Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций
.pdf
101
дается периодическими выбросами нефти и парафина, возникающими вследствие интенсивного выделения газа из нефти по мере ее
приближения к поверхности. Иногда парафиновая пробка уплотняется настолько, что подъем колонны штанг, становится невозможным. В этом случае штанги извлекают отдельными секциями, отвинчивая их с поверхности, или поднимают вместе с трубами.
При добыче малопарафинистой нефти, когда интенсивность
отложения парафина невелика, периодически поднимают трубы на
поверхность, удаляют из них парафин при помощи передвижной
паровой установки. Такой способ очистки труб связан с длительной
остановкой скважины, и поэтому его применение оправдано в тех
случаях, когда парафин отлагается медленно и не создает серьезных
осложнений в течение нескольких месяцев.
При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы устранения парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:
1) очистка труб механическими скребками различной кон-
струкции, установленными на колонне штанг;
2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачи-
ваемой в затрубное пространство скважины;
3) нагрев подъемных труб электрическим током – электродепа-
рафинизация.
Метод электродепарафинизации труб имеет ограниченное применение в связи с большим расходом электроэнергии и повышенной опасностью для обслуживающего персонала.
Термический метод депарафинизации насосных труб применяется в различных вариантах. Наиболее простой способ термической
депарафинизации – это закачка нагретой нефти в затрубное пространство скважины при работе насоса. Горячая нефть, нагревая
подъемные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком нефти на поверхность.
Наиболее распространен механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливают скребки, которые срезают парафин со стенок труб в процессе
возвратно-поступательного движения штанг.
На промыслах применяют в основном пластинчатые скребки,
которые срезают парафин только боковыми кромками. Чтобы со-
102
здать условия для нормальной работы таких скребков, колонну
штанг при каждом ходе вниз поворачивают на определенный угол.
Пластинчатые скребки изготовляют из 2,5–3 мм листовой стали
и крепят к штангам хомутиками, которые охватывают тело штанги
и привариваются только к пластине скребка. Такой способ крепления обеспечивает неподвижность скребка и в то же время не нарушает прочности штанг.
Длина пластинчатых скребков 150–250 мм, а ширина на 5–8 мм
меньше диаметра соответствующих насосно-компрессорных труб.
Расстояние между скребками на штангах устанавливается в зависимости от длины хода плунжера, но в большинстве случаев оно равно 1400–1600 мм.
В настоящее время при глубинно-насосной эксплуатации широкое применение находят насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.
Однако в скважинах, оборудованных остеклованными трубами,
вследствие значительных знакопеременных нагрузок, которые испытывают трубы, трения и ударов о трубы штанговых муфт стекло
иногда крошится, частично оседает и, попадая в насос, может заклинить плунжер.
Применение в насосных скважинах труб, покрытых бакелитовоэпоксидными лаками, дает лучшие результаты по предотвращению
отложений парафина; бакелитово-эпоксидное покрытие характеризуется высокой механической прочностью и эластичностью, не разрушается до достижения предела упругой деформации металла, чем обеспечивается больший межремонтный период работы скважин. Чтобы
предотвратить отложение парафина в межторцовых пространствах
труб, при спуске труб в скважину в муфтовых соединениях устанавливают металлические или пластмассовые кольца.
Эксплуатация искривленных скважин. При эксплуатации таких
скважин между штангами и трубами возникают значительные силы
трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что может привести к обрывам штанг,
порче насосно-компрессорных труб и снижению межремонтных
периодов. Кроме того, металлическая стружка оседает в насосе и
может вызвать заклинивание плунжера в цилиндре. При спуске и
подъеме штанг их муфты могут задевать стыки в резьбовых соединениях в местах искривления скважин.
103
Для борьбы с этими неполадками применяют различные профилактические средства, наиболее простым из них является применение сточенных бочкообразных муфт. Эти муфты закаливают для
придания им твердости. При спуске и подъеме штанг сточенные
муфты не задевают за стыки труб и, этим исключается возможность
аварии со штангами. Кроме того, сточенная муфта при работе насоса имеет меньшее трение о трубы, чем обычная муфта, что обеспечивает более долгий срок службы труб и штанг.
Эффективным средством борьбы с износом штанговых муфт и
истиранием штанг внутренних поверхностей труб являются различные протекторные устройства – направляющие металлические и
гуммированные муфты, муфты из графитированного капрона.
Такие муфты укрепляют на штангах в местах искривления
скважин.
Контрольные вопросы
1. Осложнения при работе глубинно-насосных скважин.
2. Методы уменьшения вредного влияния осложнений.
3. Конструкции газовых и песчаных якорей.
4. Применение скребков-завихрителей.
5. Борьба с отложениями парафина и солей.
104
13. ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН
13.1. Обслуживание фонтанных скважин
В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит
в соответствии с установленным режимом.
Контроль за работой скважин осуществляется путем визуального наблюдения за давлением на буфере, в затрубном пространстве и газосепараторе, измерением дебита нефти, газа и воды. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств автоматики, выкидных
линий, газосепараторов и в необходимых случаях производится их
текущий и мелкий ремонт.
Текущий ремонт оборудования заключается в устранении всех
замеченных неполадок – пропусков в соединениях, разъедания той или
иной детали, нарушений в креплении арматуры, неисправностей автоматизированных скребковых установок, арматуры трапа и т. п.
Изменение давления в скважине (буферного и затрубного),
а также изменение дебита нефти, содержания воды и песка указывают на нарушение режима эксплуатации скважины.
При установившемся фонтанировании давления на буфере
фонтанной арматуры и в затрубном пространстве сохраняются
неизменными, и если случаются отклонения, они бывают незначительными. Падение буферного давления и повышение затрубного
давления указывают на образование песчаной пробки в подъемных
трубах или на отложение парафина в них. При образовании песчаной пробки в затрубное пространство с помощью насоса прокачивают нефть для восстановления циркуляции жидкости и ликвидации пробки.
Значительное снижение давления в затрубном пространстве
свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении
воды, что обнаруживается при взятии пробы из струи жидкости.
Для устранения забойной песчаной пробки скважину некоторое
время эксплуатируют без штуцера, что влечет за собой увеличение
скорости струи и вынос песка на поверхность. Хорошие результаты
дает также подкачка в затрубное пространство нефти. Падение давления на буфере с одновременным увеличением дебита скважины
указывает на разъедание штуцера; в этом случае следует перевести
105
фонтанную струю на запасный выкид и тут же сменить штуцер.
Увеличение давления на буфере и в затрубном пространстве при
резком снижении дебита означает, что засорился штуцер или выкидная линия; в этом случае переводят фонтанную струю на другую
выкидную линию.
При ремонтных работах останавливать фонтанирующую скважину не рекомендуется (особенно если в струе нефти содержится
песок) во избежание образования песчаной пробки на забое или
в подъемных трубах и выхода скважины из строя. Поэтому все работы по проверке и замене штуцеров, задвижек, по ремонту выкидных линий и трапов следует делать без остановки скважины.
При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять
правила безопасности общего характера.
1. Замерять давление следует исправными манометрами с под-
ключением их к скважине с помощью трехходовых кранов.
Осматривать фонтанную арматуру следует с металлических
площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила
площадки (из рифленого листового металла или 40 мм досок)
должны быть не менее 1,5×1,5 м, высота перил – не менее 1,25 м,
ширина металлической лестницы – не менее 1 м, уклон – не более
60 ° и расстояние между ступенями – не более 25 см.
2. Размещать на верхней площадке фонтанной арматуры и на
лестнице какие-либо предметы запрещается. В виде исключения
разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном виде,
но при этом он должен быть надежно прикреплен к перилам или
раме площадки.
3. Снижать давление в выкидной линии за штуцером до атмо-
сферного при помощи вентиля, установленного на линии, перед заменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо после перевода
струн на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек
на рабочем выкиде.
Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации
скважины, проводимыми на ней ремонтами, изменениями режима
должны фиксироваться в специальных журналах и рапортах. По
этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатируемой
скважины, а также скважин, находящихся в аналогичных условиях.
Полученная информация позволяет правильно разрабатывать месторождение в целом.
106
Помимо общих данных о скважине, в эксплуатационных журналах следует повседневно фиксировать:
1) дебиты нефти и воды;
2) давления – буферное, затрубное и на выкидной линии;
3) добычу газа и газовый фактор;
4) число часов эксплуатации в сутки;
5) время остановки фонтанирования и их причины;
6) диаметр штуцеров и дату их смены;
7) данные об исследовании скважины;
8) прочие работы по обслуживанию скважины.
Непосредственное оперативное наблюдение и обслуживание
фонтанных скважин и установленного на них оборудования ведут
операторы по добыче нефти. За каждым оператором закрепляется
до 10 и более фонтанных скважин в зависимости от расстояния
между скважинами, условий их эксплуатации (наличие песка, парафина и т. д.), степени автоматизации и телемеханизации данного
участка или промысла.
13.2. Обслуживание газлифтных скважин
В процессе эксплуатации газлифтных скважин оператор по добыче нефти контролирует их работу, регулирует дебит и расход газа
и соответствии с установленным режимом. Контроль осуществляется путем визуального наблюдения за давлениями, измерением дебита и расхода газа. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств
автоматики. По мере обнаружения устраняются замеченные неполадки – пропуски в соединениях и т. п.
В процессе эксплуатации важно поддерживать постоянными во
времени технологические параметры работы скважины и установить причины нарушения режима работы. Выдержать постоянными
во времени заданные технологические параметры можно только
путем использования средств автоматизации (регуляторов расхода,
давления, цикла времени, автоматов-отсекателей потока, автоматов
подачи газа, соленоидных автоматов и др.).
В настоящее время разработаны и изготовлены комплексные
автоматизированные компрессорные станции с высокой мощностью
агрегатов.
107
Автоматизация газлифтных скважин предусматривает регулирование подачи в скважину газа по определенной программе, в зависимости от изменения давления в скважине.
Периодическая работа скважин осуществляется подачей газа
в них по программе, установленной для каждой скважины. Прекращение подачи газа осуществляется с помощью сигнала от электроконтактного манометра с установкой на определенное давление.
Через заданное время программное реле времени подает сигнал на
электропневматический клапан, управляющий пусковым клапаном,
установленным на газоподводящей линии. После окончания выброса жидкости, когда давление газа начнет уменьшаться, электроконтактный манометр подает сигнал на электропневматический клапан
и подача газа прекращается. Этим же сигналом включается программное реле времени.
13.3. Обслуживание глубинно-насосных скважин
При эксплуатации скважин штанговыми насосами производится контроль за работой станков-качалок, состоянием устьевого оборудования, а также замерных и сборных установок и за подачей
жидкости.
Смазка трущихся частей является основным условием долговременной и бесперебойной работы насосной установки. Поэтому
операторы по добыче нефти должны постоянно следить, чтобы все
вращающиеся части станков-качалок были хорошо смазаны. Подшипники нижних головок шатунов, опоры балансира и опоры траверсы, пальцы верхних головок шатунов и поворотной головки балансира, а также ходовые винты на салазках электродвигателя, тормозах и кривошипах смазываются консистентной смазкой (солидолом). Рекомендуется добавлять смазку в этих узлах не реже одного
раза в месяц и производить замену смазки один раз в 6 месяцев.
Редуктор станка-качалки заливают индустриальным или автотракторным маслом: зубчатые колеса и подшипники валов работают
в масляной ванне. Масло заливают через люк в крышке редуктора.
Смена масла в редукторе должна производиться одни раз
в шесть месяцев. Добавка масла в редуктор между его сменами
производится по мере необходимости. Наличие масла в редукторе
проверяют через контрольные клапаны или щупом. Уровень масла
в редукторе должен быть между нижним и верхним контрольными
клапанами.
108
В настоящее время для механизированной смены масла в редукторах и смазки подшипниковых узлов станка-качалки применяют специальные агрегаты Азинмаш-48. При помощи такого агрегата редуктор освобождают от отработанного масла, промывают его и
заполняют свежим. Заполнение подшипников консистентной смазкой также механизировано.
Перечисленные работы выполняют за счет создания давления
или вакуума компрессором или солидолонагнетателем.
Агрегат, смонтированный на двухосном прицепе грузоподъемностью 4 т, состоит из емкостей для свежего и отработанного масел
по 1500 л, мерного бака на 100 л, компрессора, солидолонагнетателя и пульта управления.
Обязательным условием надежной и бесперебойной работы
станков-качалок является их точное уравновешивание.
При пуске новой скважины, а также при изменении диаметра и
глубины подвески насоса, диаметра штанг, необходимо проверять
уравновешенность привода. При нормальной работе установок следует проверять их уравновешенность не менее одного раза в месяц.
Осматривать и проверять наземное оборудование глубиннонасосных скважин следует систематически, придерживаясь графика
проверки, установленного для данного района, промысла, участка.
Обнаруженные дефекты в работе насосных установок должны
устраняться немедленно. При обходе и осмотре глубинно-насосных
скважин необходимо проверять следующее.
1. Состояние клиноременной передачи.
2. Состояние валовых подшипников станков-качалок; при об-
наружении неисправных болтов (погнутых или с сорванной резьбой) – следует заменить их. После крепления необходимо проверить нагрев подшипников.
3. Крепления головки шатуна и пальца кривошипа. Не допускается даже малейшее ослабление или шатание пальца, а также срабатывание пальца или гнезда конуса (дыры в кривошипе).
4. Поступление смазки к трущимся поверхностям.
5. Работу сальникового штока и тройника-сальника. Раз в сутки
надо подтягивать сальник. Пределом подтягивания служит легкий,
едва заметный нагрев штока. Пропускание жидкости через сальник
не допускается, поэтому следует заблаговременно менять набивку.
Шток при работе должен сохранять строго вертикальное положение
и не гнуться.
109
6. Очищать от грязи и нефти площадки вокруг станка и скважины.
7. Осматривать все нефтяные и газовые линии. Все пропуски
нефти через неплотности и трещины должны быть немедленно
устранены.
Кроме того, периодически (один раз в два-три месяца) следует
проводить полную проверку глубинно-насосных установок (крепление станков-качалок, параллельность валов, крепление всех болтовых соединений и т. п.).
Для проведения всех указанных работ операторы по добыче
нефти должны иметь необходимый ручной инструмент: гаечные
ключи, молотки, зубила, оправки, ножовки и т. п.
Надежность и работоспособность станков-качалок достигается
за счет своевременного проведения планово-предупредительных
ремонтов. В процессе эксплуатации станков-качалок возможны и
вынужденные ремонты (аварийные или восстановительные), не
предусмотренные планом.
Планово-предупредительный ремонт включает текущий, средний и капитальный ремонты.
Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность
станков-качалок до их капитального ремонта. Выполняется он при
кратковременных остановках скважины или подземном ремонте.
При текущем ремонте: проверяется и осуществляется подтяжка
крепежных соединений; заменяются пришедшие в негодность крепежные детали (болты, гайки, шплинты и др.); заменяются детали
нижней головки шатуна, пальцы кривошипов; смазываются подшипниковые узлы, шарнирные соединения и ходовые винты.
Средний ремонт включает все перечисленные работы, выполняемые при текущем ремонте, и дополнительно предусматривает:
смену нижних головок шатунов в сборе с пальцами кривошипа, ходовых винтов с деталями на кривошипах при бесступенчатом изменении длины хода и механизированном перемещении противовесов;
ремонт и смену шатунов; устранение смещения осей кривошипов;
смену деталей защелки поворотной головки балансира, пальца поворотной головки, скоб опоры балансира; замену деталей тормоза,
электродвигателя и изношенных шкивов; исправление ограждений,
лестниц и заварку небольших трещин в сварных швах; смену прокладок и уплотнений редуктора; исправление шпоночных пазов валов, зачистку зубьев у шестерен редуктора и в отдельных случаях –
смену зубчатых колес.
110
Средний ремонт выполняют на месте или в мастерской в зависимости от характера работ.
Капитальный ремонт, кроме работ, выполняемых при среднем
ремонте, предусматривает полную разработку узлов и ремонт их.
Восстанавливают или заменяют пришедшие в негодность основные
узлы и детали станка-качалки: полностью разбирается и ремонтируется редуктор. При капитальном ремонте редуктора основными работами являются реставрация или смена валов и зубчатых колес
с последующей обкаткой отремонтированного редуктора вхолостую
и на максимально допустимую нагрузку.
Для механизации ручного труда и обеспечения безопасных
условий работы при ремонте станков-качалок в полевых условиях
применяют специальные агрегаты: агрегат АНР-1 на автомобиле
высокой проходимости или агрегат АзИнМАШ-47 на гусеничном
тракторе. Эти агрегаты оснащены грузоподъемными механизмами,
выдвижными рабочими площадками, грузовыми площадками для
перевозки различных грузов и узлов оборудования, снабжены необходимым инвентарем по технике безопасности, пожарным и слесарным инструментом.
При обслуживании и ремонте станков-качалок и устьевого
оборудования насосных скважин должны особо тщательно соблюдаться правила техники безопасности. Основные из этих требований следующие.
1. Ограждение движущихся частей станка-качалки.
2. Соблюдение расстояния при нижнем положении головки ба-
лансира между траверсой подвески сальникового штока и устьевым
сальником – не менее 20 см.
3. Запрещение проворачивания шкива редуктора вручную и
торможение его путем подкладывания трубы, лома или других
предметов.
4. Запрещение съема клиновидных ремней при помощи рычагов.
5. Надежное крепление шатуна к стойке станка-качалки при
замене пальцев кривошипа.
6. Выполнение работ, связанных с осмотром или заменой от-
дельных частей станка-качалки при его остановке или торможении.
7. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том,
что ограждения установлены и закреплены, в опасной зоне нет посторонних людей.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]