ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 152
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
Обслуживание скважины, эксплуатируемой УСШН
Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) (рис. 1.1.) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.
В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 633-80, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.Рис. 1.1 Штанговая насосная установка
Контроль за работой скважины осуществляется динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений, динамического уровня.
Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего станка-качалки оператор ЦДНГ должен проверять:
- наличие вибрации и необычных шумов - визуально и на слух. Определить, какие из частей станка-качалки предположительно являются их источниками. В случае необходимости остановить качалку;
- уравновешенность по показаниям амперметра. Проводится после выхода скважины на режим и после изменения режима работы скважины (уравновешенность удовлетворительная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает ± 10% от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл). Если С К работает в неуравновешенном режиме, то его останавливают и дают заявку в ПРЦЭО.
После остановки СК (головка в нижнем положении, тормоз затянут) проверяют:
- нагрев электродвигателя, редуктора (на ощупь);
- состояние резьбовых соединений (простукиванием);
- один раз в 7 дней уровень масла в редукторе (осмотром масломерного щупа);
- натяжение клиновых ремней один раз в месяц (опробованием). В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка новых ремней из старых. После замены ремней при отсутствии центровки электродвигателя дать заявку в ПРЦЭО;
- посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора — визуально (кривошипы должны быть насажены до упора в проточки тихоходного вала). Шпонки должны выступать за торцы вала не более чем на 20 мм;
- крепление контргрузов к кривошипам — визуально (не должно быть смещения при работе);
- соединение кривошипа с нижней головкой шатуна — визуально со стороны редуктора (палец не должен проворачиваться относительно кривошипа);
- центровку — визуально. При нарушении центровки дать заявку в ПРЦЭО;
- канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник: при нижнем положении головки балансира расстояние между нижней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не менее 200 мм (визуально);
- состояние каната — визуально (при обрыве проволок дать заявку в ПРЦЭО);
- утечки нефти через сальник. При наличии утечек подтянуть или заменить сальник;
- состояние крепления каната и штока в подвеске — визуально. Во всех случаях явных поломок сообщить мастеру.
На каждой скважине канатная подвеска должна быть оборудована двумя траверсами - верхней и нижней. Запрещается эксплуатировать скважину при:
- утечках через резьбовые соединения и сальниковые уплотнения;
- отсутствии или неисправности ограждения СК;
- посторонних шумах в редукторе или электродвигателе;
- неисправности станции управления;
- затянутых нижних сальниках;
- понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки;
- неуравновешенном станке-качалке;
- неплавном движении полированного штока;
- неотцентрированном СК;
- отсутствии видимого заземления корпусов электродвигателя и станции управления;
- повышении вибрации электродвигателя.
-
Обслуживание скважины, эксплуатируемой УЭЦН
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, она же бесштанговый насос, она же ESP. По большому счету это обычный насосный агрегат. Необычного в нем то, что он тонкий (самый распространенный помещается в скважину с внутренним диаметром 123 мм), длинный (есть установки по 70 метров длиной) и работает в таких условиях, в которых более- менее сложный механизм вообще не должен существовать.
Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.
Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:
-проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;
-проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;
-зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.
После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки.
Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.
При этом оператор по добыче должен:
- произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);
- снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;
- контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фазировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени.
Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.
По изменению нагрузки можно судить о запарафиненности труб НКТ или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак негерметичности в трубах НКТ или пропуска части жидкости через перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического и статических уровней позволяет своевременно планировать вид ремонтных работ.
При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий режим, поддерживающий безопасный для работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.
При обслуживании скважин оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН), операторам по добыче нефти и газа разрешается производить только пуск и остановку УЭЦН, а также переводить их на автоматическую работу.
Открывать дверку станции управления и окно трансформатора запрещается.
Производить ремонтные и наладочные работы УЭЦН, станции управления, автотрансформаторов и пусковых устройств разрешается только электромонтерам сервисной организации по обслуживанию УЭЦН.
При опробовании электродвигателя погружного насоса на устье скважины прикасаться к кабелю запрещается.
Оператор по добыче нефти и газа обязан вести контроль за герметичностью сальникового уплотнения на арматуре, за состоянием укладки кабеля от устья скважины до станции управления и заземления станции управления и брони кабеля.
При обслуживании поглощающих скважин оператор по добыче нефти и газа обязан проверять исправность запорной арматуры состояние сварных швов, изоляции трубопроводов, обваловки скважины. На устьевой арматуре поглощающих скважин не должно быть каких-либо пропусков через фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих металлических уплотнительных колец, должны устанавливаться защитные кожухи. При открытии задвижек следует убедиться в прочности крепления втулок на сальниках.
Ремонтные работы в котлованах и колодцах не зависимо от их назначения, оператор по добыче нефти и газа должен выполнять при соблюдении следующих требований:
1. Перед работой котлованы или колодцы проветрить;
2. Перед сварочной работой провести замер газовоздушной среды на отсутствие взрывоопасной концентрации;
3. Проверить исправность шлангового противогаза, спасательного пояса, сигнально-спасательной веревки, наличие первичных средств пожаротушения. Длина шланга противогаза должна превышать глубину колодца не менее, чем на два метра;
4. Работы в котлованах и колодцах глубиной более одного метра, производить бригадой в составе не менее 3-х человек при наличии оформленного наряд-допуска;
5. Спускающийся в котлован или колодец по лестнице должен надеть шланговый противогаз и предохранительный пояс с веревкой. До спуска необходимо отработать условные сигналы, которые будет подавать работающий в котловане;
-
Обслуживание установок сбора и учета пластовой продукции
Пластовая
продукция, поступающая из эксплуатационных скважин, представляет собой многофазную смесь, включающую нефть, газ, пластовую воду, соли, смолы, и механические примеси. Состав пластовой продукции неоднороден, как для объекта разработки, так и в рамках одного объекта, вследствие изменения состава пластовой продукции с течением времени.
Для получения товарной нефти вся продукция скважин проходит следующие технологические операции.
Сбор пластовой продукции. Сбор продукции предполагает выбор установок, для замера дебита эксплуатационных скважин, их технических характеристик, места расположения установок и количество прикрепленных к ним скважин.
Транспорт пластовой продукции. Транспортировка добытой пластовой продукции сопряжена с выбором трассы, расчетом трубопроводной системы, выбором технологического оборудования дожимных насосных станций (ДНС) и определением требуемых технических характеристик этого оборудования.
Подготовка нефти. Подготовка нефти включает ряд технологических процессов, направленных на отделение нефти от воды, газа, механических примесей и солей.
В систему сбора продукция скважин поступает в виде водонефтяной эмульсии, для разделения которой необходима подача специальных химреагентов – деэмульгаторов. Процесс разделения продукции может быть совмещен с транспортом, при этом деэмульгатор вводится в продукцию на групповых замерных установках (ГЗУ). В процессе движения происходит разделение эмульсии на нефть и воду, на ДНС вода и газ удаляются, а частично дегазированная и обезвоженная нефть транспортируется в пункт подготовки нефти и газа. Отделенная вода поступает по