Файл: Сут и высотой подъема жидкости 5002000 м. В области больших подач свыше 80 м.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 68
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
= 126,5 МПа
7) Тангенциальное напряжение в теле корпуса, находящегося под давлением,
= 
, [4, стр. 128] (6)
где толщина стенки в ослабленном сечении S = 5,25∙10-3 м
= 
= 175,7 МПа
8) Эквивалентное напряжение в ослабленном сечении корпуса, находящегося под внутренним давлением жидкости, вычисляется по теории наибольшей потенциальной энергии формоизменения:
= 
[4, стр. 129] (7)
= 
= 157 МПа
9) Далее следует проверить правильность выбора внутреннего диаметра направляющего аппарата
из условия:
= 
≤ 
[4, стр. 129] (8)
где σ - напряжения сжатия в станке «чашки» направляющего аппарата от усилия предварительной затяжки ступеней;
[ ] - допускаемое напряжение сжатия
[ ] = 
[4, стр. 129] (9)
= 180 МПа - предел прочности при растяжении специального легированного чугуна;
n - коэффициент запаса, n = 1,5
[
= 
= 72,05 МПа ˂ 480 МПа
В результате расчета для заданных условий рассчитала на прочность корпус ЭЦН6-100-1500 при напоре в режиме закрытой задвижки 1650 м.
2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Монтаж оборудования
2.1.1 Монтаж установки электроцентробежного насоса
Для транспортирования оборудования УЭЦН применяются специальный агрегат АТЭ-6, обеспечивающий механизированные погрузку и разгрузку всех узлов установки. Прежде чем монтировать установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого в первую очередь ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата проверяют обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата
Перед спуском агрегата в скважину для облегчения его сборки и сохранения целостности кабеля тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины. Перед монтажом установки проводят линию электропередачи напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины.
Перед доставкой погружного центробежного насоса на скважину тщательно осматривают и проверяют все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе - свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем моменте не более 6 Н м вал насоса должен вращаться без заедания. В электродвигателе - сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20±5°С мегомметром на 500 или 1000 В сопротивление должно превышать 100 Мом.
В кабеле сопротивление изоляции между жилами и между каждой из жил и броней при температуре 20°С должно превышать 100 МОм/км. Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90 - 10 °С и давлении 1,0 МПа в течение 30 мни. Утечка масла не допускается.
Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев; присоединительные размеры должны соответствовать чертежам или инструкциям. По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами.
Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора и автотрансформатора, а также изоляции между обмотками трансформатора должно быть не менее 10 МОм.
Для спуско-подъемных работ применяется механизированный кабельный барабан. Он устанавливается не ближе 15-17 м от устья скважины в поле зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центры барабана и устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана.
Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. Необходимо тщательно собирать агрегат при соблюдении максимальной чистоты. Места установки обратных клапанов, пробок, кабельной воронки и упаковочных крышек должны быть полностью очищены от грязи и пыли и насухо вытерты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата категорически запрещается вследствие проникновения грязи и влаги в агрегат.
Агрегаты с гидрозашитой монтируют в такой последовательности. Хомут-элеватор закрепляют на головке электродвигателя» после чего последний опускают в скважину до посадки хомута на колонный фланец обсадной колонны.
При помощи хомута, закрепленного на корпусе протектора под его головкой, поднимают протектор над скважиной. Постепенно опуская протектор, соединяют его вал с валом двигателя шлицевой муфтой. Закрепляют хомут на головке компенсатора и опускают его в скважину до посадки хомута на колонный фланец.
Закрепляют хомут на головке электродвигателя и поднимают двигатель над устьем скважины. Сняв транспортировочные крышки, сочленяют двигатель с компенсатором. Вывернув пробку перепускного клапана электродвигателя, открывают перепускной клапан на два-три оборота и завертывают пробку. Приподнимают электродвигатель с компенсатором, снимают хомут с компенсатора и опускают электродвигатель в скважину. Размещение наземного оборудования до подачи хомута на колонный фланец. Снимают крышку кабельного ввода, замеряют сопротивление изоляции электродвигателя, которое должно быть ≥ 100 МОм.
Поднимают электродвигатель над устьем скважины и через обратный клапан основания электродвигателя закачивают масло до появления его через отверстие токоввода. Закрывают клапан пробкой и опускают электродвигатель в скважину до посадки хомута на колонный фланец. Сняв с электродвигателя пробку клапана, на ее место вворачивают штуцер маслонасоса и при непрерывном прокачивании масла сочленяют муфту кабеля с колодкой токоввода электродвигателя. Через опрессовочную крышку с отверстием закачивают в электродвигатель масло до полного удаления воздуха. После опрессовки кабельного ввода и фланцевого соединения электродвигателя с компенсатором на давление 0,5 - 1,0 МПа устанавливают на двигатель протектор, проверив при этом наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала электродвигателя с протектором.
После прокачки масла в протектор снимают хомут с электродвигателя и опускают его в скважину до посадки хомута протектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на корпусе протектора, приподнимают собранную часть установки из скважины, проверяют вращение вала, сопротивление
изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя по часовой стрелке, поднимают нижнюю секцию насоса при помощи хомута, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала и сочленяют насос с протектором. Устанавливают защитные кожухи плоского кабеля строго по одной линии. Далее устанавливают среднюю и верхнюю секции насоса и продолжают устанавливать защитные щитки плоского кабеля. После спуска первой насосно-компрсссорной трубы на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором для защиты кабеля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.
Скорость спуска агрегата не должна превышать 0,25 м/с. В процессе его спуска необходимо периодически замерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем и следить за ее изменениями. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину - 10 МОм.
Погружной агрегат монтируют при тщательной очистке всех элементов, проверке вращения валов и свободной посадке шлицевых муфт, при закачке масла в двигатель и его опрессовке. Все эти работы выполняют согласно инструкции по монтажу. Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из межтрубного пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости, уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки; замером динамического уровня.
2.2 Ремонт оборудования
2.2.1 Ремонт установки электроцентробежного насоса
Ремонт установок электроцентробежных насосов производят на специальных заводах и в специальных сервисных предприятиях, входящих в состав нефтяных компаний или в состав фирм-производителей УЭЦН.
Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т. е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту.
Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погружного агрегата и кабеля должны иметь следующие цехи: по ремонту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электродвигателей; по ремонту кабеля; литейный с участками чугунного литья, термической обработки; изготовления пластмассовых деталей; механический и склад.
Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата. Технология ремонта предусматривает следующие работы.
По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; пополнение комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями; проверку крепления насоса и его герметичности; пайку и лужение швов; установку упаковочных крышек.
По электродвигателю; очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-сушильный процесс; сборку электродвигателя; испытание электродвигателя; пайку стыков электродвигатели.
По гидрозащите: очистку наружной поверхности протектора и компенсатора от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку протектора и компенсатора па стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора; пайку стыков протектора и компенсатора.
3 Раздел подземного ремонта скважин
3.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах
Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их добывающих возможностей.
Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта.
7) Тангенциальное напряжение в теле корпуса, находящегося под давлением,
= , [4, стр. 128] (6)где толщина стенки в ослабленном сечении S = 5,25∙10-3 м
= = 175,7 МПа8) Эквивалентное напряжение в ослабленном сечении корпуса, находящегося под внутренним давлением жидкости, вычисляется по теории наибольшей потенциальной энергии формоизменения:
= [4, стр. 129] (7) = = 157 МПа9) Далее следует проверить правильность выбора внутреннего диаметра направляющего аппарата
из условия: = ≤ [4, стр. 129] (8)где σ - напряжения сжатия в станке «чашки» направляющего аппарата от усилия предварительной затяжки ступеней;
[
] - допускаемое напряжение сжатия[
] = [4, стр. 129] (9) = 180 МПа - предел прочности при растяжении специального легированного чугуна; n - коэффициент запаса, n = 1,5
[
= = 72,05 МПа ˂ 480 МПаВ результате расчета для заданных условий рассчитала на прочность корпус ЭЦН6-100-1500 при напоре в режиме закрытой задвижки 1650 м.
2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Монтаж оборудования
2.1.1 Монтаж установки электроцентробежного насоса
Для транспортирования оборудования УЭЦН применяются специальный агрегат АТЭ-6, обеспечивающий механизированные погрузку и разгрузку всех узлов установки. Прежде чем монтировать установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого в первую очередь ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата проверяют обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата
Перед спуском агрегата в скважину для облегчения его сборки и сохранения целостности кабеля тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины. Перед монтажом установки проводят линию электропередачи напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины.
Перед доставкой погружного центробежного насоса на скважину тщательно осматривают и проверяют все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе - свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем моменте не более 6 Н м вал насоса должен вращаться без заедания. В электродвигателе - сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20±5°С мегомметром на 500 или 1000 В сопротивление должно превышать 100 Мом.
В кабеле сопротивление изоляции между жилами и между каждой из жил и броней при температуре 20°С должно превышать 100 МОм/км. Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90 - 10 °С и давлении 1,0 МПа в течение 30 мни. Утечка масла не допускается.
Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев; присоединительные размеры должны соответствовать чертежам или инструкциям. По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами.
Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора и автотрансформатора, а также изоляции между обмотками трансформатора должно быть не менее 10 МОм.
Для спуско-подъемных работ применяется механизированный кабельный барабан. Он устанавливается не ближе 15-17 м от устья скважины в поле зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центры барабана и устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана.
Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. Необходимо тщательно собирать агрегат при соблюдении максимальной чистоты. Места установки обратных клапанов, пробок, кабельной воронки и упаковочных крышек должны быть полностью очищены от грязи и пыли и насухо вытерты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата категорически запрещается вследствие проникновения грязи и влаги в агрегат.
Агрегаты с гидрозашитой монтируют в такой последовательности. Хомут-элеватор закрепляют на головке электродвигателя» после чего последний опускают в скважину до посадки хомута на колонный фланец обсадной колонны.
При помощи хомута, закрепленного на корпусе протектора под его головкой, поднимают протектор над скважиной. Постепенно опуская протектор, соединяют его вал с валом двигателя шлицевой муфтой. Закрепляют хомут на головке компенсатора и опускают его в скважину до посадки хомута на колонный фланец.
Закрепляют хомут на головке электродвигателя и поднимают двигатель над устьем скважины. Сняв транспортировочные крышки, сочленяют двигатель с компенсатором. Вывернув пробку перепускного клапана электродвигателя, открывают перепускной клапан на два-три оборота и завертывают пробку. Приподнимают электродвигатель с компенсатором, снимают хомут с компенсатора и опускают электродвигатель в скважину. Размещение наземного оборудования до подачи хомута на колонный фланец. Снимают крышку кабельного ввода, замеряют сопротивление изоляции электродвигателя, которое должно быть ≥ 100 МОм.
Поднимают электродвигатель над устьем скважины и через обратный клапан основания электродвигателя закачивают масло до появления его через отверстие токоввода. Закрывают клапан пробкой и опускают электродвигатель в скважину до посадки хомута на колонный фланец. Сняв с электродвигателя пробку клапана, на ее место вворачивают штуцер маслонасоса и при непрерывном прокачивании масла сочленяют муфту кабеля с колодкой токоввода электродвигателя. Через опрессовочную крышку с отверстием закачивают в электродвигатель масло до полного удаления воздуха. После опрессовки кабельного ввода и фланцевого соединения электродвигателя с компенсатором на давление 0,5 - 1,0 МПа устанавливают на двигатель протектор, проверив при этом наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала электродвигателя с протектором.
После прокачки масла в протектор снимают хомут с электродвигателя и опускают его в скважину до посадки хомута протектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на корпусе протектора, приподнимают собранную часть установки из скважины, проверяют вращение вала, сопротивление
изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя по часовой стрелке, поднимают нижнюю секцию насоса при помощи хомута, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала и сочленяют насос с протектором. Устанавливают защитные кожухи плоского кабеля строго по одной линии. Далее устанавливают среднюю и верхнюю секции насоса и продолжают устанавливать защитные щитки плоского кабеля. После спуска первой насосно-компрсссорной трубы на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором для защиты кабеля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.
Скорость спуска агрегата не должна превышать 0,25 м/с. В процессе его спуска необходимо периодически замерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем и следить за ее изменениями. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину - 10 МОм.
Погружной агрегат монтируют при тщательной очистке всех элементов, проверке вращения валов и свободной посадке шлицевых муфт, при закачке масла в двигатель и его опрессовке. Все эти работы выполняют согласно инструкции по монтажу. Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из межтрубного пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости, уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки; замером динамического уровня.
2.2 Ремонт оборудования
2.2.1 Ремонт установки электроцентробежного насоса
Ремонт установок электроцентробежных насосов производят на специальных заводах и в специальных сервисных предприятиях, входящих в состав нефтяных компаний или в состав фирм-производителей УЭЦН.
Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т. е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту.
Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погружного агрегата и кабеля должны иметь следующие цехи: по ремонту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электродвигателей; по ремонту кабеля; литейный с участками чугунного литья, термической обработки; изготовления пластмассовых деталей; механический и склад.
Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата. Технология ремонта предусматривает следующие работы.
По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; пополнение комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями; проверку крепления насоса и его герметичности; пайку и лужение швов; установку упаковочных крышек.
По электродвигателю; очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-сушильный процесс; сборку электродвигателя; испытание электродвигателя; пайку стыков электродвигатели.
По гидрозащите: очистку наружной поверхности протектора и компенсатора от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку протектора и компенсатора па стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора; пайку стыков протектора и компенсатора.
3 Раздел подземного ремонта скважин
3.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах
Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их добывающих возможностей.
Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта.