6. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования

Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками

Станок-качалку устанавливают на фундамент либо моно­литный (бутобетонный или железобетонный), либо сборный (железобетонный или металлический). По окончании монтажа всего оборудования проводят обкатку станка-качалки на хо­лостом ходу в течение трех часов. Затем присоединяют штанги и пускают станок-качалку в работу под нагрузкой.

По истечении первых нескольких дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически контролировать состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошип­ных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание , натяже­ние ремней, отсутствие течи масла в редукторе, соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установ­ленному режиму и т. п.

При обходе и осмотре насосных скважин необходимо прове­рять состояние клиноременной передачи; состояние валовых подшипников СК; крепление головки шатуна и пальца криво­шипа; поступление смазки к трущимся поверхностям; работу сальника (ежесуточно надо подтягивать сальник до едва за­метного нагрева штока); нефтяные и газовые линии (устранить пропуски); состояние территории вокруг станка-качалки и скважины (очистить от грязи и нефти); периодически (один раз в 2—3 месяца) общее состояние установки (крепление СК” узлов и т. п.).

Обнаруженные дефекты следует немедленно устранить.

В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы станка-качалки в соответствии с инструкци­ей их эксплуатации.

12.5. Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют (проверяют проходимость ствола) колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100—150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием выш­ки или мачты (см. гл. 16). Для этого применяют также специ­альный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско-подъемных операций на скважине используется кабель­ный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4—5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов исполь­зуются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешен­ная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя скабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое со­противление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 10 Ом.

Для измерения электрических параметров УЭЦН и их тех­нического обслуживания имеются автомобильные полевые ла­боратории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов—автомо­бильный агрегат типа АРСТА-1.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья сква­жины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы не тре­буют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:

не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродви­гателя;

периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансфор­матора (обесточенных);

устраняют негерметичности трубопроводов.

Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложе­ниями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Мето­ды борьбы такие же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации.

Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществ­ляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под дина­мический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свобод­ного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно дав­лению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнитель­но задалживаются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для рабо­ты при повышенном входном газосодержании . Для этого в ЭЦН первые 10—15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляю­щих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газо­жидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов но с большей подачей, испытываются насосы с газовыми цент­робежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионностойком исполнении. В це­лом УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонен­тов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обыч­ного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износо­стойкого (механических примесей до 0,5 г/л) и коррозионно-стойкого (Н2S до 1,25 г/л и рн=6,0—8,5). Содержание воды в продукции должно быть не более 99%. Разработаны установки ЭЦН, оснащенные системой ТМС-3.

Установки выпускаются в исполнении для умеренного клима­та. Допускается их применение в районах с холодным клима­том. Для районов с холодным климатом установки комплекту­ются соответствующими трансформаторами.

При нарушении работы скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротив­ления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают установку и рубильник-пре­дохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и при­ступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобож­дения НКТ от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбра­сывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте над­реза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ. Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломан­ный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.

11.13. Автоматизированный контроль

и управление скважинами, оборудованными штанговыми

скважинными насосными установками

Автоматизация скважины, оборудованной ШСНУ, может быть местной (локальной) и дистанционной. При местной ав­томатизации насосные скважины оснащаются станцией управ­ления тип БУС-ЗМ, электроконтактным манометром типа ВЭ-16РБ и манометром для контроля затрубного давления. Станция управления состоит из следующих основных частей:

силовой части, предназначенной для управления электродвигателем станка-качалки;

блока управления и защиты, обеспечивающего формирова­ние сигналов управления, контроль состояния оборудования станка-качалки и формирование сигнала аварийного отключе­ния;

первичного преобразовате­ля давления, предназначенно­го для формирования аварий­ного сигнала при повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе.

Такая система автоматиза­ции обеспечивает:

автоматическое управле­ние электродвигателем стан­ка-качалки в аварийных слу­чаях (при обрыве штанг и поломках редуктора, при то-ковых перегрузках, коротких замыканиях и обрывах фаз, неисправностях насоса);

отключение электродвига­теля по импульсу от электро­контактного манометра при аварийных ситуациях на груп­повой замерной установке;

индивидуальный самоза­пуск станка-качалки после

перерыва в снабжении электроэнергией;

программный запуск и остановку электродвигателя при пе­риодической эксплуатации скважины.

Аварийное состояние устанавливается с помощью анализа­тора потребляемой мощности электродвигателем. При помощи анализатора мощности можно получить информацию для ди­агностики скважинного оборудования (поломка клапанов, об­рыв штанг, заклинивание плунжера). Предусмотрено и ручное управление работой станка-качалки.

Имеются также система контроля уровня жидкости в сква­жине типов СКУ-1Мм“Эхо” с глубиной измерения до 3000 м при давлении газа в затрубном пространстве до 15 МПа.

В случае местной (локальной) автоматизации при передаче информации на небольшие расстояния (в пределах скважины, куста скважин или установки) применяют пневматические и электрические преобразователи, которые входят в конструкции датчиков. Для передачи информации на большие расстояния между контролируемым пунктом (КП) и пунктом управления (ПУ) применяются средства телемеханики, которые передают информацию в видедискретных (цифровых) сигналов, пред­ставленных кодовыми комбинациями, то есть используются аналогоцифровые и цифроаналоговые преобразователи. При местной и дистанционной автоматизации датчики технологиче­ских параметров измеряют значения этих параметров и позво­ляют получить на выходе стандартный (аналоговый) сигнал, пропорциональный этому значению. Средства телемеханики являются одним из компонентов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Для телемеханизации технологических объектов в нефтяной промышленности (скважин групповых замерных установок и кустовых насосных станций) применяют систему телемеханики ТМ-620. Эта система включает в себя пункт управления и кон­тролируемые пункты. Она обеспечивает телеуправление двух­позиционными исполнительными устройствами ТУ, телеизмере­ние интегральных (дебит) ТИИ и текущих (давление и др.) ТИТ значений параметров, телединамометрирование (телеконт­роль) ТД, телесигнализацию аварийного состояния объектов ТСА, телесигнализацию состояния двухпозиционного объекта ТСС, а также двухстороннюю телефонную связь.

Система рассчитана на работу по кабельной двухпроводной линии связи. Число таких линий связи (направлений)—до 15. К каждому направлению может подключаться до 15 пунк­тов контроля. Максимальная дальность действия составляет 60 км. Система питается от сети переменного однофазного то­ка 220 В промышленной часто гы 50 Гц. Конструктивно пункт управления выполнен в напольных шкафах, а пункты контро­ля — в навесных шкафах.

Совместно с системой ТМ-620 работает устройство телединамометрирования частотное УТЧ. которое позволяет получать масштабное изображение динамограммы на экране динамоско­па, а также цифровую регистрацию или запись на магнитной ленте для дальнейшей обработки на ЭВМ. Устройство состоит из приемно-.преобразовательного блока, частотного датчика ли­нейных перемещений и частотного датчика угловых перемеще­ний. При работе в режиме дистанционного динамометрирования приемно-преобразовательный блок устанавливается на шас­си автолаборатории.

Система телемеханики типа ТМ-660Р “Хазар” в качестве линии связи имеет выделенный радиоканал с одной или двумя несущими частотами, выделенную кабельную и воздушную ли­нии.

Прогресс электронной техники привел к необычайно быст­рой смене элементных баз устройств автоматики — от электро­магнитных реле к полупроводниковым приборам, затем к ин­тегральным микросхемам и поставил вопрос о применении микропроцессоров. Разрабатываются объектно-ориентирован­ные микропроцессорные комплексы, позволяющие дистанционно управлять кустами (группой) скважин с механизированной (газлифтной, насосной) добычей нефти, что обеспечит широкое внедрение автоматизированных систем управления технологи­ческими процессами (АСУ ТП) в нефтедобыче.