В предыдущей статье мы обсудили основные причины выхода из строя штанговых глубинных насосов и способы диагностики неисправностей насосных скважин. В этой статье подробно описаны распространённые методы устранения неисправностей насосных скважин и этапы анализа неисправностей. Итак, без лишних слов, давайте разберёмся.
III. Распространенные методы устранения неполадок при откачке воды из скважин:
1. Метод герметизации обсадной колонны:
Этот метод подходит для решения проблем, когда плавающий или неподвижный клапан застрял на своем седле и не может быть открыт.
Порядок выполнения: проверьте герметичность соединений устьевого трубопровода и подсоедините трубопровод поддержания давления. Затем с помощью автонасоса закачайте нефть или газ в затрубное пространство обсадной колонны для повышения давления. Одновременно включите насос. При достижении давления 3–5 МПа можно открыть запорный клапан насоса.
2. Метод снятия поршня:
Поднимите полирующий шток, извлеките поршень из рабочего цилиндра и перемещайте его вверх и вниз в течение 0,5–1 часа. Затем установите поршень на место в рабочем цилиндре. Это позволит удалить застрявший поршень. 3. Способ крепления голого штока: Когда резьба голого штока или 1–2 насосных штанг ниже голого штока расцепляется, это обычно проявляется в большой разнице верхнего и нижнего хода подвесной нагрузки насосного агрегата, и нефтяная скважина не будет добывать нефть. Операция крепления насосной штанги выглядит следующим образом: (1) Остановите головку оснастки в нижней мертвой точке. (2) Закройте обратный клапан и провентилируйте устье скважины. (3) Снимите уплотнительную коробку голого штока и снимите уплотнительное кольцо. (4) Сначала затяните подъемное кольцо или муфту на голом штоке, затем ослабьте квадратный зажим голого штока на канатной подвеске и опустите голый шток для крепления. Существует два способа крепления: ручное крепление и силовое крепление. (5) Проверьте расстояние до столкновения, добавьте уплотнительное кольцо, откройте обратный клапан и начните качать. 4. Метод столкновения насоса: Метод столкновения насоса заключается в регулировке расстояния до помпажа насоса до нуля или отрицательного значения. Когда поршень достигает нижней мертвой точки, он сталкивается с неподвижной крышкой клапана, создавая ударную силу, которая стряхивает песок, отложившийся на неподвижном клапане и плавающем клапане, так что шарик клапана и седло клапана герметизируются. Этот метод широко используется для удаления небольших песчаных заторов в неглубоких скважинах (в пределах 1000 м). Этапы работы: (1) Остановите насосную штангу около нижней мертвой точки и используйте квадратный зажим, чтобы зафиксировать легкий стержень в уплотнительной коробке, поверните насос и снимите нагрузку с насосной штанги. (2) Пометьте легкий стержень под подвеской троса. (3) Ослабьте квадратный зажим на подвеске троса. Медленно отпустите тормоз. Когда отметка под подвеской троса станет приблизительно больше исходного расстояния противопомпажа при движении вверх, затяните тормоз и снова заблокируйте квадратный зажим на подвеске троса. (4) Отпустите тормоз, снимите квадратный зажим на уплотнительной коробке и запустите насосный агрегат, чтобы плунжер и неподвижный клапан столкнулись 3–5 раз.
(5) После столкновения заново выровняйте противопомпажное расстояние.
(6) Запустите насосный агрегат и проверьте, соответствует ли расстояние противопомпажному.
5. Способ промывки скважин:
Промывка скважин — основной метод устранения аварий на нефтяных скважинах. Она подходит для устранения засоров в клапанах штанговых насосов, засорения парафином, засорения оборудования для перекачки нефти и т. д.
Меры предосторожности при промывке скважин:
(1) Жидкость для промывки скважин следует выбирать в зависимости от состояния жидкости в скважине. Для нефтяных скважин без воды или с содержанием воды менее 20% в качестве промывочной жидкости следует использовать сырую нефть, а для скважин с содержанием воды более 20% – жидкость для промывки скважин.
(2) Требуемая температура промывочной жидкости для скважин составляет 70~80 ℃, а температура на выходе не ниже 60 ℃.
(3) При промывке скважин используется промывочная жидкость обратной циркуляции. Объём промывочной жидкости должен быть не менее двух объёмов ствола скважины. Скорость промывки постепенно увеличивается от меньшей к большей, обычно 15–30 м³/ч.
(4) Если во время промывки скважины головка бура медленно движется вверх и вниз, это означает, что в ней застрял воск. Необходимо увеличить производительность и категорически запрещается останавливать машину.
(5) Силу тока следует измерять до и после промывки скважины. После промывки скважины сила тока должна вернуться к нормальному уровню.
Принципы выбора скважин:
(1) Промывку скважин следует проводить в соответствии с циклом отложения парафина в нефтяной скважине.
(2) Скважины с пониженной производительностью или повышенной нагрузкой из-за отложений парафина необходимо своевременно промывать.
(3) Скважины, в которых после повышения давления обнаружена утечка насоса, следует промыть.
(4) Колодцы, в насосе которых застрял песок, следует промыть.
(5) Скважины, в которых обнаружена частичная закупорка притока нефти, следует своевременно промывать.
IV. Этапы анализа аномальных скважин:
1. Анализ замыкания на землю:
1) Анализ рабочего состояния насосной скважины：
(1) Прислушивайтесь к посторонним шумам, исходящим от различных рабочих частей насосного агрегата. При их наличии следует своевременно устранять их.
(2) Проверьте, не ослаблены ли крепёжные винты. Если они ослаблены, их следует своевременно затянуть.
(3) Проверьте шток, редуктор и двигатель на нагрев. Если шток горячий, это означает, что уплотнение слишком плотное; если редуктор горячий, это означает, что слишком много масла; если двигатель горячий, это означает, что нагрузка слишком велика или внутри двигателя есть неисправность.
(4) Проверьте, в норме ли напряжение электропитания и распределительная коробка.
2) Анализ процесса на устье скважины. Проверьте, нормально ли открываются задвижки на устье скважины и нет ли утечек нефти или газа на устье скважины.
3) Анализ процесса от устья скважины до группы скважин
(1) Проверьте, не засорен ли или не протекает ли трубопровод от устья скважины к группе скважин. Засор: увеличивается противодавление на устье; утечка: уменьшается противодавление на устье.
(2) Проверьте правильность процесса в измерительной комнате и точность измерений. (Примечание: для большинства нефтяных и газовых месторождений измерительные комнаты ушли в прошлое. Удалённые цифровые приборы официально заменили процессы в измерительных комнатах. Это требует своевременного понимания ситуации на отдельных скважинах, а также отслеживания и анализа изменений в добыче.)
(3) Проверьте, нормальная ли температура масляного трубопровода и трубопровода отопления.
2. Анализ ствола скважины:
(1) На основании нарастания давления и индикаторной диаграммы проанализируйте и определите, протекают ли неподвижный клапан и плавающий клапан.
(2) На основании изменений нагрузки, тока и индикаторной диаграммы определить, происходит ли парафинизация нефтяной скважины.
(3) На основании газодобычи и индикаторной диаграммы проанализировать, подвержена ли она влиянию газа.
(4) По индикаторной диаграмме, току, нагрузке и изменению производительности определить, отключился ли насос или сломался шток.
(5) На основании индикаторной диаграммы, нарастания давления и динамического уровня жидкости проанализируйте, отсоединена ли масляная труба и есть ли утечка.
(6) На основании динамического уровня жидкости, нарастания давления и индикаторной диаграммы проанализируйте, заблокирован ли вход масла или недостаточен ли поток жидкости.
3. Анализ пласта:
Проанализируйте изменения пластового давления и соотношение закачки и добычи.
V. Распространенные проблемы и решения для смазки насосных агрегатов:
Насосные агрегаты приводятся в действие электродвигателем, который преобразует высокоскоростное вращение двигателя в низкоскоростное вращение на выходном валу через редуктор. Редуктор играет важнейшую роль на всех этапах работы. Сложная внутренняя конструкция, высокие нагрузки и высокий выходной крутящий момент делают его важнейшим компонентом механизированной добычи нефти. Обеспечение долговременной, эффективной и стабильной работы требует надлежащего функционирования системы смазки, которая критически важна для производительности оборудования. Во время эксплуатации на месторождении отказы смазки редукторов являются важной проблемой, затрудняя повседневную работу персонала. В данной статье предлагаются возможные решения с точки зрения анализа производительности оборудования и повышения эффективности управления. Станки-качалки являются важнейшим оборудованием в нефтедобывающей промышленности. Несмотря на различие типов и моделей, их основные конструктивные элементы имеют принципиально схожий принцип действия. Станки-качалки состоят из четырёх основных компонентов: кривошипно-шатунного механизма, редукторного механизма, силового агрегата и вспомогательного устройства. Редуктор насосного агрегата, являясь ключевым компонентом насосного оборудования, является наиболее ответственным узлом, выдерживающим высокие крутящий момент и скорость во время работы. Утечка масла часто происходит из-за таких факторов, как износ в процессе эксплуатации, усталость, старение, качество изготовления и условия эксплуатации на объекте. Смазка редуктора крайне важна. Недостаточная смазка может привести к ряду неисправностей, таких как перегорание подшипников и износ шестерен. Это является основной причиной повреждения редуктора и создаёт множество проблем для добычи нефти и эксплуатации на объекте.