- •Пусковой клапан.
- •Подъемники с периодическим циклом работы.
- •Гидронапорный лифт.
- •Лифт замещения
- •Оборудование бескомпрессорного газлифта.
- •Центробежные глубинные насосы с электроприводом.
- •Состав оборудования установки и назначения узлов.
- •Погружные электродвигатели
- •Гидрозащита
- •Вспомогательное оборудование
- •Определение параметров установок
- •Проверка параметров тр-ра и станции управления
- •Расчет вала эцн на прочность и выносливость.
- •Межремонтный период. Характерные отказы в работе уэцн.
- •Объемные бесштанговые насосы.
- •Насосы с гидроприводом.
- •Использование давления жидкости при замене гпна.
- •Основы расчета гпну.
- •Лекция Оборудование для проведения ремонтных работ на скважине.
- •Обустройство площадки у скважины при спуско-подъемных работах.
- •Стационарные вышки и мачты.
- •Расчет талевой системы.
- •Подъемники и агрегаты для текущего, капитального ремонта и спуско-подъемных работ.
- •Аорс-60
- •Спайдеры.
- •Элеватор штанговый эшн.
- •Спайдер гидравлический сг-32.
- •Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг.
- •Гусеничный самоходный кран ксг-6.
- •Азинмаш-47
- •Агрегат подземного ремонта оборудования анр-1.
- •Агрегат для транспортировки уэцн.
- •Расчет насосно-компрессорных труб.
- •Расчет нкт на аварийную нагрузку.
- •Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
Межремонтный период. Характерные отказы в работе уэцн.
Глубина скважин, эксплуатируемых центробежных насосами обычно равна 1500-1800м. Погружные агрегаты спускаются на глубину 800-1600м. Динамические уровни в скважинах располагаются в основном на уровнях 400-1200м. при обводненных более 60% наиболее выгодные погружные насосы составляют 10-20кГс/. Увеличение или уменьшение давления на приеме ведет к значительному уменьшению к.п.д.. Средний межремонтный период работы установок ЭЦН составлял в 1967-71гг 174-192 сут, максимум 220 суток. Межремонтный период с годами несколько увеличивался. Увеличение нагрузок на узлы в связи с повышением отборов, снижением динамических уровней, ростом обводнённости компенсируется влиянием усовершенствования конструкции, культурой обслуживания и качеством изготовления. В настоящее время в тех нефтяных районах, где в добываемой жидкости отсутствуют механические примеси, продолжительность бесперебойной работы насосов в скважине достигает 12-18мес. Если в жидкости находится песок , срок службы погружных агрегатов снижается до 50-70 дней в основном из-за износа рабочих ступеней насоса. Распределение неисправностей отдельных узлов погружного агрегата следующее (данные 1967г): погружной электродвигатель – 50% кабель 15,7%, центр насосы – 11,1%. У двигателя чаще всего отмечается пробой в лобовой части изоляции (46%), пробой внизу статора (27%) и сгорание токоввода (15,7%). У насоса отмечается заклинивание шарикоподшипника (29%), заклинивание ротора насоса (25%) и засорение насоса (25%).
Характерный ремонт двигателя – ремонт выводных концов обмотки, частичная замена обмотки статора. Замена подшипников ротора, полная выпрессовка и замена статорных частей. Кабель ремонтируется в местах механических повреждений, на участках с пониженным сопротивлением изоляции, в местах сростки и у кабельной муфты. В насосе обычно ремонтируются рабочие колеса и направляющие аппараты, заменяются текстолитовые кольца рабочих колес, подшипники скольжения. Для ремонта скважинного оборудования в НГДУ имеются специализированные мастерские. Линия ремонта электродвигателя имеет стеллажи для разборки двигателей, устройство для промывки статора, пресс для выпрессовки и запрессовки статорных жестей, участок для ремонта или замены обмотки статора и печь для сушки обмотанного статора. Кабель ремонтируется на своем участке. Здесь проверяется сопротивление изоляции. Участки с низким сопротивлением вырезаются, а выдержавшие испытание – сращиваются. При местном повреждении изоляции кабеля или его брони это место можно вскрыть без нарушения целостности токопроводящих жил. Затем на три изолированные жилы накладывают слои каперной ленты и ткани и сверху наматывают ленту металлической брони, концы которой припаивают к основным участкам. Линия ремонта скважинного насоса имеет стеллажи и лебедки для выпрессовки ступеней насоса и запрессовки их в корпус. Насос разбирают на детали, которые идут в мойку.мойка должна быть механизированная, т.к. очищение деталей от нефти, парафина и солей – трудоемкая операция с применением керосина и других вредных моющих средств. В рабочих колесах заменяют текстолитовые кольца, а при повреждении самого рабочего колеса или направляющего аппарата их обычно заменяют полностью.
Отремонтированный собранный насос проверяется на свободу вращения вала, шлицевым ключом М=8Нм, величину его осевого люфта. Отремонтированный двигатель испытвается на специальном стенде без нагрузки или с подключенным насосом. При испытании проверяют сопротивление изоляции обмотки статора. В хорошо оснащенных мастерских имеется стенд для обкатки и испытания отремонтированных установок.
Миннефтепром. М/ремонтный период: газ-лифт – 535сут, ЭЦН – 237 сут, ШГН – 136 сут, Сибирь – 324.
Межремонтный период больше тогда, когда содержание пластовой воды в откачиваемой жидкости меньше (Казак.). Так при средней обводненности в Татарии 32% межремонтный период был установлен в среднем 212 суток, при обводненности около 71% в Башкирии срок работы был 186 суток и при обводненности 90-95% на Петровском месторождении срок работы 100-120 суток.
Существенное влияние на показатели работы УЭЦН оказывает вязкость и газосодержание в жидкости. Отмечено, что газосодержание до 0,05-0,07 несущественно влияет на параметры установки. При большой вязкости откачиваемой жидкости наличие свободного газа даже улучшает параметры работы установки. В этом случае иногда допустимо газосодержание до 0,15-0,35. Большоегазосодержание на приеме насоса (0,35-0,5 и более) как и большая вязкость (0,1 ) резко понижают показатели работы установки.