Винтовой штанговый насос

rssrrrrryer-rrsrsrrs-rrersrrrs-s-ryirrrssrrssrsr-ryisrerrrrr-rr-r0-ryerryires.dwg

КП.15.02.01.ОП-13.000.000.
Монтаж и техническая эксплуатация
насоса винтового штангового

Спецификация (общий вид).dwg

КП.15.02.01.ОП-13.000.000СП
Превентор сальниковый
Колонна обсадных колонн

rsssrrrr-rrrrrye-ryerryires.docx

История винтовых штанговых насосных установок (ВШНУ) начинается в 50 - е годы ХХ века от выпускающихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из штанг трансмиссионный вал вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода.
ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80 – х годов в США и во Франции. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 05 до 1000 м3 сут и давлением от 6 до 30 Мпа.
Причиной достаточного широкого применения ВШНУ служат их технико-экономические преимущества по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти.
По сравнению со скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ) установки ВШНУ имеют следующие преимущества:
- простота конструкции и малая масса привода;
- отсутствие необходимости в возведение фундаментов под привод установки;
- простота транспортировки монтажа и обслуживания;
- широкий диапазон физико-химических свойств откачиваемых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);
- уравновешенность привода постоянство нагрузок действующих на штанги равномерность потока жидкости снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость;
- отсутствие клапанов в скважинном насосе.
По сравнению с винтовым насосом с погружным электродвигателем установки ВШНУ имеют следующие преимущества:
- простота конструкции насоса (отсутвуют шарнирные соединения пусковые муфты радиальные и осевые подшипники);
- наземное расположение приводного электродвигателя что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогостоящей гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.
Установки штанговых винтовых насосов являются эффективным средством эксплуатации вертикальных добывающих скважин особенно при добыче высоковязкой нефти и выносе песка на месторождениях где не применяются заводнение и химические методы увеличения нефтеотдачи пластов а также химические обработки призабойной зоны скважин для интенсификации притока продукции.
На сегодняшний день разработчики и производители установок ВШНУ считают важнейшей задачей дальнейшую проработку следующих актуальных вопросов для повышения эффективности работы установки:
) разработка математической модели работы вращающейся в НКТ штанговой колонны с учетом профиля ствола скважины наличия центраторов и потока продукции в кольцевом пространстве;
) Определение критериев устойчивой работы колонны условий возникновения биений резонансных биений.
) Выявление влияния условий эксплуатации технических характеристик оборудования режимов откачки на надежность штанговой колонны.
) Разработка и исследование способов предотвращения осложнений при эксплуатации скважин штанговыми винтовыми насосами связанных с образованием стойких высоковязких эмульсий и осложнений.
) Теоретическое и экспериментальное исследование влияния на процесс подъема обводнений продукции скважин ВШНУ устройств для поочередной подачи на прием насоса нефти и воды.
) Уточнение области рационального применения штанговых винтовых насосов при эксплуатации осложненных скважин.
В данном курсовом проекте я рассмотрел принцип работы винтовой штанговой насосной установки.
1Назначение и технические
характеристики винтовой штанговой насосной установки для добычи нефти
Рациональной областью применения винтовых штанговых насосных установок (ВШНУ) является вертикальные скважины или скважины с малыми темпами набора кривизны с пластовыми жидкостями высокой вязкости с повышенным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50-100 м3сутки с напором до 1000 – 1500 м однако некоторые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добычные возможности.
Рисунок 1.1 – Установка скважинного штангового насоса
Установка скважинного штангового винтового насоса состоит из наземного привода 1 устьевой арматуры 2 колонны насосно-компрессорных труб 3 колонны насосных штанг 4 с центраторами 5 и скважинного винтового насоса 6.
В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ которые можно классифицировать следующим образом:
- по типу привода различают установки с электроприводом объемным приводом приводом от ДВС и газового двигателя. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинхронным электроприводом переменного тока с номинальной частотой вращения 1000 обмин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше;
- по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно- и двухступенчатой трансмиссией.
Наибольшее распространение получили схемы приводов с одноступенчатой ременной трансмиссией;
- по типу ременной передачи различают приводы с клиноременными и зубчатыми ремнями.
Наиболее часто в ВШНУ применяется обычные многорядные клиноременные передачи. Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превышает 5 поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвигателя 1000 обмин минимально возможная частота вращения штанг составляет 200 обмин что не всегда соответствует требованиям эксплуатации;
- по конструкции вала приводной головки существуют компоновки с цельным и полым валом.
Компоновка с цельным валом не требующая использования полированного штока сложна при регулировке осевого положения ротора насоса относительно статора во время монтажа колонны штанг. В этой связи приводной вал как правило выполняется полым что позволяет пропускать внутри него полированный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении;
- по расположению приводного двигателя встречаются компоновки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.
Вертикальная компоновка двигателя характерна для одноступенчатых ременных трансмиссий горизонтальная для приводов с зубчатой конической передачей;
- по способу регулирования скорости вала ВШНУ различают приводы с регулируемым приводным двигателем и с регулируемым передаточным отношением трансмиссии осуществляемым сменой шкивов ременной или введением в кинематическую схему механического вариатора передачи;
- по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинематическим отношением 1:2) и многозаходным рабочими органами (с кинематическим отношением 2:3; 3:4; 5:6 и т.д.). Выбор кинематического отношения рабочих отношения рабочих органов насоса обуславливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр расход давление частота вращения) и технологическими возможностями производителей винтовых пар;
- по схеме закрепления статора различают трубный (статор закрепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (статор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТ с помощью специального замка) винтовые насосы;
- по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной колонны различают компоновки со свободным и заякоренным низом;
- по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариантов: с вращающимися внутренним элементом (винтом) и с вращающимися наружным элементом (обоймой).
Рассмотрим области применения по подаче и напору ВШНУ наиболее используемые. Диапазоны параметров для этих установок следующие: рабочий объем насоса-от 20 до 1457 см3 подачи при частоте вращения ротора 500 мин-1и нулевом напоре - от 6 до 1050 м3сут номинальные напоры - до 3000м.
Виды флюидов. При выборе эластомера используемого в статоре в статоре очень важны характеристики скважинной продукции. Однако некоторые ограничения в отношении содержания Н2S и ароматических соединений все еще существуют.
Абразивный износ. Совместная работа ротора покрытого твердым хромом и мягкого упругого статора обеспечивает более высокую стойкость к воздействию абразивов. Вот почему винтовые насосы эффективно перекачивают жидкости с существенным содержанием песка.
Вязкость. По вязкости флюида ограничения в принципе отсутствуют. Однако при перекачке нефти вязкостью на устье в несколько тысяч миллипаскалей в секунду штаги подвергаются повышенным нагрузкам и требуются грамотный подбор компоновки штанг и наземного привода.
Температура. Максимальная рабочая температура эластомеров статора в настоящее время составляет около 1200. Однако разрабатывают и успешно испытывают новые изделия.
Искривление скважины. Винтовые насосы могут работать во всех положениях: горизонтальном наклонном и вертикальном. Проблемой в искривленных скважинах является трение штанг о НКТ которое приводит к износу труб и штанговых муфт а также к увеличению крутящего момента в колонне насосных штанг.
2Устройство и принцип действия
винтовой штанговой насосной установки для добычи нефти
Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной головке скважины и предназначено для преобразования энергии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг.
Наземное оборудование состоит из:
- тройника для отвода пластовой жидкости;
- приводной головки;
- рамы для крепления приводного двигателя;
- приводного двигателя с устройством управления;
- устройства для зажима (подвески) полированного штока;
Приводная головка предназначена для передачи крутящего момента колонне штанг восприятия осевых нагрузок от веса штанг и гидравлической силы в рабочих органах насоса уплотнения устья скважины. Конструктивно приводная головка выполнена на базе корпуса устанавливаемого на тройник-отвод посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри корпуса заполненного маслом на подшипниках качения располагается приводной вал связанный с ведомым шкивом силовой передачи. В качестве упорного подшипника воспринимающего осевую нагрузку используются конический или сферический роликовые подшипники. Для уплотнения вращающегося приводного вала или полированного штока служит одинарное или сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотнительных колец или мягкой набивки.
- приводная головка; 2 – приводная головка; 3 – превентор; 4 – трубная головка; 5 – полированный шток; 6 – штанга; 7 – центратор; 8 – ротор; 9 – статор; 10 – палец; 11 - электродвигатель
Рисунок 1.2 – Установка винтового штангового насоса
Для предотвращения обратного вращения колонны штанг после остановки приводного двигателя приводная головка оснащается тормозным устройством механического или гидравлического типа. Это устройство необходимо для восприятия момента кручения от колонны насосных штанг и не допускается отворота резьбы штанг и обратного вращения как самой колонны штанг так и элементов приводной головки и трансмиссии.
В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслуживания установки под приводной головкой устанавливается дополнительный сальник или плашечный превентор. Первый служит для замены основного сальника без остановки насоса что особенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ второй – для герметизации устья скважины при ремонте поверхностного оборудования.
Рама под приводной двигатель при использовании клиноременной силовой передачи оснащается устройством натяжения ремней.
Зажим полированного штока как правило осуществляется двумя полухомутами внутренняя цилиндрическая поверхность которых закрепляется со штоком с помощью четырех или шести болтов а наружная профилированная поверхность вставляется в ступицу приводного вала.
Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ в нижней части которой устанавливается статор насоса и вращающейся в центраторах колонны штанг нижний конец которой соединен с ротором насоса.
Ротор одновинтового насоса изготавливается из цилиндрического прутка высокопрочной стали который подвергается механической обработки.
Для каждой модели насоса существует только один размера статора и обычно несколько размеров ротора.
Ротор изготавливается из одной заготовки поскольку винтовая поверхность должна быть непрерывной. На одном конце ротора выполняется резьба для соединения со штанговой колонной.
Статор одновинтового насоса изготавливается введением при высоких температуре и давлении эластомера между стальной трубой и подобным ротору стержнем профиль которого является «негативном» внутреннего профиля статора.
Эластомер-материал который образует внутренний профиль статора-выбран из-за его упругой деформации.
Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый или песочный сепараторы; динамический якорь; центратор или фонарь статора; обратный и циркуляционный клапаны; упорный палец насоса.
Динамический якорь устанавливаемый ниже статора фиксирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в радиальном направлении допуская при этом их вертикальное перемещение. Включение в скважинное оборудование ВШНУ якоря обусловлено тем что при правом вращении штанговой колонны реактивный момент возникающий на корпусе статора насоса работает на отворот резьб статора и НКТ. Якорь выполняется на базе фрикционного механизма приводящего в действие плашки при возникновении крутящего момента. Якорь целесообразно использовать при больших крутящих моментах обусловленных диаметром винта или давлением насоса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соединений НКТ.
Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки длины колонны штанг при монтаже винтового насоса.
Штанговые не вращающиеся центраторы выполняющие функцию промежуточных радиальных опор могут быть представлены в двух конструктивных исполнениях:
- неразборные размещенные непосредственно на полноразмерной или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях.
- разборные устанавливаемые между муфтами стандартных штанг.
Наиболее рационально применять штанговые центраторы обеспечивающие их неподвижность относительно колонные НКТ что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ. Центраторы выполняются из пластмасс или композитных материалов работоспособных в различных средах и температурных условиях.
Несколько нижних штанг расположенных в непосредственной близости к эксцентрично вращающемуся ротору центраторами не оснащаются.
Надежность работы ВШНУ во многом зависит от точности осевой подгонки ротора в статор определяемой по разгрузке веса колонны штанг при помощи индикаторы веса на подъемном агрегате или по вращению колонны штанг при перемещении ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компоновку колонны штанг также как и в СШНУ включаются укороченные штанги длинной от 1 до 3 м. Точная подгонка обеспечивается за счет захвата полированного штока специальными полухомутами в любом месте поверхности.
При работе ВШНУ поднимаемая пластмассовая жидкость движется в кольцевом зазоре между колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника поступает в промысловый коллектор.
В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и насосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В установках используется стандартные полированные штоки диаметром 31 и 36 мм.
Скважинный винтовой насос является основным элементом ВШНУ. От правильного выбора геометрических параметров рабочих органов насоса и материалов пары в значительной степени зависят эффективность использования и надежность ВШНУ.
Рабочим органом одновинтового насоса является винтовой героторный механизм зубчатая косозубая пара внутреннего циклоидального зацепления состоящая из Z2-заходного металлического ротора (винта) и Z1-заходного статора (обоймы с эластичной обкладкой) между винтовыми поверхностями которых образуются рабочие камеры.
Привод штанговых насосных установок может иметь разное исполнение. Наиболее часто используется механический привод с одноступенчатой клиноременной трансмиссией. Такой привод имеет минимальную стоимость и массу а для изменения частоты вращения колонны штанг необходимо произвести замену шкивов клиноременной передачи.
Рисунок 1.3 – Схема привода с клиноременной передачей
-электродвигатель 2-рама 3-полированный шток 4-зажим полированного штока 5-клиноременная передача 6-радиальный подшипник 7-тормоз обратного вращения 8-приводной вал 9-осевой подшипник 10-опорный корпус 11-сальник 12-опорный фланец.
Рисунок 1.5 – Наземный привод ВШНУ
Для восприятия консольной нагрузки от веса электродвигателя используется специальная опора на грунт или опора на корпус наземного привода. В данном случае консольной момент воспринимается через устьевую арматуру обсадной колонны скважины и выкидной линии. Функционально корпус наземного привода с опорным фланцем радиальным и осевым подшипниками приводной вал устьевой сальник полированный шток с зажимом и тормозом обратного вращения образуют приводную головку.
3Правила монтажа и технической
эксплуатации винтовой штанговой насосной установки
От того на сколько тщательно смонтирована ВШНУ в частности определена длина колонны штанг с учетом статического и динамического растяжения и выполнена правильная подгонка положения ротора в статоре во многом зависит дальнейшая работа насосной установки. До монтажа на скважине должны быть в наличии все следующие элементы:
- элементы НКТ: якорь переходный ниппель «якорь-посадочный патрубок» посадочный патрубок статор переходной ниппель «статор-укороченная труба» укороченная труба переходный ниппель «укороченная труба-НКТ»;
- элементы колонны насосных штанг: ротор переходник «ротор-укороченная насосная штанга» укороченная насосная штанга насосные штанги. центраторы набор укороченных насосных штанг;
- элементы наземного оборудования: привод устьевой полированный шток переходник «устьевой полированный шток-насосная штанга» тройник выкидной линии с быстроразъемным соединением.
Крайне важно чтобы подъемник для текущего ремонта был в хорошем состоянии и имел достаточно точный индикатор веса. Ключи для свинчивания НКТ и штанг должны быть задаваемым моментом свинчивания предпочтительно с гидроприводом. Если якорь работающий на скручивание не используется то ключ для свинчивания НКТ должен быть настроен на максимальный по стандарту API для данного типоразмера НКТ крутящий момент затяжки если используется - на оптимальный крутящий момент затяжки для данных НКТ по стандарту API.
Когда НКТ спущены в скважину монтируется тройник выкидной линии и соединяется с выкидным трубопроводом скважины. Верхняя поверхность тройника используется как базовая поверхность для регулирования размещения ротора. Число насосных штанг необходимых для посадки ротора на упорный палец посадочного патрубка. рассчитывается на основании длины НКТ измеряемой от упорного пальца посадочного патрубка до верхней поверхности тройника выкидной линии.
Размещение ротора с подгонкой рабочей длины колонны насосных штанг проводится в следующей последовательности.
) Перед пуском ротор смазывают консистентной смазкой. Это облегчает его введение в статор и исключает возможную погрешность расположения из-за прихвата ротора в статоре.
) Ротор и колонну насосных штанг осторожно опускают в НКТ (рисунок 1.6 а).
) Когда ротор входит в статор колонна штанг поворачивается вправо; это уровень (вершина статора) отмечают на штангах (у верхней поверхности тройника выкидной линии).
) Ротор как можно медленнее приподнимают и фиксируют показания индикатора веса и верньера (красная стрелка).
) Ротор медленно опускают до тех пор пока он не сядет на упорный палец посадочного патрубка и колонна штанг не перестанет опускаться: вес упадет и верньер покажет 0
) Колонну насосных штанг очень медленно приподнимают. Когда индикатор веса и верньер показывают начальные значения наносят метку на штангу у поверхности (верхней поверхности тройника выкидной линии): ротор в этот момент находится у упорного пальца посадочного патрубка (рисунок 1.6г).
) Процедуру повторяют еще два раза чтобы удостовериться что ротор не прихвачен (не завис) и посадочный патрубок расположен правильно.
) Ротор приподнимают на длину посадочного патрубка 03м нижние торцы ротора и статора будут выровнены (рисунок 1.6д).
) Рассчитывают динамическое удлинение используя график динамического растяжения. Колонну штанг поднимают из скважины на эту дополнительную величину (рисунок 1.6еотрезок В)
) Наносят метку на штангу у поверхности (верхней поверхности тройника выкидной линии) метка А (рисунок 1.6д).
Рисунок 1.6 – Подгонка длинны колонны штанг
На этом процедура заканчивается. Ротор оказывается размещенным относительно статора так что при работе винтового насоса с ожидаемым напором нижний торец ротора вращается заподлицо с нижним торцом ротора.
Присоединение устьевого полированного штока к колонне насосных штанг должно быть выполнено таким образом чтобы ротор остался расположенным правильно по отношению к статору а верхний конец устьевого полированного штока находился на необходимом уровне для его присоединения к шестигранному приводному валу наземного привода. Когда шестигранный вал находится в нижнем положении в полом приводном вале (хомут полированного штока наверху шестигранного вала) расстояние между его нижним концом наземного привода (который присоединяется к тройнику выкидной линии) составляет 06м. Этот размер откладывают на верхней штанге на поверхности начиная от тройника выкидной линии и делают соответствующую отметку В на штанге (рисунок 1.7). Первые две штанги поднимают и укладывают на мостки вплотную как в скважине. Устьевой полированный шток укладывают рядом так чтобы его верхний конец совпал с отметкой В. На устьевом полированном штоке напротив метки А наносят метку С после чего к его нижнему концу присоединяют центратор. Затем к устьевому штоку присоединяют укороченные насосные штанги и второй центратор такой длины чтобы левые торцы штанг и сборки укороченных штанг с устьевым штоком совпали. Если левые торцы не удается совместить точно сборка укороченных штанг может быть выполнена с некоторым излишком который будет компенсироваться регулировкой положения хомута полированного штока на шестигранном валу. Сборка устьевого штока спускается в ствол скважины до выравнивания метки С с тройником выкидной линии. Устьевой полированный шток фиксируется в этом положении хомутом. Затем на тройник устанавливают наземный привод.
Рисунок 1.7 – Подгонка положения устьевого штока
Устьевой шток (вместе с подсоединенной колонной насосных штанг) поднимают приблизительно на 15 м фиксируют в этом положении а прежний хомут снимают со штока. Наземный привод подвешивают на устье скважины так чтобы он остался на вертикальном положении затем опускают на оборудование устья скважины так чтобы устьевой полированный шток прошел через устьевой сальник и полый приводной вал. Полированный шток при этом выступает из полого вала. Хомут устьевого полированного штока фиксируют на верху шестигранного вала и сборка соединяется с полированным штоком. Укороченную насосную штангу присоединяют к шестигранному валу затем колонну насосных штанг слегка поднимают и снимают хомут с полированного штока. Колонну насосных штанг медленно опускают. При этом шестигранный вал входит в полый приводной вал и хомут садится на верхний торец полого вала. На этом подгонка завершается и наземный привод окончательно монтируется на устьевой арматуре скважины. Полая компоновка смонтированной установки показана на рисунке 1.8.
Рисунок 1.8 – Полая компоновка смонтированной установки
4Анализ неисправностей и способы
Установка ВШНУ является сложной конструкцией и имеет наземное и подземное оборудование в которых могут возникнут неисправности.
Таблица 1.1 - Перечень неисправностей и возможные причины их
Возможные причины и методы их устранения
Поток на выходе слишком слабый
Давление на выходе слабое
На выходе насоса долго отсутствует поток
Перегрузка двигателя
Повышенный шум и вибрация при работе
Протекают уплотнения
Статор быстро изнашивается
Ротор быстро изнашивается
Поток на выходе прерывистый
Разрушаются соединения
Таблица 1.2 - Методы устранения неисправностей
крутящий момент ротора слишком большой особенно если насос новый
заполнить насос жидкостью и провернуть вал насоса вентилятором двигателя несколько раз
статор растянулся при контакте с жидкостью. Убедится что перекачиваемая среда соответствует материалу статора. Или же связаться с поставщиком чтобы подобрать новый материал исполнения статора
материал статора стал твердым и хрупким
убедиться что температура перекачиваемого продукта находится в допустимых пределах для материала статора
заменить статор и проверьте состояние ротора
определить причину износа: абразив коррозия кавитация. Связаться с поставщиком чтобы подобрать новый материал исполнения статора. Заменить ротор
соединения (вход-выход) изношены
проверить состояние корпуса и установить причину износа после чего связаться с поставщиком для оптимизации материалов исполнения. Заменить соединения
Продолжение таблицы 1.2
система привода ротора сломана
определить причину поломки проверив точки 1 2 14 20 и 30. Сломанные части заменить
сборная сальниковая набивка клинит или мешает проворачиваться валу
ослабить винты на сборной сальниковой набивке до состояния когда проворачивая вал насоса появляется утечка жидкости. Постепенно затягивая винты сборной сальниковой набивки добиться прекращения утечки при более свободном ходе. Если операция не приносит результата заменить набивку
утечка из механического торцевого уплотнения
заменить механическое уплотнение
поменять вал и проверьте состояние упаковки карданных соединений заменить если необходимо
неправильное направление вращения
изменить направление вращения инвертировав две фазы в двигателе
неотцентрованы двигатель и приводной вал насоса
отцентрировать насос и привод
муфта изношена или сломана
заменить муфту и заново отцентрировать насос и привод. Установить причину поломки чтобы предотвратить в дальнейшем подобные случаи
температуру перекачиваемой жидкости слишком высокая
проверить применимость материала статора для данной температуры и заменить его на более термостойкий
температура перекачиваемой жидкости ниже допустимых для материала статора пределов
замените статор на более тугой (широкий)
содержание сухого вещества слишком высокое.
снизить содержание сухого вещества
извести жидкости осаждаются внутри насоса остается сухой осадок
промыть насос и каждый раз перед выключением промывать его
частицы содержащиеся в жидкости слишком большие
удалить большие частицы просеиванием перед входом в насос или использовать насос большего типоразмера.
давление на выходе слишком большое
измерить давление на выходе с помощью манометра и сравнить его с максимально допустимым для насоса. Если давление на выходе меньше максимально возможного применить более мощный привод. Если давление превышает максимальное давление которое может развивать насос – сменить насос на более мощный
кавитационный запас насоса слишком мал (NPSHd NPSHr).
снизить потери напора во всасывающем трубопроводе повысить уровень всасываемой жидкости снизить скорость вращения ротора
насос всасывает воздух
проверить наличие утечек в трубах подтянуть сборную сальниковую набивку если всасывание через нее добавить туда смазку если она отсутствует
параметры привода не соответствуют необходимым
проверить напряжение питания подшипники электродвигателя и состояние предохранителей
оборудование привода сломано или изношено
заменить сломанные части и проверить запуск двигателя
скорость вращения слишком мала
поменять двигатель или поставить редуктор с другим передаточным числом.
скорость вращения слишком велика
поменять двигатель или поставить редуктор с другим передаточным числом
Проверить установку трубопроводы и автоматику
убедиться что трубопровод не заблокирован посторонним предметом или сломанным клапаном а так же отсутствуют утечки из-за плохо герметизированных соединений клапанов предохранительных клапанов
насос работает в «сухом» ходе
проверить подачу перекачиваемого продукта или установить систему предотвращения «сухого» хода
греются роликовые подшипники
разобрать муфту и опору сменить подшипники
вязкость жидкости слишком
убедится что перекачиваемый
продукт не слишком вязкий разбавить продукт или снизить количество
насос заблокирован посторонним предметом
удалить поврежденные части
5Техническое обслуживание и
Ремонт винтового насоса должен вернуть изделие в состояние отвечающее или превосходящее требования отраженные в настоящем стандарте или в издании имеющем законную силу на момент производства оригинала изделия. Отремонтированное изделие должно отвечать или превосходить требования по уровню функциональной оценки продукта принятые пользователемзаказчиком.
К крупному ремонту который может повлиять на функциональные свойства изделия относятся замена покрытия замена резьбы и выпрямление. В случаях когда проводится крупный ремонт изделие должно быть идентифицировано и каждый его ремонт соответствовать технической документации в целях отслеживания всей истории ремонта изделия.
Поставщикпроизводитель должен располагать документированным процессом фиксирования и отслеживания ремонта. Документация по ремонту включает как минимум наименование ремонтного цеха дату и тип ремонта записи по проверке и тестовым испытаниям.
Перед повторным использованием ротор должен быть очищен. Накопившиеся примеси могут стать причиной повреждения эластомера и резьбы. Для очистки стальных плакированных или карбидовых поверхностей ротора может использоваться любое количество стандартных моющих средств или обезжиривателей. Затем с ротора очиститель нужно смыть водой. Если ротор будет какое-то время храниться перед повторным использованием необходимо применить протекторы резьбы.
Роторы могут быть повреждены во время транспортировки погрузо-разгрузочных работ и из-за неправильной эксплуатации.
Очищенный ротор необходимо осмотреть на предмет наличия повреждений или потери материала. Если наблюдается значительная потеря материала необходимо сравнить фактические размеры с оригинальными. Небольшие повреждения например вмятины зазубрины могут сократить объёмную производительность насоса. Если замечены значительные повреждения или потери необходимо провести функциональные испытания насоса для определения является ли состояние ротора приемлемым.
Резьба ротора деформируется незначительно во время эксплуатации. Поэтому можно не подвергать проверке резьбу использованного ротора как это обычно необходимо для проверки новой резьбы.
Таблица 1.3 - Варианты ремонта ротора
Наблюдаемое повреждение
Порядок типичного ремонта и восстановления
Обычное применение абразивная жидкость
Снять и перепокрыть изношенную поверхность ротора
Продолжение таблицы 1.3
Незначительное повреждение резьбы
Обычное применение примеси
Удалить заусенцы или повреждения резьбы в рамках допуска по техническим условиям (API Spec 11B)
Значительное повреждение резьбы
Погрузкаразгрузка неправильная эксплуатация примеси чрезмерная нагрузка
Заменить головку ротора. Данная процедура должна проводиться поставщикомпроизводителем
Небольшой наклон (покрытие не повреждено)
Погрузкаразгрузка неправильная эксплуатация
Выправить ротор механическими методами. Данная процедура проводится поставщикомпроизводителем
Сильный наклонизгиб (покрытие повреждено)
Снять покрытие и проверить подложку ротора. Определить подлежит ли ротор ремонту или утилизации. Выправить и покрыть изношенную поверхность
Сильно вмятая поверхность
Снять и перепокрыть изношенную поверхность
Треснутое или обломанное покрытие
Снять и перепокрыть изношенную поверхность ротора.
Сломанный или раздробленный ротор
Отбраковать ротор. Дополнительные микротрещины обычно не обнаруживаются при
визуальной проверке но именно они могут стать причиной последующего повреждения ротора и статора
Поврежденная или стертая подложка
Использование в абразивной жидкости Погрузкаразгрузка неправильная эксплуатация
Не рекомендуются проведение следующих видов ремонта:
- шлифовка стыковочных торцов поврежденного покрытия или обшивки вместо ремонта что может привести к эрозии обнажившейся подложки или повреждению эластомера статора вовремя нормальной работы насоса;
- сварка пайка и другие виды термической обработки проводимые неквалифицированным персоналом что может поставить под угрозу герметичность ротора что часто приводит к отказу оборудования во время нормальной работы;
- удаление поврежденной резьбы превышающей допустимые пределы применимой спецификации.
Ремонтировать эластомер статора не рекомендуется. Использованные статоры должны быть очищены инертными газами и осмотрены. Если квалифицированным лицом обнаружены значительные повреждения то необходимо провести функциональное испытание насоса чтобы определить является ли состояние статора приемлемым. Результаты функционального испытания не рассматриваются как окончательные. Окончательное решение о возможности повторного использования принимает пользовательзаказчик.
Таблица 1.4 - Варианты ремонта статора
Незначительные повреждения резьбы
Удалить заусенцы или повреждения резьбы в рамках допуска по техническим условиям
Значительные повреждения резьбыb
Погрузкаразгрузка примеси чрезмерная нагрузка
Расколотаяизогнутая труба
Неправильная эксплуатация дефект материала
Видимое повреждение или разбухание эластомера
Обычное применение примеси неправильная эксплуатация
Перед повторным использованием стопорные пальцы должны быть очищены и осмотрены. Скопившиеся примеси могут вызвать повреждение резьбы во время монтажа. Для очистки поверхности стопорного пальца может использоваться любое количество стандартных моющих средств или обезжиривателей но они могут удалить оставшуюся краску. Очистители необходимо смыть достаточным количеством соответствующей жидкости. Если стопорный палец будет храниться перед повторным применением необходимо использовать протекторы для резьбы.
Таблица 1.5 - Варианты ремонта стопорного пальца
Искривлениеразлом изнашивание резьбовой части
Неправильная эксплуатация некорректный подгон длины ротора
Отказаться от резьбовой части восстановить скос сварной кромки приварить новую резьбовую часть или отбраковать стопорный палец
Погрузо-разгрузочные работы неправильная эксплуатация примеси чрезмерная нагрузка
Отбраковать стопорный палец
Техническое обслуживание
Обслуживание перед запуском
Перед каждым запуском проверьте выполнение следующих условий:
- Наличие перекачиваемой жидкости
- Клапаны на входе и выходе насоса открыты
-Температура перекачиваемой жидкости в пределах допустимой для этого
Необходимые условия для работы стационарного насоса
Убедитесь что нижеследующие условия выполнены:
- Насос всегда снабжен током питания и перекачиваемой жидкостью;
- Напор производимый насосом стабильный и не превышает максимально возможный напор для насоса;
- Температура перекачиваемой жидкости находится в пределах допустимого для данного исполнения насоса;
- Привод насоса развивает достаточную мощность для обеспечения стабильной работы насоса;
Удалите грязь на поверхности насоса во избежание порчи слоя краски и коррозии корпуса.
Способ очистки внутренней поверхности насоса и периодичность очистки зависит от специфики жидкости перекачиваемой насосом. Однако процедуры которые как минимум обязательно проводить описаны ниже. Во время работы насоса вы можете промыть насос жидкостью нейтральной к перекачиваемой среде и материалам исполнения насоса прокачав ее через насос. Длительность такой промывки зависит от перекачиваемой жидкости. Когда вы промыли насос перекачав чистящую жидкость выключите насос.
Остановка и выключение насоса
Процедура выключения насоса зависит от типа перекачиваемой жидкости. Однако вне зависимости от типа перекачиваемой жидкости необходимо как минимум закрывать клапаны установленные на входе и выходе насоса после выключения насоса.
Действия в случае непредвиденной аварии или поломки
В случае неправильной работы насоса такой как:
- насос не запускается;
- насос не всасывает;
- поток слишком слабый или нерегулярный;
- насос остановился;
- нет потока на выходе;
- при работе насоса посторонние звуки или повышенный уровень шума -
выполните следующие действия:
- остановите и выключите насос согласно;
- перекройте всасывающий и напорный трубопроводы;
- выясните причину поломки и устраните ее.
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Расчёт основных деталей оборудования
1.1 Влияние зазора и натяга
в рабочих органах винтового насоса
на его характеристики
Рассмотрим явления связанные с зазорами и натягами имеющимися в насосе.
Практика проектирования насосов с упругой обоймой показывает что для обеспечения эффективной работы необходимо создать достаточную герметичность по линиям контакта поверхностей винта и обоймы. Обычно герметичность достигается тем что рабочий винт имеет превышение одного или нескольких размеров (чаще всего поперечного сечения) над соответствующими элементами профиля обоймы т.е. имеет место первоначальный натяг 0 .
Схема действующих сил. Определим силы вызывающие трение винта и регламентирующие положение винта в обойме (рис. 23). Таких сил две.
Сила инерции существование которой обусловлено кинематикой движения винта на длине шага винта
где: r – радиус поперечного сечения винта;
е – эксцентриситет винта;
γ – удельный вес материала винта;
– угловая скорость перемещения оси винта относительно оси обоймы;
g – ускорение силы тяжести;
а – коэффициент учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты.
Радиальная гидравлическая сила определенная Д.Д. Саввиным:
где: Pk – межвитковой перепад давления
Рисунок 2.1 – Схема действующих сил в насосе
где: Pн – давление нагнетания;
Pвс – давление всасывания;
z – количество шлюзов в каждой нарезке обоймы.
Равнодействующая этих двух сил равна:
На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы:
Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ориентацией рабочего винта. При работе насоса под действием инерционных и гидравлических сил происходит радиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении.
Деформация обоймы предопределяет возникновение зазора с одной стороны диаметрального сечения винта и натяга между винтом и обоймой с другой величина и протяженность которых непостоянны и определяются выражениями.
1.2 Расчет золотника предохранительного
клапана на прочность и устойчивость
-выжимная втулка; 2-верхняя фиксаторная пружина; 3-обойма фиксатора; 4-нижняя фиксаторная пружина; 5-опорная втулка; 6-верхний стакан пружины; 7-пружина; 8-нижиний стакан пружины; 9-пробка; 10-нижняя крышка распределителя; 11-корпус распределителя; 12-золотник.
Рисунок 2.2-Схема золотника
Рабочее давление при котором работает золотник:
где: – плотность нефти;
g – ускорение свободного падения;
H – напор создаваемый насосом.
Усилие сжатия золотника со стороны поршня:
где: P – рабочее давление при котором работает золотник;
Усилие сжатия золотника с другой стороны:
где: d1 – диаметр золотника с другого конца.
Так как центральная часть золотника имеет наименьший диаметр в нем будет возникать наибольшие напряжения сжатия определим их:
где: f2 – площадь сечения по внутреннему диаметру.
Выбираем сталь марки ВСт2пс для которой
Отсюда находим коэффициент запаса на прочность:
Запас прочности по усталости:
где: ko-эффективный коэффициент концентрации напряжения равный ko=1;
- предел выносливости при сжатии для золотника двустороннего действия.
Устойчивость золотника (продольный изгиб)
где: lmin-тип радиус инерции потока
При =2886 Мпа золотник потеряет устойчивость
ОХРАНА ТРУДА ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Правила техники безопасности которые должны соблюдаться.
) К эксплуатации и ремонту ВШНУ допускаются лица прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ а также усвоившие требования изложенные в инструкции по эксплуатации.
) К обслуживанию электрооборудования допускается электротехнический персонал знающий схемы применяемых станций управления трансформаторных подстанций инструкции по их эксплуатации прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем месте а также проверку знаний в соответствии с правилами и имеющий документ о присвоении квалификационной группы по электробезопасности.
) Монтаж демонтаж регулирование обслуживание и ремонт наземного оборудования должен производиться специализированной бригадой. Осмотр ремонт и наладка электрооборудования осуществляется только силами электротехнического персонала.
) Персонал допущенный к эксплуатации и ремонту скважин должен быть обеспечен спецодеждой и средствами индивидуальной защиты предусмотренными для данного вида работ.
) Весь обслуживающий персонал нефтепромысла должен владеть приемами оказания первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев и иметь радио- или телефонную связь с диспетчерской службой.
) Территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобождена от посторонних предметов а в зимнее время - очищена от снежных заносов и льда.
) Площадка для установки передвижных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта типов агрегатов характера выполняемых работ и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.
) Полы мостки лестницы должны сооружаться таким образом чтобы на их поверхностях не создавались условия для образования луж от атмосферных осадков и разлива жидкости а их поверхность предназначенная для передвижения обслуживающего персонала в любой ситуации не создавала условия для возможности скольжения подошв обуви.
) Трубы штанги и другое технологическое оборудование должны укладываться на специально отведенные для этой цели стеллажи (мостки) обеспечивающие свободное перемещение обслуживающего персонала.
) Рабочие места должны быть оснащены плакатами знаками безопасности предупредительными подписями в соответствии с типовыми перечнями утвержденными в установленном порядке.
) Бригады по обслуживанию и ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием и инструментом в соответствии с утвержденным руководством предприятия перечнем.
) Освещенность рабочих мест должна соответствовать установленным нормам.
) Выполнение работ на наземном приводе. Когда привод выключен и вращение в обратную сторону прекращается приводное устройство находится в покое но имеется вероятность что некоторая запасенная энергия остается. Это происходит потому что трение в насосе предотвращает вытекание через насос всей жидкости находящейся в НКТ. Если приводная колонна смещается во время замены шкивы трение покоя будет нарушено и насос начнет вращаться как двигатель в обратном направлении. В связи с этим когда вращение в обратную сторону прекращается перед выполнением любой работы на приводе важно зафиксировать полированный шток. В частности применяют хомуты для фиксации полированного штока и так же можно установить на наземных приводах ручной тормоз.
) Обратная промывка насоса. Обратная промывка насоса выполняется когда он заклинивает из-за песка или по другим причинам. После снятия крутящего момента с колонны насосных штанг уровень жидкости в НКТ может оставаться очень высоким. При этом столб жидкости содержит большое количество потенциальной энергии. Для предотвращения непредсказуемых нежелательных событий вызываемых этой энергией колонна должна иметь возможность двигаться вверх и вниз в пределах 06 м длины шестигранного вала чтобы освободить ротор без потери соединения с тормозом. Когда вращение колонны из-за напора жидкости прекращается ротор поднимают освобождая от статора настолько быстро насколько это возможно. За счет этого выполняется обратная промывка насоса и уровни жидкости в обсадных и насосно-компрессорных трубах полностью уравниваются.
) Опасности свойственны другим наземным приводам. Некоторые наземные приводы имеют полный ведущий вал присоединяемый к устьевому полированному штоку хомутом который опирается на верхнюю часть ведущего вала. Эта конструкция предусматривает возможность поднимать колонну для извлечения ротора из статора так чтобы можно было выполнять обратную промывку насоса. Одна является ошибкой использование этой возможности для регулировки длины колонны насосных штанг так чтобы ротор был расположен в статоре должным образом. Если устьевой полированный шток выступает больше чем на 06 м то его верхний свободный конец может внезапно наклониться и сломаться во время неуправляемого вращения в обратную сторону. Некоторые компании разрабатывающие и выпускающие штанговые насосные установки предотвращают опасность конструктивными решениями.
) До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться а на пусковом устройстве вывешиваться плакат: "Не включать! Работают люди!
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами разрушению нефтесодержащих пород обсадной колонны и цемента за ней.
Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов рациональное использование земель и вод предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод воздушного бассейна сохранения лесных массивов заповедников охранных зон и т. п.
При разработке нефтяных и газовых месторождений проводят следующие природоохранительные мероприятия:
- предотвращение оборудования открытых фонтанов а также потерь нефти и газа в процессе добычи;
- сохранение чистоты атмосферы почвы водоемов (регулярно проводить ликвидацию водонефтяных проявлений на поверхности почвы проводить рекультивацию земель а также обеспечивать герметичность нефтепромыслового оборудования);
- очистка и утилизация сточных вод уничтожение отходов;
-комплексное рациональное использование природного и попутного газа и нефти;
- повышение нефтеотдачи пласта за счет внедрения новых методов интенсификации добычи.
Рисунок 4.1 – Классификация источников загрязнения
Источники загрязнения территории и водных объектов на нефтепромыслах присутствуют в той или иной мере на любом участке технологической схемы от скважины до нефтяных резервуаров нефтеперерабатывающих заводов.
Основными загрязнителями окружающей среды при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты сернистые и сероводородсодержащие газы минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов и бурения скважин шламы бурения нефте- и водоподготовки и химические реагенты применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи бурения и подготовки нефти газа и воды.
Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче сборе подготовке транспорте и хранении нефти газа и воды.
Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды.
Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы связанные с выделением газа из нефти подготовкой нефти газа и воды сосредоточить на установках расположенных в одном центральном пункте.
Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено:
- большой протяженностью трубопроводной сети которая достигает 100 км для среднего промысла;
- невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов;
- невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов особенно небольшие.
В итоге объемы разлитой нефти как правило превышают объем остальных загрязнений.
Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.
Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек фланцевые соединения коррозия эрозия механические повреждения тела трубы и т. д.).
Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное
воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.
Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация предварительный сброс пластовой воды блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.
При эксплуатации этих установок источниками загрязнения могут быть переливы и продукты накапливающиеся в отстойной аппаратуре резервуарах которые составляют 0.5 – 12 гт подготовленной нефти.
Остатки подготовки нефти нефтяные шламы значительно отличаются по физико-химическим свойствам от самой нефти и требуют периодического удаления из аппаратуры что осуществляется при чистке аппаратов и сопровождается загрязнением территории.
Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) деэмульгаторы.
Деэмульгаторы (химические реагенты с большой поверхностной активностью) - могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой фильтрация центрифугирование) термических (подогрев промывка горячей водой) электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т.д. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти упростить технологический процесс сократить время отстоя осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.
При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ:
- блоксополимеры окиси этилена и пропилена оксиэтилированные амины СЖК высшие жирные
- спирты и алкилфенолы.
Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты нефтепромыслов:
Устья скважин и прискважинные участки где разлив нефти пластовых и сточных вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры а также при проведении работ по освоению скважин капитальному и профилактическому ремонту.
Трубопроводная система сбора и транспорта добытой жидкости из пласта и закачки сточных вод в нагнетательные скважины из-за не плотностей в оборудовании промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводах.
Резервуарные парки и дожимные сборные пункты где разлив добытой жидкости происходит при спуске из резервуаров сточных вод загрязненных осадками парафина-смолистых отложений переливах нефти через верх резервуаров.
Земляные амбары шламонакопители и специальные площадки в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений представляющие отложения тяжелых фракций нефти парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей насыщенных нефтью нефтепродуктами и химреагентами а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могут содержаться до 80 – 85 % нефти до 50 % механических примесей до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ.
Факельные установки предназначены для сжигания некондиционных газов образующихся при пуске продувке оборудования или в процессе работы дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна. С факельных устройств котельных нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются оксиды азота диоксид серы оксид углерода сажа.
В данном курсовом проекте я рассмотрел винтовую штанговую насосную установку предназначенный для добычи нефти.
В общей части описаны технические характеристики ВШНУ принцип её действия правила монтажа и технической эксплуатации. Проведен перечень возможных неисправностей и способы их устранения. Рассмотрены вопросы технического обслуживания и ремонта.
В технико-технологической части я рассчитал основные детали насоса на прочность. Проведенные расчеты подтверждают правильность выбора материала и конструктивных размеров.
В разделе «Охрана труда техника безопасности и противопожарные мероприятия» я рассмотрел правила безопасного использования ВШНУ.
В разделе «Охрана недр и окружающей среды» я рассмотрел вопросы защиты окружающей среды при эксплуатации ВШНУ.
Установки штанговых винтовых насосов являются эффективным средством эксплуатации вертикальных добывающих скважин особенно при добыче высоковязкой нефти и выносе песка на месторождениях где не применяются заводнение и химические методы увеличения нефтеотдачи пластов а также химические обработки призабойной зоны скважин для интенсификации продукции.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудованияЕ.А.Богданов–М.: Высш.шк.2017.-279 с.
Валовский В. М. Винтовые насосы для добычи нефти В. М. Валовский – М.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО» 2012 – 248с.
Ивановский В.Н. Нефтегазопромысловое оборудование: учебник В.Н. Ивановский В.И. Дарищев – М.: ЦентрЛитНефтеГаз 2016 – 720с.
Муравенко В.А. Монтаж бурового оборудования В.А. Муравенко А.Д. Муравенко В.А. Муравенко. – Ижевск: Изд-во ИжГТУ 2014. – 556С.
Муравенко В.А. Эксплуатация бурового оборудования В.А. Муравенко А.Д. Муравенко В.А. Муравенко. – Ижевск: Изд-во ИжГТУ 2013. – 656с.
Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: учебное пособие С.Л. Никишенко-Волгоград: Ин-Фолио 2012-416с.
Скважинные насосные установки для добычи нефти В. Н. Ивановский [и др]. – М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 2002. – 824с.
Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов: учебник И.Ю. Быков [и др.]. – М.: ЦентрЛитНефтегаз 2012. – 320с.
Ящура А.И. Система технического обслуживания и ремонта общепромышленного оборудования. СправочникА.И.Ящура. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2012. - 360 с.