Процесс опрессовки колонны нкт в скважине
Способ опрессовки колонны труб в скважине
Изобретение относится к нефтедобыче, а конкретно к способам опрессовки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) при эксплуатации скважин вставными штанговыми насосами. Перед спуском НКТ в скважину осуществляют перекрытие нижней части НКТ вставным штанговым насосом путем его посадки в замковой опоре НКТ и проверяют герметичность посадки. В процессе спуска колонны НКТ в скважину перед каждым наращиванием колонны в ее полости создают давление опрессовки, что позволяет уже в период формирования колонны определить негерметичную трубу и заменить ее без разборки всей колонны НКТ. После спуска колонны НКТ до проектной глубины и опрессовки всей колонны осуществляют сброс давления и соединяют плунжер вставного насоса с колонной насосных штанг. со с
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (st)s Е 21 В 17/00, 43/00
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4703389/03 (22) 12.06.89 (46) 15.10.91. Бюл. hb 38 (71) Управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин
Производственного объединения "Укрнефть" и Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" (72) И.П.Дырив, В.И.Мельник, В.M.Êåðíèöкий и В.И.Белоусов (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР
1Ф 302470, кл. Е 21 В 17/00, Авторское свидетельство СССР
hh 799167, кл. Е 21 В 17/00, 1978. (54) СПОСОБ ОПРЕССОВКИ КОЛОННЫ
ТРУБ В СКВАЖИНЕ
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно.к способам опрессовки колонны насосно-компрессорных труб при эксплуатации скважин вставными штанговыми насосами, Цель изобретения — повышение эффективности осуществления способа при опрессовке колонны подъемных труб эксплуатационной скважины.
Сущность способа заключается в следующем.
Вставной штанговый насос на поверхности фиксируется в узле замковой опоры и опрессовывается. После этого насосно-компрессорные трубы (НКТ) с узлом замковой опоры, в котором установлен насос с плун„„5U „„1684466 А1 (57) Изобретение относится к нефтедобыче, а конкретно к способам опрессовки колонны насосно-компрессорных труб (HKT) при эксплуатации скважин вставными штанговыми насосами. Перед спуском НКТ в скважину осуществляют перекрытие нижней части НКТ вставным штанговым насосом путем его посадки в замковой опоре НКТ и проверяют герметичность посадки. В процессе спуска колонны HKT в скважину перед каждым наращиванием колонны в ее полости создают давление опрессовки, что позволяет уже в период формирования колон н ы оп редел ить неге рметичную трубу. и заменить ее без разборки всей колонны
HKT После спуска колонны HKT до проект- Я ной глубины и опрессовки всей колонны осуществляют сброс давления и соединяют плунжер вставного насоса с колонной насосных штанг. жером, спускаются в скважину. Заполнение полости труб жидкостью, находящейся в скважине. происходит через всасывающий и нагнетательный клапаны насоса. После спуска части колонны насосно-компрессорных труб посредством насосного агрегата в них создается избыточное давление требуемой величины. Отсутствие снижения давления в полости НКТ свидетельствует о герметичности колонны. Осуществляя наращивание колонны НКТ, производят многократное (по числу свечей труб) создание давления в полости колонны. После спуска колонны труб на проектную глубину и проведения последней опрессовки, снимая давление, производят спуск штанг, конец
Составитель В,Родина
Техред M,Moðãeíòàë Корректор ТЛалий
Редактор А.Лежнина
Заказ 3492 Тираж Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям прл ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 которых оборудован захватывающим устройством, например, автосцепом, и осуществляют их соединение с плунжером насоса, Пример, Выбирают гипотетическую скважину глубиной Н-1600 м. Дебит добываемой жидкости 0-26,2 м /сут. Скважина з эксплуатируется вставным штанговым насосом типа НСВ1 38 с диаметром плунжера
D=38 мм. Глубина спуска насоса Нн=900 м.
Устьевое давление при работе насоса
Руст-1,6 Mfla. Определяют онрессовочное давление колонны НКТ иэ расчета максимально возможного избыточного давления в процессе эксплуатации скважины, Максимально возможное избыточное давление в колонне труб будет при освоении скважины глубинным насосом после проведения операций подземного ремонта скважины, когда ее ствол полностью заполнен задавочной жидкостью, при том допущении, что при откачке эадавочной жидкости уровень ее снизится до приема насоса. В данном случае в качестве эадавочной жидкости используется техническая вода, плотность которой
Р-1000 кг/м . Таким образом, максимальное давление в насосно-компрессорных трубах при снижении уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса.
Р макс=Руст+ (Нн Р) 10 1,6+9=10,6 МПа.
-2
Для обеспечения герметичности НКТ в процессе работы насоса принимают коэффициент запаса прочности п-1,25, аким образом, опрессовочное давление
Ропр=Риакс п=10,6 1,25=13,25 МПа
Таким образом, принимают опрессовочное давление равным: Рс пр=15 МПа, Собранный насос НСВ1-38 устанавливается на поверхности в замковую опору и производится опрессовка водой герметичности сопряжения насоса с замковой опорой и его клапанов посредством насосного агрегата ЦА-320. После этого замковая опо5 ра с установленным насосом спускается на насосно-компрессорных трубах в скважину.
По мере спуска насоса можно производить опрессовку труб секциями, например, через
200-300 м. При этом наличие негерметично10 сти соединения труб или тела трубы обнаруживается своевременно, вследствие чего уменьшаются объем спуско-подъемных работ и затраты на их проведение. После спуска насоса на требуемую глубину 900 м
15 производят спуск колонны штанг, на конце которых установлен автосцеп, и осуществляют соединение ее с плунжером насоса.
После этого скважину пускают в эксплуатацию.
Формула изобретения
Способ опрессовки колонны Tpy6 s скважине, включающий перекрытие полости колонны труб в нижней части перед спу25 ском в скважину, перепуск скважинной жидкости в полость труб в процессе их спуска в скважину, многократное создание в полости колонны по мере ее наращивания давления опрессовки и сброс последнего, 30 отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности осуществления способа при опрессовке колонны подъемных труб эксплуатационной скважины, перекрытие полости колонны осуществляют
35 вставным штанговым насосом путем посадки последнего в замковой опоре колонны подъемных труб, причем перед спуском в скважину проверяют герметичность посадки насоса.
4п
findpatent.ru
Способ эксплуатации насосно-компрессорных труб в газовой скважине и устройство для его осуществления
Изобретение относится к технике и технологии добычи газа из скважины, а именно к способам и устройствам эксплуатации насосно-компрессорных труб в газодобывающей промышленности. Способ включает спуск в скважину насосно-компрессорных труб с якорем на конце, разгрузку их на якорь после радиального выдвижения из корпуса и зацепления плашек якоря с внутренней стенкой эксплуатационной колонны за счет создания гидравлического избыточного давления на рычажный поршень, с последующей передачей радиального усилия на плашки якоря. Радиальные усилия передают через связанные с рычажным поршнем зубчатые рейки, посредством их зацепления с зубчатыми кольцами на наружной поверхности корпуса, и конус. Освобождение плашек от колонны обеспечивают вращением труб вправо за счет левой резьбы, выполненной в нижней обойме и корпусе якоря. Устройство содержит корпус с пазами, рычажный поршень с рычагами, плашки, зубчатые рейки, нижние концы которых опираются на упор, закрепленный с верхней частью конуса, и обоймы. Рычажный поршень соединен посредством рычагов с зубчатыми рейками, которые входят в зацепление с зубчатыми кольцами, выполненными на наружной поверхности корпуса. Конус сопрягается с подвижными в осевом направлении плашками, расположенными между обоймами, нижняя из которых соединена с нижней частью корпуса левой резьбой. Изобретение обеспечивает увеличение срока службы насосно-компрессорных труб, упрощение технологических операций. 2 с.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к технике и технологии добычи газа из скважины, а именно к способам эксплуатации насосно-компрессорных труб (НКТ) в газодобывающей промышленности и устройствам для их осуществления.Известен способ якорения насосно-компрессорных труб (НКТ) для возможной их эксплуатации, включающий спуск в скважину НКТ с якорем на конце в заданный интервал, сбрасывание шара в полость якоря, создание избыточного гидравлического давления под поршень якоря, под действием которого поршень через плашкодержатель надвигает плашки на конус и обеспечивает якорение плашек в стенку эксплуатационной колонны, в результате чего обеспечивается разгрузка на якорь /1/.Данный способ обеспечивает эксплуатацию НКТ с разгрузкой их на якорь при постоянном поддержании избыточного гидравлического давления в системе, то есть на технологически заданный кратковременный период, а циркуляция по НКТ может быть обеспечена после среза втулки якоря при увеличении избыточного гидравлического давления, что приводит к освобождению плашек якоря от колонны. Следовательно, этот способ не может быть использован для эксплуатации НКТ с разгрузкой их на якорь.Известно устройство (якорь) для эксплуатации НКТ с разгрузкой их на эксплуатационную колонну, содержащее корпус, конус, плашки, поршень, срезную втулку и шарик /1/.Однако такой якорь не может быть использован для длительной эксплуатации НКТ, так как плашки якоря контактируют с эксплуатационной колонной при постоянном поддержании избыточного гидравлического давления на поршень. Циркуляционные операции в скважине могут проводиться только после удаления срезной втулки, а это означает, что разгрузка НКТ на якорь прекращается, и они будут находится под нагрузкой собственного веса, что неизбежно приводит к вышеуказанным последствиям.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации насосно-компрессорных труб в газовой скважине /2/.Способ включает спуск в скважину насосно-компрессорных труб с якорем на конце в заданный интервал и разгрузку их на якорь после радиального выдвижения из корпуса и зацепления плашек якоря с внутренней стенкой эксплуатационной колонны за счет создания гидравлического избыточного давления на рычажный поршень, с последующей передачей радиального усилия на плашки якоря и освобождение плашек от колонны перед подъемом насосно-компрессорных труб на поверхность.Недостатком известного способа является то, что его применение связано с дополнительными двумя спускоподъемными операциями:- извлечение верхней части устройства на поверхность, соединение НКТ с нижней частью устройства в скважине,- извлечение при необходимости нижней части устройства на поверхность, подъем НКТ и спуск верхней части устройства.Все это усложняет процесс эксплуатации НКТ и снижает срок их службы.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для эксплуатации насосно-компрессорных труб /2/.Устройство содержит корпус с пазами, внутри которого, в верхней части, размещен рычажный поршень с рычагами, плашки.Недостатком известного устройства является то, что в момент развинчивания верхней части устройства и навинчивания НКТ в нижнюю часть устройства не исключается нарушение контакта (зацепления) плашек устройства с обсадной колонной. Следовательно, поставленная цель может быть не достигнута.Целью настоящего изобретения является увеличение срока службы насосно-компрессорных труб (НКТ), упрощение технологических операций, осуществляемых в процессе эксплуатации газовых скважин (промывка и вынос песка, циркуляция жидкостей и пены и т.п.), а также регулирование низа подвески НКТ (фильтра, приборов) на заданную глубину при спуске в скважину.Поставленная цель достигается тем, что в известном способе эксплуатации насосно-компрессорных труб в газовой скважине, включающем спуск в скважину насосно-компрессорных труб с якорем на конце в заданный интервал, разгрузку их на якорь после радиального выдвижения из корпуса и зацепления плашек якоря с внутренней стенкой эксплуатационной колонны за счет создания гидравлического избыточного давления на рычажный поршень, с последующей передачей радиального усилия на плашки якоря и освобождение плашек от колонны перед подъемом насосно-компрессорных труб на поверхность, согласно изобретению радиальные усилия на плашки якоря передают через связанные с рычажным поршнем зубчатые рейки, посредством их зацепления с зубчатыми кольцами на наружной поверхности корпуса, и конус, которые перемещают в осевом направлении вниз поршнем, а освобождение плашек от колонны перед подъемом насосно-компрессорных труб на поверхность обеспечивают вращением насосно-компрессорных труб вправо за счет левой резьбы, выполненной в нижней обойме и корпусе якоря.Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве для эксплуатации насосно-компрессорных труб, содержащем корпус с пазами, внутри которого, в верхней его части, размещен рычажный поршень с рычагами, плашки, согласно изобретению оно снабжено зубчатыми рейками, нижние концы которых опираются на упор, закрепленный с верхней частью конуса, и обоймами, при этом рычажный поршень, внутри которого размещена срезная втулка, соединен посредством рычагов с зубчатыми рейками, которые входят в зацепление с зубчатыми кольцами, выполненными на наружной поверхности корпуса, а конус сопрягается с подвижными в осевом направлении плашками, расположенными между обоймами, нижняя из которых соединена с нижней частью корпуса левой резьбой.На чертеже изображен общий вид устройства в разрезе.Устройство состоит из корпуса 1, рычажного поршня 2 со срезной втулкой 3 и рычагами 4, зубчатых реек 5, упора 6, пружин 7, конуса 8, плашек 9, обойм 10 и шара 11.Корпус 1 выполнен с пазами для движения рычагов 4 и зубчатыми кольцами на наружной поверхности для зацепления зубчатых реек 5.Насосно-компрессорные трубы (НКТ) с якорем на конце опускают в скважину в заданный интервал, затем в полость НКТ бросают шар 11, который становится в седло срезной втулки 3 и перекрывает канал связи. После этого создают избыточное гидравлическое давление в полость НКТ на рычажный поршень 2, который, перемещаясь вниз своими рычагами 4, перемещает зубчатые рейки 5 по зубчатым кольцам корпуса 1. В свою очередь зубчатые рейки 5 приводят в движение конус 8, который передает радиальное перемещение плашками 9 в обоймах 10 до сцепления плашек с эксплуатационной колонной 12.Освобождение плашек 9 от эксплуатационной колонны 12, перед подъемом НКТ 13 на поверхность, обеспечивается вращением НКТ вправо за счет левой резьбы, выполненной в нижней обойме 10 и корпусе 1 якоря.Пружина 7 обеспечивает возврат зубчатой рейки в сопрягаемое положение с зубчатыми кольцами корпуса 1 при перемещении рейки по наружной поверхности корпуса.Использование предлагаемого изобретения позволят увеличить срок службы НКТ, упрощение технологических операций, осуществляемых процесс эксплуатации газовых скважин, а также регулирование низа подвески НКТ на заданную глубину при спуске в скважину.Экономический эффект от применения изобретения в зависимости от среды, температуры и глубины скважины может составить от 20 до 80% в сравнении с существующими методами эксплуатации НКТ.Источники информации1. Бухаленко И.Е. и др. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М.: Недра, 1991, с. 254.2. А.с. СССР №1520234 А1, кл. Е 21 В 23/00, 1989.Формула изобретения
1. Способ эксплуатации насосно-компрессорных труб в газовой скважине, включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб с якорем на конце в заданный интервал, разгрузку их на якорь после радиального выдвижения из корпуса и зацепления плашек якоря с внутренней стенкой эксплуатационной колонны, за счет создания гидравлического избыточного давления на рычажный поршень, с последующей передачей радиального усилия на плашки якоря и освобождение плашек от колонны перед подъемом насосно-компрессорных труб на поверхность, отличающийся тем, что радиальные усилия на плашки якоря передают через связанные с рычажным поршнем зубчатые рейки, посредством их зацепления с зубчатыми кольцами на наружной поверхности корпуса, и конус, которые перемещают в осевом направлении вниз поршнем, а освобождение плашек от колонны перед подъемом насосно-компрессорных труб на поверхность обеспечивают вращением насосно-компрессорных труб вправо за счет левой резьбы, выполненной в нижней обойме и корпусе якоря.2. Устройство для эксплуатации насосно-компрессорных труб, содержащее корпус с пазами, внутри которого, в верхней его части, размещен рычажный поршень с рычагами, плашки, отличающееся тем, что оно снабжено зубчатыми рейками, нижние концы которых опираются на упор, закрепленный с верхней частью конуса, и обоймами, при этом рычажный поршень, внутри которого размещена срезная втулка, соединен посредством рычагов с зубчатыми рейками, которые входят в зацепление с зубчатыми кольцами, выполненными на наружной поверхности корпуса, а конус сопрягается с подвижными в осевом направлении плашками, расположенными между обоймами, нижняя из которых соединена с нижней частью корпуса левой резьбой.РИСУНКИ
Рисунок 1findpatent.ru
Способ опрессовки обсадной колонны
Использование: при проверке качества крепления скважины обсадной колонной. Сущность: по окончании цементирования обсадной колонны ее оставляют в покое на срок начала схватывания цементного раствора. Затем создают избыточное внутреннее давление и поддерживают его в течение времени опрессовки, регистрируя изменение давления на устье скважины. Процесс опрессовки заканчивают не позже срока конца схватывания цемента.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности.
Известен способ опрессовки обсадной колонны путем создания в ней давления и регистрации изменения давления на устье скважины для определения герметичности обсадной колонны [1] . Так как в данном способе избыточное давление в обсадной колонне создают после ОЗЦ, а часто и после оборудования устья скважины, когда в заколонном пространстве уже сформировалось цементное кольцо, то сила избыточного давления разрушает цементное кольцо, нарушает силы сцепления обсадных труб с цементным кольцом и цементного кольца со стенками скважины. Известен способ опрессовки обсадной колонны, включающий создание в обсадной колонне давления и регистрацию изменения давления на устье скважины для определения герметичности обсадной колонны [2] . При данном способе опрессовку производят в процессе спуска обсадной колонны. Так как на опрессовку обсадной колонны затрачивается значительное время (только на выдержку под давлением требуется 30 мин плюс время на герметизацию верхней части обсадной колонны, создание нужной величины давления и подъем шлипсом на канате пробки, перекрывающей низ обсадной колонны), то это в значительной мере удлиняет время спуска обсадной колонны. Так как при этом нередко происходят прихваты обсадных колонн, то этот способ не нашел применения в практике. Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ опрессовки обсадной колонны, включающий создание избыточного давления внутри колонны и регистрацию изменения давления на устье скважины [3] . К недостаткам данного способа следует отнести то, что при опрессовке обсадной колонны возможны пропуски бурового раствора через зазор между продавочной пробкой и стенкой скважины, имеющийся из-за гофров, образуемых манжетами пробки. Пропуски дезориентируют исполнителей в том, что это происходит по причине пропусков в обсадной колонне (пропуски через резьбу и пр. ) или через узел продавочной пробки. В случае пропусков через пробку оголен башмак обсадной колонны. Таким образом, недостатком известного способа является снижение качества цементирования (из-за пропусков в башмаке) и трудность определения местонахождения пропусков. Цель изобретения - повышение качества цементирования за счет исключения оголения башмака обсадной колонны. Это достигается тем, что в известном способе опрессовки, включающем создание избыточного давления внутри колонны и регистрацию изменения давления на устье скважины, создание избыточного давления в обсадной колонне производят по окончании срока начала схватывания, но не позже конца схватывания цементного раствора. П р и м е р. Требуется опрессовать обсадную колонну на 400 МПа. Показатели цементного раствора: начало схватывания 2 ч 5 мин, конец схватывания 3 ч 30 мин. Период схватывания равен 330 - 205 = 1 ч 25 мин. Фактическое время опрессовки составляет 52 мин (подготовительные работы 12 мин, создание избыточного давления 10 мин и регистрация изменения давления или "выдержка" под давлением 30 мин). Таким образом, время схватывания позволяет произвести предлагаемым способом опрессовку обсадной колонны: 125 - 052 = 033 ч. После проведения таких проверочных расчетов приступают к опрессовке обсадной колонны. После посадки продавочной пробки на упорное кольцо и получения давления-стоп давление в обсадной колонне снижают до нуля. Скважину оставляют в покое до окончания начала схватывания цементного раствора, т. е. на 2 ч 5 мин. Например, если на цементирование обсадной колонны затрачено 1 ч 27 мин, то в "покое" и без избыточного давления обсадная колонна находится 205 - 127 = 38 мин. Во время оставления обсадной колонны в покое (38 мин) производят подготовительные работы по опрессовке обсадной колонны: обвязка насосных агрегатов, набор воды и пр. По истечении этого времени (т. е. и конца схватывания цементного раствора) приступают к опрессовке обсадной колонны. Начинают одним насосным агрегатом закачивать воду (буровой раствор) и по достижении избыточного внутреннего давления опрессовочного значения - 40 МПа делают выдержку колонны под этим давлением в течение 30 мин. В это время наблюдают за изменением избыточного давления в колонне по манометру, установленному на цементировочной головке на устье скважины. По характеру изменения давления делают вывод о герметичности обсадной колонны. Так как давление за 30 мин снижается только 0,3 МПа, то обсадная колонна признается герметичной. На все работы по опрессовке тратят 52 мин, как и по нормативу, и кончают за 33 мин до окончания конца схватывания цементного раствора. 1 ч 25 мин - 52 мин = 33 мин. В период ОЗЦ, но до начала схватывания цементного раствора нельзя производить опрессовку обсадной колонны, так как цементный раствор в это время еще начинает схватываться и не имеет своего скелета. Так как продавочные пробки применяются только манжетного типа и образуют гофры, то они часто являются причиной негерметичности. Поэтому при такой пробке под нее может быть закачена продавочная жидкость, находящаяся над пробкой, в результате чего нельзя добиться герметичности обсадной колонны и создается аварийная обстановка - оголен башмак обсадной колонны. В начальный период схватывания (т. е. по достижении начала схватывания цементного раствора) цементный раствор уже имеет свой каркас, но в нем еще много жидкой массы. Эта масса после вытаскивания иглы Вика быстро заполняет отверстие в цементном тесте, образующееся после вытаскивания (извлечения) иглы. Аналогично ведет себя и цементное кольцо в этот период. Зазор, который образуется после снятия давления в обсадной колонне, тоже заполняется жидкой частью цементного раствора, имеющейся в этот период в цементной массе в заколонном пространстве. Однако, по прошествии конца схватывания таких свойств у цементного раствора нет. После извлечения иглы Вика образовавшееся при этом отверстие уже не заполняется жидкой фракцией цементного раствора. При опрессовке обсадной колонны в этот период зазоры, оставшиеся между обсадной колонной и цементным камнем (кольцом) после снятия давления, не заполняются жидкой частью цементного раствора. В будущем эти зазоры являются местом перетока и являются причиной плохого качества крепления скважин. Достоинства предложенного способа: способ позволяет предотвратить разрушение цементного кольца и нарушение схватывания цементного кольца с обсадной колонной, происходящее во время проведения работ по опрессовке известными способами, а также позволяет предотвратить оголение низа обсадной колонны; способ прост по технологии, для его осуществления требуется то же оборудование, которое применяется при проведении опрессовок известными способами. (56) 1. Шацов Н. И. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. М. : Гостоптехиздат, 1961, с. 486. 2. Гайворонский А. А. и др. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М. : Гостоптехиздат, 1962, с. 85. 3. Ашрафьян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М. : Недра, 1989, с. 17-21.Формула изобретения
СПОСОБ ОПРЕССОВКИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ, включающий создание избыточного внутреннего давления сразу после окончания цементирования обсадной колонны при незатвердевшем цементном растворе и регистрацию изменения давления на устье скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения качества цементирования за счет исключения башмака обсадной колонны, создание избыточного внутреннего давления производят в период после окончания срока начала схватывания цементного раствора до окончания срока конца схватывания цементного раствора.findpatent.ru
Спуск УЭЦН в скважину, герметизация, пробный запуск — Студопедия
(рис. 10.1.1)
Глубиной спуска УЭЦН, указанной в паспорте-формуляре, является зона приема насоса.
Мастер ТКРС несет ответственность за правильность подбора НКТ для спуска УЭЦН на заданную глубину. При несоответствии длины кабеля заявленной в паспорте-формуляре — меньше заявленного (+10-15 м до ШВП) - монтаж не производится. Остаток кабеля большей длины возвращается в "ЭПУ-СЕРВИС" по акту возврата.
Спуск установки производится со скоростью не выше 0,25 м/с, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5° на 10 м, скорость спуска не
Таблица 10.1.3. Пояса для крепления кабеля
| Тип УЭЦН или | размер | НКТ | Шифр пояса | Длина пояса, мм |
| НКТЖбОмм | ЭН21/1 | |||
| НКТЖ73мм | ЭН 21/2 | |||
| УЭЦН-5 | ЭН 21/IV | |||
| УЭЦН-5А | ЭН 21/1 |
должна превышать 0,1 м/с. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированным подъемником.
Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения.
Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости.
Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, перекруты, кабель от автовымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.
Запрещается тянуть кабель за муфту удлинителя.
При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
На расстоянии 250—300 мм, выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка, кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами), не допуская при этом "слабины" и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.
Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ (см. рисунок). Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ че-рез на-
сое, вызывающего турбинное вращение ротора. Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5"), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.
Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм, необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и, если изоляция не восстановилась, вызвать представителя "ЭПУ-Сервис", который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.
После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя "ЭПУ-Сервис" и цеха добычи нефти для пробного запуска.
В процессе пробного запуска производится:
- опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления, равного 60 кг/см2;
- проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;
- сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного использования).
При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.
studopedia.ru
