Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами.
Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке
Ремонт штанговых насосных скважин:
- подъем и спуск насосных штанг или НКТ;
- обрыв и отвинчивание штанг;
- проверка и замене клапанов, посадочного конуса;
- смена насосов;
- расхаживание заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.
Проверка и смена трубного насоса.
- Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;
- Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;
- Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;
- Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.
Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
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.
Подготовка к спуску и спуск ЭЦН
Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:
- На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.
- Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.
- Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.
- Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 — 4 оборота.
- Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.
- Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.
Источник
Самостоятельная работа №5.
Тема: «Текущий ремонт скважин оборудованных ШСНУ»
Цель работы: Изучить текущий ремонт скважин оборудованных ШСНУ.
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30. 40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000. 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:
1. простота ее конструкции;
2. простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
3. удобство регулировки;
4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
5. малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;
7. возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
Установка состоит из:
- привода
- устьевого оборудования
- насосных штанг
- глубинного насоса
- вспомогательного подземного оборудования
- насосно-компрессорных труб.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом — шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.
Рис. 4.21. Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — цилиндр; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — полированная штанга; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — уплотнение полированной штанги; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр глубинного насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный клапан; 27 — всасывающий клапан
Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.
Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8. 10 м, диаметр 16. 25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8. 12 м, диаметром 38. 100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.
Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 — в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.
· При текущем ремонте проводятся следующие операции
1. Транспортные – доставка оборудования на скважину;
2. Подготовительные – подготовка к ремонту;
3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;
4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации
5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к
Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что
основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50%
времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в
сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных
машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных
автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.
Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее
ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить
случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это
достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение»
скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью,
обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего
пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей,
перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.
Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе
времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и
замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д.
Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или
развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески
оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи
технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом
для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало
НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения
способа эксплуатации.
Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы.
Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою
специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ
одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со
штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание)
штанг производят механическим штанговым ключом.
В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ
(запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость
одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного
отвинчивания трубы и штанги.
· Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.
· Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.
· Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток.
· Устанавливают штанговый крюк на талевsй блок.
· Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.
· Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.
· Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.
· Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.
· Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа.
· Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.
· Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
· Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
При ремонте насосных скважин проводят следующие операции: спуск и подъем насосных штанг или труб; ликвидацию обрыва и отвинчивания штанг; проверку и замену клапанов, посадочного конуса или его гнезда; смену насосов; промывку или очистку скважин от песчаных пробок; расхаживание заклинившегося плунжера в цилиндре насоса; ликвидацию утечки жидкости из насосных труб и т.д.
Разборка и сборка станка -качалки и устьевого оборудования.
При спуко-подъемных операциях перед началом ремонта насосных скважин частично разбирают СК. Установив головку балансира в крайнем верхнем положении, на сальниковом штоке несколько выше крышки устьевого сальника закрепляют штанговый зажим. Отсоединив канатную подвеску от сальникового штока, плавно опускают всю колонну насосных штанг до тех пор, пока нижняя сторона закрепленного на сальниковом штоке штангового зажима не сядет прочно на крышку устьевого сальника. После этого, захватив нижний конец головки балансира канатным штропом, подвешенным на крюк талевой системы, производят плавный подъем колонны. Во время этой операции оператор внимательно следит за движением штропа и головки балансира, подавая рукой сигналы трактористу, который регулирует скорость вращения лебедки трактора-подъемника. В процессе дальнейшего подъема колонны головка балансира СК поворачивается вокруг шарнира. Когда головка балансира начнет поворачиваться в обратную сторону, по сигналу оператора прекращают подъем колонны и начинают плавный ее спуск. Продолжая поворачиваться вокруг шарнира, головка своей тыльной частью ложится на верхнюю полку балансира. В таком положении головка балансира находится до тех пор, пока производится ремонт скважины.
Для СК, выпускаемых по ГОСТ 5866-76, головки балансиров изготавливают поворотными. После отсоединения сальникового штока канатную подвеску присоединяют к штропам талевой системы. Немного приподняв ее, оттягивают вручную вправо или влево вспомогательный канатик, заранее прикрепленный к головке балансира, при этом последняя отводится в сторону.
После окончания ремонта скважины головку балансира канатным штропом, подвешенным к крюку талевой системы, плавно поднимают с балансира, вследствие чего она, поворачивается на шарнире, занимает исходное положение. Затем канатную подвеску соединяют с сальниковым штоком.
После разъединения сальникового штока и головки балансира разбирают устьевое оборудование насосной скважины.
При наличии сальника несамоуплотняющейся конструкции для подъема штанг применяют следующий способ разборки устьевого оборудования. Для замены скважинного трубного насоса сальник и выкидную линию разъединяют, оставляя болты с навинченными на них гайками во фланце, находящемся на конце выкидной линии, а прокладки откладывают в сторону. Затем сальниковый шток вместе с колонной спущенных в скважину штанг поднимают на высоту 0,6-0,5 м., тем самым освобождая устьевой сальник от зажима, опиравшегося на его крышку. После этого отвинчивают сальник от верхней муфты устьевого фланца, прочно привязывают его штропом к штанговому зажиму и поднимают колонну штанг вместе с сальником до выхода из насосных труб очередной муфты штанг.
Как только муфта штанги окажется над муфтой труб (на высоте 0,3-0,4 м. от последней), подъем колонны приостанавливают, а под штанговую муфту на торец муфты насосных труб устанавливают штанговый элеватор соответствующего размера и запирают им штанги.Затем при плавном спуске сажают муфту штанги на элеватор и, отвинтив верхнюю штангу вместе с сальником, осторожно укладывают ее в сторону на мостках скважины. С этого момента скважина считается готовой к подъему штанг и труб.
Для подвески НКТ и герметизации сальникового штока широко применяют устьевое оборудование конструкции АзИНМАШа.
Оборудование для подвески насосных труб с высаженными концами состоит из шайбы 5, патрубка 4, муфт 1 и 3 и переводного патрубка 2. Наружный диаметр шайбы зависит от диаметра эксплуатационной колонны.
Шайба имеет внутреннюю цилиндрическую резьбу для ввинчивания в нее патрубка. Привалочные поверхности шайбы гладкие, с нанесенными на них рисками. Это сделано с учетом применения колонных головок с фланцами различных конструкций: с одним и двумя выступами.
На верхний конец патрубка навинчивают муфту для присоединения переводника, один конец которого имеет резьбу, соответствующую резьбе НКТ с высаженными концами, а другой -резьбу, соответствующую резьбе гладких НКТ.
Для подвески НКТ с гладкими концами применяют шайбу 1 с внутренней резьбой для присоединения патрубка 2. К верхнему концу патрубка привинчивается муфта 3, а к нижнему концу ее подвешиваются НКТ.
В связи с внедрением напорных систем сбора нефти и газа применяют устьевые сальники с самоуплотняющимися головками СУСГ1 и СУСГ2, работающие на повышенных давлениях. Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальниковая набивка. В корпусе сальника, навинченном на головку, помещены верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предусмотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей.
Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой, закрепленной двумя откидными болтами и гайками. Болты в тройнике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специальным устройством для присоединения сальника и выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.
Сальник этого типа позволяет заменять изношенные сальниковые набивки, не снижая давление в скважине до атмосферного.
При подъеме скважинного насоса вставного типа и плунжера трубного насоса разборка устьевого оборудования значительно упрощается, если устье скважины оборудовано сальником самоуплотняющейся конструкции СУ СП или СУСГ2. При этом выкидную линию не отсоединяют от сальника, как и сальник от муфты планшайбы (посадочного фланца).
Для подъема штанг, плунжера трубного насоса, а также вставного насоса достаточно отвинтить верхнюю головку сальника и приподнять сальниковый элеватор под соединительной муфтой, устанавливают его на верхний торец сальника. Затем сажают соединительную муфту на элеватор, отвинчивают от нее сальниковый шток и вместе с верхней крышкой сальника убирают в шток на небольшую высоту (до выхода из сальника соединительной муфты сальникового штока со штангами). После этого, зарядив штанговый сторону.
Вывод: Изучили текущий ремонт скважин оборудованных ШСНУ.
Источник