- •Глава I
- •Подземный ремонт скважин
- •§ 1. Нефтяные и газовые залежи
- •§ 2. Конструкция скважин
- •§ 3. Способы эксплуатации скважин
- •§ 4. Подземный ремонт скважин
- •§ 2. Оборудование газлифтных скважин
- •§ 3. Штанговые скважинные насосные установки
- •§ 4. Установки центробежных электронасосов
- •§ 5. Оборудование нагнетательных скважин
- •§ 1. Особенности оборудования для
- •§ 2. Инструмент и приспособления для спуско-подъемных операций
- •§ 3. Оборудование для механизации тяжелых ручных операций
- •Техническая характеристика ключа ашк
- •§ 4. Стационарное оборудование
- •§ 5. Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин
- •§ 6. Агрегаты для гидроразрыва, гидропескоструйной перфорации и солянокислотной обработки
- •Техническая характеристика
- •§ 7. Канатная техника
- •§ 8. Противовыбросовое оборудование
- •§ 9. Агрегаты для исследования скважин
- •§ 10. Оборудование для вспомогательных операций и ремонта техники
- •§ 11. Ловильные инструменты
- •§ 12. Оборудование для ремонта скважин под давлением
- •Глава IV
- •§ 1. Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
- •§ 2. Подготовка скважин к ремонту
- •§ 3. Спуско-подъемные операции
- •§ 4. Смена штангового насоса и изменение глубины подвески
- •§ 5. Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
- •§ 6. Чистка и промывка песчаных и гидратных пробок
- •§ 7. Термическая очистка труб от парафина
- •§ 8. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 9. Гидропескоструйная перфорация
- •§ 10. Кислотная обработка скважин
- •§ 11. Ловильные работы
- •Извлечение упавших труб
- •§ 12. Ремонтно-изоляционные работы
- •§ 13. Зарезка скважин вторым стволом
- •§ 14. Ремонтноисправительные работы
§ 5. Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
Перед спуском в скважину погружного агрегата или перед его подъемом устье скважины и площадку вокруг нее готовят к подземному ремонту (см. § 1 гл.IV).
В состав вахты, выполняющей работы по подъему или спуску погружного электроцентробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющий 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 экспуатационной 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 у устья — 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 масло-насоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токоввода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течение 5 мин. 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.
Через клапан в головке двигателя закачивают трансформаторное масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают в отверстие манометр и опрессовывают фланцевое соединение протектора с двигателем. После опрессовки давление снижают, манометр вывинчивают, а верхнюю крышку протектора снимают.
153
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;
посадки очередной трубы в муфту колонны;
свинчивания резьбового соединения;
снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямса-ми;
спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора.
Рассмотрим более подробно две последние операции, отличающиеся от описанных ранее.
После снятия трубных ключей оператор дает сигнал на подъем, отцепляет крючок от кабеля и подходит к устью скважины. Машинист приподнимает трубы на 0,25 м, оператор с помощником снимают элеватор, переносят его к мосткам и надевают на очередную трубу. Возвратившись к устью, помощник берет две клямсы и устанавливает одну выше, а вторую, ниже на 20—30 см муфты, одновременно прижимая кабель с клямсой к трубе. После закрепления кабеля оператор дает сигнал машинисту на спуск колонны труб. Машинист выполняет его со скоростью не более 0,25 м/с. Одновременно оператор на пульте управления включает кабеле-наматыватель на спуск.
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 за крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предохранительные шпильки из отверстий и выводит штро-пы из проушин.
На этом цикл спуска одной трубы завершается.
После спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы:
навинчивают пьедестал на колонну труб;
сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны;
154
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. Подготовка устья скважины к демонтажу насоса описана в
§ 2 гл. IV.
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 допускаются 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. После разборки фланцевых соединений отдельных узлов их закрывают транспортными крышками.
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 их 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.
155