Дополнения по бригаде добычи.

В состав бригады могут входить электрики с 3 квалификационной группой.Они занимаются устранением неисправностей эл.оборудования, проводят ППР.Операторы по исследованию скважин проводят работы по заданию геологов(снимают динамограммы-, отбивают уровни).Операторы добычи ежедневно совершают обход закрепленных скважин-, меняют ремни, набивают сальники, следят за исправной работой оборудования.О всех серьезных замечаниях докладывается диспетчеру.

Ремонтная бригада устраняет скрип пальцев кривошипа, меняет редуктора и другие работы.

ТБ при обслуживании фонтанирующих скважин

1.Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины.

2.Для контроля за давлением должны быть установлены исправные манометры с трехходо-выми кранами, указывающие давление на буфере и в затрубном пространстве.

3.Арматура скважины, независимо от ожидаемого давления, монтируется с полным комплектом шпилек.

4.Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии.

Билет № 5

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов.

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения.

Геолого-промысловый контроль разработки заключается в изучении и анализе процесса извлечения нефти из недр, выявление факторов, влияющих на добычу и обводнения залежи нефти, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки в целом.

Эффективность контроля разработки в значительной мере зависит от объема и регулярности проведения опытно-промышленных и промысловых исследований по выявлению влияния различных факторов на полноту извлечения из недр нефти. Сюда относятся изучение влияния плотности сетки скважин на темп отбора и нефтеотдачу, проведение глубинных исследований гидродинамическими методами, осуществление различных промысловых исследований (замеры дебита, приемистости, обводненности и т. д.), химические анализы нефти и воды, радиометрические исследования, определение особенностей выработки пластов с помощью расходомеров и дебитомеров и др. большое значение имеет проведение промыслово-геофизических исследований, с помощью которых решаются различные технические (при нарушении обсадных колонн, для определения высоты подъема цемента, при наличии заколонного движения жидкости и т. п.) и геолого-промысловые задачи (особенно в отношении контроля за заводнением неоднородных и расчлененных пластов).

Основой комплекса исследований заводнения пластов являются импульсные нейтронные методы, создание и внедрение которых резко улучшило контроль за процессом выработки продуктивных пластов. Широкое применение этих методов позволило установить важнейшие особенности заводнения пластов, способствовало созданию контроля за разработкой и обеспечило эффективность проведения работ по изоляции обводненных пластов.

При внедрении интенсивных систем разработки с применением очагового и различных видов площадного заводнения большое значение имеют методы контроля за разработкой с использованием меченных жидкостей (изотопов). Результаты проведения работ свидетельствуют о широких возможностях этих методов при решении ряда задач нефтепромысловой геологии и контроле за разработкой.

Эти методы позволяют оценить степень гидродинамической связи между пластами эксплуатационного объекта, между нагнетательными и эксплутационными скважинами, определить участки аномально высоких скоростей движения закачиваемой воды, установить эффективную мощность пласта, обнаружить застойные зоны и обнаружить целики нефти в заводненных зонах, уточнить корреляцию пластов, оценить охват залежи заводнением.

Таким образом, радиометрические и другие методы промыслово-геофизических исследований в комплексе геолого-промысловыми данными дают возможность систематически следить за положением водонефтяного контакта контуров нефтеносности, устанавливать направление и скорость движения жидкости в пласте, выявлять невырабатываемые пласты и участки залежи, обнаруживать оттоки нефти в законтурную часть залежи, определять ряд параметров, позволяющих оценивать заводненный объем залежи и коэффициент нефтеотдачи на различных стадиях разработки, а также решать различные задачи по техническому состоянию скважин и их обводнению. Всестороннее использование укащанных методов дает возможность для обоснования необходимых мероприятий по улучшению системы разработки в целях эффективного и полноценного извлечения из недр нефти.

Показатели разработки залежи нефти.

1. Годовой отбор нефти (т\год)

2. Коэф-т годового отбора нефти в % от извлекаемых запасов нефти (темп отбора)

3. Годовая добыча жидкости (м³\год)

4. Годовая добыча газа (тыс м³\год)

5. Процент обводненности прдукции скважин

6. Средний газовый фактор (м³\ м³)

7. Накопленная добыча нефти с начала разработки (тонн)

8. Накопленная добыча жидкости (м³)

9. Текущий КИН от балансовых запасов нефти и от извлекаемых запасов

КИНб=Qн накопл\Vбал; КИНизвл=Qн накопл\Vизвл

10. Фонд скважин (общий, добыв, наблюдат, пьезометрических, контрольных, законсервированных, подготовленных к бурению, скв. в освоении после бурения)

11. Годовой объём закаченной воды

12. Накопленный объём закаченной воды

13. Коэф-т компенсации закачки воды, отношение годового объёма закаченной воды к годовому объёму отбору жидкости

Ккомп=Qводы в год\Qж. Год

14. Фонд нагнетательных скважин

15. Пластовое давление среднее по залежи

16. Средний дебит скв по н. (т\сут) и жидкости (м³\сут)

1. Годовая добыча нефти, тыс. тонн;

2. Темп отбора от извлекаемых запасов, %:

- начальных;

- текущих;

3. Накопленная добыча нефти, млн. тонн;

4. Отбор извлекаемых запасов, %;

5. Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.;

6. Годовая добыча жидкости, тыс. тонн:

- всего;

- механизированный способ;

7. Накопленная добыча жидкости, млн. тонн:

- всего;

- механизированный способ;

8. Обводненность продукции, %;

9. Закачка рабочих агентов, млн. м³:

- годовая;

- накопленная;

10. Компенсация отбора закачкой, %;

11. Добыча нефтяного газа, млн. м³:

- годовая;

- накопленная;

Вся эта информация собирается и рассчитывается на основе промысловых измерений.

Динамикапоказателей разработки обычно изображается графически

Годовая добыча нефти включат в себя количество нефти сданной потребителю и использованной на собственные нужды, её разбрасывают по всем скважинам (цехам, бригадам). Дебит каждой скважины контролируется на ГЗУ.

Годовой отбор воды контролируется по замерам воды после её подготовки и закачки в пласт.

Объем добываемого газа контролируется по скважинам или по среднему пластовому ГФ (пластовый газовый фактор определяется при пластовой температуре, а потребителю отпускается при температуре на сепарационной установке разница может достигать 100 град)

Пластовое давление (среднее) контролируется путем замеров статического давления в каждой скважине. Строятся карты изобар(карты равных пластовых давлений)

Контролируются также следующие характеристики залежи:

1 Перемещение ВНК (по наблюдат. скв.)

2 Стягивание контура нефтеносности (внешнего или внутреннего а, также контура газоносности, процесс разработки должен обеспечивать равномерное стягивание контура).

3 Выработка запасов по отдельным блокам и даже по отдельным скважинам.

Определение текущего ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На проктике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины отключаются при обводненности 95-98 %.

При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды. По залежам с установленным конусообразованием данные обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.

Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящихся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.

Капитальный ремонт скважин. Виды капитального ремонта. Глушение скважин при капитальном ремонте, требования к жидкости глушения. Установки для капитального ремонта скважин, их техническая характеристика. Спецтехника, применяемая при капитальном ремонте скважин.

Капитальный ремонт - это комплекс работ, связанных с восстановлением продуктивности скважин, целостности обсадных колонн и цементного кольца, ликвидацией сложных аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации пластов, пакеров - отсекателей, клапанов - отсекателей и др.

К капитальному ремонту относятся такие виды работ:

Ремонтно- изоляционные работы (КР1)

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

Отключение отдельных пластов

Исправление негерметичности цементного кольца

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР2)

Устранение негерметичности тампонированием

Устранение негерметичности установкой пластыря

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР3)

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Ликвидация аварии с эксплуатационной колонной

Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Переход на другие горизонты и разобщение пластов (КР4)

Переход на другие горизонты

Разобщение пластов

Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОАЭ, пакеров-отсекателей (КР5)

Комплекс подземных работ, связанных с бурением (КР6)

Зарезка новых стволов скважин

Бурение цементного стакана

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Обработка призабойной зоны (КР7)

Проведение кислотной обработки

Проведение ГРП

Проведение ГПП

Виброобработка призабойной зоны

Термообработка призабойной зоны

Промывка призабойной зоны растворителями

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

Обработка термогазохимическим и методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

Прочие виды обработки призабойной зоны

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

Исследование скважин (КР8)

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах

Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)

Перевод на использование по другому назначению (КР9)

Освоение скважин под нагнетательные

Перевод скважин под отбор технической воды

Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР10)

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаныхпробок

Консервация и расконсервация скважин (КР11)

Прочие виды работ (КР12)

Ловильные работы

К работам по повышение нефтеотдачи пластов относятся следующие виды работ:

Создание оторочек (ПНШ1):

растворителя

раствора ПАВ

раствора полимеров

кислот

щелочей

горячей воды

пара

газожидкостных смесей

активного ила

газа

парогазовых смесей

мицеллярного раствора

других реагентов

Инициирование и регулирование внутри пластового горения (ПНШ2)

Обычно капитальный ремонт проводится цехом капитального ремонта скважин или специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов (УПНП и КРС). В таком управлении сосредоточены необходимые технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады. Для КРС используется оборудование с большей грузоподъемностью и номенклатурой.

К подготовительным работам относится в первую очередь глушение скважины. Подземный ремонт может проводиться при открытом или закрытом (герметизированном) устье. Работа с открытым устьем, в подавляющем большинстве случаев, связана с глушением скважин. Данная операция необходима, чтобы обезопасить работу бригады от газопроявлений из скважины, которые могут привести к отравлению или пожару (взрыву). В тех случаях, когда скважина имеет высокую обводненность, низкий газовый фактор и низкую проницаемость пласта, при открытом устье может не происходить газопроявление. Тогда, по согласованию с Госгортехнадзором, можно проводить работы с открытым устьем без глушения.

Глушение, в большинстве случаев, производится путем замещения внутрискважинной жидкости на жидкость глушения.

Жидкость глушения должна быть безопасной, иметь большую плотность, чем скважинная жидкость (ее определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое) и не быть агрессивной по отношению к оборудованию и скважине. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз " жидкость глушения – пластовый флюид". Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

В качестве жидкости глушения используется, как правило, попутно добываемую воду. Ее очищают от примесей и добавляют соли для повышения плотности. Глушение скважины, в большинстве случаев, существенно ухудшает состояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита. Для борьбы с этим в жидкость глушения добавляются специальные присадки, производящие отмыв призабойной зоны от различных отложений. К сожалению, данный способ в ряде случаев не снижает время вывода скважины на режим. Неплохие результаты дает глушение скважин очищенной нефтью, но из-за низкой плотности нефти и повышенной пожароопасности способ не нашел широкого применения

Относительно новым и наиболее перспективным направлением является глушение скважин растворами не проникающими в пласт, но и не дающими газу выходить из пласта. Как правило, это гелеобразные растворы, которые после проведения ремонта подвергаются специальной обработке и выносятся с откачиваемой жидкостью. В этом случае призабойная зона не ухудшает своих свойств. Более того, при соответствующем подборе компонентов возможна очистка зоны перфорации от различного рода отложений с последующим их удалением.

Перед проведением капитального ремонта и после его окончания проводят обследование скважины с целью: установления места и характера смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны; определения местоположения и состояния труб, оборудования, различных приспособлений и посторонних предметов в стволе скважины; выявления в скважине песчаных и цементных пробок, а также различных отложений на стенках эксплуатационной колонны; проверки состояния фильтра скважины. Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15мм. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны. Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой-либо глубине и под нагрузкой вниз не проходит, eго поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.

Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома или смятия эксплуатационной колонны служат плоские или конусные свинцовые печати. Плоская печать с торца и с боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца позволяет получать глубокие отпечатки и более объективно судить о форме нарушенной поверхности,

Наряду с обследованием скважины проводят также работы по ее исследованию с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, установления интенсивности притока из пласта в скважину при различных значениях забойного давления, а также обнаружения дефекта (негерметичности) эксплуатационной колонны, его характера и глубины расположения.

Дефекты эксплуатационной колонны, через которые поступает жидкость определяют с помощью дебитомеров, резистивиметров и электротермометров, предварительно снизив уровень жидкости в скважине.

Все оборудование, инструмент и материалы для подземного ремонта можно классифицировать по местонахождению и по выполняемым видам работ.

Оборудование можно разделить на наземное (поверхностное) и скважинное.

В свою очередь наземное (поверхностное) оборудование подразделяется на Оборудование общего назначения, которое используется практически при всех видах работ ПРС и Специальное оборудование, которое определяется видами проводимых работ. К оборудование общего назначения относятся Агрегаты подъемные с использованием развинчиваемых труб и агрегаты с непрерывной трубой.

В зависимости от условий эксплуатации агрегаты состоят из следующих видов оборудования: грузоподъемное оборудование, транспортная базы, средства механизации и инструмента для спуско-подъемных операций.

В состав грузоподъемного оборудования входят: вышки, мачты и стрелы; лебедки; талевая система.

В качестве транспортной базы используются автомобили общего назначения и специальные, а также трактора, как на колесном, так и на гусеничном ходу и прицепы.

Средства механизации для спускоподъемных операций в зависимости от выполняемых работ включают ключи механические трубные и ключи механические штанговые, манипуляторы.

Инструмент для выполнения спускоподъемных операций включает элеваторы, слайдеры, штропы и серьги, трубные и штанговые ключи. Указанный инструмент различается по конструктивному исполнению, грузоподъемности и габаритам труб и штанг.

В состав Агрегатов с непрерывной трубой входят барабан для намотки непрерывной трубы, инжектор (инжекторная головка) для проведения спуско-подъемных операций с непрерывной трубой, превенторы для герметизации устья для работы с колонной без глушения скважин, транспортные базы.

К Специальному оборудованию относится, во-первых, оборудование, дополняющее оборудование общее в целом ряде операций. Это — Роторы, Вертлюги, Насосы, Компрессоры. Далее в эту же группу оборудования входят Агрегаты для нагнетания пен, Агрегаты для гидроразрыва пласта.

Скважинное оборудование также можно разделить на Оборудование общего назначения, используемое в большинстве проводимых ремонтных работ и Специальное оборудование, определяемое конкретными видами ремонта.

В состав Общего скважинного оборудования входят трубы НКТ. Причем они подразделяются в зависимости от используемых агрегатов на резьбовые и непрерывные.

К Скважинному специальному оборудованию относятся трубы бурильные и обсадные. Одним из наиболее часто используемых видов скважинного оборудования являются пакеры, а имеющего наиболее широкую номенклатуру - аварийный инструмент. Яссы могут использоваться как для проведения текущего ремонта, так и при ликвидации аварий и поэтому выделены в отдельную группу оборудования. Номенклатура скважинных клапанов так же достаточна широка. Для очистки забоя скважины все шире применяются желонки различных типов. Для вызова притока жидкости в скважину используются как свабы, так и различные по конструкции насосы. Среди широко применяемых средств воздействия на призабойную зону необходимо отметить вибраторы и термовоздействующее оборудование. В определенных случаях используются и другие виды оборудования, обычно относящиеся к прочему.

В настоящее время применяются установка подъемная А-50У, А-50М.

Агрегат А-50М предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением спуско-подъемных операций с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезировании и разбуривании цементных стаканов для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Агрегат включает в себя следующие узлы: механизм отбора мощности и коробку перемены передач, присоединенные непосредственно к силовому двигателю автомобиля КрАЗ-250, однобарабанную лебедку и механизмы управления лебедкой. Установка снабжена телескопической вышкой, которая позволяет работать с трубами длиной до 16 м. Установка вышки в горизонтальное (транспортное), положение осуществляется специальной гидравлической системой, состоящей из двух гидравлических цилиндров. Талевая система шестиструнная 3´ 4, обеспечивает грузоподъемность на крюке до 60 т (А-50У до 50 т.) при работе на первой скорости. Агрегат оснащен ротором, компрессором М155-2В5 (создает давление нагнетания до 10 МПа), промывочным насосом НБ-125(9МГр-73), вспомогательной лебедкой ТЛ-9 (грузоподъемность 25т.)

Для укладки труб и штанг при спуско-подъемных операциях у вышки или мачты сооружаются приемные мостки и стеллажи.

Элеваторы, предназначаются для захвата колонны труб или штанг и удержания их на весу при спуско-подъемных операциях. По конструкции элеваторы делятся на одно- и двухштропные. Элеваторы для штанг только одноштропные.

Наибольшее распространение при текущем ремонте скважин получили одноштропные элеваторы типа ЭГ конструкции Г. В. Молчанова. Элеватор предназначен для работы с использованием автоматических механизмов свинчивания и развинчивания труб, а также для работы с клиновым захватом-спайдером. Элеватор состоит из литого корпуса, внутри которого имеется опорный бурт под муфту трубы, створки и защелки, закрепленные на осях фиксатора с пружиной, шарнирного кольца и серьги.

Двухштропный элеватор ЭТАД состоитиз корпуса, шарнирного выдвижного захвата, рукоятки и защелок штропов. Выдвижные захваты сменные, что позволяет работать одним элеватором для нескольких типоразмеров труб.

Элеватор штанговый ЭШН применяют для захвата и подвешивания насосных штанг при спуско-подъемных операциях. Он состоитиз корпуса, втулки и штропа. В корпусе и втулке имеется вырез для ввода штанги. Запирание штанги достигается поворотом втулки, которая в закрытом состоянии элеватора фиксируется специальной рукояткой. Элеватор имеет сменные втулки для разных типоразмеров штанг.

Клиновой захват или спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны насосно-компрессорных труб при их спуске или подъеме из скважины. Он устанавливается непосредственно на устьевой фланец колонны. Спайдер снабжен съемными клиньями, что позволяет использовать его для труб разных диаметров (33, 42, 48, 52 мм).

Ключи трубные используют для свинчивания и развинчивания труб при спуско-подъемных операциях. Ключи выпускаются для работы вручную и механические. Трубный ключ марки КТД для ручного и механического свинчивания труб состоит из большой 2 и малой 1 челюстей, рукоятки 3, соединенных между собой посредством шарнира. На оси шарнира расположена пружина, удерживающая ключ на трубе. На малой челюсти имеется сухарь с вогнутой зубчатой поверхностью.

Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Ключи состоят из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под головку штанги. Рабочая часть и рукоятка соединяются друг с другом шарнирно. Штанговые ключи изготовляют для штанг всех размеров и отличаются они только размером зева.

Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию, труб, а также удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта. Наиболее широко применяемый автомат АПР-2ВБ, состоит из вращателя, клиньевой подвески, центратора, балансира с грузом и электропривода с переключателем. Автомат устанавливается непосредственно на колонный фланец устья скважины. Автомат комплектуется элеваторами типа ЭГ и трубными ключами Г. В. Молчанова КТМ и КСМ.

Для механического свинчивания и развинчивания штанг применяются штанговые ключи АШК и АШК-М, которые могут подвешиваться на упругой подвеске к ноге вышки или устанавливаются на шарнирной опоре, прикрепляемой к насосно-компрессорным трубам. Автоматы для свинчивания и развинчивания труб и штанг приводятся во вращение электродвигателями взрывобезопасного исполнения.

Кроме оборудования для спуско-подъемных операций бригады капитального ремонта скважин обеспечиваются вспомогательным инструментом. Это различного рода труболовки, предназначенные для захвата оборвавшихся в скважине труб, ловители штанг.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин наряду с агрегатами и инструментами для спуско-подъемных операций используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов и др.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы и вертлюги.

Цементировочные агрегаты предназначены для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования. Цементировочный агрегат имеет следующие основные узлы: плунжерный насос высокого давления, центробежный насос с отдельным приводом, смесительное устройство, мерные емкости, бак для цементного раствора, манифольд с запорной арматурой. Монтируется цементировочный агрегат на шасси автомобиля. На промыслах наибольшее применение нашли агрегаты ЦА-320М, ЦА-320А, ЗЦА-400А.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа (гидравлический разрыв, гидропескоструйная перфорация, соляно-кислотная обработка и др.) и работ по ограничению притока пластовых вод используют установки насосные УН1-630Х700А (4АН-700), УНЦМ60Х500К (Азинмаш-ЗОА), УНЦ-2-160Х Х500, АКПП-500 и др.

Установка УН1-630Х700А состоит из закрепленных на общей монтажной раме силового агрегата, коробки передач, насоса, трубопровода, обвязки насоса и системы управления. Управление установкой централизованное, с поста управления, расположенного в кабине автомобиля. Насос плунжерного типа развивает максимальное давление 70 МПа и подачу 22 дм³/с.

Установка УНЦМ60Х500К предназначена для проведения: соляно-кислотной обработки и состоит из цистерны, разделенной внутренней перегородкой на два отсека, трехплунжерного насоса высокого давления и трубопровода. Установка УНЦ2-160Х500 применяется для углекислотной обработки призабойной зоны пласта и снабжена центробежным насосом 4К-6, развивающим давление 1 МПа и подачу 37, 5 дм³/с.

Пескосмесительная установка 4ПА используется для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов. Для обвязки насосных установок между собой, к устьям скважины применяют блок манифольдов, смонтированный на шасси автомобиля и состоящий из напорного и приемораздаточного коллекторов.

К наиболее распространенным работам капитального ремонта скважин относятся ловильные работы, исправления повреждений в обсадных колоннах, изоляционные, работы, а также работы по ликвидации скважин.