Процесс обслуживания наземного оборудования добывающих скважин. 1 Процесс обслуживания наземного оборудования добывающих скважин 1 Наземное оборудование добывающих скважин
 Скачать 0.58 Mb.
|
 1 Процесс обслуживания наземного оборудования добывающих скважин 1.1 Наземное оборудование добывающих скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: 1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; 2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; 3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.  тройниковые – схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые – схемы 5 и 6 (1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4– манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина) Cхема 1. Типовые схемы фонтанных елок Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному относятся колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия. К подземному оборудованию относятся насосно – компрессорные трубы, т. е. подъемник. Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом (выкидной линией). Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры. Она служит для подвески НКТ, герметизации устья скважины, контроля за межтрубным пространством (между НКТ и обсадной колонной), направления нефти и газа в выкидную линию, проведения ГТМ, регулирования режима работы скважины, проведения исследования в скважине, создания противодавления на забой и т. д. Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.  1 - газовая скважина высокого давления; 2,4,8 - газовый сепаратор; 3 - теплообменник; 5 - газораспределительная батарея; 6 – газлифтная скважина; 7 - газонефтяной сепаратор; 9 - компрессорная станция; I - газ высокого давления из газовой скважины; II - продукция Рисунок 1 - Схема газлифтного цикла при добыче нефти Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов.К оборудованию ШСНУ относят  1 – подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 – стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 – канатная подвеска Рисунок 2 – Станок-качалка типа СКД  1 — отверстие для проведения исследовательских работ; 2 — сальниковое устройство; 3 — трубная подвеска; 4 — устьевой патрубок; 5, 8 и 9 — угловые вентили; 6 — отборник проб; 7 — быстросборная муфта; 10 — перепускной патрубок; 11 — уплотнительное кольцо. Рисунок 3 — Устьевая арматура типа АУШ  1 — ниппель; 2 — накидная гайка; 3 — втулка; 4 — шаровая крышка; 5 — крышка головки; 6 — верхняя втулка; 7 — нажимное кольцо; 8, 10 — манжеты; 9 — шаровая головка; 11 — опорное кольцо; 12 — нижняя втулка; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откидной; 17 — палец. Рисунок 4 — Устьевой сальник типа СУС1  1 — корпус; 2 — рукоятка; 3 — толкатель; 5 — шпиндель; 6 — втулка; 7 — кулачковая муфта; 8 — коническая пробка; 9 — крышка; 10 — манжеты; 4, 11 — грунд буксы; 12 — регулировочный винт. Рисунок 3 — Пробковый кран типа КППС — 65´14  1 — стальной корпус; 2 — втулка; 3 — патрубок; 4 — катушка; 5 —металлическая прокладка. Рисунок 5 Устьевой штуцер со сменной втулкой. Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку прибора - динамографа для снятия диаграммы - зависимости силы, действующей в точке подвеса, от хода штока  Рисунок 6 - Канатная подвеска Канатная подвеска состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2 концы канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим 5, удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их разъем динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля одевается на специальный ролик, имеющийся на головке балансира. Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6. Трансформаторная подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования (повышения или понижения) напряжения в сети переменного тока и распределения электроэнергии в системах электроснабжения потребителей сельских, поселковых, городских, промышленных объектов. Состоит из силовых трансформаторов, распределительного устройства РУ, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательных сооружений. Станция управления ШСНУ, предназначенная для контроля работы установок штанговых глубинных насосов (ШГН), оборудованных станком-качалкой, оптимизации режимов работы оборудования, оперативного выявления аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования, передачи оперативной информации о состоянии объекта в диспетчерский пункт. Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бес штанговые. Бесштанговые — погружного типа электроцентробежные.  1 – гидрозащита; 2 – насос; 3 – кабельная линия; 4 – НКТ; 5 – пояс; 6 – оборудование устья скважины; 7 – СУ; 8 – трансформатор Рисунок 3 – Устройство установки ЭЦН К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая арматура. Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор. Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины. 1.2 Правила эксплуатации станков-качалок Надежная и безаварийная работа станков-качалок достигается за счет правильного подбора оборудования, который зависит от технологического режима эксплуатации скважины, качественного выполнения монтажных работ, точного уравновешивания, своевременных профилактических ремонтов и смазки. Для нормального функционирования станков-качалок проводятся следующие ежедневные работы: — проверка наличия скрипов, посторонних шумов, вибрации; — проверка состояния пальцев шатуна; — подтяжка верхних сальников до устранения пропусков нефти и газа, при необходимости – замена; — проверка состояния ремней, при необходимости – подтяжка или замена. Еженедельно проверять уровень масла в редукторе. Если станок-качалка подвергается действию больших и переменных нагрузок и эксплуатируется в условиях высоких или низких температур, повышенной влажности или пыльности, необходимо чаще проверять его. Ниже приведены важнейшие правила безопасности, которые должны строго соблюдаться персоналом, обслуживающим станки-качалки в эксплуатации. 1) работа станка-качалки без ограждений кривошипно-шатунного механизма и клиноременной передачи запрещается; 2) производство работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту без остановки станка-качалки; 3) рабочее пространство около станка-качалки должно быть чистым, без лишних предметов. 4) одежда обслуживающего персонала не должна иметь висящих частей, которые могут быть захвачены вращающимися узлами станка-качалки. 5) категорически запрещается операций по смазке при работающем станке-качалке. 6) нахождение обслуживающего персонала под качающимся балансиром и его головкой; 7) запрещается снятие или монтаж клиновидных ремней посредством пуска двигателя на непродолжительное время или прежде его полного становления. 8) прикрепление полированного штока канатом на головке балансира, а также прикрепление её к насосной головке в случае подземного ремонта скважин осуществляется при помощи исправного кабельного зажима. 1.3 Правила эксплуатации наземного оборудования УЭЦН Станция управления УЭЦН или комплектное устройство обеспечивает включение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки (клин), короткое замыкание, недостаточность притока). Станция управления при помощи специального переключателя дает возможность установить три режима управления: - ручной, при котором вручную останавливают и запускают ПЭД; - автоматический, при котором отключает ПЭД при значительном уменьшении подачи жидкости и последующего его включения через заданный интервал времени от нескольких минут до 10 часов, а также самозапуск после кратковременного перерыва подачи электроэнергии; - программный, при котором жидкость откачивается периодически от 2 до 20 часов и отключение ПЭД происходит либо при срабатывании защиты срыва подачи (ЗСП) и последующее включение через заданный интервал времени, либо через установленное время отключения ПЭД и соответствующее включение его через определенный интервал времени. Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил: - Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. - Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены. - Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В. - Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж. - Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III. - Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли. - Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках. - Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В. 2 Процесс сборки и разборки устьевого оборудования при различных способах эксплуатации 2.1 Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывают стальное кольцо из специальной малоуглеродистой стали, которое имеет овальное сечение. Фланцевые соединения крепят болтами .  Рисунок 4. Схема фонтанной арматуры Колонну насосно-компрессорных труб спускают с помощью двух элеваторов. При свинчивании и развинчивании труб вручную широко используют элеваторы конструкции Халатяна. Элеваторы надевают на муфту трубы и подвешивают к крюку штропами. Перед свинчиванием резьбу труб смазывают. Для облегчения и ускорения операций по свинчиванию труб применяют комплекс механизмов АПР. В этот комплекс входят автомат с электроприводом, снабженным реверсивным переключателем, и инструменты новой конструкции (элеватор, трубные ключи и др.). При работе с комплексом АПР используют один элеватор ЭГ, постоянно подвешенный на крюке, что значительно облегчает работу. Перед спуском колонны труб автомат АПР центрируют, закрепляют на колонном фланце, и в него вставляют клиновую подвеску. Указанный автомат не приспособлен для работы в скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами. Заключительные операции при спуске колонны труб зависят от способа подвески труб на устье. При подвеске труб на резьбе воздушного тройника необходимо: - присоединить подъемный патрубок к центральной задвижке или переводной катушке; - поднять с пола воздушный тройник с переводной катушкой или центральной задвижкой и навинтить на колонну труб, а затем посадить их на крестовик трубной головки; - соединить воздушную линию с задвижкой воздушного тройника; - отсоединить подъемный патрубок, снять и опустить на мостки; - зацепить елку арматуры канатным стропом, поднять и установить на центральную задвижку или переводную катушку; - соединить елку арматуры болтами с центральной задвижкой или переводной катушкой; - соединить выкиды арматуры. При подвеске труб на фланце-планшайбе к ней присоединяют подъемный патрубок. Поднимая планшайбу, ее навинчивают на колонну труб и ставят на крестовик. Затем отсоединяют подъемный патрубок и устанавливают елку арматуры вместе с переводной катушкой на крестовик 2.2 Монтаж оборудования устья скважины ШСНУ В основном применяются редукторные станки-качалки, устанавливаемые на фундаменты, которые делятся на три группы: бутобетонные или бетонные; из бетонных труб; металлические постаменты различных конструкций. Бутобетонные фундаменты для станков-качалок нормального ряда сооружаются с использованием деревянной опалубки; стены цоколя выкладываются из бутового камня. Перед монтажом станка-качалки проверяется комплектность поставки узлов и крепежного материала (болтов, гаек, шайб). Доставленные к месту монтажа узлы станка-качалки располагаются с учетом последовательности сборки. Монтаж начинается с установки рамы на фундамент затаскиванием ее по уложенным накатам из труб или краном, смонтированным на тракторе. После установки рамы выверяется ее положение относительно центра скважины и горизонтальность в продольном и поперечном направлениях. При наличии на скважине вышки или мачты монтаж стойки и балансира можно выполнять при помощи подъемника, в других случаях - грузоподъемными средствами. Перед установкой балансира проверяются горизонтальность верхней плита стойки в двух направлениях и крепление к раме: Балансир поднимается и устанавливается на плиту стойки вместе с его опорой. При этом продольная ось балансира должна совпадать с продольной осью симметрии станка, а плоскость качания балансира быть перпендикулярной к плоскости основания. Правильность положения балансира относительно центра скважины проверяется отвесом, прикрепленным к центру траверсы канатной подвески. Небольшие отклонения устраняются перемещением балансира при помощи регулировочных болтов. Балансир закрепляется, траверса с двумя шатунами и ее опорой поднимается для присоединения к балансиру. Верхние головки должны свободно вращаться на пальцах во втулках траверсы. Пальцы должны быть надежно застопорены в верхних головках шатунов. После сборки тормозного устройства шкив редуктора проворачивается до установки кривошипов в горизонтальное положение. На кривошипы устанавливаются противовесы, которые закрепляются болтами с гайками и контргайками. Нижние головки шатунов присоединяются к кривошипам и закрепляются в определенном положении гайкой, затягиваемой специальным патронным ключом. Гайки после крепления шплинтуются. Расстояние между шатунами и кривошипами с обеих сторон станка должно быть одинаковым. После проверки параллельности продольных осей кривошипов и совпадения наружных поверхностей шкивов редуктора и электродвигателя надеваются клиновые ремни. Натяжение ремней регулируется подъемом или опусканием поворотных салазок. По окончании сборки и проверки ее качества устанавливаются фундаментные шпильки, концы которых должны выступать над верхней плоскостью рамы для установки гайки и контргайки. После заливки цементного раствора под раму станка-качалки и его затвердения фундаментные болты затягиваются. По окончании монтажа электрооборудования, ограждения кривошипа и площадки с лестницей для обслуживания электродвигателя, а также проверки смазки в подшипниках и в редукторе разрешается выполнить пробный пуск станка-качалки и обкатку на холостом ходу в течение 3 часов. В процессе обкатки проверяются вертикальность движения шатунов, точки подвеса штанг, величины торцевого и радиального биений шкивов, наличие шума и стуков в узлах. При удовлетворительной работе и отсутствии дефектов присоединяются штанги скважинного насоса и станок под нагрузкой включается. 2.3 Монтаж установок погружных центробежных электронасосов Перед спуском установки погружных ЭЦН на устье необходимо выполнить следующие работы: 1) Установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его на устье скважины и снять предохранительную крышку. 2) Установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем. 3) Снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины. 4) Снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала шлицевым ключом. 5) Поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода электродвигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию. 6) Установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода, соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения. 7) Вывинтить пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввинтить на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса; закачать в двигатель жидкое масло до появления его в от верстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты; вывинтить штуцер заправочного насоса и ввинтить на место пробку обратного клапана головки двигателя. 8) Ввинтить пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; опустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя включением в электросеть. 9) Навинтить патрубок-переводник на насос, поднять насос с мостков; снять предохранительную крышку с конца насоса, вывинтить пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протектором. 10) Снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны; вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом; вывинтить пробку из спускного отверстия протектора и закачать жидкое масло до его появления в спускном отверстии протектора. 11) Ввинтить пробку в спускное отверстие протектора и продолжать закачивать жидкое масло до появления его в отверстии основания насоса. 12) Ввинтить в отверстие основания насоса манометр и оп-рессовать агрегат. 13) При отсутствии утечек масла в соединениях вывинтить манометр и штуцер заправочного бачка. 14) Ввинтить воздушную пробку протектора и открыть перепускной клапан протектора на 1,5 оборота. 15) При появлении густого масла в отверстии основания насоса закрыть пробку, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи. 16) Подключить кабель и произвести пробный запуск насоса. После спуска труб при их подвеске на планшайбе следует провести заключительные операции: 1) Ввинтить подъемный патрубок в планшайбу, поднять ее с мостков и навинтить на колонну труб. 2) Приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины и посадить колонну труб на колонный фланец. 3) Вьшинтить подъемный патрубок из муфты планшайбы. 4) Установить и закрепить сектор планшайбы. 5) Поднять и ввинтить арматуру (тройник и задвижку) в муфту планшайбы. 6) Соединить нагнетательную линию арматуры и проверить работу насоса и станции управления. При подвеске труб и переводной катушки необходимо: 1) Снять кабель с подвесного ролика 2) Поднять переводной патрубок вместе с переводной катушкой и навинтить на колонну труб. 3) Приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины. 4) Протащить свободный конец кабеля в отверстие катушки. 5) Посадить колонну труб на крестовик и закрепить переводную катушку с крестовиком болтами. 6) Установить сальниковое уплотнение. 7) Отсоединить переводной патрубок от переводной катушки. 8) Поднять елку арматуры и соединить ее с переводной катушкой. 9) Соединить нагнетательные линии арматуры. Автотрансформатор и станция управления имеют салазки, и для них не требуется изготовлять фундаменты. Они устанавливаются на полу дощатой будки, которая защищает их от атмосферных осадков и заносов зимой. В последнее время на скважинах, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН), вместо планшайб применяется специальная арматура, которая отличается от обычной фонтанной конструкцией катушки, предназначенной для пропуска кабеля. Для этого в катушку вварена сальниковая камера, уплотненная набивкой. Подвеска насосных труб аналогична подвеске подъемных труб в фонтанных скважинах. Эта арматура выпускается тройниковой и крестовой. 3 Процесс обслуживания нагнетательных скважин 3.1 Назначение нагнетательных скважин Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности. Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в: газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления; по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи. Эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется в большей степени при разработке нефтяных месторождений, в меньшей – нефтегазовых и газоконденсатных. Исследования нагнетательных нефтяных скважин показали их выгодные стороны относительно других типов скважин: возможность поддержания нужного уровня пластового давления; возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых; подача рабочих агентов в пласты нефтяных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять нефть, а также обеспечивающих внутрипластовое горение. Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров. Основной технический параметр и рабочая характеристика – приемистость нефтяной скважины. Контроль работы оборудования нагнетательного типа, а также его техническое состояние выполняется согласно методикам шумометрии, термометрии, расходометрии и прочих. 3.2 Обслуживание погружных центробежных электронасосов для ППД Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД) специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотранспорта или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150-300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемые болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит, все степени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. Установки погружного центробежного электронасоса (УПЦЭН) отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.  Рисунок 5. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса Установка ПЦЭН включает масло заполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; блокированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Погружные центробежные электронасосы делятся на две основные группы: обычного и изностойного исполнения. Насосы изностойного исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество, песка и других механических примесей (до 1 % то массе). 4 Процесс обслуживания распределительных устройств и водоводов 4.1 Обслуживание БКНС Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для закачки воды в продуктивные пласты в системе поддержания пластового давления нефтяных месторождений. Размещение составных частей БКНС на месте эксплуатации, устройство фундаментов, заземление и молниезащита осуществляется по индивидуальным требованиям заказчика в соответствии с конкретным проектом привязки, разработанным специализированной проектной организацией. Блочные кустовые насосные станции, учитывая требования к ускоренным срокам монтажа, представляют собой набор технологических и электротехнических блок-боксов максимальной заводской готовности, поставляемых железнодорожным транспортом и монтируемых на месторождении под единой крышей. В качестве ограждающих конструкций блок-боксов использованы утепленные помещения с трехслойными металлическими панелями с полиуретановым утеплителем толщиной не менее 60 мм или утеплителем из минеральной ваты. Возможно исполнение установки с доборными блоками.  В состав БКНС входят: - Машинный зал - насосные блоки, блок маслосистемы, блок коллекторов, блок дренажных (вспомогательных) насосов. - Блок управления. - Энергозал - блок тиристорных возбудителей, блок трансформаторов, блок распределительного устройства, блок плавного пуска. - Блок операторной. - Станция очистки воды. - Емкость подземная дренажная. - Емкость для отработанного масла. - Площадки обслуживания. - Межблочные кабельные связи. Контроль температуры внутри помещений станции осуществляется с помощью датчиков температуры. Освещение БКНС - электрическое. Освещение выполняется люминесцентными светильниками, светильниками с лампами накаливания и с лампами ДРЛ. Тип светильников выбирается заказчиком при заказе БКНС. Включение освещения блоков осуществляется выключателями, установленными внутри помещения. Вентиляция в блоках организована следующим образом: Естественная: из верхней части блоков с помощью дефлекторов; приток воздуха осуществляется через жалюзийные решетки в воротах насосных блоков. Принудительная: с помощью осевых вентиляторов, установленных в верхней части торцов блоков насосных, блоке трансформаторов и блоке распредустройства. Управление вентиляторами осуществляется кнопочными постами, установленными внутри блоков. 4.2 Обслуживание ВРП Водораспределительные пункты (ВРП) строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды поступающей от КНС между нагнетательными скважинами По своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребёнки; к дополнительным элементам относятся оборудование для отопления ВРП, приборы КИПиА. В отличие от блока напорной гребёнки ВРП размещается на значительном удалении от БКНС, как бы приближается к зоне концентрированного расположения группы нагнетательных скважин. В этом случае достигается наибольшая экономия протяжённости высоконапорных трубопроводов. Но и при обычном расположении нагнетательных скважин строительство ВРП обеспечивает снижение металлоёмкости, особенно при большом числе скважин, подключенных к одной КНС. При этом на участках от водораспределительного пункта ( ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 - 50 мин самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастала до 10 г / л, а затем постепенно снижалась. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей.  Таль ; 2 Задвижка ;3 Счетчик воды, электромагнитный ;4 Стойка аппаратуры ; 5 Шкаф силовой; 6 Устройство контролирования пунктов ; 7 Электропечи . 5 Процесс подготовки инструмента и оборудования для спуско-подъемных операций 5.1 Оборудование и инструменты, применяемые при проведении спуско-подъемных операций Для выполнения подземных ремонтов скважин применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами. К основному оборудованию, при помощи которого проводят СПО, относят подъемные лебедки и установки, монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные). Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком, ротором, вертлюгом, циркуляционной системой и другим оборудованием. Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и установки подъемные типов АзИНмаш-37А, УПТ-50, А-50М, АПР60/80, УПА-60,УПА-60А(60м80),УПА-100 и другие. При работе с подъемниками скважины должны иметь вышку или мачту с кронблоком, талевой системой с эксплуатационным крюком и оттяжным роликом Эксплуатационные кронблоки являются неподвижной частью талевой системы, изготовляются грузоподъемностью 12.5; 20; 32; 50; 80 и 125 т с числом канатных шкивов 3¸ 6. Кронблоки КБН для работы в районах с умеренным климатом и типа КБ — в умеренном и холодном. Изготавливаются двух видов: исполнение I — для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт; исполнение II — для стационарных вышек. Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 321 т и более. Крюки КН — для работы в умеренном климате, КПШ — в умеренном и холодном. Обозначения: КН-50 и др. Трубные элеваторы — для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров. Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Рразличают по назначению: буровые нормальные — ШБН; буровые укороченные — ШБУ и эксплуатационные — ШЭ. Для текущего и капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т. Элеваторы ЭГ — одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т. А элеваторы ЭХЛ для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 ¸ 40 т. 6 Порядок проведения профилактического ухода за оборудованием и инструментом Профилактический уход за оборудованием, предусмотренный правилами технической эксплуатации, включает наблюдение за чистотой машины и рабочего места, соблюдение правильной и регулярной смазки, содержание в порядке системы смазки, а также смазочного инвентаря, бережное отношение к футеровке, гарнитуре, контроль состояния крепления гаек и болтов. Перед спуско-подъемными операциями необходимо проверить крепление деталей кронблока и талевого блока, наличие смазки в талевом блоке и состояние иглы в масляном резервуаре. У элеваторов проверяют исправность пружин, надежность действия защелок, свободное вращение в шарнирах, и правность крепежных винтов и шплинтов. По мере из венный вкладыш следует заменять новым. Необходимо применять вкладыши, изготовленные только из определенного материала и имеющие заданные размеры и термообработку. По окончании ремонта элеваторы должны быть тщательно очищены от грязи и протерты. Крюки перед началом работы проверяют на надежность .Необходимо не реже одного раза в месяц проверять наличие смазки в подшипниках и шарнирных соединениях. При эксплуатации следует обращать особое внимание на износ деталей крюка При работе с автоматом АПР-2ВБ лишний раз включать и отключать привод не следует, так как это способствует сокращению срока службы контактов переключателя и обмотки электромотора. В ключе АШК-ТМ перед каждым ремонтом необходимо тщательно проверять наличие смазки в редукторе ключа и подшипниках опор большой шестерни, крепление всех болтовых соединений ключа, исправность и частоту штепсельных соединений двигателя реверсивного переключателя и кабеля, четкость работы захватной части ключа, а также повреждение токопроводимых и заземляющих линий. После ремонта ключ АШК-ТМ необходимо тщательно очищать, при необходимости промывать и смазывать, а кабель и переключатель просушивать. Разборка и сборка ключа и переключателя должны проводиться в мастерской. При хранении ключа АШК-ТМ с целью ослабления пружины захвата шестерню необходимо провернуть относительно выреза основания захвата на 180°. Для предотвращения самопроизвольного расклинивания колонны при подъеме последних и спуске первых труб с балансира следует снимать груз и управлять клиньями вручную. Отвинчивать трубы всех размеров следует только при включенном маховике, так как обратное действие приводит к дополнительному реверсированию двигателя и, следовательно, к преждевременному износу привода. При остановке двигателя в нагруженном состоянии необходимо возможно быстрее реверсировать или отключать его. 7 Правила установки и крепления передвижных агрегатов Перед началом работы машинист агрегата должен проверить: - состояние рабочего места; - наличие ограждений и приспособлений, надежность крепления защитных кожухов; - надежность крепления талевого каната; - исправность инструмента и оборудования, контрольно-измерительных приборов; - наличие дизтоплива и смазки; - правильность крепления оттяжек к якорям; -конец неподвижной ветви талевого каната, а также все оттяжки мачты должны быть закреплены с применением не менее четырех зажимов - тормозную систему: рукоятка тормоза при полностью заторможенном тормозе должна находиться на высоте 900мм от настила рамы агрегата. . При установке агрегата к скважине должно быть предусмотрено такое его положение, при котором будет обеспечено удобное управление им, а также наблюдение за работающим на устье скважины и движением талевого блока. Подъемные агрегаты (за исключением агрегата АКМ-28) должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки. Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины. Перед началом работ агрегат должен быть заземлен путем присоединения заземляющего провода к колонне обсадных труб. Установка подъемного агрегата. Агрегат к устью скважины подается задним ходом. После установки агрегата относительно устья, необходимо выполнить следующие операции: - включить стояночный тормоз и установить под колеса упоры; - разгрузить рессоры автомобиля винтовыми домкратами; - поставить в нейтральное положение рычаги управления коробкой передач и раздаточной коробкой автомобиля; - прикрепить силовые и ветровые оттяжки к кронблоку, мачты и снять болты, крепящие мачту к средней опоре; - всякие переключения коробки передач и зубчатых муфт должны производиться при выключенном сцеплении двигателя автомобиля. - включить четвертную передачу коробки передач автомобиля и первую скорость отбора мощности; - при достижении в пневмосистеме агрегата давления 0,8 МПа (8 кгс/см2) переключите коробку передач автомобиля на первую передачу для подъема мачты; 8 Процесс разборки, ремонта и сборки отдельных узлов и механизмов нефтепромыслового оборудования 8.1 Понятие текущий и капитальный ремонт нефтегазопромыслового оборудования Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния техники и инструментов, смена режима работы (интенсивность, особенности добычи и т.д.), а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений, которые появляются там спустя несколько лет эксплуатации. Также к техническому текущему ремонту относится очистка самого оборудования. Все текущие манипуляции со скважиной делятся на профилактические действия и работы по восстановлению работоспособности. В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе, разрушение ствола, обводнение, засорение и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов напрямую зависит от параметров эксплуатации, и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти, проводит профилактические работы регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий: Очистка от песчаных засоров при помощи промывания, механическим путем или специальной желонкой. Замена отдельных элементов насоса или всей насосной станции. Устранение неисправностей труб, а также их замена. Замена вышедших из строя штанг и опор. Изменения в параметрах опускания НКТ. Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря. Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария, вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно и вне графика, поэтому здесь необходима экстренная помощь специалистов. К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий: Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины. Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения. Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности. Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части. Ловильные работы. Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин. При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования обрываются и падают вниз; это не только приводит к повреждению ствола, но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины. Алгоритм ловильных работ следующий: Глушение скважины перед капитальными ремонтными работами. Спуск специального диагностического оборудования (печать), с помощью которого устанавливается характер обрыва и расположение неисправных элементов. Подбор приспособления, которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование, крюки, колокола, овершоты или приспособления типа «паук». С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины, осуществляется захват элемента, который был оторван. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника. Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания в стволе или сложности захвата), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать. 8.2 Порядок проведения текущего ремонта станков-качалок В процессе эксплуатации станков-качалок возможны и вынужденные ремонты Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность станков-качалок до их капитального ремонта. Выполняется он ремонтными бригадами при кратковременных остановках скважины или подземном ремонте. Текущий ремонт (ТР) –это ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности оборудования. Работы, выполняемые при ТР, невелики по объему и сложности и включают в себя проверку технического состояния объекта, замену и восстановление быстроизнашивающихся деталей оборудования, регулировку, смазку, дефектоскопию отдельных узлов. При текущем ремонте станков-качалок: 1. Весь состав работ, проводимый при техническом обслуживании станков-качалок; 2. Частичная разборка станка-качалки; 3. Проверка состояния и, при необходимости (наличие износа, трещин, погнутости, отколов) производится замена подшипников, втулок, пальцев, осей и других элементов; 4. Проверка отклонения продольной оси кривошипа от плоскости, проходящей через ось ведомого вала и продольную ось второго кривошипа для СК; 5. Проверка фиксатора головки, замена крепежных стопорных деталей при наличии износа, вмятин и т. д; 6. Замена смазки подшипниковых узлов станка-качалки; 7. Проверка технического состояния редуктора; 8. Проверка состояния и замена крепежных и стопорных деталей при наличии износа, вмятин и погнутости; 9. Замена масла в редукторе; 10. Осмотр технического состояния шкивов клиноременной передачи и, при необходимости, замена и регулировка; 11. Сборка, регулировка станка-качалки; 12. Замер уровня сопротивления изоляции кабеля от станции управления до электродвигателя и, при необходимости, замена кабеля, замер сопротивления изоляции обмоток электродвигателя. Список использованных источников 1 Молчанов А. Г., Чичеров В. Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. И доп. М., Недра, 1983, 308 с. 2 Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. 2-е издание, исправленное и дополненное. – М.: «Издательский Дом Альянс», 2010. – 588 с. 3 «Нефтегазопромысловоеоборудование» под ред.Ивановского В.Н. Учебник, М.:ЦентрЛитНефтеГаз, 2006, 720 с. 4 studepedia.org 5 studopedia.ru 6 ngpedia.ru 7 bkuskm.ru |