книги / Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на фла­ нец верхней крестовины газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливают (рис. 22.7) малогабаритный пе­ рекрывающий механизм - превентор 1 с ручным приводом, имею­ щий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помо­ щью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, ког­ да в ней остается проволока. На превентор с помощью быстро­ съемных соединений крепят секции лубрикатора 4, на верхнем конце которого имеется сальник 5 для пропуска проволоки 7 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляют натяжной шкив S, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепят не­ большую съемную мачту 2 с полиспастом 3 для облегчения под­ нятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инст­ румента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком Я преобразующим силу натяже­ ния канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 10 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифт­ ного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о прово­ димых операциях на глубине. В связи с этим точности определе­ ния натяжения канатика, предотвращению его обрыва придают особое значение при использовании канатной техники. В качест­ ве привода для барабана лебедки используют гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций.

Газлифтные клапаны устанавливают и извлекают с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобу­ са или на базе гусеничного транспортера, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболочен­ ных территориях.

Перед оператором в кабине установлены индикатор натяже­ ния проволоки и указатель глубины.

Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяют для работ по ус­ тановке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глуби­ ной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм.

22.4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИННЫХ ГАЗЛИФТНЫХ УСТАНОВОК

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на рабочее давление, равное максимально­ му, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное проб­ ное давление. После установки на устье скважины ее опрессовы­ вают на давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от ожидаемого рабочего давления, армату­ ру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте, должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скоп­ ления газа, который при определенном соотношении с возду­ хом образует взрывоопасную смесь. Газ обычно скапливается из-за пропуска его через фланцевые соединения или сальни­ ки вентилей. Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в газораспределительной будке должен быть уста­ новлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут образовываться гидратные пробки из-за замерзания конденсата в батареях и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и воз­ можному их разрыву. Попадание газа в воздух может быть при­ чиной взрыва.

Основная мера, предотвращающая взрыв, - вентиляция по­ мещения. Для устранения утечки газа на линии следует постоян­ но следить за исправностью сальниковых набивок вентилей, со­ судов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях

внизких точках).

Взимнее время следует утеплить помещения для предотвра­ щения замерзания конденсата в батареях.

Для устранения источников воспламенения газа в будках не­ обходимо:

использовать электрическое освещение будок, установленное вне будок;

Рис. 23.1. Станок-качалка типа СКД:

1 -подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 ~ электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 ~ рама; 14 - противовес; 15 ~ траверса; 16 - тормоз

канатной подвески. Небольшие отклонения устраняют переме­ щением балансира при помощи регулировочных болтов. Закре­ пив балансир, поднимают траверсу с двумя шатунами и ее опо­ рой для присоединения к балансиру. Верхние головки шатунов должны свободно вращаться на пальцах во втулках траверсы. Пальцы должны быть надежно застопорены в верхних головках шатунов. После сборки тормозного устройства проворачивают шкив редуктора до установки кривошипов в горизонтальное по­ ложение и затормаживают их тормозом. На кривошипы устанав­ ливают противовесы и закрепляют их болтами с гайками и контргайками. Положение противовесов определяют расчетом уравновешивания СК. Нижние головки шатунов присоединяют к кривошипам, закрепляя их положение путем затягивания гайки специальным патроном. Гайки после крепления шплинтуют. Рас­ стояние между шатунами и кривошипами с обеих сторон СК должно быть одинаковым. Проверив параллельность продольных осей кривошипов и совпадение наружных поверхностей шкивов редуктора и электродвигателя, надевают клиновые ремни. Натя­ жение ремней осуществляется поднятием или опусканием пово­ ротной салазки.

По окончании монтажа электрооборудования, установки ог­ раждения кривошипа и площадки с лестницей для обслуживания электродвигателя, а также после проверки смазки в подшипни­ ках и редукторе и уравновешивания СК разрешается выполнить пробный пуск СК и обкатку на холостом ходу в течение 3 ч.

В процессе обкатки проверяют вертикальность движения ша­ тунов, точки подвеса штанг относительно оси скважины, величи­ ну торцового и радиального биения шкивов, наличие шума и стука в узлах. При удовлетворительной работе и отсутствии де­ фектов сборки приступают к монтажу скважинного насоса.

Спуск и подъем насоса влечет за собой остановку скважины. Чтобы не допустить применение неисправного насоса, все вновь полученные насосы необходимо проверить в ремонтных цехах, оборудованных необходимым оборудованием и инструментом. Новый насос должен быть снабжен паспортом с картограммой проверки качества сборки насоса.

Перед проверкой насосы расконсервируют.

Разбирать и ремонтировать новые насосы, т.е. вынимать кла­ паны из гнезд, ослаблять резьбовые соединения, притирать кла­ паны или конус к седлу конуса, запиливать плунжер и т.п. не рекомендуется.

Одной из главных причин снижения срока службы скважин­ ного штангового насоса является некачественное изготовление и сборка его элементов, в частности, пары цилиндр - плунжер.

В новых невставных насосах (рис. 23.2, 23.3) проверяют резь­ бовые соединения переводников цилиндра и седла конуса, а так­ же кожух и патрубок удлинителя с помощью калибров, часовых индикаторов и т.д. При обнаружении явных дефектов резьбы, кривизны патрубка - удлинителя или повреждений кожуха насос бракуют.

Для проверки плунжера насос закрепляют в трубном зажиме за верхний переводник, при помощи рыма извлекают плунжер и узел всасывающего клапана. Плунжер протирают чистой салфет­ кой, проверяют его состояние, наконечника конуса и крепление резьбовых соединений. При ослаблении соединений допускается их крепление. Если на рабочих поверхностях плунжера и нако­ нечника - конуса обнаружены вмятины, риски, царапины и дру­ гие дефекты или эти детали прокорродированы, а захватное при­ способление дефектно, то насос бракуют.

В новых вставных (рис. 23.4, 23.5) насосах проверяют состоя­ ние сборки замковой опоры и насоса. В замковой опоре визуаль­ но проверяют чистоту проходного сечения, прямолинейность сборки, крепление резьбовых соединений и состояние конусной поверхности опорного кольца. При наличии вмятин, рисок или других повреждений на ее уплотняющих поверхностях, а также поломки перьев пружинного якоря необходимо заменить замко­ вую опору.

Насос осматривают. При наличии на кожухе вмятин, отвер­ стий или же забоин его бракуют. Проверяют поверхность конуса, крепление резьбовых соединений и проход насоса через кон­ трольное опорное кольцо.

Цилиндр проверяют путем двух-трех плавных перемещений плунжера по всей его длине. Цилиндр предварительно протирают салфеткой и смазывают его и плунжер веретенным или машин­ ным маслом. Если плунжер останавливается или проходит при больших усилиях, то насос бракуют.

У скважины оборудование для спуска насоса располагают по утвержденной схеме. На рис. 23.6 приведена схема расположения оборудования, применяемая в ОАО «Татнефть».

Перед монтажом, при необходимости, проводят работы по промывке скважины от песчаных пробок, бурового раствора и другие работы по очистке эксплуатационной колонны.

При каждом спуске насоса внутренняя полость насосно­ компрессорных труб должна быть проверена на прохождение специального шаблона длиной 1250 мм, диаметр которого указан в табл. 23.1.

Для обеспечения герметичного и надежного соединения ко­ лонны насосно-компрессорных труб резьбовые концы их должны

Рис. 23.2. Насос скважинный штанговый исполнения НН1С:

1 - цилиндр; 2 - шток; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 ~ наконечник плунжера; 7 - всасываю­ щий клапан; 8 - седло конуса

Рис. 23.3. Насос скважинный штанговый исполнения НН2С:

Рис. 23.4. Насос скважинный штанговый исполнения НВ1С: