《潜油电泵装置的操作、维护和故障检查》

1潜油电泵装置的操作、维护和故障检查本文件规定了潜油电泵装置的下泵、投产、维护、故障检查、起泵、评价及拆检记录的要求。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本GB/T16750潜油电泵机组GB/T18050潜油电泵电缆试验方法GB/T18051潜油电泵振动试验方法SY/T5863潜油电泵起下作业方法SY/T6598潜油电泵保护器的使用和检验推荐作法SY/T6599潜油电泵离心泵试验推荐作法3术语和定义GB/T16750界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1潜油电泵机组electricalsubmersiblepumpunit潜油电泵机组（简称潜油电泵）包括潜油电机（简称电机）、电机保护器（简称保护3.2潜油电泵装置electricalsubmersiblepumpinstallation潜油电泵装置包括潜油电机机组、潜油电泵专用控制柜（简称控制柜）、潜油电泵专用变压器（简称变压器）、潜油电泵专用接线盒（简称接线盒）、潜油电泵井下传感器（简称传感器）、电缆箱及辅助设备（包括单流阀、泄油阀、电缆卡子等）。4潜油电泵下泵施工4.1施工环境要求在潜油电泵的下泵施工过程中应保证环境清洁，不应在恶劣天气时进行装卸、检查、下泵、投产等24.2下泵准备4.2.1潜油电泵装置的准备4.2.1.1动力电缆的运输、装卸与井场摆放的要求包括：a）吊运电缆盘宜选用电缆盘轴与带有吊绳或吊链的吊装架进行吊运，防止损坏电缆或电缆盘；b）电缆和电缆盘应采取必要的保护措施，防止在存放、运输或安装设备时受到损坏；c）电缆盘不应滚动，避免与其它物体相撞或对电缆和滚筒造成其它的损害；d）电缆盘轮缘与最外层电缆的距离应不小于0.1m。见图1；e）常规方法运输时，电缆盘轮缘的两侧应限位，同时用通过电缆盘中心的链子固定；f）固定链不应经过电缆盘顶部或接触电缆；g）电缆盘在运输和装卸时，电缆盘中心线应与地面保持平行；h）叉车的叉臂的位置应能固定，叉臂应足够长、足够宽，以保证安全举升电缆盘；i）举升电缆盘时，叉车应从电缆盘轮缘端部插入，靠紧叉车根部，一次只应举升一个电缆盘；j）电缆盘应放置在距离井口23m～31m的位置，且在油井作业机操作员直接视线范围之内。标引序号说明：1——电缆连接部位；2——电缆固定部位；3——电缆头端部密封；4——电缆端部密封。图1运输前电缆接头的预先处理4.2.1.2引接电缆应与动力电缆连接后一同运输。4.2.1.3在单独运输时，引接电缆应装入包装盒、板条箱内或盘起固定货架内以防损坏；引接电缆的两端应密封，进行隔离保护。4.2.1.4泵、电机、保护器、吸入及处理装置的运输、井场摆放与装卸的要求包括：a）泵、电机、保护器、吸入及处理装置宜使用制造厂商提供的金属包装箱装运；b）运输时，泵、电机、保护器、吸入及处理装置在包装箱内应有支承，并安装护盖；c）用于运输潜油电泵的卡车或拖车的车箱应有足够的长度，以支承整个机组包装箱；d）运输时，潜油电泵包装箱应水平放置；3e）包装箱下面的支撑块应根据潜油电泵的重量做适当间隔；f）潜油电泵包装箱的井口端应有明确标记，在井场卸下包装箱时，井口端应靠近井口；g）装卸时，潜油电泵包装箱应采用两点吊装，保持水平，不应拖、拉、碰撞或抛落。4.2.1.5变压器上应装有吊钩，供装卸和搬运使用，吊装变压器时，应保持垂直，以免损坏。4.2.1.6控制柜的运输和装卸的要求包括：a）运输时，控制柜应固定在卡车车板上，防止移动、翻倒或过度震动；b）控制柜的顶部不应放置物品；c）控制柜的包装应使用撬杠拆除；d）控制柜内部应保持清洁干燥，零部件齐全完好。4.2.1.7运输和装卸时，应对辅助设备采取保护措施。4.2.1.8潜油电泵机组长期存放宜使用干燥剂或缓蚀剂，有关具体建议应与设备制造厂商取得联系。4.2.2下井装备的准备4.2.2.1对油井作业机的要求包括：a）油井作业机应具有合适的工作能力及良好的操作条件，井架应有足够的高度，满足安装要求；b）工作台宜保持清洁，设备使用时，应加安全护栏；c）油井作业机的游动滑车应在潜油电泵井口中心的上方，并对中；d）安装电缆设备时，防喷器应有潜油电缆进线槽或防止电缆损伤的环形防护装置。装有环形防护装置的防喷器在进行压井时，应调节密封压力，防止电缆损伤。4.2.2.2潜油电泵作业应使用利齿且干净的卡瓦，保证不发生打滑；其尺寸应适合所使用的油管。4.2.2.3油管卡瓦活门应有槽或开口，以便动力电缆通过。4.2.2.4在上紧或卸开油管时，应使用背钳防止油管转动。在下泵作业过程中，应定期检查背钳的滞留杂物，以免引起打滑或损坏电缆。4.2.2.5对电缆绞车或电缆盘的要求包括：a）应选用尺寸合适的电缆绞车并保持完好的状态；b）不具备动力电缆绞车时，应使用电缆盘支架，并增加人力来操纵电缆盘；c）向电缆盘支架上放置电缆盘时，电缆盘不应从油井作业机操作者的上方通过；d）电缆盘支架或绞车的位置应使电缆盘轴与井口成直角，防止操作者碰到电缆盘边缘。4.2.2.6环境温度低时，下泵作业需加热电缆，应采用合适的带有护罩的加热器。4.2.2.7电缆盘与导向滑轮之间的电缆会接触地面，应对此部分电缆施加电缆保护。4.2.2.8对导向滑轮的要求包括：a）下入潜油电缆时，应使用导向滑轮；仅使用扁动力电缆时，则应采用扁平轮缘作为导向滑轮；b）导向滑轮的直径应不小于1.4m，且应具有防止电缆在操作过程中脱出滑轮的结构；c）在每次使用前，应检查导向滑轮轴、支架、轮缘及轮缘与框架之间的间隙；d）下泵作业中，通过导向滑轮送入电缆时，应在地面用支架支起导向滑轮；e）通过导向滑轮之后，电缆应固定在油管上；f）导向滑轮应升起至高于操作面8m～14m的工作位置，并固定；g）在将导向滑轮固定到油井作业机时，应将其悬挂在一个主悬挂装置上，并配有第二套安全悬挂装置，使其与导向滑轮及作业机上的单独支架相连接。此安全装置上不应有任何负荷。4.3下泵前的检查4.3.1套管的检查4.3.1.1在下列情况下，潜油电泵安装之前，应将一个外径略大于设备外径的全尺寸量规下到电机安4装深度以下18m或油井条件所允许的最大深度：a）该油井初次安装潜油电泵时；b）较之前井次使用直径更大的潜油电泵时；c）较之前井次潜油电泵下到更大深度时；d）套管存在损伤、局部凹陷、变型等情况时。4.3.1.2若使用全尺寸量规测量套管后，仍存在卡阻现象，则应采取相应的措施予以消除。若不能消除卡阻现象，则应改用更小直径的潜油电泵。4.3.2潜油电泵机组的检查4.3.2.1施工作业开始前，应核对包装箱的编号，并开箱检查，保证潜油电泵各部件全部运到井场，4.3.2.2施工作业开始前，应核对电缆头、电缆盘、电机、保护器、吸入及处理装置、泵等部件的参数和编号。4.3.2.3施工作业开始前，检查电缆的外观应完好，长度应满足施工要求。检测电缆的绝缘电阻和三相直流电阻值。4.3.2.4施工作业开始前，应检测电机的三相直流电阻值和对地绝缘电阻值，并计算三相直流电阻不平衡率，计算方法按照GB/T16750执行。三相直流电阻不平衡率不应大于2%。4.3.2.5有井下传感器时，应检查传感器外观并检测其电气性能。4.3.3井口装置的检查4.3.3.1检查套管法兰和井口装置，应清除所毛刺、打平外伸尖角，防止损伤机组、刮伤电缆。4.3.3.2若使用防喷器，则应检查其内径间隙，保证电缆不受损伤。4.4下泵作业4.4.1潜油电泵的起吊以确保安全。4.4.1.2油井作业机起升潜油电泵各部件时，应使用吊卡，吊卡的尺寸和规格应与所吊部件适配。4.4.1.3电机起吊前，应先使用尼龙吊装带或用长度和承载能力足够的其他材质的吊带把电机头部提起，再安装吊卡。4.4.1.4起升过程中，应保持潜油电泵垂直，防止其碰撞井口、工作台。4.4.1.5起升过程中，各部件端部应安装护盖。部件起吊就位，准备与其它部件连接时，才能卸去护4.4.1.6潜油电泵组装完成后应使用提升短节或装卸短节起升。4.4.2潜油电泵的安装4.4.2.1潜油电泵的下泵深度应在射孔段上方。若电机位置处于射孔段以下，则应安装某一装置(如电机导流罩)使电机表面有足够的液体流过，满足电机的冷却要求。4.4.2.2下泵施工的具体操作按照SY/T5863执行。4.4.2.3下泵施工过程中，应保证有一人负责对正电缆和油管卡瓦活门的槽或开口(见4.2.2.3)。4.4.2.4下泵施工过程中，电缆应从电缆盘顶部盘入或盘出，电缆盘和导向滑轮之间的电缆应保持松弛，但不得在地面拖曳。4.4.2.5电机和保护器入井前，应保证注入合适等级和数量的电机油，所有注油孔、放气孔和泄油孔5的丝堵应装配正确并用铅垫密封。4.4.2.6引接电缆与电机连接之后，应对电缆和电机整体进行电气性能检测。4.4.2.7各部件连接前后，盘轴应灵活。4.4.2.8装配完或部分装配完的潜油电泵应悬挂或者平放，防止其弯曲变形。4.4.2.9泵下至设计的泵挂深度时，检测潜油电泵的电气性能。4.4.2.10下泵施工过程中，应使用电缆卡子将电缆绑扎在潜油电泵或油管上。对电缆卡子的要求包括：a）绑扎时，电缆卡子应扎紧至电缆铠装护层稍有变形即可。b）宜在每个油管至少绑扎2个电缆卡子，分别在油管接箍上部0.6m～0.9m处和油管中部。c）电缆连接部位应避开油管接箍，在距电缆连接部位上、下端面外0.2m～0.3m的位置各绑扎1个电缆卡子。d）通过全角变化率、井斜较大处或其他狭窄点时，应绑扎更多的电缆卡子或使用电缆保护装置。4.4.2.11单流阀应装在泵上方第6~8个油管连接处。4.4.2.12泄油阀应装在单流阀上方第1~2个油管连接处。4.4.2.10下泵施工过程中，每下入610m应至少检测一次潜油电泵的电气性能。4.4.2.11下泵施工过程中，应根据厂商或用户的技术规范进行相应的压力测试。4.4.2.12下泵施工完成后，应及时填写下泵记录。4.4.3井口装置的安装4.4.3.1下入油管后，应根据井口装置的具体型号按照规定程序组装井口装置。4.4.3.2封隔器坐封前后、安装油管挂前后，检测潜油电泵的三相直流电阻和绝缘电阻。4.4.3.3安装井下电缆穿越器时，应保护其电缆头的丝扣和密封圈完好。4.4.3.4安装井口电缆穿越器时，应确保相序正确、密封圈完好。4.4.3.5井口装置与出油管线之间，应安装有一定承压能力的油管和阀门。4.4.4常规地面设备的安装4.4.4.1变压器的安装4.4.4.1.1使用变压器时，应参考制造厂商关于安装、选型、连接的附加规程。4.4.4.1.2变压器与井口及其他生产设施的距离应符合适用规范和安全规则，且为油井维修作业预留场地空间。对于陆地安装，变压器距井口的距离不应小于30m。4.4.4.1.3变压器不应安装在控制柜正上方。4.4.4.1.4熔断器应安装在变压器的一次侧。4.4.4.1.5避雷器应安装在变压器的一次侧。变压器的二次侧和控制柜宜使用避雷器或过电压保护器。4.4.4.2控制柜、排气阀和接线盒的安装4.4.4.2.1控制柜应满足电压、电流、环境温度等运行条件的要求4.4.4.2.2控制柜应可靠接地。4.4.4.2.3控制柜距井口距离不应小于15m。4.4.4.2.4井口和控制柜之间宜安装排气阀，用以限定排气阀与控制柜之间的密封装置的压力不超过1.55kPa（见图2）。4.4.4.2.5接线盒与控制柜连接的地面电缆在接线盒内的连接部位应使用电气密封装置进行密封；接线盒的连接密封压力不应超过1.55kPa，否则接线盒与井口连接的地面电缆在接线盒内的连接部位应安装辅助密封（见图3）4.4.4.2.6无连续气体防护的电缆，应在防爆分区边界位置安装密封。6标引序号说明：1——电缆卡子；2——套管；3——油管；4——井口；5——井口电缆穿越器；6——密封装置和排气阀；7——接线盒；8——控制柜；9——变压器；10——分离开关；11——变压器接地线；12——变压器接地棒；13——地面电缆；14——控制柜接地棒；15——控制柜接地线；16——动力电缆；17——电缆连接处；18——引接电缆；19——潜油电泵。图2潜油电泵装置7标引序号说明：1——与井口连接的地面电缆；2——密封（可选3——接地线；4——密封；5——与控制柜连接的地面电缆。4.4.4.2.7接线盒应合理通风，防止接线盒内部易燃气体或蒸气的可燃浓度累积。4.4.4.2.8接线盒应可靠接地。4.4.4.2.9若安装排气接线盒，其距井口距离应超过5m，井场的其它装置和设备也应做出空间规定。4.4.4.3地面电缆的安装4.4.4.3.1地面电缆应满足电压、电流等运行条件的要求。4.4.4.3.2地面电缆的接线应具有连续导通、低阻抗的接地线路。4.4.4.3.3地面电缆可根据用户的要求和当地环境的条件选择埋入地下或用支架支起，若选用支架支起，电缆支架应可靠接地。4.5投产施工4.5.1投产前的程序4.5.1.1在运行电气设备时，应遵循相应的安全程序(包括隔离、警示程序等)。4.5.1.2投产前，应确认所有接线盒、控制柜和变压器正确接地，并确定电源相序。4.5.1.3投产前，应测量控制柜供电电压。如电压不符合要求，切断变压器电源并改变档位获得正确的供电电压。4.5.1.4供电电压后正确后，调节控制变压器挡位以获得正确的控制回路电压，检查电流互感器变比，设定过载、欠载保护值。4.5.1.5投产前，应确定控制柜电源相序并空载试车。4.5.1.6安装电流卡片，校准电流记录仪。4.5.1.7控制柜内应有“下泵记录”，记录中应有潜油电泵机组的参数。4.5.1.8检测机组的三相直流电阻值和对地绝缘电阻值。4.5.1.9投产前，应确保出油管线连接完好，所有阀门正确安装且处于规定工作位置。84.5.2投产4.5.2.1投产时，应遵循电力设备启动的相关安全标准。4.5.2.2启动潜油电泵机组试投产，核实机组转向。正常运转后，重新调整控制柜参数：a）过载保护值设定为电机额定电流的1.2倍；b）欠载保护值设定为电机运行电流的0.8倍；c）机组欠载延时启动时间设定值不宜少于30min。4.5.2.3观察潜油电泵机组正常运行不少于30min后，确认各项数据（试采产量、油压、管压、控制柜电流、控制柜电压、电机电流等）运行正常后，办理投产交接手续；若数据运行有异常，则进行相应的检查。4.5.2.4投产完成后，应及时填写记录。4.5.2.5油井投产后，第一周应每天收集一次数据，油井运行平稳后每周收集一次数据。5潜油电泵的维护和故障检查5.1设备的维护5.1.1关井及切断主电源后的预防性维护5.1.1.1预防性维护工作应定期执行，根据当地环境与操作条件确定维护频次；可结合其他原因导致的关井时机同步开展维护工作。5.1.1.2检测井下电泵机组的三相直流电阻与对地绝缘电阻，三相直流电阻不平衡率不应大于2%。5.1.1.3控制柜的检查与维护应符合下列要求：a）定期清理控制柜，去除污物；b）检查柜门密封件，必要时更换；c）检查照明灯、接触器、指示灯、保险等各种元器件，应连接可靠、保持清洁。5.1.1.4变压器的检查与维护应符合下列要求：a）检查变压器外观及各部件（包括密封、绝缘、连接点等）的完好性，发现异常应及时处理；b）按照标准检查变压器油；c）变压器油指标不符合标准要求时，应进行过滤或更换处理。5.1.1.5电气连接部位和接地线的检查与维护应符合下列要求：a）检查与维护所有电气连接部位，应连接可靠、保持清洁；b）检查与维护所有组件与外壳间接地线的连通性及连接牢固性。5.1.1.6功率因数分析与修正应符合下列要求：a）定期分析装置的功率因数；b）功率因数偏低时，应采取修正措施。5.1.1.7井口电缆穿越器密封的检查与维护应符合下列要求：a）井口电缆穿越器应密封完好；b）井口电缆穿越器密封失效时，应采取补救措施。5.1.2机组工作时的预防性维护检查5.1.2.1井口电缆穿越器密封的检查与维护应符合下列要求：a）井口电缆穿越器应密封完好；b）井口电缆穿越器密封失效时，应采取补救措施。5.1.2.2功率因数分析与修正应符合下列要求：9a）定期分析装置的功率因数；b）功率因数偏低时，应采取修正措施。5.1.2.3电流记录仪的检查与维护应符合下列要求：a）零点校验合格；b）记录笔画线顺畅清晰；c）时钟运行正常。5.1.2.4机组运行期间，应建立完整的运行参数监测与记录制度，宜采用自动采集与人工巡检相结合的方式采集数据，日常宜记录下列参数：a）井下传感器参数，包括吸入口压力、泵出口压力、井液温度、电机绕组温度、机组振动、泄漏b）电机运行电流、电压、有功功率、功率因数及频率等；c）油压、套压、回压及管线压力等；d）产液量、产油量、产水量、产气量、气油比及含水率等；e）控制柜运行频率、输出电压等；f）启停次数、停机时长及故障代码等报警记录；g）井液取样的化验结果；h）外输系统运行状态。5.1.3设备与机组的维护5.1.3.1腐蚀与结垢的处理包括：a）未安装单流阀时，宜将酸液泵入油管进行除垢；b）存在腐蚀情况时，宜采用缓蚀剂、保护性涂层或适用材料等处理方式；c）采用保护性涂层时，起出设备后应检查涂层完整性。5.1.3.2出砂的处理包括：a）出砂明显时，应采取适当措施，最大限度降低出砂对机组的影响；b）起出机组时，应检查井筒堵塞情况，必要时进行清理。5.1.3.3潜油电缆的维护包括：a）损坏时应及时采取补救措施；b）宜储备备用潜油电缆。5.1.3.4应更换磨损或损坏的油管。5.1.3.5生产及测试设备的维护包括：a）定期检查并维护测试容器及相关设备的完好性；b）定期检查并维护管汇的完好性。5.2故障检查5.2.1生产期间及以前的运行资料5.2.1.1故障发生后，需收集的基础资料包括但不限于：a）电流、电压、功率及频率的历史数据；b）动液面及液面恢复测试资料；c）产液量、含水率及油套压变化情况；d）井温、井深、泵挂深度及沉没度资料；e）井史资料，包括作业、洗井、酸化、压井及检泵记录；f）地层供液能力及试井资料；1g）含砂、结蜡、结垢及腐蚀等井况监测资料；h）控制柜及保护装置报警记录；i）停机前后工况变化情况；j）同区块邻井运行情况；l）油嘴规格、油管规格、套管规格、射孔参数等；m）如安装井下传感器，需收集吸入口压力、泵出口压力、井液温度、电机温度等参数。5.2.1.2故障检修时，应参考前期有效的操作参数与限制条件。5.2.1.3应对正常运行期间收集的数据与故障发生期间获取的数据进行对比分析。5.2.2故障分析进行潜油电泵井故障原因分析时，应全面调取并系统性对比油井井史资料、机组运行记录、电气参数、生产参数以及井下状态参数等多源数据，采用多参数综合关联分析和电流卡片特征分析等方法，定位故障实质，为制定维修方案或运行制度调整提供可靠依据。典型的电流卡片分析示例见附录A。5.2.3主要故障的检修5.2.3.1泵运转状态的常见故障表现应按表1进行检修。表1泵运转状态常见故障检修表故障表现可能的原因措施或解决办法出液量高于泵的设计排量范围设计不合理缩小油嘴提高油压，使泵产量控制在设计范围内若采用变频器驱动，可适当降低电机运转频率考虑重新选配潜油电泵机组流体特性发生变化提高油压，使泵产量控制在设计范围内若采用变频器驱动，可适当降低电机运转频率考虑重新选配潜油电泵机组不出液或出液量低于泵的设计排量范围泵扬程不足缩小油嘴提高扬程若采用变频器驱动，可适当提高电机运转频率考虑重新选配潜油电泵机组流体特性发生变化若受气体影响，可采用缩小油嘴、释放套管压力、降低运行频率等措施若受高粘度原油影响，可采用化学降粘、清蜡、掺稀等措施考虑重新选配潜油电泵机组油井供液能力低于泵的设计排量范围实施增产或洗井作业，提高油井供液能力通过缩小油嘴控制产量若采用变频器驱动，可根据实际情况调整电机运转频率调整机组的运行模式为间歇生产表1泵运转状态常见故障检修表（续）故障表现可能的原因措施或解决办法不出液或出液量低于泵的设计排量范围油井供液能力低于泵的设计排量范围加深泵挂位置考虑重新选配潜油电泵机组泵反转确认泵无反向自转现象后，调整电机电源相序，重新启动电泵机组地面管线关闭或堵塞检查井口回压，若压力异常，应打开管线阀门或采取适当疏通措施地面管线泄漏检查地面管线，维修泄漏部位管柱堵塞检查井口油压和泵出口压力，若压力异常，应采取适当疏通措施井口套管止回阀（或单流阀）泄漏检查井口套管止回阀（或单流阀若存在关闭不严、泄漏现象，应进行更换泵效降低若油井存在结垢、结蜡或含盐问题，应采取除垢、清蜡等处理措施若井下异物堵塞吸入口或泵流道，且机组未安装油管单流阀，可通过正洗井清除异物若机组存在轻微腐蚀、磨损等问题，可采取提高运行频率等措施若机组腐蚀、磨损严重，应起泵并更换泵轴断裂进行起井作业，更换损坏部件管柱泄漏在井口进行憋压操作，判断是否存在管柱泄漏；若管柱泄漏，应起出管柱，更换损坏部位5.2.3.2泵停机状态的常见故障表现应按表2进行检修。表2泵停机状态常见故障检修表故障表现可能的原因措施或解决办法控制柜不工作控制柜无供电检查隔离开关，维修或更换故障部件检查控制柜主回路保险，更换故障保险检查控制变压器的电气性能，更换故障变压器检查控制回路保险，更换故障保险电气触头、接线柱松脱、脏污或断开检查继电器的触头状态，处理触头的氧化层检查门式联锁开关状态，修复松动或故障的部件检查继电器、开关及接线板上接线柱螺钉的状态，紧固松动的部件远程控制停机检查远程控制系统的控制状态，解除远程停机的命令压力开关短路检查压力开关，维修或更换故障部件固态器件故障检查固态器件，维修或更换故障器件辅助设备安装不当检查并正确连接辅助设备与电气系统1表2泵停机状态常见故障检修表（续）故障表现可能的原因措施或解决办法欠载故障停机主电源系统出现电压波动或断电若该问题反复出现，应采用电源系统监控设备，排查原因，并采取相应解决措施以发电机为电源时，发电机转速下降发电机转速下降时，频率、电压、电流及功率均会降低，应将发电机转速调整至正常范围泵扬程不足同5.2.3.1表1中“泵扬程不足”的处理方法油井供液能力低于泵的设计排量范围同5.2.3.1表1中“油井供液能力低于泵的设计排量范围”的处理方法泵反转同5.2.3.1表1中“泵反转”的处理方法地面管线关闭或堵塞同5.2.3.1表1中“地面管线关闭或堵塞”的处理方法地面管线泄漏同5.2.3.1表1中“地面管线泄漏”的处理方法管柱堵塞同5.2.3.1表1中“管柱堵塞”的处理方法泵发生气锁若套管压力过大，适当释放套管压力若套管压力较低，应提高压力使泵吸入口气体保持溶解状态缩小油嘴控制产量若采用变频器驱动，可适当降低电机运转频率调整为间歇生产模式条件允许时，可在确保泵具备足够举升扬程的前提下，加深泵挂深度若决定起泵，再次安装时，应使用气体处理能力更高的潜油电泵机组泵堵塞同5.2.3.1表1中“泵效降低”的处理方法泵磨损同5.2.3.1表1中“泵磨损”的处理方法泵轴断裂同5.2.3.1表1中“泵轴断裂”的处理方法管柱泄漏同5.2.3.1表1中“管柱泄漏”的处理方法过载故障停机过载值整定不当重新整定过载值至合理范围电源电压下降该问题反复出现，应采用电源系统监控设备，排查原因，并采取相应解决措施电源保险熔断检查供电线路保险及控制柜主回路电源保险，更换故障保险因井眼弯曲或套管变形导致泵被卡阻将泵上提或下放至无卡阻的直井段泵反向自转时启动未安装单流阀或单流阀泄漏的井，应在泵自转停止后再重新启动机组潜油泵吸入岩屑、固体颗粒或砂子等杂质实施洗井、冲砂、通井等作业，清除杂质表2泵停机状态常见故障检修表（续）故障表现可能的原因措施或解决办法过载故障停机泵已磨损参考潜油电泵机组累计运转时间、井史及砂子、泥浆等工况；若止推垫片与轴承磨损导致摩擦过大，应起出潜油泵并更换受损部件卡泵部分情况下可通过反转泵解除卡泵；若未安装单流阀，正洗井可辅助解卡；若存在结垢问题，可将酸液注入潜油泵内解卡流体特性发生变化在保证电机良好散热前提下，通过缩小油嘴控制产量、降低运行电流若采用变频器驱动，可根据实际情况调整电机运转频率考虑重新选配潜油电泵机组井下电气故障测量井下机组的三相直流电阻与对地绝缘电阻，若检测到短路，应起出机组进行检查；若未检测到短路，应进一步检查地面电源系统6潜油电泵起泵施工6.1施工环境要求在潜油电泵的起泵施工过程中应保证环境清洁，不应在恶劣天气时进行装卸、起泵、现场检测等操6.2起泵准备6.2.1潜油电泵装置的准备6.2.1.1作业前，应准备空包装箱，空电缆盘的运输、装卸与井场摆放的要求参见4.2.1.4。6.2.1.2作业前，应准备空电缆盘，电缆盘的运输、井场摆放与装卸的要求参见4.2.1.1。6.2.1.3作业前，应准备潜油电泵各部件的护盖，护盖的运输与装卸的要求参见4.2.1.7。6.2.2起井装备的准备6.2.2.1对油井作业机的要求参见4.2.2.1。6.2.2.2对油管卡瓦的要求参见4.2.2.2和4.2.2.3。6.2.2.3对背钳的要求参见4.2.2.4。6.2.2.4对电缆绞车或电缆盘的要求参见4.2.2.5。6.2.2.5对导向滑轮的要求参见4.2.2.8。6.3起泵作业6.3.1潜油电泵的起吊以确保安全。6.3.1.2下落过程中，应保持潜油电泵垂直，防止其碰撞井口、工作台。6.3.1.3下落过程中，各部件端部应安装护盖。16.3.2潜油电泵的拆卸6.3.2.1作业时，应根据井口装置的具体型号按照规定程序拆卸井口装置。6.3.2.2泄油阀应在油管起出之前或在油管内出现液面后打开，使油套连通。6.3.2.3随着管柱起出拆卸电缆卡子时，电缆卡子应用剪断工具切断，不应撬断。剪断时应控制力度，防止损坏电缆。6.3.2.4检查并记录电缆卡子与引接电缆护罩的完整性及数量。6.3.2.5电缆起出过程中，应检查电缆外观，并在电缆的损坏部位作记号。6.3.2.6把电缆缠绕在电缆盘上时，应使用硬橡皮锤，不应使用金属工具。6.3.2.7起泵施工的具体操作按照SY/T5863执行。6.3.2.8起泵施工完成后，应及时填写起泵记录。6.4潜油电泵的现场分析6.4.1对动力电缆的现场检测包括：a）按照GB/T18050进行电气部分整体功能测试；b）电缆连接处的损坏情况或损坏的数量；c）铠装护层的损坏和腐蚀情况；d）防护层的损坏情况；e）绝缘层的膨胀情况；f）芯线的暴露情况。6.4.2对泵的现场检测包括：a）泵吸入口的异物情况。存在固体颗粒时，应收集样品；c）外壳的腐蚀情况。6.4.3对电机的现场检测包括：c）电机内腔是否存在井液；d）电机油是否变色；e）电机油气味是否异常；f）电机油中是否有金属屑；g）O形密封圈等密封部位的腐蚀情况；h）外壳的腐蚀情况。6.4.4根据起泵过程中的记录和上述检测结果判断动力电缆、泵和电机能否重新使用。6.4.5保护器不宜重复使用。若要重新使用，检测保护器时应保持其垂直，并根据下列检测的结果判断能否重新使用：a）盘轴情况；b）取出丝堵检查是否存在井液和金属屑；c）O形密封圈等密封部位的腐蚀情况；d）外壳的腐蚀情况。测试电气性能，根据其结果判断能否重新使用。6.4.7不能重新使用的泵、电机、保护器、吸入及处理装置应装入包装箱运回。环境温度低时，应排出泵内的积水，防止因冻结损坏潜油电泵。7使用过的潜油电泵的评价7.1总体要求7.1.1潜油电泵机组送回厂商进行检查或维修，应经过下述检测（见7.2）合格后才能重新使用。7.1.2经过适当的评估并认为设备适合重新使用后，应遵循本标准和厂商安装规程进行安装。7.1.3原始参数和潜油电泵各部件的检测数据宜按照SY/T6599中的数据记录格式进行记录并保存。7.1.4对以可以前运行参数的回顾，确定是否能通过对设计进行改进，增加机组的运行时间。7.1.5不宜下回原井的潜油电泵，可以用于比较适合的、条件较好的油井。7.2各部件的检查7.2.1对动力电缆的检测包括：a）按照GB/T18050进行械和电气性能测试；a）铠装护层完整；b）腐蚀、破损和其他形式的损坏维修完好；7.2.2对泵的检测包括：a）盘轴灵活；b）泵轴窜量和轴头尺寸符合设计要求；c）水洗或酸洗后，泵内流道畅通；d）按照SY/T6599进行泵的特性测试；e）按照GB/T18051进行泵的振动测试(可选)。7.2.3对电机的检测包括：a）电气性能测试；b）检查电机油的情况。7.2.4按照SY/T6598对保护器进行检测。7.2.5按照GB/T18050对引接电缆进行械和电气性能测试。7.2.6对供电部分的检测包括：a）按照制造厂商推荐的测试程序测试；b）按照GB/T18050标准进行机械和电气性能测试。8潜油电泵的拆检记录8.1总体要求潜油电泵在拆检过程中宜形成拆检记录，记录机组拆解、部件检测、故障判定、失效分析及数据归档，做到内容完整、数据准确、表述规范、追溯清晰。相关示例见附录B。8.2部件拆检记录8.2.1电机拆检记录相关示例见表B.1，典型电机结构相关示例见图B.1。8.2.2保护器拆检记录相关示例见表B.2，典型保护器结构相关示例见图B.2。8.2.3泵拆检记录相关示例见表B.3，典型泵结构相关示例见图B.3。8.2.4吸入及处理装置拆检记录相关示例见表B.4，典型分离器结构相关示例见图B.4。18.3拆检记录查询示例失效统计、数据查询与可靠性分析相关示例见附录C。典型电流卡片分析示例A.1正常运行如图A.1所示，该电流卡片表示机组正常运行。正常运行时，电流卡片记录曲线呈平缓、对称状态，实际运行电流值与电机铭牌额定电流值相近或存在合理偏差。当电流卡片记录曲线出现异常偏差时，应视为系统故障或井况发生变化，及时进行排查与分析。图A.1正常运行1A.2电源电压波动如图A.2所示，该电流卡片表示电源电压波动。正常运行情况下，电机输出功率保持恒定、电流与电压成反比。若前端供电电压波动，运行电流会随之波动且反映在电流卡片上。电源电压波动的常见原因是前端电力系统中大功率设备的周期性启停。若短期内连续出现电流波动或波动剧烈、危害机组，需综合分析波动原因并采取措施降低其影响。若电流波动不剧烈、对机组无危害，可注意观察、暂不处理。另外，在雷暴天气等电力干扰情况下，也会发生此类电流波动情况。图A.2电源电压波动A.3泵产生气锁如图A.3所示，该电流卡片表示泵出现了气锁，并因此停机。机组启动初期因动液面较高，运行电流高于额定值；当动液面降至设计位置附近时，电流趋近额定值且曲线平稳；当动液面继续下降、吸入口压力低导致脱气时，运行电流数值下降并出现波动；随着动液面下降、逸出气量持续增加，电流波动加剧；最终，因游离气体在泵内积聚导致气锁停机。停机后液面虽有所恢复，但恢复幅度有限，无法达到首次启动时的静液面高度，导致重启后气锁再次发生且运行时间逐次缩短。针对此类气锁故障，现场宜采取调小油嘴、降低运行频率、间歇生产、加深泵挂等措施；另外，应在下次作业时考虑优化机组配置，从根本上解决气锁问题。图A.3泵产生气锁2A.4供液不足如图A.4所示，该电流卡片表示机组因井液抽空而欠载停机。图中A-C段曲线的分析与气锁工况一致，但因无气体干扰未产生电流波动；在CD段，动液面接近吸入口且产量降低，电流随之下降；最终，电流降至预设欠载值，机组停机。停机后液面回升，重启后井液再次被抽空，电流曲线重复CD段循环，并再次停机。重复两次启停后，不再启动。该现象的常规原因是机组设计排量过大。处理方法与气锁一致；此外，还可以采取措施提高油井的供液能力以适配现有机组。图A.4供液不足21A.5供液不足-重启失败如图A.5所示，该电流卡片表示机组因井液抽空而欠载停机-重启失败。首次欠载停机后，经过重启延时后尝试重启但失败，再次延时后重启成功，但运行一段时间后再次出现欠载停机，该情况共发生5次。该现象的常规原因是油井供液不足、重启延时时间设置过短，液面尚未恢复，导致重启失败。应按照停机后液面恢复的情况重设重启延时时长。此外，供液不足的处理方法参见A.4。图A.5供液不足-重启失败2A.6短期内频繁启停如图A.6所示，该电流卡片表示机组处于运行时间极短且频繁启停的异常工况。此电流卡片特征与“供液不足”状态相似，区别在于其运行时间更短、循环启停更频繁。这种运行状态极易造成电机烧损，在未查明原因前不应盲目重启。其成因可能包括排出管线堵塞、泵型选择不当（如泵径过大，或扬程过低）、以及油井采用的间歇生产方式等。可通过检查压力及液位读数、回压测试等方法排查故障原因，并采取纠正措施。图A.6短期内频繁启停23A.7气体干扰如图A.7所示，该电流卡片表示机组在有气体干扰的工况下运行。该电流卡片呈现电流值接近正常水平、但曲线呈连续锯齿状（模糊波动）的异常特征。该现象普遍由游离气进入泵内导致，乳化液产出也可能是成因之一。该工况在生产实践中较为常见，只要欠载保护值设置得当，则不宜判定为重大生产隐患，可不进行处置；若需减少气体干扰，宜采取调小油嘴、加深泵挂等措施。图A.7气体干扰2A.8欠载停机如图A.8所示，该电流卡片显示机组欠载停机。该电流卡片显示电泵机组运行一段时间后，因欠载保护停机且多次尝试自动重启均失败的异常工况。产生该现象的原因可能是供液不足导致电机运行电流低于欠载整定值、控制电路的欠载继电器或延时继电器故障或泵轴等机械部件发生断裂。若因供液不足停机、但油井仍有持续供液能力，可在有效保护电机的前提下，微调欠载保护设定值。图A.8欠载停机25A.9欠载失效故障如图A.9所示，该电流卡片表示欠载保护失效，导致机组过载停机。电流卡片显示机组启动正常，随后运行电流逐渐降到空载电流值，因无欠载保护机组一直在空载运行，最终因过载停机。此电流曲线是典型的机组设计过大，且无有效欠载保护的形态。在泵抽空后，因无欠载保护，机组一直空载运行，最终因介质缺失导致热量持续积聚，引发电机烧损过载停机。发现此类故障时，须立即调整欠载保护值至空载值以上，并核对油井产能与泵排量匹配性；若确属机组选型过大，处理方法参见A.4，且应在下次作业时更换适宜泵型。图A.9欠载失效故障2A.10储罐液面控制如图A.10所示，该电流卡片表示机组由储罐液位开关控制运行。随后液位传感器触发机组启动运行，不断循环此模式。停机后，若未安装单流阀，机组可能因井液倒流发生反转，若此时启动机组，可因此，停-启时间间隔应不少于30分钟（待液位稳定后再启动）。另外，宜考虑通过降低产量延长机组运行时间，降低机组启停频率。图A.10储罐液面控制27A.11常规过载停机如图A.11所示，该电流卡片显示机组因过载（高电流）停机。曲线A段表示机组启动时电流先高后低，随后电流逐渐升高至正常值。曲线B段表示机组正常运行。曲线C段表示电流逐步升高，最终因过载停机。此类故障的常见原因包括：井液比重增大、井液粘度增加、井底出砂、井下机械或电气故障、供电电源问题等，应对整套井下及地面装置进行彻底检查。在查明过载原因并排除故障前，不应重启机组。图A.11常规过载停机2A.12井液中含固体颗粒如图A.12所示，该电流卡片表示井液中含固体颗粒对机组运行造成的影响。该电流卡片显示机组启动后，泵吸入了固体颗粒，电流曲线出现了一段剧烈波动的异常期；随着固体物质被处理或排出，电流曲线逐渐平滑，最终回归到正常形态。遇此情况时，在启泵前应进行洗井等作业清除井内异物；若运行后存在松散地层出砂问题，宜在启泵初期适当限产，然后再缓慢提产，以减弱出砂影响。图A.12井液中含固体颗粒29A.13过载停机后多次手动强行重启如图A.13所示，该电流卡片表示过载停机后多次手动强行重启且均重启失败。停机后可见多次手动重启尝试均失败。图A.13过载停机后多次手动强行重启3A.14不稳定负载如图A.14所示，该电流卡片表示机组负载不稳定。该电流卡片呈现出电流曲线极度波动的锯齿状特征，从起始段直至设备最终过载停机，电流始终无法恢复平稳。可见受井流物性剧烈变化或泵内碎屑的干扰，电流曲线严重畸变，最终过载停机且未自动此类故障的常见原因包含井液比重、粘度、压力的剧烈波动，或泵内存在大量碎屑。若未能及时处理此类过载，可能引发泵卡死、电机烧损、电缆烧损、一次侧或者二次侧的保险烧损等严重后果。在查明过载原因并排除故障前，严禁重启机组。图A.14不稳定负载31A.15不明原因电流波动如图A.15所示，该电流卡片表示机组运行电流不稳定，但原因不明。电流从A点到B点降低提示负载降低，应结合其它油井运行数据（包括控制柜数据、井下传感器数据）进行综合分析。该异常可能因地层压力不稳定、井液比重不稳定等油井生产特性引起，也可能因地面供电电压不稳定、昼夜温差变化对卡片纸张的影响等其它因素引起。图A.15不明原因电流波动3潜油电泵拆检记录B.1电机电机拆检记录见表B.1。表B.1电机拆检记录业方：制造厂商： 油厂：井号： 号：额定功率：额定电压：额定电流：型号： 装日期：提机日期：运行时间：接线孔：完好烧毁腔体腐蚀：是否是否进水：是否电机头腐蚀：是否是否腐蚀：是否底部衬套：完好损坏过滤器(如有)：完好堵塞脏完好：腐蚀：是否压力测试：通过未通过外壳结垢：是否厚度：酸溶性：是否涂层：完好坏（REM）盘轴良好：是否断裂：是否高强度轴：是否扭曲：是否腐蚀：是否延伸：完好超标烧毁：是否完好磨损断裂缺失.止推轴承总成：止推静块：完好止推静块磨损：轻微中度严重高承载轴承：是否轴承塌陷：是否止推动块：完好止推动块磨损：轻微中等严重7.转子轴承总成：完好：过热现象：是否旋转：是否止推垫片：完好脆化断裂压痕转子轴承衬套：完好磨损脱色：是否相间：相对地：绝缘电阻：高压测试：成功失败上部线圈烧毁：下部线圈烧毁：引线烧毁：烧毁：是否位置：内壁：完好磨损9.电缆连接头总成：插入式绕包式完好烧毁损坏完好损坏过热现象O形密封圈：完好变硬打结剪切熔化终端块：完好脏污烧毁损坏腐蚀：是否外圆磨损：是否磨损位置：外圆烧毁：是否烧毁位置：清澈含水变黑乳状含有固体物质意：1.对于没有提到的项目，可以使用意见栏或者本页的背面，有必要的话，单独形成文档。2.REM意思是改制。注&总结：典型电机结构见图B.1。33标引序号说明：1——连接螺栓；2——注油阀；3——扶正轴承；4——电机定子；5——转子；6——电机轴；7——下接头；8——下堵头；9——尾部丝堵；10——上接头；11——止推轴承动块；12——止推轴承静块。图B.1典型电机结构3B.2保护器保护器拆检记录见表B.2。表B.2保护器拆检记录作业方：制造厂商： 采油厂：井号： 编号：型号： 安装日期：提机日期：运行时间：1.头部：7.胶囊总成：单流阀：完好漏失敞开：是否堵塞：是否堵塞物：酸溶性：是否腐蚀：是否完好：腐蚀：是否防倒块：完好衬套：完好损坏过滤器：完好堵塞完好：腐蚀：是否壳体结垢：是否厚度：酸溶性：是否涂层：振动痕迹：压力测试：通过失败盘轴良好：是否断裂：是（REM）否高强度轴：是否旋扭：是否腐蚀：是否延伸：完好超标完好磨损：断裂：缺失：6.止推轴承总成：向上止推磨损：轻微中等严重向下止推磨损：轻微中等严重高承载轴承：是否轴承塌陷：是否止推动块：完好向上止推磨损：轻微中等严重向下止推磨损：轻微中等严重耐压测试：成功失败胶囊萎缩：是否穿孔：是否破裂/龟裂：是否外壁沉积物：无沉积物类型卡子：完好缺失指定类型——圆形一号：动环：碳硅钨静环：陶瓷硅钨顶部中间底部完好__________________移位__________________严重移位__________________轴上沟槽__________________弹簧断裂__________________________________________________________________________________________________________________________________________压力测试：通过/失败9.溢流阀：完好失效10.沉淀腔总成：呼吸管：完好损坏腐蚀呼吸孔：完好堵塞11.O形密封圈情况：顶部中部底部柔软__________________硬打结熔化剪切清澈含水变黑乳化固体物质顶部胶囊底部胶囊腔室底座注意：1.对于没有提到的项目，可以使用备注栏或者本页的背面，有必要的话，单独形成文档。2.对于连通式保护器请使用另外的表格。如果密封方式是混合的，请在备注中注明。3.REM意思是改制备注&总结：拆卸人：日期：地点：35典型保护器结构见图B.2。标引序号说明：1——上接头总成；1——上接头总成；2——机械密封总成；2——机械密封总成；3——轴；3——单流阀；4——壳体；4——轴；5——下中间接头总成；5——胶囊；6——止推轴承动块；6——壳体；7——止推轴承静块；7——下中间接头总成；8——下壳体；8——止推轴承动块；9——下接头总成；9——止推轴承静块；10——花键套总成。10——下壳体；11——下接头总成；12——花键套总成图B.2典型保护器结构3B.3泵泵拆检记录见表B.3。表B.3泵拆检记录作业方：制造厂商： 采油厂：井号： 编号：泵级类型：级数：型号： 安装日期：提机日期：运行时间：完好：是否独立式一体式螺钉：完好腐蚀泵头腐蚀：是否堵塞：是否百分比堵塞物：完好：是否独立式一体式螺钉：完好腐蚀堵塞：是否百分比堵塞物：外壳结垢：是否厚度：酸溶性：是否轴向冲蚀：是否蚀坑深度：振动痕迹：是否涂层：完好损坏4.轴状况：（如有断裂，请详细说明）盘轴良好：是否断裂：是否高强度轴：是否旋扭：是否腐蚀：是否延伸：完好超标径向磨损：是否完好损坏水垢：是否酸溶性：是否堵塞：是否堵塞物：塌陷：是：否：腐蚀：是：否：结垢：是：否：酸溶性：是：否：上轴承：完好磨损磨损严重衬套：完好磨损下轴承：完好磨损磨损严重衬套：完好磨损8.O形密封圈： 导壳壳体顶部中间底部完好变硬打结膨胀熔化9.止推垫片：下止推垫片上止推垫片完好轻微磨损中度磨损严重磨损脆化缺失完好堵塞百分比%堵塞物：止推磨损：轻微中度严重轴向磨损：轻微中度严重导壳自转：是否位置：偏磨：是否完好堵塞百分比%堵塞物：止推磨损：轻微中度严重轴向磨损：轻微中度严重完好腐蚀缺失注意：1.对于没有提到的项目，可以使用备注栏或者本页的背面，有必要的话，单独形成文档。2.REM意思是改制备注&总结：拆卸人：日期：地点：37典型泵结构见图B.3。标引序号说明：1——泵出口接头；2——泵上接头；3——泵轴；4——顶部轴承体；5——压紧管；6——导壳；7——叶轮；8——泵壳体；9——泵下接头；