Файл: На протяжении всей разработки месторождений, пао нк Роснефть , встречается с несколькими трудностями разработки и эксплуатации месторождений, особенно на более поздних стадиях разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 185
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателях вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками.
Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций.
1.4. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН.
В состав вахты, выполняющей работы по подземному ремонту или спуску погружного электроцентробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющей кабеленаматывателем. Для выполнения операций, связанных с обслуживанием агрегата перед его спуском в скважину, привлекают дополнительный специально обученный персонал.
Перед спуском погружного агрегата в скважину проверяют состояние эксплуатационной колонны на глубине, превышающей глубину спуска агрегата не менее чем на 100 м, шаблоном длиной не менее 10 м и диаметром, превышающим на 4 мм максимальный диаметральный габарит погружного агрегата.
Перед спуском в скважину погружной агрегат собирают на устье - соединяют двигатель с гидрозащитой и насосом. Для этого на компенсатор надевают монтажный хомут, поднимают с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны, после чего снимают защитную крышку вала. Надевают хомут на двигатель, поднимают его над устьем и, сняв защитную крышку, соединяют с компенсатором. Затем вывинчивают пробку на три - четыре оборота, открывают перепускной клапан двигателя и ввинчивают пробку обратно.
Приподняв собранные узлы, снимают монтажный хомут с компенсатора и плавно сажают монтажный хомут двигателя на фланец эксплуатационной колонны. Сняв крышку с кабельного ввода двигателя, промывают контакты обезвоженным трансформаторным маслом и проверяют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Для заполнения двигателя маслом ввинчивают штуцер маслонасоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токоотвода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течении 5 минут.
После опрессовки с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют с помощью шлицевого ключа легкость вращения вала двигателя. На протектор надевают монтажный хомут, поднимают его над устьем скважины и после проверки легкости вращения соединяют валы шлицевой муфтой и корпус двигателя и протектора.
После опрессовки давление снижают, манометр вывинчивают, а верхнюю крышку протектора снимают. Насос поднимают над устьем скважины, снимают защитную крышку и, проверив легкость вращения валов насоса и протектора, соединяют их валы шлицевой муфтой и затем их фланцы. После этого собранный агрегат приподнимают, вывинтив пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан и ввинчивают пробку.
Для определения правильности присоединения кабеля к двигателю кратковременно включают его и маркируют жилы верхнего конца кабеля. Далее погружной агрегат соединяют с трубой, над которой монтируют спускной клапан, и приступают к спуску колонны НКТ одновременно с кабелем. Технология спуска колонны труб аналогична технологии при обычном подземном ремонте, но при этом параллельно спускают кабель и крепят к колонне с помощью металлических хомутов с пряжкой. Процесс спуска одной трубы состоит из следующих операций: подачи штропов к элеватору, установленному на трубе, лежащей на мостках; подъема трубы с мостков;
подачи очередной трубы в муфту колонны; свинчивания резьбового соединения; снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямсами; спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора.
Рассмотрим более подробно две последние операции, отличающиеся от описанных ранее. После посадки колонны труб на элеватор оператор выключает кабеленаматыватель, помощник, во время спуска колонны очищавший и смазывавший резьбу очередной трубы, лежащей на мостках, зацепляет кабель на крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предохранительные шпильки из отверстий и выводит штропы из проушин.
На этом цикл спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы: навинчивают пьедестал на колонну труб; сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны; набивают сальник, крепят пьедестал и снимают подъемный патрубок; устанавливают арматуру устья и проверяют состояние задвижек; подключают ЭЦН к блоку управления, опускают его и ожидают подачу насоса. Извлекают агрегат из скважины в обратном порядке. Прежде чем приступить к работам, отключают установку, отсоединяют кабель. Поднимают агрегат со скоростью не более 0,25 м/с.
По мере подъема колонны кабель освобождается от хомутов и равномерно навивается на верхнюю часть барабана. При этом не допускается касание кабелем земли, резкие перегибы и удары металлическими предметами по броне. Извлекают из скважины погружной агрегат с помощью монтажных хомутов - сначала насос, потом протектор, двигатель, компенсатор.
В процессе эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН, текущие ремонты, связанные с чисткой и промывкой песчаных пробок, удалением отложений парафина и солей, проводят, как на обычных скважинах. К специфическим относятся аварийно-ремонтные работы, которые приходится выполнять при падении на забой скважины погружной установки с кабелем в результате нарушения резьбового соединения труб. При этом оборванный конец кабеля может располагаться различным образом относительно разрушенного резьбового соединения или трубы и, как правило, усложнять ловильные работы. В процессе подъема погружного агрегата может произойти его заклинивание, обусловленное изменением толщины стенки эксплуатационной колонны или попаданием в скважину посторонних предметов. Наконец, в результате нарушения правил работы с инструментами кабель может разрушиться у устья. Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцентробежных и винтовых насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен электротехнический персонал.
Операторам, мастерам разрешается только пуск или остановка. Запрещается подвешивать кабельный ролик на пеньковой веревке - он должен быть укреплен с помощью хомута. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя погружного агрегата на устье скважины. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Запрещается транспортировка кабеля без барабана.
1.5. Извлечение упавшей УЭЦН.
Извлечение упавшей установки ЭЦН Причиной падения на забой УЭЦН в процессе работы является обрыв насосно-компрессорных труб в одном из резьбовых соединений в результате их неудовлетворительной выбраковки. При этом возможны следующие варианты соотношений длин оборванных труб и кабеля:
-
обрыв насосно-компрессорных труб в верхней части при обрыве кабеля в нижней части; -
обрыв насосно-компрессорных труб в верхней части при обрыве кабеля выше места обрыва колонны; -
обрыв насосно-компрессорных труб в нижней части с обрывом кабеля в верхней част и падение его на трубы с образованием сальника; -
обрыв насосно-компрессорных труб в нижней части при обрыве кабеля с образованием сальника в нижней части колонны.
Как и во всех остальных случаях, работу по извлечению оборудования начинают с определения точного положения места обрыва и расположения верхнего конца труб относительно устья скважины. При аварии с расположением насосно-компрессорных труб и кабеля по первому варианту в скважину спускают на бурильных трубах наружную труболовку, которую сажают на верхний конец извлекаемых труб.
Поднимают колонну на поверхность до появления кабеля медленно без рывков во избежание образования сальников из кабеля при прохождении им стыков эксплуатационной колонны. После появления кабеля его наматывают на барабан, и процесс подъема идет так же, как при обычном подъеме ЭЦН.
Особое место внимание при этом следует уделять контролю за показаниями индикатора веса: увеличение нагрузки свидетельствует о заклинивании хомутов, упавших на насос. При аварии с расположением кабеля по второму варианту сначала пытаются с помощью крюка поднять его. Если это не удалось, то в скважину опускают фрезу и срезают кабель до муфты, после чего проводят работы по описанной выше технологии. Наиболее трудоемки и сложными являются два оставшихся случая. Для их устранения необходимо сначала ликвидировать сальники из кабеля, для чего используют пауки с внутренними зубьями или удочки. Её спускают на колонне бурильных труб вместе с воронкой, центрирующей ее, и после посадки на сальник захватывает петли кабеля и поднимает его наверх.
При образовании сальника ниже места разрушения труб спускают труболовку, отвинчивают трубы, находящиеся выше или рядом с сальником, и поднимают их на поверхность. После этого работы ведут так же, как в предыдущем случае. При заклинивании агрегата в процессе подъема колонны в результате попадания в зазор между ним и эксплуатационной колонной посторонних предметов колонну расхаживают в сочетании с обратной промывкой.