Монтаж обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования

до подачи хомута на колонный фланец. Снимают крышку ка­ бельного ввода, замеряют сопротивление изоляции электродви­ гателя, которое должно быть ^ 100 МОм. Поднимают электро­ двигатель над устьем скважины и через обратный клапан осно­ вания электродвигателя закачивают масло до появления его через отверстие токоввода. Закрывают клапан пробкой и опуска­ ют электродвигатель в скважину до посадки хомута на колон­ ный фланец. Сняв с электродвигателя пробку клапана, на ее место вворачивают штуцер маслонасоса и при непрерывном под­ качивании масла сочленяют муфту кабеля с колодкой токовво­ да электродвигателя. Через опрессовочную крышку с отверсти­ ем закачивают в электродвигатель масло до полного удалениявоздуха. После опрессовки кабельного ввода и фланцевого со­ единения электродвигателя с компенсатором на давление 0,5—• 1,0 МПа устанавливают на двигатель протектор, проверив при этом наличие шлицевой муфты и свободное вращение валаэлектродвигателя с протектором.

После прокачки масла в протектор снимают хомут с электро­ двигателя и опускают его в скважину до посадки хомута про­ тектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на кор­ пусе протектора, приподнимают собранную часть установки из= скважины, проверяют вращение вала, сопротивление изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя по часо­ вой стрелке, поднимают нижнюю секцию насоса при помощи хо­ мута, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное враще­ ние вала и сочленяют насос с протектором. Устанавливают за­ щитные кожухи плоского кабеля строго по одной линии. Далее устанавливают среднюю и верхнюю секции насоса и продолжа­ ют устанавливать защитные щитки плоского кабеля. После спу­ ска первой насосно-компрессорной трубы на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором для защиты ка­ беля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200—250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанав­ ливают обратный клапан.

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешен­ ная к скважине колонна не проворачивалась. В противном слу­ чае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диа­ метральный размер погружной части установки и при спуске мо­ жет получить механическое повреждение.

Скорость спуска (подъема) агрегата не должна превышать 0,25 м/с. В процессе его спуска необходимо периодически (че­ рез каждые 300 м) замерять сопротивление изоляции двигате­ ля с кабелем и следить за ее изменениями. При резком сниже­ нии сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо пре­ кратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину— 10 МОм.

Погружной агрегат монтируют при тщательной очистке всех элементов, проверке вращения валов и свободной посадке шли-

101

Рис. 41. Оборудование устья ОУЭ-65/50Х14:

1 — крестовина; 2 — разрезной фланец; 3 — кабель; 4 — тройник; 5 — разъемный конус

цевых муфт, при закачке масла в двигатель и его опрессовке. Все эти работы выполняют согласно инструкции по монтажу.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья (рис. 41) скважины, которое обеспечивает подключение трубо­ провода для отбора газа из межтрубного (кольцевого) прост­ ранства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, за­ движки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабе­ ля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.

ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Высокая надежность и долговечность установки погружных центробежных электронасосов обеспечивают достаточно дли­ тельную работу погружных агрегатов в скважине. В некоторых нефтяных районах, где в добываемой жидкости отсутствуют механические примеси, продолжительность бесперебойной рабо­ ты агрегатов в скважине достигает 1—1,5 лет. Если в жидкости находится песок, их срок службы снижается до 50—70 сут вследствие износа рабочих ступеней насоса.

Во всех случаях в процессе эксплуатации погружные элект­ ронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на за­ данном режиме.

102

Наблюдение за работой погружного агрегата заключается в следующем.

1.Не реже одного раза в неделю замеряют подачу насоса,

2.При спуске установки, а также еженедельно замеряют на­ пряжение и силу тока электродвигателя.

3.Подбором ответвлений трансформатора (автотрансфор­ матора) устанавливают минимальный ток, потребляемый дви­ гателем.

4.При снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм и ни­ же погружной агрегат поднимают.

5.При отключении устройства контроля изоляции УКИ по­ сле предварительного замера мегомметром сопротивления изо­

ляции системы кабель — двигатель погружной агрегат подни­ мают.

6.При отключении установки повторно пускают ее толькопосле измерения сопротивления изоляции системы кабель — двигатель.

7.Периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подго­

8. Устраняют все другие неисправности аппаратуры соглас­ но инструкции по эксплуатации (табл. 43).

В процессе эксплуатации при включении установки в работу после двух пусков необходимо проверять сопротивление изоля­ ции системы кабель — двигатель.

Если невозможно ликвидировать неполадки установки, не­ обходимо поднять погружной агрегат. Для этого следует: вы­ ключить установку и рубильник-предохранитель; отсоединить кабель, питающий двигатель от станции управления; проверить сопротивление изоляции системы кабель — двигатель; устано­ вить и отцентрировать мачту подъемного механизма; при необ­ ходимости заглушить скважину, применяя только обратную про­ мывку; демонтировать устьевую арматуру; слить жидкость из насосно-компрессорных труб, сбросив в колонну насосно-комп- ресорных труб ломик диаметром 53 мм; ввернуть в муфту ко­ лонны насосно-компрессорных труб патрубок длиной 0,5—1 м с муфтой на другом его конце; установить на патрубке элева­ тор и приподнять колонну труб; разобрать уплотнение кабеля в планшайбе или колонной головке; установить на фланец об­ садной колонны подставку; поднять погружной агрегат со ско­ ростью не более 0,25 м/с.

При подъеме труб кабель освобождают от поясов, не допу­ ская их падения в скважину с одновременным наматыванием его на барабан. При этом следят за тем, чтобы кабель наматы­ вался равномерно и не касался земли. Запрещается сматывать кабель на землю. Не допускаются резкие перегибы кабеля и

103

104

Продолжение

После подъема агрегата снимают защитные кожухи плоскогс кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец обсад­ ной колонны. При этом верхняя секция насоса отсоединяется от нижней.

Агрегат разбирают и одновременно проверяют герметичность двигателя и гидрозащиты, а также работоспособность сальника насоса.

РЕМОНТ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т. е. отдельно электродвигатель, насос и гидроза­

щиту.

Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погруж­ ного агрегата и кабеля должны иметь следующие цехи: по ре-

105

монту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками раз­ борки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремон­ ту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электродвигателей; по ремонту кабеля; ли­ тейный с участками чугунного литья, термической обработки; изготовления пластмассовых деталей (при ремонте насосов ЭЦНИ); механический и склад.

Технология ремонта должна предусматривать полное вос­ становление первоначальных заводских параметров погружно­ го агрегата.

талей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в со­ ответствии с техническими условиями; проверку крепления на­ соса и его герметичности; пайку и лужение швов; установку

борку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и де­ фектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электро­ двигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-сушильный процесс; сборку электродвигателя; ис­ пытание электродвигателя; пайку стыков электродвигателя.

По г и д р о з а щ и т е : очистку наружной поверхности про­ тектора и компенсатора от грязи, нефти, парафина и т. д.; раз­ борку протектора и компенсатора на стенде; мойку и дефектов­ ку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора; пайку стыков протектора и компенсатора.

Капитальный ремонт установок должен производиться в со­ ответствии с техническими условиями.

Ремонт насоса, двигателя и гидрозащиты должен завершать­ ся испытанием их в сборе на стенде.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации устано­ вок погружных центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами техниче­ ской эксплуатации электроустановок, Правилами техники без­ опасности при эксплуатации электроустановок (Атомиздат, дзд. 4-е, 1974) и требованиями инструкций.

1 0 6

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осущест­ влять только при выключенной установке, выключенном рубиль­ нике и со снятыми предохранителями.

2.Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

3.Обсадная колонна скважины должна быть соединена с за­ земляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

4.Установка включается и выключается нажатием на кноп­ ки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управле­ ния, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошед­ шим специальный инструктаж.

5.Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппа­ ратов в станциях управления, а также переключение ответвле­ ний в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке «рубильник-предохранитель», со снятыми предохраните­ лями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы.

6.Кабель от станций управления до устья скважины про­ кладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

7.Запрещается прикасаться к кабелю при работающей уста­

новке и при пробных пусках.

8.Сопротивление изоляции установки измеряется мегоммет­ ром напряжением до 1000 В.

9.Менять блок «рубильник-предохранитель» и ремонтиро­

вать его непосредственно на станции управления только при от­ ключении напряжения сети 380 В от станции управления (от­ ключение осуществляется персоналом квалификации не ниже

IIIгруппы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).

10.При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

10 7

ГЛАВА IV

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин полу­ чил широкое применение. При этом способе жидкость из сква­ жин поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давле­ нием с поверхности в затрубное пространство.

Газлифтный способ позволяет эффективно эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа, песка и воды со значительно искривленным стволом, с низ­ кими динамическими уровнями и высокой температурой.

Наиболее рациональной технологической схемой эксплуата­ ции скважин является замкнутый газлифтный цикл (рис. 42), при котором нагнетаемый в газлифтные скважины газ много­ кратно используется для подъема жидкости из скважин.

Газлифтный способ эксплуатации скважин делится на не­ прерывный и периодический. При непрерывном газ постоянно нагнетается в скважину и жидкость непрерывно поднимается с забоя на поверхность. При периодическом газлифте газ нагне­ тается в скважину с перерывами для возможности в период остановки скважины необходимого накопления столба жидко­ сти в подъемных трубах.

ГАЗЛИФТНЫЕ ПОДЪЕМНИКИ

Рассмотрим принцип работы газлифтного подъемника (рис. 43). В скважину спускают насосно-компрессорные трубы (рис. 43, а) . В затрубное пространство с помощью компрессо­ ров нагнетают сжатый газ, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ повышаться (рис. 43,6).

При снижении уровня жидкости в затрубном пространстве до нижнего конца насосно-компрессорных труб сжатый газ по­ ступает в трубы и перемешивается с жидкостью. Плотность та­ кой газожидкостной смеси будет меньше плотности жидкости, поступающей из пласта. В результате уровень жидкости в подъ­ емных трубах будет повышаться. При дальнейшей подаче сжа­ того газа в скважину газожидкостная смесь будет поднимать­ ся на поверхность, а из пласта поступать новая жидкость (рис. 43,в).

Конструкция компрессорных подъемников

Наибольшее распространение для подъема жидкости из скважины получили однорядные и двухрядные подъемники с кольцевой системой (рис. 44,а, б). В последнем случае в сква­ жину спускают два ряда подъемных труб, кольцевое простран-

1 0 8

а

EZtxdjT

ЖИ 77П77

&

Рис. 44. Подъемники кольцевой системы:

а — двухрядный; б — однорядный; в — полуторарядный

ство между которыми на устье скважины герметизируют. На­ ружный ряд обычно спускают до фильтра эксплуатационной колонны. Сжатый газ подают в кольцевое пространство между колоннами труб. Жидкость поднимается по внутренним трубам, которые называются подъемными.

Наряду с однорядным и двухрядным существует полутора­ рядный, или ступенчатый, подъемник (рис. 44,в), в данном ва­ рианте менее металлоемкий и более легкий.

В подъемниках с центральной системой в отличие от коль­ цевой системы рабочий агент (газ) подают по центральной ко­ лонне труб. Газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. Для скважин с незначительным количеством пе­ ска и большим дебитом наилучшей является центральная одно­ рядная система.

Эксплуатация скважин газлифтным способом показала целе­ сообразность применения следующих диаметров подъемных труб в зависимости от дебита.

Пуск скважины в эксплуатацию компрессорным способом заключается в вытеснении жидкости газом из кольцевого про­ странства и подводе нагнетаемой среды к нижнему концу подъ­ емных труб. Давление на линии нагнетания компрессора достиг­ нет наибольшего, когда жидкость в кольцевом пространстве снижается до конца подъемных труб. Это максимальное давле­

н о