Комплекс оборудования и его обслуживание для предупреждения отложений парафина в скважинах. КП пример. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.93 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 20 - 20 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Дозатор гравитационного типа, приведенный на (рисунке 7), представляет собой контейнер, собираемый из НКТ и заканчивающийся вверху штуцером с отверстиями. Реагент, заполнивший контейнер вытесняется через верхнее отверстие, пластовой жидкостью, поступающей в контейнер через отверстие. Дозатор прост, однако весьма неэкономичен, так как процесс вытеснения химреагента происходит постоянно, независимо от того работает насос или простаивает. Дозатор химреагентов невставного ШГН включает в себя (рисунок 8) плунжер пару – цилиндр и плунжер, а также клапанную систему. Особенностью конструкции является шток всасывающего клапана штангового насоса, перемещающийся при получении импульса «всасывание-нагнетание» за счет движения плунжера насоса. При этом штатный всасывающий клапан трубного насоса заменяется на тарельчатый через переводник к корпусу присоединяется контейнер. Последний собирается из НКТ, количество которых определяется временем дозирования химреагента. При всасывании жидкости штанговым насосом происходит подъем тарели и связанного с ней штока. В накопительной камере создается разряжение, и химреагент из контейнера поступает в камеру. При ходе плунжера насоса тарель движется вниз, и шток вытесняет реагент через нагнетательный клапан в область приема насоса. Техническая характеристика дозатора: производительность – 30 – 150 г/м 3 ; объем контейнера – до 400 л; диаметр – до 60 мм; длина – до 1000 мм; масса – до 20 кг. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 21 - 21 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ 1 – насос; 2 – всасывающий клапан; 3 – плунжер; 4 – фильтр; 5 – нагнетательный клапан; 6 – всасывающий клапан; 7 – корпус; 8 – контейнер; 9 – разделительная манжета; 10 – обратный клапан; 11 – заливная пробка; 12 – накопительная камера; 13 – цилиндр; 14 - переводник Рисунок 8 – Скважинный дозатор невставного штангового насоса Дозатор для вставных штанговых насосов отличается тем, что дозирующий узел сблокирован с насосом и опускается в скважину вместе с ним, а контейнер опускается в скважину вместе НКТ. В скважине происходит сопряжение дозирующего узла с контейнером. Характеристика дозатора: величина дозы 30-100 г/м 3 ; объем контейнера - 400 л; масса до 30 кг; диаметр – не более 100 мм; длина - не более 1500 мм. Подача химреагентов в скважины, эксплуатируемые УЭЦН производится наземными дозаторами с автономным приводом и залповой задавкой в пласт. В скважине может быть применен дозатор с твердым реагентом, состоящий из нескольких секций (рисунок 9). Они заполняются гранулированным регентом с зернами различной крупности: крупные – в секцию 1, средние – 2, мелкие – в 3. Корпус дозатора крепится к компенсатору ПЭД. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 22 - 22 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ При движении жидкости к приему ЭЦН происходит уменьшение гранул, и они перемещаются из первой секции во вторую, из второй в третью. Период ингибирования при массе ингибитора в контейнере 12 кг составляет 6-8 месяцев. I, II, III – соответственно верхняя, средняя и нижняя секция; 1 – корпус; 2 – сетка; 3,4,5 – тарелка; 6 - сердечник Рисунок 9 – Дозатор твердого реагента 1.2.5 НКТ с защитными покрытиями При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по насосно-компрессорным трубам. Достаточно широко на нефтяных промыслах применяются НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространенные эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 - 23 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20-30% гидравлическое сопротивление потоку. Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них – образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток – разрушение стекла при деформации труб. Это сказывается при больших глубинах подвески труб и их транспортировке, когда трубы не предохранены от изгиба. Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложения парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая – не более 60-80 0 С. В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология нанесения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой. Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации. Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверхность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 - 24 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности. Порошковое покрытие, как и другие способы и методы изоляции, имеет большое количество преимуществ и, естественно, некоторые недостатки, к которым в первую очередь стоит отнести невысокую эластичность и повышенное водопоглощение. Хотя основным недостатком, в большей степени ограничивающим области применения, относится все-таки, невысокая ударная прочность данного вида покрытия. Что в свою очередь осложняет транспортировку таких труб и проведение монтажных работ в зимний период. При эксплуатации скважин в основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60, 73 и 89 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ – 12 – 15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм – 89 мм и при 194-мм – 114 мм. 1.3 Регулирование параметров (режима) работы оборудования (скважины) и их обслуживание 1.3.1 Регулирование режима работы скважин, оборудованных ШСНУ Изменить режим работы скважины с ШСНУ можно путем изменения площади поперечного сечения плунжера, то есть изменение диаметра насоса, изменением длины хода сальникового штока или изменение числа качаний. Изменение диаметра насоса требует больших затрат времени и труда, перерасчета типоразмера станка-качалки и нагрузок на штанги, что делает этот метод неприемлемым, если кардинально не меняется производительность установки. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 - 25 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Поэтому основными методами смены режима работы являются изменение длины хода сальникового штока и числа качаний балансира. Причем более рациональным считается режим с максимальной длиной хода и минимальным числом качаний, так как в этом случае усталостные нагрузки на штанги будут минимальными. Изменение длины хода сальникового штока достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на другой размер. Работы, связанные с перестановкой пальцев кривошипов должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированными. При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке станка. Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормаживании СК. При неисправном тормозе осмотр и ремонт СК производить запрещается. 1.4 Расчет оборудования 1.4.1 Расчет НКТ с защитными покрытиями Исходные данные: D = 60 мм – диаметр НКТ; b = 5 мм – толщина стенки НКТ; - предел прочности стекла. Решение: Допустимую нагрузку на остеклованные трубы определим по формуле (1), полагая, что по технологии изготовления средняя толщина слоя стекла составляет 1 мм. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 26 - 26 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ [6, стр.25] (1) Тогда: Допустимая нагрузка: Допустимая глубина спуска без учета облегчения в жидкости составит (формула 2): [6, стр.25] (2) где Для сравнения страгивающая нагрузка для НКТ составит: [6, стр.25] (3) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 27 - 27 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ где b = 5-1,41 = 3,59 мм; d = 50 мм; ctg (α+φ) = 0,384; D cp = 50 + 3,59 = 53,59 мм; L = 29,3 мм; Допустимая глубина спуска по страгивающей нагрузке: [6, стр.25] (4) Таким образом, покрытие из стекла уменьшает допустимую глубину спуска НКТ 60 мм на 125 м или приблизительно на 5,5 %. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 28 - 28 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ 2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования 2.1 Монтаж оборудования 2.1.1 Монтаж штанговой скважинной насосной установки Для установки станка-качалки сооружается фундамент. Перед монтажом станка-качалки проверяют комплектность поставки узлов и крепежного материала. Доставленные к месту монтажа узлы станка-качалки располагают с учетом последовательности сборки. Монтировать начинают с установки рамы на фундамент затаскиванием ее по уложенным накатам из труб или же краном. После установки рамы выверяют ее положение относительно центра скважины и горизонтальность в продольном и поперечном направлениях. Перед установкой балансира проверяют горизонтальность верхней плиты стойки в двух направлениях и крепление к раме. Балансир поднимают и устанавливают на плиту стойки вместе с его опорой. Небольшие отклонения устраняют перемещением балансира при помощи регулировочных болтов. Закрепив балансир, поднимают траверсу с двумя шатунами и ее опорой для присоединения к нему. Верхние головки шатунов должны свободно вращаться на пальцах во втулках траверсы, Пальцы должны быть надежно застопорены в верхних головках шатунов. После сборки тормозного устройства проворачивают шкив редуктора до установки кривошипов в горизонтальное положение и затормаживают их тормозом. На кривошипы устанавливают противовесы и закрепляют их болтами с гайками и контргайками. Нижние головки шатунов присоединяют к кривошипам. Гайки после крепления шплинтуются. Проверив параллельность продольных осей кривошипов и совпадение наружных поверхностей шкивов редуктора и электродвигателя, надевают клиновые ремни. Ремни натягивают поднятием или опусканием поворотных салазок. По окончании сборки и проверки ее качества устанавливают фундаментные шпильки, концы Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 29 - 29 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ которых должны выступать над верхней плоскостью рамы для установки гайки и контргайки. После пуска станка-качалки в эксплуатацию по истечении первых нескольких дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы станка-качалки и редуктора в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. 2.1.2 Монтаж установки электроцентробежного насоса Прежде чем монтировать установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого в первую очередь ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата проверяют обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 – 150 м, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата. Перед монтажом установки проводят линию электропередачи напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины. Утечка масла не допускается. Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев. По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами. Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности. Поднимают электродвигатель над устьем скважины и через обратный клапан основания электродвигателя закачивают масло до появления его через отверстие токоввода. После прокачки масла в протектор снимают хомут с электродвигателя и опускают его в скважину до посадки хомута протектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на корпусе протектора, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 30 - 30 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ приподнимают собранную часть установки из скважины, проверяют вращение вала, сопротивление изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя по часовой стрелке, поднимают нижнюю секцию насоса при помощи хомута, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала и сочленяют насос с протектором. Устанавливают защитные кожухи плоского кабеля строго по одной линии. Далее устанавливают среднюю и верхнюю секции насоса и продолжают устанавливать защитные щитки плоского кабеля. После спуска первой насосно-компрессорной трубы на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором для защиты кабеля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200 – 250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан. Скорость спуска (подъема) агрегата не должна превышать 0,25 м/с. Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из межтрубного (кольцевого) пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня. 2.2 Ремонт оборудования 2.2.1 Ремонт штанговой скважинной насосной установки Надежность и долговечность станков-качалок достигается за счет своевременного их технического обслуживания и проведения плановых ремонтов. Ремонт станков-качалок подразделяются на два вида: текущий и капитальный. Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность станков- качалок до их капитального ремонта. При текущем ремонте проверяют состояние станка-качалки и при необходимости заменяют: канатные подвески, головки Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 31 - 31 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ балансира, серьги, шатуны, тормозной шкив и ленты, подшипники, втулки и пальцы, оси, исправляют погнутости, ликвидируют трещины и отколы, ремонтируют рамы, лестницы и ограждения, проверяют и регулируют соосность соединений кривошипов с шатунами, заменяют изношенные ремни и регулируют их натяжение, проверяют фиксаторы головки, заменяют при износе крепежные и стопорные детали, меняют смазку, регулируют станок-качалку н при необходимости его красят. Ремонт завершается уравновешиванием станка-качалки. При текущем ремонте редуктора станка-качалки его частично разбирают, проверяют состояние валов, вала-шестерни, шкива, крышек подшипников; проверяют и при необходимости заменяют изношенные подшипники; регулируют осевой зазор подшипников качения; заменяют изношенные манжеты, тельные кольца, прокладки; исправляют шпоночные пазы валов н зачищают зубья шестерен; заменяют изношенные крепежные и стопорные детали; после сборки и смены смазки регулируют легкость вращения редуктора. Капитальный ремонт, кроме работ, перечисленных при текущем ремонте, предусматривает полную разборку узлов и их ремонт. Восстанавливают или заменяют пришедшие в негодность основные узлы и детали СК; полностью разбирают и ремонтируют редуктор. При капитальном ремонте редуктора основными работами являются реставрация или смена валов и зубчатых колес с последующей обкаткой отремонтированного редуктора вхолостую и на максимально допустимых нагрузках. 2.2.2 Ремонт установки электроцентробежного насоса Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т.е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту. Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 32 - 32 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Технология ремонта предусматривает следующие работы. По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; пополнение комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями; проверку крепления насоса и его герметичности; пайку и лужение швов; установку упаковочных крышек. По электродвигателю: очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно- сушильный процесс; сборку электродвигателя; испытание электродвигателя; пайку стыков электродвигателя. По гидрозащите: очистку наружной поверхности протектора и компенсатора от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку протектора и компенсатора на стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора; пайку стыков протектора и компенсатора. Капитальный ремонт установок должен производиться в соответствии с техническими условиями. Ремонт насоса, двигателя и гидрозащиты должен завершаться испытанием их в сборе на стенде. 2.2.3 Ремонт насосов типа НД При текущем ремонте насоса дозировочного проводятся следующие работы: Проверка и подтяжка всех болтовых соединений. Замена быстроизнашивающихся деталей: цилиндровых втулок, поршней, штоков, |