Эксплуатация балансирных станков-качалок

Комплект клиновых ремней должен быть подобран по длине. Допускаемое отклонение для длины ремней одного комплекта не должно превышать 0,25% от номинального размера. Сменять ремни следует только путем перемещения электродвигателя по салазкам или поворотом рамы салазок (при поворотных салазках) на таком расстоянии, чтобы ремни надевались ка шкивы и снимались с них совершенно свободно, без натяга.

Нельзя допускать смену ремней в натянутом состоянии при помощи ломов, оправок или других предметов при одновременном поворачивании шкива редуктора от руки, так как это приводит к повреждению ремней и небезопасно для обслуживающего персонала.

Недостаточное, а также излишнее натяжение ремней влечет за собой снижение их работоспособности. Кроме того, излишнее натяжение вызывает повышенное давление на валы и опоры, в результате чего происходит ускоренный износ их у редукторов и электродвигателей. Способность ремня сохранять полученное первоначальное натяжение ограничена; как правило, чем больше натяжение, тем быстрее он растягивается. Степень натяжения можно определить по величине провеса верхней ветви наиболее натянутой струны под действием эталонного груза.

У работающего станка-качалки места трения должны быть смазаны. Зубчатые зацепления редуктора смазываются машинным маслом Л, залитым в корпус редуктора.

Подшипники валов редуктора, опор балансира, нижних головок шатунов, верхних пальцев шатунов, опор балансира, траверсы смазываются маслом осоголин А или консталином Л.

В процессе эксплуатации станка обслуживающий персонал должен систематически проверять его снаружи.

При осмотре необходимо обращать внимание, главным образом, на состояние следующих узлов и деталей станка:

- крепление рамы фундаментными болтами;

- крепление болтов редуктора и стойки с рамой;

- крепление болтов подшипников балансирного вала, крышки редуктора, опоры серьги траверсы к балансиру;

- плотность шпоночных соединений на кривошипном и ведущем валах редуктора (при обнаружении незначительного зазора необходимо немедленно остановить станок для замены шпонки);

-крепление кривошипных и верхних пальцев шатуна и пальцев нижней и верхней головок серьги;

- крепление роторных грузов на кривошипах и балансире;

- положение тормозных колодок;

- крепление электродвигателя;

- соединение подвески с головкой балансира и сальниковым штоком;

- правильность вращения роторных грузов;

- исправность ограждений;

- состояние ремней.

Кроме того, необходимо периодически контролировать наличие масла в редукторе через контрольные клапаны и наличие консистентной смазки в корпусах подшипников открытием крышек.

Полностью заменять смазку рекомендуется один раз в шесть месяцев, а в местах расположения верхних пальцев шатунов - один раз в месяц. Необходимо обращать внимание на появление шума в редукторе.

Следует иметь в виду, что при смазке, ремонте или проверке состояния станка-качалки, его необходимо остановить во избежание несчастных случаев. Выполнение указанных работ при работающем станке категорически запрещается.

Схема УЭЦН

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. Например, у скважинных штанговых насосов, у которых связь привода станка-качалки со скважин-ным насосом осуществляется посредством длинной колонны штанг, полезная мощность насоса ограничена приблизительно 40 кВт при обсадной колонне диаметром 168 мм и напоре насоса 1000 м. У скважинного центробежного насоса полезная мощность при этих условиях превышает 100 кВт.

Скважинные центробежные насосы при напоре 1915 м обеспечивают отбор жидкости до 125 м3/сут из скважин с внутренним диаметром колонны с^садных труб 130 мм; при напоре 550 м — 900 м3/сут из скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб 148,3 мм.

При средних и больших отборах жидкости (100...500 м^сут и более) центробежные насосы — наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Монтаж оборудования также упрощается, так как для относительно легких станций управления и трансформатора не требуется фундамент. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии в среднем 260...320сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей по массе не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей по массе до 0,05 %.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из корро-зионностойких материалов.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 4.55.) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, про-

тектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессор-ным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинньш электронасосный агрегат спускается на колонне насосно-компрессорных труб. К погружному электродвигателю электроэнергия подводится по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящему затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Рис. 4.55. Установка скважинного центробежного насоса

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости,увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт., Диаметры агрегатов находятся в пределах 116... 142,5 мм, длины агрегатов - более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется запретными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата - погружной, масло-наполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет 1гщр6защиту, состоящую из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора 7, присоединяемого к нижней части электродвигателя (рис. 4.55.).

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компреесорные трубы устанавливается обратный клапан и еще через одну трубу - спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима. К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спуско-подъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата - секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя - фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб. Конструкция головки позволяет производить ловильные работы насосного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переюдника в резьбовой части ловильной головки.

Насосный агрегат с насосно-комггоессорными трубами и кабелем подвешивается на оборудовании устья скважины, которое обеспечивает герметизацию кабеля и насосно-компрессорных труб, а также отвод жидкости и газа.

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН), эксплуатирующиеся в скважинах с различными внутренними диаметрами обсадных колонн, имеют следующие обозначения: УЭЦН5 - эксплуатируются в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм: УЭЦН5А - не менее JJ0j^y3IJiH6 - менее 144,3 мм; УЭВДбАГ^нёменее 148,3 мм. В обозначенйяхг^кваГ«У>> - установка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации установки); «Э» - с приводом от электродвигателя; «Ц» - центробежный насос; «Н» - нефтяной; следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу; число после тире - номинальную подачу, м3/сут; последнее число - напор, м, при номинальной подаче.

Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» опускается. Например, скважинный центробежный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм; УЭЦН5А- не менее 130 мм; УЭЦН6 -менее 144,3 мм; УЭЦН6А -не менее 148,3мм. В обозначениях: буквы «У» - установка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации установки); «Э» - с приводом от электродвигателя; «Ц» - центробежный насос; «Н» - нефтяной; следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, число после тире - номинальная подача, м3/сут; последнее число -напор, м, при номинальной подаче.

Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» - опускается. Например, скважинный центробежный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм, с подачей 130 м3/сут и напором 1200 м обозначается 2ЭЦН5-130-1200.

В обозначении установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква «И», а с насосами повышенной коррозионностойкости - буква «К», например, УЭЦНИ5, УЭЦНК5.

Погружные электродвигатели обозначаются буквами «ПЭД», а в случае секционного исполнения «ПЭДС», где буквы «П»- погружной, «ЭД»- электродвигатель, «С»- секционный. Первое число после буквенного обозначения - номинальная мощность электродвигателя, кВт; второе число - наружный диаметр корпуса электродвигателя, мм; следующая буква - обозначение модернизации электродвигателя; последние буква и цифра - изготовление электродвигателей в климатическом исполнении «В» категории 5. Например, погружной электродвигатель секционный мощностью 90 кВт, с диаметром корпуса 117 мм, модернизации «А», исполнения «В» по 5-й категории размещения обозначается ПЭДС 90-117АВ5.

Гидрозащита обозначается, например, 1Г51, где 1-номер модификации, «Г» - гидрозащита; 5 - для обсадной колонны с внутренним диаметром не менее 121,7 мм; 1-номер разработки.

Кабели для установок скважинных центробежных насосов имеют обозначения: КПБК.- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый; КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский; КППБПС - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский на всю строительную длину. Например, КПБК 3x16 - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый, трехжильный, с площадью сечения жилы 16 мм2.

Трансформаторы обозначаются, например, ТМПН 100/3- 73У1, где «Т» - трехфазный; «М» - естественная циркуляция; масла и воздуха, «ПН» - для скважинных нефтяных насосов; 100 - номинальная мощность, кВМА; 3 - класс напряжения обмотки ВН; 73 -год разработки; У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Кабели для установок скважинных центробежных насосов имеют обозначения: КПБК - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый; КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский; КГТЛБПС - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский на всю строительную длину. Например, КПБК 3 х 16 - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронировавжьш, круглый, трехжильный, с площадью сечения жилы 16 мм2

Трансформаторы обозначаются, например, ТМПН 100/3-73У1, где «Т» - трехфазный; «М» - естественная циркуляция масла и воздуха; «ПН» - для скважинных нефтяных насосов; 100 - номинальная мощность, кВА; 3 - класс напряжения обмотки ВН; 73 - год разработки; У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Тип станции управления обозначается, например, ШГС5804-49АЗУ1, где «Ш» - шкаф, «Г» - отрасль применения (горнодобывающая и нефтяная промышленности), «С» - обозначение завода-изготовителя; 5 - класс; 8 - группа; 04 - порядковый номер; 4 - номинальный ток силовой цепи (4 - до 250 А, 5 - до 400 А); 9 - напряжение силовой цепи (до 2300 В); А - модернизация; 3 - напряжение цепи управления (380 В); У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Станция управления другого типа обозначается, например, КУПНА79-29А2У1, где «КУПНА» - комплектное устройство управления скважинным насосным агрегатом; 79 - год разработки; 2 - номинальный ток силовой цепи (2 - до 100 А, 3 - до 160 А, 4 - до 250 А); 9 - напряжение силовой цепи (до 3000 В); А - модификация; 2 - напряжение цепи управления (220 В); У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: