ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 60
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
);
– КПД передачи (для клиноременной передачи 
).
кВтВ результате расчета для заданных условий действительная подача насоса
л/с, полезная мощность 0,59
кВт.2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Монтаж оборудования
2.1.1 Расстановка спецтехники при химической обработке скважин
Передвижные установки допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины.
Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1,5 м.
Территория, на которой устанавливается агрегаты, должна быть расчищена и освобождена от посторонних предметов.
Запрещается устанавливать агрегаты под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением. На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.
2.1.2 Компоновка оборудования с использованием контейнера «Трил-СВ»
Для предотвращения солеотложений в скважинах применяются преимущественно химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования.
Ингибитор помещается в добывающие скважины в перфорированных контейнерах. Контейнер состоит из девяти секций. Схема контейнера представлена на рисунке 2. Действие ингибитора, в т. ч. создание защитной пленки на поверхности глубинного насосного оборудования (ГНО) начинается сразу же после контакта с жидкостью, поэтому рекомендуется запускать скважину в работу без задержки.
Рисунок 2 – Схема контейнера «Трил-СВ»
После пуска ГНО (включая контейнер «Трил») и запуска скважины в работу, добываемые флюиды омывают контейнер снаружи (забор жидкости в насос через контейнер), из которого, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится ингибитор или его насыщенны раствор, т. е. происходит самодозировка реагента. Наличие контейнера с реагентом в скважине не препятствует проведению общепринятых обработок растворителями или тепловым обработкам. Регулировочные болты ограничивают скорость вымывания реагента в зависимости от параметров работы скважины.
Контейнер «Трил» размещен в трех упаковках по три секции в каждой, каждая упаковка соответственно подписана: «верхняя часть контейнера», «средняя часть контейнера», «нижняя часть контейнера». Документация по контейнеру «Трил» находится в упаковке верхней части контейнера.
Перед установкой контейнера глубинное оборудование скважины (штанги, НКТ и т. д.) должно быть чистым (пропарено, промыто растворителем, а обсадную колонну рекомендуется прошаблонировать).
Первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр, далее устанавливается насосное оборудование и колонна НКТ. Крепление контейнера к насосному оборудованию осуществляется посредством муфты НКТ73. Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т.е. в скважинах оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных.
Контейнер «Трил» при эксплуатации должен располагаться выше интервала перфорации и ниже начала проявления проблемы.
Контейнер поставляется в разобранном виде – посекционно. Присоединительные резьбы секций защищены: нижние – пластмассовыми колпачками, верхние – входящими в комплект присоединительными муфтами НКТ. Секции в количестве девяти штук поставляются заправленные ингибитором. Сборка контейнера производится непосредственно на скважине от нижней части контейнера к верхней по мере спуска.
Порядок сборки
Очередность сборки промежуточных труб в контейнере отсутствует (рисунок 2). Отличительные особенности: нижняя труба снабжена глухой задвижкой устанавливается первой.
При сборке каждой секции перед ее спуском в скважину при необходимости удалить регулировочные болты М10. Зависимость регулировочных болтов, которые удаляются с каждой секцией контейнера, от параметров работы в скважине приведена в таблице 2. Технологическими службами может приниматься решение об удалении количества регулировочных
болтов не соответствующего табличным данным, исходя из практических наблюдений за работой скважины.
Вес одной упаковки составляет 60 – 65 кг. Так как заводская упаковка предохраняет секции контейнеров от воздействия внешней среды, то они не окрашены.
2.2 Ремонт оборудования
2.2.1 Ремонт насосно-компрессорных труб
Эксплуатация насосно-компрессорных труб осуществляется в соответствии с существующими правилами и инструкциями.
Конструкция колонны НКТ для спуска во вновь пробуренные скважины и в скважины после капитального ремонта определяется технологическим отделом нефтегазодобывающего предприятия.
Подбор труб для спуска штанговых насосов и изменение конструкции колонны после текущего ремонта скважины производится технологической службой предприятия.
Все НКТ, спущенные в скважины, сдаются по акту мастерам по добыче нефти и газа и находятся в их подотчете.
Подготовка новых и бывших в эксплуатации НКТ должна производиться на трубных базах в соответствии с действующей нормативно-технической до-кументацией.
Перед спуском НКТ в скважину следует проводить контроль качества труб путем проверки резьб ниппеля и муфты, а также целостности тела трубы.
Для проверки на герметичность каждую НКТ с навинченной на нее муфтой подвергают испытанию внутренним гидравлическим давлением. Продол-жительность испытания не менее 10 с. НКТ, при гидроиспытании которых об-наружена утечка испытательной жидкости в резьбовом соединении, подлежат восстановлению, а в теле – бракуются.
Перед спуском в скважину НКТ следует комплектовать по типам и раз-мерам. При необходимости их соединяют между собой переводниками. Под-нимаемые с мостков НКТ должны иметь навинченные на ниппельных концах предохранительные кольца.
Перед спуском в скважину длина каждой НКТ должна быть измерена стальной рулеткой или другим устройством. Длина НКТ замеряется от торца муфты на одном конце до конца сбега резьбы на другом. Сумма результатов измерений длин отдельных НКТ дает длину колонны.
Все НКТ при спуске в скважину проверяют шаблоном-оправкой. Длина оправок 1250 мм. При затруднении прохождения шаблона-оправки НКТ бракуют. При подъеме НКТ с мостков следует предохранить от ударов концы трубы о фланец колонны или о другие металлические предметы. Подняв трубу, следует отвинтить предохранительное кольцо, тщательно очистить резьбу ниппеля, а также резьбу муфты ранее спущенной трубы волосяной щеткой и смазать резьбовой смазкой. Поднятую НКТ следует направлять в муфту вертикально. Посадку НКТ в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повредить резьбу.
Свинчивание производится двумя ключами, после того, как резьбы войдут в сопряжение. Если при свинчивании труб муфта свободно навинчивается на ниппель до последнего витка резьбы или после свинчивания остается более двух открытых витков, то следует забраковать обе трубы. Для предотвращения зацепления и обрыва глубинных приборов при исследовании скважин низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой, представляющей муфту трубы с развальцованным концом.
В скважинах, дающих нефть с большим содержанием парафина, необхо-димо очищать внутреннюю поверхность труб с помощью пластинчатых скреб-ков.
Подъем колонны НКТ (освобождение элеватора или снятие с клиньев), спуск в скважину и посадку ее на фланец следует производить плавно, без ударов и рывков, с использованием специальной направляющей воронки. Послед-няя служит также для предохранения верхней НКТ от истирания штангами и муфтами при спуске насосных штанг.
Спущенная в скважину колонна НКТ соединяется с планшайбой при по-мощи патрубка длиной 0,5-0,6 м, который по размерам и прочностным показа-телям должен быть аналогичен верхней трубе.
При подъеме планшайбы с колонной насосно-компрессорных труб нужно применять специальный патрубок.
Трубные ключи необходимо устанавливать на тело НКТ вблизи муфты. При развинчивании соединений нельзя наносить удары по муфте кувалдой, можно лишь обстукивать ручником, при этом не рекомендуется наносить удары по торцу муфты. Отвинченную НКТ можно поднимать лишь после выхода ее из соединения.
Для выявления дефектов, препятствующих дальнейшему использованию НКТ, при подъеме их тщательно осматривают.
НКТ с условным диаметром 48 и 60 мм поднимать свечами не рекомен-дуется; но если это все же необходимо, то для предохранения от изгиба в сере-дине пролета следует установить второй палец. При установке НКТ за палец они должны опираться на прочную платформу (подтрубник). При оставлении на длительное время необходимо надежно прикрепить их к патрубку.
Укладывать НКТ на мостки следует рядами, отделяя их деревянными прокладками. Перед укладыванием НКТ на ее ниппельный конец нужно навинтить предохранительное кольцо и опускать, оперев концом на специальный совок.
Для равномерного износа НКТ целесообразно при проведении текущего ремонта скважин периодически менять местами трубы верхней и нижней части колонны.
После сильного натяжения колонны НКТ при срыве пакера или освободения ее от прихвата все резьбовые заводские соединения следует докрепить.
3 Раздел подземного ремонта скважин
3.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах
Характерной особенностью подземного ремонта является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и ге же операции. Например, при изменении глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов.
При подземном ремонте выполняются следующие операции:
транспортные — доставка к скважине необходимого оборудования и инструмента;
подготовительные — установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе;
спуско-подъемные — извлечение или спуск в скважину оборудования;
собственно операции ремонта;
заключительные — свертывание комплекса оборудования и подготовка его к транспортировке.
Подразделение операций при подземном ремонте достаточно условно. В ряде случаев операции, собственно подземного ремонта занимают очень мало времени по сравнению со всеми остальными, например смена цилиндра трубного скважинного насоса. Иногда спуско-подъемные операции являются целью ремонта, например при изменении глубины спуска колонны подъемных труб.
Подземный ремонт скважин включает в себя текущий и капитальный ремонты, а текущий, в свою очередь, подразделяется на предупредительный, вынужденный и технологические работы.
Предупредительный ремонт в зависимости от способа эксплуатации скважины включает следующие операции. При фонтанной или компрессорной эксплуатации; спуск или подъем колонн труб;
замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб; установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;
очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверхность) ;
промывку пробок.
При эксплуатации ШСН или ЭЦН:
к перечисленным операциям добавляют
спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену новым: