов предусмотрено  масляное охлаждение. Они предназначены  для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов  выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе. Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем. Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт. На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения. На крышке бака смонтирован:

-  привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

-  ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

- съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

-  расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

-  металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги  и очистки от промышленных загрязнений  воздуха, поступающего в трансформатор  при температурных колебаниях уровня масла.

Станция управления ШГС

Комплексное устройство, или станция  управления ШГС 5805 предназначена для  управления УЭЦН мощностью до 100 кВт., а комплексное устройство КУПНА - для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт. Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу, в котором размещено электрооборудование, обеспечивающее защиту электродвигателя и насоса от различных неполадок. Например: отключение ПЭД, защита при падении напряжения в сети, или при повышении напряжения выше номинального. Оператор по добыче нефти производит включение или отключение установки, а также контроль за работой установки по сигнальным лампам и по КИП на передней панели ШГС.

Автоматизация УЭЦН

Скважина, эксплуатируемая с помощью  ЭЦН, оснащается станцией управления ШГС  и электроконтактным манометром. Устройство обеспечивает:

-    включение и отключение электродвигателя;

-    дистанционное управление ПЭД от программного устройства;

- работу ПЭД насосной установки в режиме «ручной» и «автоматический»;

- автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 -2,5+2,5 до 60 -+ 6 минут, при подаче напряжения питания;

-   станция не включает электродвигатель, если напряжение питания сети будет подаваться с изменением фаз;

-     двигатель не включается, если напряжение сети больше 420 В, при перегрузке любой из фаз. Отключает электродвигатель при отключении напряжения питания сети выше 10 % или 15% от номинального, если это отключение приводит к допустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения;

-    включение электродвигателя при нагрузке с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 секунд;

-  автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защиты от перегрузки с выдержкой времени от 3 -2,2+2,6 до 1200-+120 минут;

-  выбор режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от перегрузки или без автоматического повторного включения;

-  выбор режима работы защиты от турбинного вращения двигателя или без защиты;

-   отключение электродвигателя при .снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 В от номинального;

- отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам ЭКМ;

- непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ПЭД - кабель с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30- = кОм;

-   контроль тока в сети электродвигателя и контроль питания сети;

возможность регистрации тока электродвигателя регистрирующим амперметром;

-   имеет наружную световую сигнализацию об аварийном отключении;

отключение с помощью штепсельного разъема переносных токоприемников с током фазы не более 60 А;

-  подключение с помощью розетки в напряжении 220 В геофизических приборов с током до 60 А.

Обслуживание УЭЦН

Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.

Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:

-      проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;

-       проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;

- зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.

После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки. Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.

При этом оператор по добыче должен:

-       произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);

-   снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;

-  контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фразировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.

По изменению нагрузки можно  судить о запарафиненности труб НКТ  или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак  негерметичности в трубах НКТ  или пропуска части жидкости через  перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе  изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического  и статических уровней позволяет  своевременно планировать вид ремонтных  работ.

При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных  критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий  режим, поддерживающий безопасный для  работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.

24. Текущий ремонт скважин.  Классификация работ при ТРС

При ремонтных работах  скважины не дают продукции. В связи  с этим простои скважин учитываются  коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин  условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный  ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный  период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы.

Разновидности текущего ремонта  скважин:

-ТР1. Оснащение скважин скважинным оборудованием 
при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации);

-ТР1-1. Ввод фонтанных скважин;

-ТР1-2. Ввод газлифтных скважин;

-ТР1-3. Ввод скважин, оборудованных ШГН;

-ТР1-4. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН;

-ТР2. Перевод скважин на другой вид эксплуатации;

-ТР2-1. Фонтанный – газлифт;

-ТР2-2. Фонтанный – ШГН;

-ТР2-3Фонтанный – ЭЦН;

-ТР2-4.Газлифт – ШГН;

- ТР2-5. Газлифт – ЭЦН;

- ТР2-6. ШГН – ЭЦН;

- ТР2-7. ЭЦН – ШГН;

- ТР2-8. ШГН – ОРЭ;

- ТР2-9. ЭЦН – ОРЭ;

-ТР2-10. Прочие виды переводы;

- ТР3. Оптимизация режима эксплуатации;

- ТР3-1. Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН;

- ТР3-2. Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН;

- ТР4. Ремонт скважин оборудованных ШГН;

- ТР4-1. Ревизия и смена насоса;

- ТР4-2. Устранение обрыва штанг;

- ТР4-3. Замена полированного штока;

- ТР4-4. Замена, опрессовка и устранение негерметичности;

- ТР4-5. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР4-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР5. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН;

- ТР5-1. Ревизия и смена насоса;

- ТР5-2. Смена электродвигателя;

- ТР5-3. Устранение повреждения кабеля;

- ТР5-4. Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ;

- ТР5-5. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР5-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР6. Ремонт фонтанных скважин;

- ТР6-1. Ревизия, смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ;

- ТР6-2. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР6-3. Ревизия, замена, устьевого оборудования;

- ТР7. Ремонт газлифтных скважин;

- ТР7-1. Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ;

- ТР7-2. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР7-3. Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов;

- ТР7-4. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР8. Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих  
скважин;

- ТР9. Очистка, промывка забоя;

- ТР9-1. Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ;

- ТР9-2. Обработка забоя хим. реагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.);

- ТР10. Опытные работы по испытанию новых видов подземного 
оборудования;

- ТР11. Прочие виды работ.

Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

Состав и организация  работ при текущем и капитальном  ремонте скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана  возможность выполнения СПО и  других работ. Кроме того, обязательно  нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности  загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными  газами. Указанные условия создаются  вследствие промывки и глушения скважин  специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый  объём промывочной жидкости, который  обычно берут реальной двум объёмам  скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой  затрачивается минимальный объём  жидкости глушения. В качестве технологической  жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или  минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой  раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и  оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или  после окончания этих процессов  начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м  и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый  для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

Подземный ремонт и спускоподъемные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спускоподъемным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподъемностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподъемность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ  условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН - 6 - 25) обозначает минимальный  условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания  и развенчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб - 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ - 60 - 50 В), без этой буквы - для гладких НКТ (ЭГ - 60 - 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футерованными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пьедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10). При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

Освоение скважин после  подземного ремонта

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют  и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного  давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса. В последнее время  в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах  без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.