ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 91
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Перед спуском производится замер длины труб и штанг.
При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.), затем цилиндр с всасывающим клапаном, патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрессорные трубы до необходимой глубины. НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности, не должны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи.
После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШСН более одного года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.
После посадки планшайбы на фланец колонной головки на штангах спускают плунжер. Не допуская 3-х последних штанг, произвести промывку насоса жидкостью глушения в объеме не менее 16 м3 для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом плунжер спускается в цилиндре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват) и затем спустить колонну штанг.
Вставной насос спускается в следующей последовательности: защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.), замковая опора.
После посадки планшайбы на фланец колонной головки в колонну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного насоса.
Насосные штанги, спускаемые в скважину, должны быть прямолинейными и чистыми (без каких-либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).
Спуск последних трех штанг производить на малой скорости, во избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры.
При СПО штанг со скребками центраторами необходимо обязательное использование направляющей конусообразной воронки для предотвращения сколов скребков центраторов. Скорость спуска штанг — 0,25 м/сек, при этом производить визуальный контроль за целостностью всех скребков центраторов.
После спуска насоса в скважину на требуемую глубину необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.
Подгонка хода плунжера. Посадка плунжера является наиболее ответственной операцией. При допуске плунжера к цилиндру, последнюю штангу спускают медленно, чтобы не допустить удара о нижнюю часть насоса. Проворачивая всю колонну насосных штанг круговым ключом по ходу часовой стрелки (не более 2-х оборотов), медленно вводят плунжер в цилиндр.
Когда посадка произведена, делают отметку на штангах, приподнимают их и вторично сажают. Если метка на верхней (контрольной) штанге остается на прежнем месте, значит, плунжер находится в насосе.
После этого регулируют ход плунжера при помощи подъемного агрегата.
Осторожно приподнимают штанги до тех пор, пока ИВЭ-50 — электронный индикатор веса — зафиксирует вес всей колонны штанг, после этого делается вторая метка на верхней (контрольной) штанге. К расстоянию между первой и второй меткой плюсуется поправка на вытяжку штанг при работе ШСН, а суммарное расстояние составит 350—400 мм.
В дополнение к суммарному расстоянию, на верхней (контрольной) штанге отмечают расстояние, соответствующее высоте СУСГ и нижнему положению головки балансира станка-качалки.
Поднимают верхнюю штангу, отвинчивают и вымеряют этой штангой полированный шток, если верхняя (контрольная), штанга соответствует длине полированного штока, то ее заменяют полированным штоком. Полированные штоки выпускают диаметром 32 мм и длиной 2600—4600 мм. Длину полированного штока выбирают в зависимости от длины хода станка-качалки.
При несоответствии длины верхней (контрольной) штанги длине полированного штока, подгонку (подбор) длины заменяемой верхней (контрольной) штанги производят подгоночными шточками (полуштангами) различной длины. Диаметр подгоночных шточков (полуштанг) должен соответствовать диаметру верхней части колонны штанг.
Подбор длины заменяемой верхней (контрольной) штанги должен быть произведен так, чтобы соединение колонны штанг или подгоночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штанги) с полированным штоком даже при самом верхнем положении плунжера не касалось СУСГ.
После завершения работ по подгонке хода плунжера собрать устьевое оборудование и при помощи подъемного агрегата, перемещением колонны штанг сделать не менее 6-8 ходов плунжера и вызвать подачу (при низком статическом уровне долить скважину до устья).
Провести ревизию СУСГ, сменить нижнее сальниковое уплотнение, в случае выявления дефектов СУСГ дать заявку нефтепромыслу на завоз нового и заменить его.
При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:
-Износ штанг и истирание НКТ
-Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды
-Поступление из пласта в скважину газа и песка
-Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.
Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.
Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:
-Используют насосы с уменьшенным вредным пространством
-Увеличивают длину хода плунжера
-Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине
-Откачивают газ из затрубного пространства
Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:
-Установка на приеме насоса песочного якоря
-Регулирование отбора жидкости из скважины;
-Применение трубчатых штанг.
2.3 Техника и оборудование, применяемые при ПРС, оборудованные ШСНУ
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 оборудование подразделяется на оборудование общего назначения, которое используется практически при всех видах работ ПРС, и специальное оборудование, которое определяется видами проводимых работ. К оборудованию общего назначения относятся подъемные агрегаты с использованием развинчиваемых труб и агрегаты с непрерывной трубой (ГНКТ).
В зависимости от условий эксплуатации агрегаты состоят из:
- грузоподъемного оборудования;
- транспортной базы;
- средств механизации;
- инструмента для спуско-подъемных операций.
В состав грузоподъемного оборудования входят: вышки, мачты и стрелы; лебедки; талевая система. В качестве транспортной базы используются: автомобили, тракторы (как на колесном, так и на гусеничном ходу) и прицепы. Средства механизации для спуско-подъемных операций — ключи механические, автоматические, гидравлические трубные, штанговые; манипуляторы. Для предупреждения и контроля над нефтегазоводопроявлениями используется противовыбросовое оборудование. Для контроля над процессами применяются контрольно-измерительные приборы.
Инструмент для выполнения спуско-подъемных операций включает: элеваторы, спайдеры, штропы и серьги, трубные и штанговые ключи.
К специальному оборудованию относится оборудование, применяемое при проведении определенных операций. Это -роторы, вертлюги, насосы, компрессоры. Для проведения спецопераций применяются: агрегаты для нагнетания пен, агрегаты для гидроразрыва пласта, цементировочные агрегаты и т.д.
Подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рисунок 1) предназначены для спуско‑подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.
Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш1-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.
Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.
Рисунок 1 — Подъемная установка АзИНмаш-37
1 — талевая система; 2 — вышка; 3 — силовая передача; 4 — передняя опора; 5 — кабина оператора; 6 — лебедка; 7 — гидроцилиндр подъема вышки; 8 — задняя опора.
Агрегат А – 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ.
Рисунок 2 - Агрегат А – 50 У
1 - передняя опора; 2 – промежуточная опора; 3 – компрессор; 4 – трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 – гидроцилиндр подъема вышки; 7 – ограничитель подъема крюкоблока; 8 – талевая система; 9 – лебедка; 10 – вышка; 11 – пульт управления; 12 – опорные домкраты; 13 – ротор.
Все работы по подземному и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение - вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО). 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