Введение Замер дебита скважин главный критерий контроля за работо способностью действующего фонда добывающих скважин. На основании результатов замеров дебитов скважин принимаются решения по диагностике глубинно-насосного оборудования (ГНО), корректировке технологического дебита, исправности групповых замерных установок (ГЗУ), состоянию нефтепровода, оптимизации работы скважины и т. д. В системе сбора контроль производительности должен осуществляться с помощью групповых автоматизированных замерных установок (ГЗУ). Выбор типа установки определяется диапазоном дебитов группы скважин и физикохимическими характеристиками добываемой продукции. По скважинам, не имеющим индивидуального автоматического замера, проводятся дополнительные работ по индивидуальному замеру дебита счётчиком количества жидкости (СКЖ) или другим средством замера (например, передвижная замерная установка «АСМА», «УМИ-ОЗНА»), а также расчетом дебита по перепаду давления на штуцере, динамограмме, давлению на приёме насоса, по темпу откачки или восстановлению уровней и др. Для замеров дебитов скважин по жидкости более 5-10 м3/сут применяются ГЗУ типа «Спутник АМ», «Спутник А», «Спутник Б», в которых в качестве измерителя расхода жидкости использованы объемные турбинные счетчики типа «ТОР». Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков замерно- переключающего и щитового. Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от - 55 до + 50 °С и относительной влажности воздуха до 80 %. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 6 -6- 1 Раздел нефтегазопромыслового оборудования 1.1 Назначение, классификация и принцип действия оборудования 1.1.1 Назначение и область применения ГЗУ Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б» и в СНГ достаточно широко применяют АГЗУ типа АСМА. Спутник А позволяет измерять дебит по жидкости, Спутник Б дебит по жидкости, по газу и обводненности. АСМА позволяет измерять дебит скважины в массовых единицах (кг/сут). Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 7 -7- 1.1.2 Конструкция и принцип работы блочной установки типа «Спутник-А» Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-А» состоит из двух блоков: - замерно-переключающего; - блока управления. Замерно переключающий блок содержит многоходовой переключатель скважин ПСМ, гидравлический привод ГП1, замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик ТОР, соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления монтируется блок местной автоматики, блок питания и электрические нагреватели. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины. Продукция скважин по сборным коллекторам 11, через обратные клапана 11 и линии задвижек 18 поступает в переключатель 1 ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку 28 в сепаратор 5, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод 12 через задвижку 23. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке 17 поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратopa. С помощью регулятора расхода 6 и заслонки 17, соединенной с поплавковым уровнемером 2, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки 17. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда 5 через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 8 -8- Для предотвращения превышения давления в сосуде 5 на нем установлен предохранительный клапан СППК 4. СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда 5 поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год. Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУК) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода 3 и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 9 -9- Рисунок 1 – Схема АГЗУ типа Спутник А 1.1.3 Конструкция и принцип действия АГЗУ «Спутник-Б» Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-Б» Предназначена для автоматического измерения количества жидкости, нефти и газа. Она позволяет контролировать подачу жидкости из скважины при раздельном сборе обводненной и необводненной нефти и блокировать скважины при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пульта. Установки отличаются друг от друга числом подключенных скважин и диаметром входных патрубков. Они применяются в групповых системах внутри-промыслового сбора нефти и газа. Установка «Спутник-Б» состоит из двух блоков: замерно переключающей установки и щитового помещения. В комплект установки входят: многоходовой переключатель скважин ПСМ4-40-24; гидравлический привод ГП-1; поршневые разгруженные клапаны КПР-1-80-40 и КПР-1-160-40; замерный сепаратор, состоящий из сепарационной емкости и пневматического регулятора уровня; тахометрический счетчик нефти Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 10 - 10 ТОР-1-50; система дозирования реагента; вентилятор Ц1 3-50; соединительные трубопроводы, запорная арматура; датчик влагомера УВН; преобразователь расхода газа в комплекте с узкопредельным манометром и датчиком температуры АГАТ 1-100-500; электроконтактный манометр ВЭ-16 РБ; блок управления и индикации; регистрирующее устройство; перфоратор ПЛ-20; регистратор газового счетчика АГАТ-Э; блок электронный НОРД-Э 4; блок питания установки; блок питания ТОР-1; измерительное устройство влагомера УВН-1. В процессе слива жидкости измеряется ее количество счетчиком ТОР 1-50 и затем она направляется в общий коллектор. После прохождения 50 л жидкости от счетчика ТОР 1-50 поступает сигнал на блок управления и индикации (при работе с электронным блоком НОРД-Э4 импульс выдается через каждые 0,048 л жидкости). Кроме того, счетчик имеет шкалу со стрелкой и механический интегратор, где суммируются результаты измерения. При раздельном сборе безводной и обводненной нефти ее пропускают через замерный сепаратор поочередно. Например, обводненные скважины работают через переключатель и замерный сепаратор, и нефть направляется в обводненный коллектор. Продукция из безводных скважин направляется в необводненный коллектор. При раздельном сборе на блоке управления и индикации тумблеры скважин, работающих на обводной линии, ставятся в положение автоматического пропуска. Скважины переключаются на замер блоком управления и индикации. Длительность замера определяется реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод переключателя ПСМ под давлением гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и для измерения подключается следующая скважина. Время замера устанавливается в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи нефти, состояния разработки месторождения и др. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 11 - 11 В установке «Спутник-Б» предусмотрена возможность контроля подачи нефти из скважины при отсутствии (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50. Это осуществляется при помощи блока БМА, так же как и в установке «Спутник-А». Аварийная блокировка скважин в установке происходит при повышении или понижении давления соответственно выше или ниже допустимого в общем коллекторе. При этом от электроконтактного манометра, установленного на общем коллекторе, через блоки управления поступают импульсы на клапан КСГ4, давление в системе гидравлического управления клапанов КПР-1 снижается и трубопроводы перекрываются. При срабатывании отсекателей повышается давление в переключателе ПСМ и в манифольдах скважин, что приводит к остановкам скважин: фонтанных - за счет отсекателей, установленных на выкиде, механизированных - за счет отключения привода. Установка «Спутник-Б» имеет электрическое освещение, принудительную вентиляцию; в щитовом помещении - естественную вентиляцию и электрические нагреватели. Внутри щитового помещения на стойках закреплены блоки управления, питания, регистрации нефти, регистрации газового счетчика. Помещение обогревается электрическими нагревателями, закрепленными на полу. 1.1.4 Конструкция и принцип действия АГЗУ «Спутник-В» Блочная групповая замерная установка «Спутник-В». Оборудование и аппаратура групповой замерной установки «Спутник-В» используются в однотрубных системах сбора нефти и газа на промыслах и обеспечивают: 1) подключение 14 нефтяных скважин к установке; 2) автоматическое переключение скважин на замер при помощи аппаратуры автоматики и телемеханики по заданному циклу с местной программой замера (3, Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 12 - 12 6, 12 и 24 ч), устанавливаемой для каждой скважины в зависимости от дебита и характера подачи; 3) дистанционное или ручное управление переключением скважин по выбору на замер; 4) автоматическое измерение дебита общей жидкости до 400 т/сут с погрешностью ± 2,5% по каждой скважине, с последующим пересчетом и выдачей результатов измерений на местные счетчики или в систему телемеханики (в т/сут); 5) ручное регулирование режима работы каждой скважины при помощи регулируемых штуцеров при буферных давлениях до 40 кгс/см 6) прием резиновых разделителей при очистке выкидных линий скважин от отложений парафина; 7) выдачу на месте или в систему телемеханики аварийной сигнализации об отсутствии подачи замеряемой скважиной, об угрозе перелива мерной емкости дебитомерного устройства и о превышении давления в нем выше допустимого. Установка «Спутник-В» состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Технологический Блоки выполнены блок выполнен на на жестких общей рамах раме и и включает утеплены. в себя технологическую обвязку, датчики и исполнительные устройства автоматики. В технологическую обвязку установки, кроме стандартной аппаратуры, входят: регулируемые штуцеры ШР-7; трубопроводной устройство для вывода резиновых разделителей: трехходовые клапаны КТ1-31. В помещении блока имеются электрическое освещение и принудительная приточно-вытяжная вентиляция. Аппаратурный блок включает силовой щиток, стойку автоматики, панель счетчиков и вторичную аппаратуру гамма-реле. Предусмотрено место Электрооборудование и для установки аппаратуры телемеханики. аппаратура автоматики аппаратурного блока не Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 13 - 13 взрывобезопасны, и поэтому аппаратурный блок устанавливается не ближе, чем на 15 м от технологического блока и других взрывоопасных объектов. Комплект оборудования и аппаратуры установки «Спутник-В» можно использовать как при обустройстве новых нефтяных промыслов, так и при реконструкции старых. Аппаратура автоматики рассчитана для работы с телемеханическими устройствами и системами для централизованного сбора информации на групповых замерных установках. 1.2 Конструкция основных узлов и деталей оборудования 1.2.1 Переключатель скважины многоходовой (ПСМ) Переключатель скважин многоходовой типа ПСМ предназначен для автоматического или ручного перевода продукции скважин в замерный сепаратор. Устройство переключается показано на (рисунке 2). Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка состоит из корпуса 33, каретки 30, роликов 29, посаженных на специальных осях 34, и резинового уплотнения 31, зажатого между корпусом 33 и кареткой 30. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 32 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 31 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 32, обеспечивая герметичность замерного канала. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 14 - 14 Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 14. Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения скважин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке переключателя, силового цилиндра 21 с крышкой 22, в поршнем 20, пружиной 19 и зубчатой рейкой 18, составляющей одно целое со штоком поршня. Внутри корпуса привода на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободного сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой 18. Храповик 5 и шестеренка 11 имеют торцевые зубья со скосами. При снятии давления жидкость из силового цилиндра будет выдавливаться поршнем 20. Величина хода рейки и соответственно угол поворота патрубка 13 может регулироваться винтом 17, доступ к которому защищен винтовой заглушкой 16. Датчик положения 27 переключателя ПСМ-1М служит для контроля за процессом переключения, а также позволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на замер. Датчик положения состоит из корпуса 8 с взрывобезопасной соединительной муфтой, двух микропереключателей 24 и 28, кулачкового диска 25 с четырнадцатью кулачками и кулачкового диска 26 с одним кулачком. При перемещении поворотного патрубка от одного отвода к другому они из четырнадцати кулачков диска 25 через пружину 23, кратковременно нажимает на кнопку микропереключателя 24, выдавая сигнал в блок местной автоматики. Микропереключатель 28 включается кулачком диска 26 при полном обороте вала поворотного патрубка, что указывает на окончание цикла замера всех подключенных скважин. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 15 - 15 Рисунок 2 - Переключатель скважины многоходовой 1.2.2 Замерный сепаратор Замерный сепаратор с запорным устройством на нефтяной линии состоит из двух емкостей, регулятора давления 3, пневматического клапана 7, технического манометра 2, распределительного устройства 4, турбинного расходомера ТОР-1 8 и поплавка 6 с противовесом 5. Рассмотрим конструкцию и назначение каждого из перечисленных устройств. Емкость верхняя 1 и нижняя 9 имеют перегородки и полки, на верхней емкости сепаратора смонтирована гидроциклонная головка 10, т.е сепаратор не отличается от рассмотренного выше. Регулятор давления, предназначен для поддержания избыточного давления в сепараторе, состоит из корпуса, в котором располагается шток с двумя направляющими тарелками и пружинами, обеспечивающими герметичное прилегание к выточке в корпусе клапана. Натяжение пружин, а следовательно и регулирование давления, при котором срабатывает регулятор, достигает гайкой. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 16 - 16 Распределительное устройство предназначенное для управления работой пневматического клапана в зависимости от уровня жидкости в сепараторе, состоит из двух клапанов, размещенных в корпусе, и мембранной головки с тарелкой. В корпусе распределительного устройства ввинчиваются четыре штуцера для соединения с линией питания. Рисунок 3 – Замерный сепаратор 1.2.3 Счетчик жидкости ТОР Тахометрические счетчики нефти ТОР-1 предназначены для измерения количества жидкости, поступающей со скважин, после сепарации газа в замерных сепараторах. В настоящее время выпускаются счетчики двух модификаций: ТОР1-50 и ТОР-1-80, отличающиеся условными проходами и соответственно остальными габаритными размерами. Тахометрический счетчик ТОР-1 состоит из следующих основных узлов сварного корпуса 1, обтекателя 2, крыльчатки 3, экрана-отражателя 4, зубчатого редуктора (понижающего) 5, перегородки 6 из антимагнитной нержавеющей стали, магнитной муфты 7, электромагнитного датчика 8, механического счетчика Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 17 - 17 9, диска с магнитами 10, воздействующими на магнитоуправляемый контакт МКВ-1, регулирующей лопатки 11, магнитоиндукционного датчика 13. Счетчик ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость проходя через входной патрубок корпуса 1 и направляющую часть обтекателя 2, попадает на лопатки крыльчатки 3 и приводит ее во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости экраном 4 изменяется на 180 градусов, и она через окна обтекателя 2 поступает в выходной патрубок корпуса. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор 5 и магнитную муфту 7 на механический счетчик 9 со стрелочной шкалой. Регулировка счетчика на соответствие показаний фактическому расходу проводится с помощью специальной регулирующей лопатки, расположенной непосредственно перед крыльчаткой. Благодаря этому достигается изменение числа оборотов крыльчатки при одном и том же расходе жидкости через счетчик. Управление регулирующей лопаткой крыльчатки выведено наружу счетчика. Поворот вала управления против часовой стрелки увеличивает число оборотов крыльчатки, а по часовой стрелке уменьшает. Соответственно этому изменяются показатели счетчика. Винт для регулирования поворота лопатки закрыт крышкой 12. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 18 - 18 Рисунок 4 - Тахометрический счетчик ТОР-1 1.2.4 Регулятор расхода Принципиальная схема этого устройства регулирования расхода показана на (рисунке 5). Оно состоит из регулятора расхода 3, заслонки 2 и системы тяг 5, 6, 16 с поплавком 7. Продукция скважины поступает в сепарационную емкость 1, где газ отделяется от жидкости. При работе устройства регулирования расхода могут наблюдаться следующие положения заслонки и клапана регулятора расхода. Заслонка 2 и клапан регулятора расхода 3 закрыты. При этом положении уровень жидкости в нижней сепарационной емкости выше половины диаметра, и идет дополнительное сепарационной накопление емкости. жидкости, При и достижении возрастает давление внутри перепада давления между Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 19 - 19 сепарационной емкостью 1 и сборным коллектором 8 в пределах 0,08-0,12 МПа, клапан регулятора расхода открывается и жидкость под действием перепада давления пропускается через счетчик 4 со скорость 5-30 м3/ч. Продолжительность истечения жидкости в емкости ниже половины диаметра заслонка 2 под действием тяги 16 начнет открываться и пропускать накопившийся газ в сборный коллектор. При снижении перепада давления между сепарационной емкостью сборным коллектором в пределах 0,02-0,04 МПа, клапан регулятора расхода под действием пружины 9 закроется, и начнется накопление жидкости и создание перепада давления. Создание соответствующего перепада давления в мембранной коробке 10 регулятор расхода обеспечивается подачей газа в подмембранную полость непосредственно из замерного сепаратора, а в надмембранную полость из сепаратора 11, установленного на сборном коллекторе. При измерении продукции скважины с малым дебитом и не большим содержанием газа возможно циклическое открытие и закрытие клапана при закрытой заслонке, что обеспечивает возможность автоматического замера продукции малодебитных скважин с большой точностью надежностью. Устройство для регулирования расхода легко монтируется, удобно в обслуживании, имеет взаимозаменяемые узлы, позволяющие производить без дополнительных затрат его монтаж на установках Спутник, находящихся в эксплуатацию. Регулировка устройства сводится к закреплению рычага заслонки 16 и к выводному валу поплавка при нижнем его положении. Открытие и закрытие клапана регулятора расхода происходит под действием разности давлений в сепараторе и в сборном коллекторе, которая фиксируется манометрами 12 и 13. Если открытие клапана регулятора расхода происходит при перепаде давления выше или ниже заданного 0,08-0,12 МПа, регулировку проводят ослаблением или натяжением пружин фиксаторов верхнего ряда 14, а в случае закрытия клапана регулятора при перепаде выше или ниже 0,04-0,02 МПа, ослаблением или натяжением пружин фиксатора нижнего ряда 15. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 20 - 20 Рисунок 5 – Регулятор расхода 1.2.5 Привод гидравлический ГП-1 Гидравлический привод ГІІ-1 служит для управления многоходовыми переключателями и отсекателями на всех ой выпускаемых в настоящее время автоматизированных групповых установках Спутник. Устройство гидравлического привода ГП-1 видно на (рисунке 6), где показана общая схема управления гидравлической системы установок Спутник. Гидравлический привод состоит из электродвигателя, клапана КСП-4 3, шестеренного насоса 5, бачка для масла 1 и обратного клапана 6. Узлы гидравлического привода крепятся к литому основанию. Вращение от электродвигателя к шестеренному насосу передается по средством муфты. В корпусной детали 8 насоса на цилиндрической поверхности имеются три резьбовых отверстия с каналами к которым присоединены обратный клапан 6, трубопровод 7, идущий к силовому цилиндру переключателя, и трубопровод 2, идущий к клану КСП-4. В приемном патрубке насоса установлен сетчатый фильтр 9. Гидравлический привод ГП-1 работает следующим образом. По программе включается электродвигатель привода и приводит во вращение шестерни насоса. Шестерни забирают масло из бачка и нагнетают его по трубопроводу 7 в силовой Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 21 - 21 цилиндр переключателя ПМ-1М, при этом поворачивается поворотный патрубок. Одновременно жидкость через обратный клапан 6 и трубопровод 4 поступает в силовые цилиндры отсекателей ОКГ-3 и ОКГ-4, клапаны которых открываются. После кратковременной работы (10-20 с) электродвигатель отключается, и жидкость из силового цилиндра переключателя выжимается по тому же трубопроводу 7 в бачок 1. Жидкость же, попавшая в силовые цилиндры отсекателей, остается в них и обеспечивает открытие их клапанов благодаря наличию обратного клапана 6 и клапана КП-4. При аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта клапан КСП-4 открывается и жидкость от силовых цилиндров отсекателей через КСП-4 и трубопровод 2 стекает в расходную емкость. Под воздействием пружины проход в отсекателях ОКГ-3 и ОКГ-4 переключается. При эксплуатации гидравлического привода возможны неполадки, связанные с неисправностями электродвигателя и клапана КСП-4. Способы устранения этих неполадок изложены в соответствующих инструкциях. Кроме того, возможны износ резинового уплотнения ведущий и ведомой шестерен, опорных втулок и текстолитового вкладыша муфты, засорение фильтра и обратного клапана. Изношенные детали при разборке привода необходимо заменить, а фильтр и обратный клапан прочистить. Основным признаком, свидетельствующим о неисправности гидропривода, является невозможность переключения каретки переключателя ПСМ-1М. Об износе резинового уплотнения валика ведущий шестерни может свидетельствовать появление масла в боковом отверстии корпуса. Для замены изношенных деталей гидравлический привод необходимо разобрать, для чего отсоединяют трубопроводы, отвинчивают бачок 1 и обратный клапан 6. Затем от основания отсоединяется шестеренный насос и освобождаются муфта и фильтр. Корпусные детали шестеренного насоса необходимо разъединяются. При сборке шестеренного насоса необходима осторожность, чтобы не повредить тонкие бумажные прокладки, находящиеся между Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 22 - 22 корпусными деталями. При необходимости легко отсоединяются электродвигатель и клапан КСП-4. Перед их отсоединением следует отключить электроэнергию. Рисунок 6 – Привод гидравлический 1.3 Регулирование параметров (режима) работы оборудования (скважин) и их обслуживание 1.3.1 Техническое обслуживание АГЗУ При пуске АГЗУ в эксплуатацию следует производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, а затем через переключатель скважинный механический, причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку следует проводить не менее 48 часов. Пропарку трубопровода от скважины до АГЗУ следует проводить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся смеси была не более 100°. Перед входом в помещение АГЗУ необходимо открыть снаружи жалюзи, включить вентиляцию и проветрить помещение в течение 15 минут. Работы, связанные с замером дебитов скважин, ремонтом или вскрытием оборудования в Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 23 - 23 помещении проводятся не менее, чем 2-мя лицами. Условные обозначения, предупредительные знаки и надписи должны быть чистыми, окрашенными красной краской. Запрещается производство работ в технологическом блоке: - при неисправности запорной арматуры; - с неопломбированным или неисправным предохранительным клапаном. Перед замером дебитов необходимо: - проверить правильность показаний манометров на замерном сепараторе; - разлившуюся через неплотности нефть следует пускать через имеющиеся в основании замерно-переключающих установок патрубки в дренажную емкость или колодец, предусмотренные проектом; - параметры работы не должны превышать допустимых паспортных; - устранять неисправности, набивать сальники задвижек, подтягивать болтовые соединения на аппаратах и коммуникациях разрешается только после снижение давления до атмосферного; - запрещается во время действия сепаратора вести ремонтные работы, обстукивание их и т.д. Сборка фланцевых соединений и смена штуцера: - эти работы должны проводиться только после закрытия манифольдной задвижки на арматуре, задвижки на выкидной линии и разрядки давления в выкидной линии и за штуцером через пробоотборный краник до атмосферного; - разъединять шпильки креплений при разборке фланцевых соединений следует, находясь в стороне от возможной струи; - гаечные ключи должны строго соответствовать размерам гаек; - отворачивать и заворачивать путем удлинения ключей трубами запрещается; - проверку совпадения отверстий для шпилек необходимо осуществлять только отправкой. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 24 - 24 1.4 Расчет оборудования 1.4.1 Расчет вертикального гравитационного сепаратора Дано: V = 12000 м3, /сут дебит газа; Р = 1300000 Па давление в сепараторе; d = 0,006 м диаметр капель жидкости; 𝜌0 = 0,74 кг/м3 плотность газа; 𝜌н = 850 кг/м3 плотность нефти; t= 21 0С температура в сепараторе; Z = 0,97 число поясов резервуара. Решение: 1) Плотность газа, приведенная к условиям в сепараторе: 𝜌г = 𝜌0 ∙ 𝑃 ∙ 𝑇0 ; 𝑃0 ∙ 𝑇 ∙ 𝑧 𝜌г = 0,74 ∙ [7, стр. 103] (1) 1300000 ∙ 237 = 7,7 кг/м3 . 103000 ∙ 294 ∙ 0,97 Где T0 = 237K абсолютная температура; Т = 294К абсолютная температура в сепараторе, К; Р0 = 0,103 МПа давление газа при нормальных условиях. 2) Кинематическая вязкость газа, приведенная к условиям в сепараторе 𝜐г = 𝜐0 ∙ 𝑧 ∙ 𝑃0 (𝑇0 +𝐶г ) 𝑃(𝑇+𝐶г ) 𝑇 ∙ ( )0,5 ; 𝑇0 [7, стр. 103] (2) Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 25 - 25 𝜐г = 12,9 ∙ 10−6 ∙ 0,97 ∙ 103000(237+210) 1300000(294+210) ∙( 294 0,5 ) =0,97 237 cCТ. где 𝜐0 = 12,9 ∙ 10−6 м2/с – кинематическая вязкость для газов (в формулу подставлять 12,9); 𝐶г = 210 - температура постоянная для газа. 3) Внутренний диаметр вертикального гравитационного сепаратора: 𝑉 ∙ 𝑧 ∙ 𝑇 ∙ 𝜐г ∙ 𝜌г 𝐷=√ ; 82 ∙ 𝑃 ∙ 𝑑 2 ∙ (𝜌н − 𝜌г ) [7, стр. 103] (3) [7, стр. 103] (4) [7, стр. 103] (5) 12000 ∙ 0,97 ∙ 294 ∙ 0,97 ∙ 7,7 𝐷=√ = 2,8 м 82 ∙ 1300000 ∙ 0,0062 ∙ (850 − 7,7) 4) Пропускная способность сепаратора по жидкости: 𝑑 2 (𝜌н − 𝜌г ) 𝑄ж = 36964 ∙ ; 𝜐г ∙ 𝜌г 0,0062 (850 − 7,7) 𝑄ж = 36964 ∙ = 150,1 м3 /сут. 0,97 ∙ 7,7 5) Скорость движения газа в вертикальном сепараторе: 𝜗г = 5,56 ∙ 10−3 ∙ 𝑉∙𝑇∙𝑧 ; 𝜐г ∙ 𝜌г 𝜗г = 5,56 ∙ 10−3 ∙ 12000 ∙ 294 ∙ 0,97 = 2547 м/с. 0,97 ∙ 7,7 Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 26 - 26 6) Скорость осаждения капель жидкости в сепараторе: 𝑑 2 (𝜌н − 𝜌г )𝑔 Ич = ; 18 ∙ 𝜐г ∙ 𝜌г [7, стр. 103] (6) 0,0062 (850 − 7,7)9,8 Ич = = 0,002 м/с. 18 ∙ 0,97 ∙ 7,7 7) Толщина стенки цилиндрической части корпуса сепаратора, определяется приравняв D к Dср: 𝑆= 𝑃 ∙ 𝐷ср + 𝐶; 2 ∙ 𝑅𝑧 ∙ 𝜑 𝑆= 1300000 ∙ 2,8 + 0,004 = 12 мм. 2 ∙ 245000000 ∙ 0,85 [7, стр. 103] (7) где 𝑅𝑧 = 245 МПа - допустимое напряжение для Ст35; φ = 0,85 – коэффициент прочности сварного шва при подварке стыковых швов с внутренней стороны; С = 0,004 м – запас на коррозию. 8) Толщина стенки эллиптического отбортованного днища: 𝑆д = 𝑃 ∙ 𝐷ср ∙ Уэ + 𝐶; 2 ∙ 𝑅𝑧 ∙ 𝜑 𝑆д = 1300000 ∙ 2,8 ∙ 0,82 + 0,004 = 11 мм. 2 ∙ 245000000 ∙ 0,85 [7, стр. 103] (8) где Уэ = 0,82 – коэффициент перенапряжения днища. 9) Напряжения, возникающие в эллиптическом днище: Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 27 - 27 𝜎= 𝑃 ∙ 𝐷ср ∙ Уэ ; 2 ∙ 𝜑(𝑆 − 𝑐) 𝜎= 1,3 ∙ 2,8 ∙ 0,82 = 219,4 Н/м2 . 2 ∙ 0,85(0,012 − 0,004) [7, стр. 103] (9) 10) Толщина стенки наклонного конического днища, если α=350: 𝑆=( 𝑃∙𝐷 ) + 𝐶; 2 ∙ 𝑅𝑧 ∙ 𝜑 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝑎 𝑆=( 1300000 ∙ 2,8 ) + 0,004 = 0,01 мм. 2 ∙ 245000000 ∙ 0,85 ∙ 0,819 [7, стр. 103] (10) Вывод: в результате расчета вертикального гравитационного сепаратора: - скорость осаждения капель жидкости в сепараторе: 0,002 м/с; - напряжения, возникающие в эллиптическом днище: 219,4 Н/м2 ; - толщина стенки наклонного конического днища: 0,01 мм. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 28 - 28 2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования 2.1 Приемка оборудования 2.1.1 Приемка АГЗУ При установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра: сборочные единицы сварочные соединения планировку площадки правильность оформления актов гидравлических испытаний, электропроводок и сопротивления заземления. Пуск установки в эксплуатацию осуществляется квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду производства работ. Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах. Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке. Установка может работать в трех режимах: через сепаратор на ручном режиме через сепаратор на автоматическом управлении через обводной трубопровод (байпасную линию) Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки 20, пропарочных и факельных линий. Открыть краны под Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 29 - 29 электроконтактным и показывающими манометрами, закрыть кран ЗРК 26, сброса давления и дренажный трубопровод и задвижку 21. При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции, закрыть задвижку 24, и открыть задвижки 22,23. Открыть задвижки первого ряда 18 и задвижку 28 на выходе ПСМ. Закрыть задвижки второго ряда 19. Производить подключение скважины скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ. Снимать показания счетчиков ТОР1-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо открывать задвижку 24, открыть задвижки первого и второго ряда 19, 18. Установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами. Закрыть задвижку 23, стравить давление в сепарационной емкости задвижкой 26, или через предохранительный клапан. Установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод. Все операции производить при отключенном блоке БУИ. При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо провести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпаную линию). Включить блок питания установки, затем тумблером включить блок БУИ через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП1М, переключиться переключатель ПСМ кнопкой сброса аварии, снять аварийный сигнал контроль замера и подачи. Поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ на блоке загорится лампа H1 «контроль замера». Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 30 - 30 Замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа «авария» кнопкой «сброс» авария снять аварийный сигнал 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключиться на следующую скважину, открыть задвижки первого ряда 18, открыть задвижки 28, 22, 23, закрыть задвижки 24, и задвижки 19 второго ряда, открыть краны под манометрами, задвижки 26 и 20 должны быть закрыты Рисунок 7 – Схема функционирования АГЗУ При проведении качественной приемки и монтажа АГЗУ, при выполнении всех необходимых пунктов технологии монтажа, срок службы и эксплуатации АГЗУ, его межремонтный период кратно увеличивается и увеличивается срок работы скважины и скважинного оборудования. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 31 - 31 2.2.1 Устранение неисправностей в АГЗУ При капитальном ремонте все комплектующие «Спутника» разбираются и проходят тщательную проверку выработавшие ресурс детали заменяются новыми, производится полная замера запорной и регулирующей арматуры. После сборки и покраски осуществляется опрессовка установки на стенде. Обязательно проводится проверка всех применяемых в АГЗУ контрольноизмерительных. Приборов при капитальном ремонте возможно как транспортировка оборудования с месторождения и обратно, так и выезд специалистов на территорию заказчика. Таблица 1- Характерные неисправности в АГЗУ Наименование Вероятная причина Метод устранения неисправностей, их х признаки 1.Повышение давления в манифольдах. Определяются Запарафинивание манифольдов. Пропарить манифольды. Запарафинился или засорился счетчик. Снять и очистить счетчик Не герметичность резьбовых соединений. Износ уплотняющего элемента вала насоса. В масляном баке мало жидкости. Излом вала ведущей шестерни. Нет питания на Подтянуть соединения. Сменить уплотнение. по манометру. 2.Повышение давления в сепараторе. Определяется по манометру. 3.Утечка в гидроприводе Подтеки масла в ГП-1М не уплотнениях 4.Привод создает давления. Долить масло. Сменить насос. Проверить наличие напряжения, электропроводку. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 32 - 32 двигателе. Продолжение таблицы 1- Характерные неисправности в АГЗУ 5.Заедание каретки ПСМ Нарушены зазоры в Отрегулировать насосе и насос не прокладками. Разобрать Тугой ход каретки или создает давления. переключатель ПСМ и Попадание убрать посторонний каретка не переключается. постороннего предмет. предмета между кареткой и корпусом. 6.Не фиксируется каретка Излом или большая Заменить пружину. ПроПСМ. усадка пружины парить или вскрыть и каретки, прочистить ПСМ. запарафинивание корпусов. 7.Переключение ПСМ Неправильно Отрегулировать установку произошло, но на БУИ или установлены указателя. контроля и управления указатель датчика переключение не управления. произошло. 8.При автоматическом Недостаточное Увеличить емкость пропуске скважины время между конденсаторной батареи. система переключения переключениями. ПСМ не успевает вернуться в исходное положение. 9.Реле времени не Мал ход якоря Отрегулировать ход якоря. возвращается в исходное электромагнита. Устранить неисправность. положение при Неисправна отключении муфты возвратная пружина. сцепления. 10.Не открывается или не Порвана мембрана, Разобрать, заменить возвращается в исходное ослабла возвратная мембрану подтянуть или положение регулятор пружина. заменить пружину, расхода. отрегулировать При проведении осмотра и технического обслуживания АГЗУ, согласно требований руководящей документации данные неисправности возможно максимально исключить. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 33 - 33 1. Раздел подземного ремонта скважин 1.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах Характерной особенностью подземного ремонта является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и те же операции. Изменение глубины подвески ШСН и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции независимо от целей. При подземном ремонте выполняют операции: - Транспортные доставки к скважине необходимого оборудования и инструмента - Подготовительные установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе - Спускоподъемные извлечение или спуск скважину оборудования - Заключительные свертывание комплекса оборудования и подготовка его к транспортировке. Собственно подземного ремонта занимают очень мало времени по сравнению со всеми остальными. Подземный ремонт скважины включает в себя текущий и капитальный ремонт, а текущий подразделяется на предупредительный, вынужденный и технологические работы. Предупредительный ремонт включает в себя: - Спуск или подъем колонн труб - Замену отдельного изношенных или имеющих дефектов труб - Установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов отсекателей - Промывку пробок Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 34 - 34 - Проверку, очистку или замену защитных приспособлений насоса - Спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных ЭЦН Вынужденный ремонт проводят для устранения внезапного появившихся отказов или дефектов в работе оборудования: - Расхаживание заклиненного плунжера - Расхаживание прихваченных труб При текущих ремонтах целеобразно совмещать несколько операций: например при замене ШСН целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать дефектные штанги и трубы. К технологическим работам относятся: - Изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при фонтанной или газлифтной эксплуатации - Изменение глубины подвески насоса - Замена насоса на другой Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 35 - 35 Рисунок 8 - Схема классификация операций, выполняемых при подземном ремонте. Капитальный ремонт включает в себя операции, связанные с ремонтом собственного скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб. Капитальный ремонт включает в себя: - Ремонтно-исправительные работы, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок - Изоляционные работы - Крепление пород призабойной зоны - Очистка фильтра - Переход на другой продуктивный горизонт К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты - Кислотная обработка - Гидравлический разрыв пласта - Тепловое воздействие на призабойную зону Что касается остальных операций, выполняемых при подземном ремонте, то анализ показывает, что они механизированы в значительно большой степени и длительность их проведения обусловленная не физическими возможностями людей, выполняющих эти операции, а технологией проведения операций и техническими характеристиками оборудования. 1.2 Технология проведения подземного ремонта скважин 1.2.1 Подготовка скважин к ремонту Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 36 - 36 Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают подготовленной для подземного ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти. Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй — установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния кронблока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешиваение ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН, расстановка оборудования на площадке. Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах, работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т. п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте,. причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то« через сравнительно небольшой промежуток времени давление Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 37 - 37 восстановится и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив обязательно, скважины. поскольку в Для фонтанирующих противном случае скважин начнется ее глушение открытое фонтанирование. Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами. 1 - Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушении скважины. 2 – Промывка скважины в сочетании с глушением Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. При прямой технологическую жидкость закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ. Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают. При условии повышения давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт. Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5—10%- Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса. В качестве технологической жидкости при подземном Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 38 - 38 ремонте обычно используют: 1- сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3 2- высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180— 1230 кг/м3 3- специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3. В зависимости от способа эксплуатации особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Рисунок 9 - Схема размещение оборудования при спуско-подъемных операциях При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудование показано на схема: - Установка передвижных мостков у устья скважины в тех случаях, когда отсутствуют стационарные - Проверка якорей для крепления оттяжек Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 39 - 39 - Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агрегата -Установка агрегата у устья скважины -Установка вышки в вертикальное положение, выдвижение ее секции вверх -Центровка мачты и натяжение оттяжек -Установка настила рабочей площадки Рассмотрим более подробно выполняемые операции при монтаже агрегата Азинмаш-37А, В них участвуют оператор, помощник оператора, машинист подъемного агрегата и тракторист ходового трактора. По сигналу оператора тракторист подгоняет ходовой трактор к передвижным мосткам, оператор зацепляет их к фаркопфу и наблюдает за точной установкой мостков у устья. Вместе с помощником он отцепляет мостки после их установки. Оператор вместе с трактористом проверяет качество крепления якорей. Для этого тракторист последовательно подводит трактор к каждой петле, оператор цепляет петлю якоря за фаркопф и дает сигнал на натяжку якоря. После проверки на усилие 45 кН трактор переезжает к следующему якорю. В это время помощник наблюдает за подгонкой агрегата к устью скважины со стороны, противоположной мосткам. Не доезжая 10 м до устья, агрегат останавливается, оператор с помощником разматывают оттяжки и растаскивают их в стороны. Затем они подготавливают площадку под брусья и подъемный агрегат, укладывают брусья под домкраты агрегата. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 40 - 40 Рисунок 10 – Схема размещение оборудования у устья ремонтируемой скважины с ЭЦН После проверки исправности узлов подъема и работы упоров верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость гидравлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператора, находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за выносным пультом управления, начинает подъем до тех пор, пока мачта не сядет в гнезда задней опоры. После размещения и монтажа оборудования бригада приступает к монтажу приспособлений для спуско-подъемочных операций, устанавливают инструментальный столик, монтируют, если они используются при ремонте, штанговый или трубные механические ключи. Перед ремонтом скважины, эксплуатируемой Э11Н, рядом с ней в поле зрения тракториста устанавливают кабеленаматыватель и пульт управления им. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей его середину с осью скважины. Кабель должен сбегать с верхней части барабана и через подвесной ролик направляться к устью скважины. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 41 - 41 Проведению спуско-подъемных операций, расхаживанию труб и всех операций, связанных с применением или извлечением внутрискважинного оборудования, предшествует разборка устьевой арматуры. Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов, крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх. 1.2.2 Извлечение упавших насосных труб и штанг При эксплуатации скважины штанговым насосом или в период подземного ремонта наиболее часто встречаются следующие аварии: - Обрыв или развенчивание штанг в процессе работы штанговой насосной установки: - Падение колонны штанг при спуско-подъемных операциях При этом если падение происходит с большой высоты, то нижняя часть колонны НКТ вместе с насосом может оборваться и полететь в забой. В указанных случаях взаимное расположение штанг и НКТ может быть следующими: - Штанги находятся внутри труб - Штанги выпадают из труб и располагаются в скважине рядом с ним - Штанги скручиваются в спираль, устанавливаются в два или более рядов, образуют плотные клубки из сломанных и погнутых штанг При обрыве или развенчивании штанг в процессе эксплуатации ШСНУ они падают на высоту, не превышающую длину хода плунжера, и сохраняют свою прямолинейную форму. Зная диаметр штанг и характер разрушения колонны, применяют ловители различных конструкций – простые и комбинированные, позволяющие захватывать штангу за тело или муфту, а также шлипсы Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 42 - 42 Если штанга находится в эксплуатационной колонне рядом с колонной НКТ и ее конец располагается выше конца упавших труб, то работы по их извлечению осложняются, поэтому при взаимодействии с печатью или ловильным инструментом их концы могут погнуться. Если при этом штанга прижата к стенке трубы, то применение штангового шлипса, как правильно, не дает эффекта и необходимого использовать счастливый крючок. Его спускают на колонне бурильных труб до верхнего конца аварийных штанг, поворачиваю ротором и поднимают. Если индикатор веса показывает увеличение нагрузки, то начинают осторожный, без рывков, подъем колонны, если нет повторяют операцию, опускают колонну и вращают ее ротором, пока не произойдет захват. Плотный клубок штанг извлекают с помощью обжимной коронки и колокола. При этом сначала обжимной коронкой придают верхней части клубка штанг цилиндрическую форму, а затем захватывают его колоколом. Если все операции не дают эффекта, ствол скважины очищают от смятых штанг обработкой торцевыми фрезами. На эту меру приходится идти не только в крайнем случае, поскольку их применение может привести к повреждению эксплуатационной колонны. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 43 - 43 а – с конической резьбовой треугольного профиля; б – с конической резьбовой трапецеидального профиля: в – с конической резьбовой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью: г – с конической резьбовой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала Рисунок 11- Насосно-компрессорные трубы и штанги 1.2.3 Извлечение упавшей установки ЭЦН Причиной падения на забой УЭЦН в процессе работы является обрыв НКТ в одном из резьбовых соединений в результате их неудовлетворительной выбраковки. При этом возможны следующие варианты соотношений длин оборванных труб и кабеля. Рисунок 11 – Возможные варианты обрыва НКТ и кабеля в скважинах, оборудованных ЭЦН Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 44 - 44 Обрыв НКТ в верхней части при обрывке кабеля в нижней части на (рисунке 11, а) Обрыв НКТ в верхней части при обрыве кабеля выше места обрыва колонны на (рисунке 11, б) Обрыв НКТ в нижней части с обрывом кабеля в верхней части и падение его на трубы с образованием сальника на (рисунке 11, в) Обрыв НКТ в нижней части при обрыве кабеля с образованием сальника в нижней части колонны на (рисунке 11, г) При этом хомуты, крепившие оторванный кабель к колонне, отрываются и остаются в эксплуатационной колонне. Как и во всех остальных случаях, работу по извлечению оборудования начинают с определения верхнего конца труб относительно устья скважины. При аварии с расположением НКТ и кабеля по первому варианту в скважину спускают на бурильных трубах наружную труболовку, которую сажают на верхний конец извлекаемых труб. Поднимают колонну на поверхность до появления кабеля медленно без рывков во избежание образования сальников из кабеля при прохождения им стыков эксплуатационной колонны. После появления кабеля его наматывают на барабан, и процесс подъема идет так же, как при обычном подъеме ЭЦН. Особое внимание при этом следует уделять контролю за показаниями индикатора веса: увеличение нагрузки свидетельствует о заклинивании хомутов, упавших на насос. При аварии с расположением кабеля по второму варианту сначала пытаются с помощью крюка поднять его. Если это не удается, то в скважину опускают фрезу и срезают кабель до муфты, после чего проводят работы по описанной выше технологии. Наиболее трудоемкими и сложными являются два оставшихся случая. Для их устранения необходимо сначала ликвидировать сальники из кабеля, для чего используют пауки с внутренними зубьями или удочкой. Её спускают спускают на Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 45 - 45 колонне бурильных труб вместе с воронкой, центрирующей ее, и после посадки на сальник захватывает петли кабеля и поднимает его наверх. При образовании сальника ниже места разрушения труб спускают труболовку, отвинчивают трубы, находящиеся выше или рядом с сальником, и поднимают их на поверхность. После этого работы ведут так же, как в предыдущем случае. При заклинивании агрегата в процесса подъема колонны в результате попадания в зазор между ним и эксплуатационной колонной посторонних предметов колонну расхаживают в сочетании с обратной промывкой. Лист ННК Н206-19.127.02-23 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 46 - 46
