Правила приемки

Все детали и сборочные единицы насосов должны подвергаться операционному и приемочному контролю ОТК на соответствие требованиям конструкторской и технологической документации и настоящих ТУ.

Материалы, стандартные и покупные изделия, применяемые для изготовления деталей и сборочных единиц насосов, должны подвергаться входному контролю в соответствии с действующими стандартами предприятия-изготовителя насоса.

Принятые службой ОТК детали и сборочные единицы должны клеймиться в удобном месте. В случае невозможности нанесения клейма на детали, а также партии рабочих колес, направляющих аппаратов, втулок защитных вала, клеймить на бирке.

Насосы должны подвергаться следующим видам испытаний:

• квалифицированным (установочной серии);

• приемо-сдаточным;

• периодическим;

• типовым;

• испытаниям на надежность;

• сертификационным.

Приемо-сдаточные испытания.

Приемо-сдаточным испытаниям должны подвергаться насосы серийного производства.

Приемо-сдаточные испытания следует проводить на воде температурой не выше 50С.

Допускается:

• приемо-сдаточные испытания проводить на консервационной жидкости – индустриальном масле И-Л-С-5 по ТУ 38,1011191-88 с добавлением 5% присадки АКОР-1 ГОСТ 15171-78 или другой консервационной жидкости, вязкость которой должна быть не более 10 мм²/с.

• проводить приемо-сдаточные испытания насосов со стендовыми модулем-головкой и входным модулем.

Напорная характеристика насоса должна контролироваться на трех режимах, соответствующих минимальной, номинальной и максимальной подаче рабочей части характеристики. Допустимое отклонение подачи при испытании  10% от номинального значения на каждом режиме.

Приемо-сдаточным испытаниям должен подвергаться каждый насос.

По согласованному решению предприятия-изготовителя и заказчика (потребителя) объем насосов, подвергаемых приемо-сдаточным испытаниям, может быть изменен.

Значения замеров подачи, напора и частоты вращения, полученные при приемо-сдаточных испытаниях, должны быть занесены в паспорт насоса. Если приемо-сдаточные испытания проводились на консервационной жидкости, то результаты испытаний должны быть пересчитаны на воду при частоте вращения п = 2910 об/мин.

Ремонт штанговых насосов

Виды ШГНУ (типоразмеры)

Глубинные штанговые насосы ШГН, являются наиболее, распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

До недавнего времени, основным изготовителем ШГН, для стран СНГ, являлся Суруханский машиностроительный завод г. Баку (бывший завод им. Дзержинского). Изготовление насосов, производилось по ГОСТ-26.16. 06 — 86. По эксплуата­ционным качествам, конструктивному и материальному испо­лнению эти насосы не в полной мере удовлетворяли запросам нефтегазодобывающей отрасли, в связи с чем значительное количество насосов закупалось по импорту в США и Европе.

Все основные производители ШГН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами «Американского нефтяного института», (АРI) — Спецификация 11АХ. По своим эксплуатационным качествам эти насосы значительно превосходят изготавливаемые по ГОСТ 26. 16. 06 — 86, а многообразие исполнения обеспечивает подбор насосов для любых скважинных условий.

АО «Ижнефтемаш» закупило лицензию, техническую доку­ментацию на глубинные штанговые насосы по стандартам АРI у фирмы «Шеллер-Блекманн» (SВS) и с 1994 года при­ступило к серийному выпуску насосов. По присоединительным размерам и резьбам выпускаемые насосы модифицированы под отечественное скважинное обо­рудование.

Одновременно с поставкой насосов у потребителей в мес­тах эксплуатации ГШН организуются сервисные центры, осна­щенные всем необходимым оборудованием для качественно­го обслуживания и ремонта насосов, а также для их прави­льного подбора и использования.

Условия эксплуатации каждого конкретного насоса зави­сят от его конструкции и материального исполнения и приве­дены в паспорте на насос. Для работы в средах от средней до максимальной степени коррозионной активности или содер­жания механических примесей требуется применение специальных материалов.

Прием-сдача скважин в ремонт и из ремонта

1. До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан:

• проверить наличие и состояние подъездных путей, при необходимости произвести отсыпку, планировку;

• произнести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т.п.;

• проверить и отревизировать станцию управления СК11, оборудовать, штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);

• проверить и отревизировать тормозную систему СК11;

• устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;

• проверить работоспособность коллектора;

• обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;

• на СК типа ПФ 8-3-40, "VULKAN" должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ограждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке ЦДНГ).

2. Ответственность за выполнение несет мастер ЦДНГ.

3. Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонт и после ремонта оформляется актом .

4. За 2 часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в течение 3-х часов представитель ЦДНГ не является то, удостоверившись, что цель ремонта достигнута, бригада переезжает на другую скважину по плану графика Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время – мастером – ЦПРС (ЦКРС) и мастером (ст. оператором) ЦДНГ ; в ночное время - ст. оператором ЦПРС и дежурным оператором ЦДНГ. В случае, когда по приезду представителя ЦДНГ скважина не готова, то прием-сдача скважины из ремонта переносится па дневное время с 9.00 до 16.00 часов.

5. Представитель ЦДНГ перед выездом па приемку скважины знакомится с планом на ремонт.

6. При приеме скважины от бригады ПРС и КРС проверяется:

• соответствие фактически выполненных работ - работам, указанным в плане па ремонт;

• правильность подвески полированного штока;

• укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и их качество.

7. Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра) при ходе вверх проверяется динамометрированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке прикладывается к эксплуатационному паспорту ШГН.

Главным критерием приема скважины из ремонта являются её дебит с коэффициентом подачи не менее 0,5 (см. Приложение №5), и правильность подгонки штанг.

8. Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пуска насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных АРМ технолога-геолога.

9. После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение 2-х суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают: мастер ЦПРС или ЦКРС с одной стороны и ст. геолог, ст. технолог, мастер ЦДНГс другой стороны.

10. Все спорные вопросы, возникающие по скважине, решаются на закрытии объёмов работ ЦПРС, ЦКРС (если они не разрешились в течение месяца).

Ревизия и комиссионные разборы УСШН

1.Все штанговые насосы, поднятые из скважины, при подземном ремонте в обязательном порядке поступают в ЦПП на ревизию.

2.В целях упорядочивания расследования неэффективных ремонтов скважин с УСШН устанавливаются следующие сроки подъема оборудования из скважин.

При повторных ремонтах (наработка 0-2 суток) оборудование должно быть поднято и предоставлено, комиссии в течение текущего месяца после отказа.

При преждевременных отказах (от 2 до 60 суток) оборудование должно быть поднято и представлено комиссии также в течение текущего месяца после отказа.

При затянувшихся ремонтах насос должен быть разобран сразу после вывоза его в ЦПП.

Для расследования причин отказов ШГН создается комиссия из представителей заинтересованных сторон. Комиссионному разбору подлежат ШГН, отработавшие 60 суток и менее, в т.ч.:

- затянувшийся ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка суток};

- повторный, оборудованных ШГН (наработка от 0 до 3 суток);

- преждевременный ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка от 3 до 60 суток)

- на ШГН подлежащих комиссионному разбору, к эксплуатационному паспорту прилагается полная информация по эксплуатации скважины. В состав комиссии входят:

- представитель технологической группы ЦИТС - председатель комиссии;

а) представитель цеха, производившего спуск ШГН - член комиссии;

б) представитель ЦДНГ - член комиссии;

в) представитель ЦПП - член комиссии.

Начальник технологической группы извещает членов комиссии о времени проведения комиссионных разборов ШГН, которые осуществляются и трехдневный срок с момента поступления его на базу ЦПП.

- ШГН, поступившие на комиссионный разбор без паспорта, с незаполненным паспортом и в неполной комплектации, комиссией рассматриваются, но вина в этом случае возлагается на подразделение, которое не заполнило паспорт.

В случае, работоспособности насоса и герметичности замковой опоры представителями ЦПРС, ЦКРС должен быть предоставлен совместный акт с ЦДНГ на опрессовку НКТ или акт отбраковки НКТ, завизированный технологической группой.

В случае обнаружения отворота штанг вина возлагается на бригаду, производившую спуск поземного оборудования.

3. Комиссионный разбор ШГН при затянувшихся и повторных ремонтах осуществляется только в том случае, если он был предоставлен и ШГН не более, чем течение трех суток после подъема из скважин и следующее последовательности:

Визуальным осмотром определить наличие видимых дефектов ШГН. Механические повреждения и ослабление резьбовых соединений не допускаются.

Разобрать насос на составные детали, определить комплектность.

Визуальным осмотром определить, наличие механических примесей и посторонних материалов в деталях насоса.

Тщательно промыть пары «седло-шарик» всасывающего и нагнетательного их клапанов и определить их герметичность на специальном вакуум-приборе.

Собрать всасывающий и нагнетательного клапана установить их на стенд и произвести гидравлические испытания давлением > 10 МПа в течение 3 минут. Наличие утечек в паре «седло-шарик» не допускаются.

Тщательно промыть и протереть плунжер, произвести визуальный осмотр шлифованной поверхности и инструментальный замер.

ДОПУСКАЕТСЯ:

а) наличие местных обнажений хрома (чернавин) но краям плунжера длинной не более 60 мм;

б) уменьшение наружного диаметра плунжера от наименьшего предельного размера по 2-м взаимноперпендикулярным плоскостям в 3-х несмежных сечениях из 10-ти не более 0,01 мм;

в) уменьшение номинального диаметра на концах, длиною 120 мм не более 0,05 мм:

г) уменьшить длину плунжера 111Х-29, 32 на 51 мм, 111Х-38, 44 на 37 мм.

Промыть и осветлить цилиндр насоса. Произвести инструментальный замер и определить группу посадки насоса.

Произвести визуальный осмотр конуса вставного насоса. При наличии на шлифованной поверхности конуса вмятин, рисок или забоин произвести его опрессовку в паре с замковой опорой давлением 10 МПа. Утечки в паре не допускаются.

Произвести визуальный осмотр торцевых уплотняющих поверхностей цилиндра и сопрягаемых с ними деталей. Наличие вмятин, раковин, трещин не допускается.

По результатам проверки насоса согласно комиссия устанавливает соответствие качества ШГН требованиям ТУ и ГОСТов, определяет причину отказа в работе и виновности сторон, результаты разбора заносятся в паспорт ШГН. Паспорта сдаются в технологическую группу ЦИТС.

В случае несвоевременного вывоза насоса по вине бригады ПРС и КРС, разбор производится без предъявления претензий к ЦПП.

В случае несвоевременного вывоза насоса по вине ЦПП, разбор его производится без предъявления претензии к ЦПРС, ЦКРС.

Порядок выполнения работы

1.Изучить необходимое оборудование для проведения ремонта штанговых и погружных электроцентробежных насосов, его назначение и конструкцию

2.Изучить порядок проведения разборки, сборки, ремонта штанговых и погружных электроцентробежных насосов

3.Кратко описать технологию ремонта, зарисовать схему стенда для испытания ЭЦН и записать технологию проведения испытаний