Выбор рациональной технологии ремонта насоса НВ1Б

 

 

 

 

 

 

 

2. Описание возможных дефектов

В процессе эксплуатации, вследствие износа, накопления усталостных повреждений, деформаций, регулирования работоспособность  машин, то есть способность выполнять  заданные функции с рабочими характеристиками, установленными нормативно-технической документацией, теряется и нуждается в восстановлении.

Нагрузки, действующие на детали ШСН носят случайный характер. Случайными являются также характеристики материалов, конкретное значение которых  зависит от множества факторов. Примерами  случайной величины являются наработки  на отказ, интенсивность отказов, технический  ресурс, срок службы машин и так  далее.

Основанием для подъема  насоса является снижение или полное прекращение подачи жидкости из скважины.

Основными неисправностями  насоса являются:

• износ пары плунжер-цилиндр;
• эрозионное или гидроабразивное изнашивание клапанных узлов, цилиндра, замковой опоры, седла конуса цилиндра;
• заполнение клапана песком;
• заклинивание плунжера в цилиндре;
• пробкообразование.

Все эти ремонты требуют  подъема штанг. Как видно, самым  слабым узлом является всасывающая  линия - всасывающий клапан. Всасывающий  клапан при ремонте меняется на новый  и только в редких случаях оставляют  в эксплуатации. Плунжер можно  использовать повторно, так как посадки у насосов разные.

Таблица 3

Причины отказов ШГН

Причина	Отказ	Типоразмер
		32	44	57
1. Влияние песка	выработка вс. кл.	3	10	1
	Выработка нагн. кл.	-	2	7
	обрыв плунжера	-	-	1
	истирание пл.	-	1	1
	заклинивание пл.	1	5	2
2.Влияние АСПО+ мех. пр.	АСПО на обрывы	1	14	12
	грязь в кл.	-	3	5
	АСПО в кл.	-	-	-
3.Обрыв штанг		-	6	2
4.Отбраковка НКТ	износ резьбы	-	5	2
	коррозия	-	2	2
	смятие	-	3	2
	протерты	-	-	1
5.Отбраковка Штанг	гнутые	-	3	2
	истирание штанг	-	1	1
	истирание скребков	-	1	1
6.Коррозия	клапанов	-	1	1
	штанг и плунжера	-	3	3
	сепаратора	-	1	-

 

Одной из главных причин снижения срока службы скважинного  насоса являются некачественное изготовление деталей и небрежная сборка его  узлов, а именно: эллипсоидность, конусность и не прямолинейность осей цилиндра и плунжера. Вследствие этого между  трущимися поверхностями плунжера и цилиндра в отдельных сопрягающихся  точках или площадках возникают  значительные удельные давления, которые  приводят к увеличению силы трения при движении плунжера в цилиндре.

Анализируя выше приведённую  таблицу отметим что причиной, из – за которой происходи наиболее частый отказ ШГН  является отрицательное  действие АСПО и механических примесей. Выработка клапанов от общего количества отказов составляет – 16,8% в том  числе по всасывающим - 12%, по нагнетательным – 4,8%. А выработка клапанов от общего количества отказов влияния песка  составляет – 47,6%, по всасывающим - 34%, по нагнетательным – 13,6%[5].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования

1. Требования к ремонту насосов

1. Техническое обслуживание изделий, находящихся на базах или в мастерских, заключается в соблюдении условий их хранения и своевременной переконсервации.
2. В процессе эксплуатации техническое обслуживание заключается в систематическом наблюдении за работой насоса и своевременном принятии мер по обеспечению его безотказной работы.
3. Ремонт насосов и опор, вышедших из строя, производится в специализированных мастерских специально обученным персоналом.
4. Инструмент, используемый при ремонте изделий, должен исключать возможную деформацию деталей в процессе разборки и последующей сборки.
5. Разборку резьбовых соединений, собранных с использованием Анатерма 505 ТУ 2257-331-00208947-2002, необходимо производить с предварительным нагревом деталей до температуры 200.. .250 °С.
6. Все детали, у которых резьбы и уплотняющие поверхности подверглись поражению коррозией или гидроабразивному износу, должны быть заменены.
7. При обнаружении на внутренней поверхности цилиндра следов коррозии, заедания плунжера, рисок от песка, продольных царапин, а также при износе внутреннего диаметра более чем на 0,13 мм сверх номинального цилиндр необходимо заменить.
8. При обнаружении на наружной поверхности плунжера сколов, отслоения хромового покрытия, продольных царапин, питтинга, следов трения с цилиндром - плунжер необходимо заменить.
9. Пара «седло-шарик», не выдержавшая испытаний на вакуум-приборе, описанном в ТУ 3665-004-26602587-2008, подвергается замене.
10. Если на корпусе клапана выбиты или изношены направляющие шарика и если данный износ превышает 15% толщины направляющих, необходимо заменить корпус.
11. Если на уплотняющих поверхностях деталей замка вставного насоса и замковой опоры имеются механические повреждения, износ или размыв, их необходимо заменить.
12. Если на лепестках якоря замка вставного насоса и замковой опоры имеются трещины, следы износа или остаточной деформации, их необходимо заменить.

Сборку отремонтированных  насосов необходимо производить  строго соблюдая требования конструкторской  документации и ТУ 3665-004-26602587-2008[6].

 

2. Виды ремонта ШГН

Технологический процесс  капитального ремонта - это комплекс мероприятий по восстановлению работоспособности  оборудования, выполняемый в определенной последовательности и включающий:

1. приемку оборудования в ремонт;
2. моечно-очистные операции;
3. разборка оборудования на агрегаты, сборочные единицы и детали;
4. контроль, сортировка и ремонт деталей;
5. комплектация деталей;
6. сборка сборочных единиц, агрегатов и оборудования в целом;
7. обкатка и испытание после сборки;
8. окраска и сдача оборудования из ремонта.

Основной причиной выхода из строя деталей нефтепромысловых машин является механический и абразивный износ.

Под восстановлением изношенной детали понимают ремонт с доведением ее размеров, геометрической формы, чистоты  поверхности и поверхностной  твердости до первоначальных.

В настоящее время известны многие способы восстановления изношенных деталей, каждый из которых имеет  свою рациональную область применения. Наиболее распространенными являются следующие:

1. восстановление деталей механической обработкой путем получения новых ремонтных размеров, заменой части детали или добавлением целой детали;
2. восстановление давлением, когда деталь подвергается осадке, раздаче, обжатию, накатке, вытяжке или правке;
3. наращивание изношенной детали слоем металла наплавкой, газотермическим напылением или гальваническими покрытиями.

Текущий ремонт, проводимый в мастерских, заключается в смене  основных быстроизнашивающихся деталей: штоков, шариков, седел, клапанов, клеток и плунжеров[5].

3. Виды технического обслуживания ШГН

Нормальная эксплуатация штанговой скважинной насосной установки  требует постоянного контроля за работой основных узлов для своевременного принятия необходимых мер для  ее обеспечения.

Информацию о работе подземного оборудование при этом способе добычи нефти получают при помощи динамометрирования. Динамометрирование заключается в  определении по динамограммам нагрузок на штанги, а так же состояние и нарушение в работе подземного и наземного оборудования.

По ним определяются:

1. негерметичность приемной и нагнетательной части насоса;
2. влияние газа на работу насоса;
3. превышение производительности насоса над притоком жидкости в скважину;
4. прихват плунжера;
5. обрыв штанг;
6. негерметичность труб и многие другие явление.

 По нагрузкам можно  подсчитать значения фактических  приведенных напряжений. По динамограммам  можно определить коэффициент  подачи насоса, коэффициент наполнения, динамический уровень жидкости, удельный вес газожидкостной  смеси,  давление на приеме  насоса  коэффициент продуктивности  скважины, фактический дебит откачиваемой  жидкости.

Динамометрирование скважины оборудованной, УШГН проводится в первый же день после спуска насоса  в  скважину и при изменениях режима откачки и подачи насоса, а так  же процессе его работы  для своевременного выявления различных неполадок[1].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Пояснения к принятой схеме разборки насосного оборудования

1.  Порядок подъема насоса

1. Основанием для подъема насоса является полное прекращение подачи жидкости или снижение ее до минимально допустимой величины, установленной отдельно для каждой скважины исходя из технико-экономических соображений и геолого-технических характеристик скважины. Причина неисправности должна быть определена предварительно по данным динамограммы, снятой перед подъемом насоса.
2. Для подъема вставного насоса необходимо:

1. поднять колонну штанг с насосом. Если при подъеме не удалось сорвать насос с опоры цангового типа, необходимо опустить штанги до конца и повернуть их по часовой стрелке на пол-оборота, при этом переводник штока войдет в паз клетки направляющей. Повернуть колонну штанг вместе с насосом не более чем на два-три полных оборота и повторно произвести подъем. Обычно после поворота насос легко освобождается от опоры;
2. уложить насос на подставки.
3. Колонну НКТ при подъеме вставного насоса извлекают только по каким-либо техническим причинам (чистка или промывка забоя, устранение утечек в НКТ, дефекта замковой опоры и т.п.).

3. Для подъема невставного насоса с ловителем необходимо:

1. заловить всасывающий клапан, для чего плавно опустить плунжер до упора и повернуть колонну насосных штанг по часовой стрелке не более чем на два-три оборота;
2. поднять штанги с плунжером и всасывающим клапаном;
3. отсоединить всасывающий клапан от плунжера и плунжер от штанг;
4. протереть наружную поверхность плунжера от загрязнений и установить его на доску;
5. поднять колонну НКТ с цилиндром насоса;
6. уложить цилиндр насоса на подставки;
7. ввести всасывающий клапан с плунжером в цилиндр насоса.

4.    Для подъема  невставного насоса со сбивным  клапаном необходимо:

1. поднять штанги с плунжером;
2. отсоединить плунжер от штанг;
3. протереть наружную поверхность плунжера от загрязнений и установить его на доску;
4. спустить в колонну НКТ фрагмент полированного штока длиной около 1,5 м, который при свободном спуске ломает полый срезной штифт, установленный в насосе. Через образовавшееся отверстие происходит слив нефти из НКТ;
5. поднять колонну НКТ с цилиндром насоса;
6. уложить цилиндр насоса на подставки[4].

2.  Демонтаж насосов

Поднятые из скважин насосы доставляются автотранспортом в  сервисный центр, где разгружаются с использованием мостового крана  и складируются на стеллажах елочного типа.

Очистка насосов в сборе  производится в установке для  мойки насосов. Прошедшие очистку  насосы устанавливаются на монтажную  станину, по позициям которой они  в дальнейшем перемещаются простым  перекатываем по стапелям. Разборка насоса производится отделением деталей и  узлов от базовой детали (цилиндра).

Демонтаж насоса производится в следующем порядке:

1. открутить переводник штока;
2. высвободить клетку плунжера;
3. выкрутить упорный ниппель;
4. освободить якорь;
5. открутить контргайку;
6. освободить переводник;
7. достать шток плунжера;
8. отсоединить клапан от штока;
9. открутить всасывающий клапан;
10. открутить нижний удлинитель от цилиндра;
11. достать шарики из клапанов;
12. снять клапанные наконечники.