46347

Расчет погружного насоса

Реферат

Производство и промышленные технологии

Анализ и оценка опасностей при выполнении работ связанных с обслуживанием скважин оборудованных УЭЦН. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата призабойной зоны пласта свойства отбираемой жидкости: содержание воды количество попутного газа количество механических примесей и как следствие отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса...

Русский

2013-11-22

362.03 KB

54 чел.

       Содержание

           Введение…………………………………………………………………

             1 Организационная структура предприятия ООО ''Новые технологии''

            2  Должностная инструкция мастера

             3 Характеристика погружных центробежных электронасосов (УЭЦН)

             4 Виды и причины износа погружного ЭЦН..........................................   

          5 Ремонт погружных центробежных насосов………………………..

           6 Техника безопасности при монтаже и опрессовке оборудования.....

             7 Анализ и оценка опасностей при выполнении работ,

связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН

            8 Список использованной литературы………………………………....

ВВЕДЕНИЕ

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости.  Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор  жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

Краткая характеристика ООО ''Новые технологии''

    Предприятие “Новые технологии” основано 1 января 2003 года и до настоящего времени предприятие занимается ремонтом нефтяной промышленности, и предназначено для регулярного поддержания оборудования в работоспособном состоянии. Все работы по правильному использованию оборудования и поддержанию его в работоспособном состоянии, выполняют ремонтные подразделения управления технологического транспорта, ремонтные подразделения тампонажных работ кантор ,ремонтные бригады, осуществляющие текущий ремонт в районах инженерных технических службах (РИТС).Осуществляют прокат находящегося на их балансе механического и энергетического оборудования, инструмента, средств и систем автоматизации, поддерживают их в работоспособном состоянии и обеспечивают своевременное материально-техническое и текущее ремонтное обслуживание:

    1.Проведение плановых осмотров, состояние оборудования и него ремонт согласно утвержденным план-графиком.

    2.Изготовление в запланированном объеме установленной номенклатуры запасных частей и инструмента крепежных деталей и других.

    3.Ликвидация аварий и установление их причин.

    4.Подготовка к отправки оборудования и приборов в капитальный ремонт, а также прием их из ремонта.

    Цех “Новые технологии” оснащен всеми оборудованиями и станками для ремонта и устранения дефектов ,и станками для изготовления запасных деталей к ним относятся: шлифовальный, металлорежущий, пресс, сварочный, полировочный и другие.

Основными видами деятельности предприятия являются:

- оказание услуг по прокату и ремонту электропогружных установок

- ремонт электропогружных установок;

- монтажно-демонтажные работы с ЭПУ;

- эксплуатация электропогружных установок;

- изготовление нестандартного оборудования, запасных частей, инструмента для ремонта и проката нефтепромыслового оборудования;

- оказание услуг производственного характера; оказание услуг населению

    Предприятие заключает договора на транспортное обслуживание с автотранспортными предприятиями города, которые обязуются выделять спецтехнику для перевозки людей и спецоборудования, а предприятие, в свою очередь, обязуется использовать технику по назначению и во время производить расчеты за оказываемые услуги.

ДОЛЖНОСТНАЯ ИНСТРУКЦИЯ МАСТЕРА

Мастер является руководителем и непосредственным организатором ремонтных работ и труда рабочих на порученном ему участке работ.

На должность мастера назначаются лица, имеющие законченное высшее или средне–техническое образование по соответствующей выполняемой работе специальности, а также наиболее квалифицированные рабочие, окончившие школы мастеров.

Лица без специального технического образования, работающие в настоящее время мастерами, должны пройти в сроки, установленные руководителем строительной организации, обучение в специальных школах и получить от аттестационной комиссии удостоверение на право занимать должность мастера.

Мастер должен обладать следующими основными техническими знаниями по своей специальности:

свободно читать рабочие чертежи и монтажные схемы, разбираться в сметах и единичных расценках на порученные работы;

уметь пользоваться основным геодезическим инструментом;

знать назначение и правила эксплуатации основных машин, механизированного инструмента и приспособлений по соответствующим видам работ;

знать правила и способы определения качества выполняемых работ и правила приемки основных ремонтных материалов;

знать и уметь применять технические условия на производство и приемку ремонтных и монтажных работ по своей специальности; знать нормы и расценки, уметь обмерять выполненные работы и посчитывать по ним заработную плату рабочих;

уметь применять тарифно-квалификационный справочник, тарифные ставки и поощрительные системы оплаты труда;

знать правила проведения работ в зимнее время;

знать правила охраны труда, техники безопасности и пожарной безопасности.

Назначение, перемещение и увольнение мастера проводит руководитель строительной организации по представлению старшего матера, подчиненного непосредственно руководству строительной организации.

Мастер подчиняется непосредственно производителю работ и получает от него производственные задания.

Мастеру подчиняются все рабочие, занятые на руководимом им участке работ, и для этих рабочих указания мастера являются обязательными и могут быть отменены только производителем работ.

Основными обязанностями мастера являются: обеспечение выполнения планов ремонтных работ, выполнение работ в установленные сроки и в строгом соответствии с проектами организации работ, рабочими чертежами и техническими условиями на проведение и приемку ремонтных работ, обеспечение выполнения заданий по повышению производительности труда рабочих и по снижению себестоимости работ.

В соответствии с этим мастер обязан:

до начала работ изучить рабочие чертежи, относящиеся к порученным ему работам, своевременно подготовить фронт работ, совместно с бригадирами обеспечить правильное укомплектование бригад рабочими по числу, специальности и квалификации; правильно расставить бригады и обеспечить необходимым инструментом и приспособлениями; до начала работ подготовить и после утверждения производителем работ выдать бригадирам наряды и разъяснить им условия проведения работ и оплаты труда, правильно применять действующие нормы выработки и расценки;

правильно использовать рабочих по профессиям и квалификации, обеспечивать выполнение рабочими установленных норм выработки, не допускать простоев излишнего числа рабочих на руководимом участке;

строго соблюдать принятую в проектах организации работ последовательность и технологию проведения работ, не допускать применение неисправных машин, инструмента и приспособлений;

изучать и широко внедрять в производство передовые методы труда, применять механизированный инструмент и приспособления, широко применять создание комплексных бригад;

не допускать брака в работе; требовать от бригадиров и рабочих исправления или переделки неудовлетворительно выполненных по их вине работ с отнесением затрат в установленных законом порядке за счет виновных; не допускать применение материалов, не отвечающих требованиям действующих стандартов или технических условий, обеспечивать правильное и экономное расходование полученных для производства работ материалов и их надлежащее хранение; проверять своевременность доставки материалов к рабочим местам и в случае необеспеченности работ материалами принимать необходимые меры; обеспечивать соблюдение чистоты и порядка на рабочих местах;

принимать от бригад, звеньев или отдельно работающих рабочих выполненные ими работы с обмером работ в натуре и проверкой их качества в соответствии с требованиями и технических условий на проведение и приемку строительных и монтажных работ; оценивать качество выполненных работ; своевременно закрывать наряды;  проверять при приемке выполненных работ их соответствие заданиям, предусмотренным в нарядах, не допускать перерасхода установленного фонда заработной платы рабочих на руководимом участке работ; участвовать в сдаче выполненных работ заказчику или исполнителям последующих видов работ и обеспечивать исправление в установленные сроки выявленных при сдаче дефектов;

обеспечивать высокую производственную и трудовую дисциплину среди рабочих участка и соблюдение ими правил внутреннего распорядка, контролировать своевременность прихода на работу и ухода с нее работающих на участке;

обеспечивать строгое выполнение всеми рабочими требований охраны труда.

 Мастер имеет право:

вносить производителю работ предложения о приемке новых рабочих и об увольнении рабочих, систематически нарушающих производственную и трудовую дисциплину, освобождать с разрешения производителя работ в установленном порядке излишних для выполнения производственного плана рабочих с направлением их на другие участки;

представлять производителю работ предложения по созданию бригад, в т.ч. комплексных, а также представлять совместно с бригадирами предложения по числу, специальностям и квалификации рабочих в бригадах;  расстанавливать рабочих на порученном участке работ и по предложению бригадиров утверждать персональный состав бригад;

представлять производителю работ кандидатуры рабочих для назначения их бригадирами, а также вносить предложения о замене бригадиров;

представлять рабочих к присвоению им в установленном порядке тарифных разрядов в соответствии с тарифно-квалификационным справочником и результатами испытания   (пробы);

налагать в соответствии с правилами трудового внутреннего распорядка дисциплинарного взыскания на рабочих, допускающих недоброкачественное выполнение работ или нарушающих производственную и трудовую дисциплину.

Характеристика погружных центробежных электронасосов (УЭЦН)

Для эксплуатации нефтяных скважин — обводненных, глубоких и наклонных широкое применение на нефтяных промыслах получили установки погружных электроцентробежных насосов. Производительность у этого способа добычи хотя и ниже фонтанного, но значительно выше способа с применением погружных штанговых насосов. Для скважин с добычей по жидкости от 20 до 800 м3 /сут. и выше на отечественных промыслах используют установки типа УЭЦН отечественных и зарубежных изготовителей.

Пример условного обозначения — УЭЦН5-125-1200: У — установка; Э — привод от погружного электродвигателя; Ц — насос центробежный; Н — насос; 5 — группа насоса; 125 — подача, мУсут; 1200 — напор, м вод. ст.

Установки УЭЦН отечественного производства выпускаются заводами фирм: «Борец» (г. Москва), «Новомет» (г. Пермь), «Алнас» (г. Альметьевск), «Лемаз» (Липецкая обл.) и др., а из известных зарубежных фирм — ЯЕВА, СептлШХ Тепйех, Е8Я, ОО1 и др.

Установки выпускают в двух исполнениях — обычное и коррозионно-стойкое. Для установок в коррозионно-стойком исполнении перед обозначением труппы насосов добавляют букву К.

Максимальная концентрация сероводорода в перекачиваемой жидкости для установок УЭЦН должна составлять:

— для установок обычного исполнения до 0,001% (0,01 г/л),

- для установок коррозионно-стойкого исполнения до 0,125% (1,25 г/л).

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата должна быть не более 90°С, обводненность До 99%, содержание КВЧ (коллоидно-взвешенных частиц) до 100 мг/л, содержание свободного газа на приеме насоса до 25% (с применением газосепаратора до 55%), водородный показатель Попутной воды рН должен находится в пределах от 6,5 до 8,5.

В зависимости от поперечного размера погружного электро-насосного агрегата отечественные установки подразделяют на группы 5, 5А и 6 (таблица 1).

Группировка отечественных УЭЦН

Таб. 1

Группа установок 

5 

5А 

6 

Внутренний размер эксплуатационной колонны, мм

Поперечный размер установки, мм 

121,7

112 

130

124 

144,3-148,3

137-140,5 

Рис. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса: 1 - погружной электродвигатель; 2 - гидрочащита; 3 - приемная сетка насоса для забора жидкости; 4 - погружной центробежный электронасос; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный кабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля: 10 - трансформатор; 11 _ станция управления с автоматикой; 12 - компенсатор

Рабочие характеристики установок  УЭЦН

Тип насоса 

КПД,

% 

Номинальная подача, м /сут 

Напор, м 

Число ступеней 

Число секций 

ЭЦНМ5А-10-1100 

28.0 

10 

1100 

254 

2 

ЭЦНМ5В-10-1300 

28,0 

10 

1300 

299 

2 

ЭЦНМ5С-10-1550 

28,0 

10 

1550 

344 

2 

ЭЦНМ5О-10-1700 

28,0 

10 

1700 

390 

2 

ЭЦНМ5Е- 10-2000 

28,0 

10 

2000 

436 

2 

ЭЦНМ5А-20-1000 

37,0 

20 

1000 

246 

2 

ЭЦНМ5В-20-1200 

37,0 

20 

1200 

290 

2 

ЭЦНМ5С-20-1400 

37,0 

20 

1400 

334 

2 

ЭЦНМ5П-20-1600 

37,0 

20 

1600 

378 

2 

ЭЦНМ5Е-20-1800 

37,0 

20 

1800 

422 

2 

ЭЦНМ5Р-20-2000 

37,0 

20 

2000 

501 

3 

2ЭЦН5-40-1400 

39,6 

40 

1425-1015 

273 

2 

ЭЦН5-40-1750 

43,0 

40 

1800 

349 

3 

ЭЦНМ5А-50-1000 

45,0 

50 

1000 

192 

1 

ЭЦНМ5В-50-1100 

45,0 

50 

1100 

224 

2 

ЭЦНМ5С-50-1300 

45,0 

50 

1300 

264 

2 

ЭЦНМ50-50-1550 

45,0 

50 

1550 

303 

2 

ЭЦНМ5Е-50-1700 

45,0 

50 

1700 

344 

2 

ЭЦНМ5Р-50-2000 

45,0 

50 

2000 

384 

2 

2ЭЦН5-80-1200 

51,5 

80 

1285-715 

274 

2 

ЭЦН5-80-1550 

51,5 

80 

1600 

364 

2 

ЭЦН5-80-1800 

51,5 

80 

1780 

413 

3 

ЗЭЦН5-130-1200 

58,5 

130 

1330-870 

283 

2 

ЭЦН5-130-1400 

58,5 

130 

1460 

348 

3 

2ЭЦН5-200-800 

50,0 

200 

960-545 

225 

2 

1ЭЦН5А-100-1350 

51,0 

100 

1520-1090 

264 

2 

1ЭЦН5А-160-1100 

58,7 

160 

1225-710 

224 

2 

2ЭЦН5А-160-1200 

61,0 

160 

1560-1040 

274 

2 

ЭЦН5А-160-1750 

61,0 

160 

1755 

346 

3 

1ЭЦН5А-250-800 

60,3 

250 

890-490 

145 

2 

1ЭЦН5А-250-1000 

60,2 

250 

1160-610 

185 

2 

1ЭЦН5А-250-1400 

60,0 

250 

1580-930 

265 

3 

 

Тип насоса 

кпд,

% 

Номинальная подача,

м~'/сут 

— Напор, М 

Число ступеней 

• ••      — |

Число

секщш 

1ЭЦН5А-360-600 

59,7 

360 

660^90 

134 

2 

2ЭЦН5А-360-700 

60,0 

360 

810-550 

161 

2 

2ЭЦН5А-360-850 

60,7 

360 

950-680 

184 

3 

2ЭЦН5А-360-1100 

59,5 

360 

1260-920 

248 

3 

1ЭЦН5А-500-800 

59,5 

500 

830-700 

213 

3 

1ЭЦН6-ШО-1500 

49,0 

100 

1610-1090 

213 

2 

2ЭЦН6- 160- 1450 

57,6 

160 

1715-1230 

249 

9 

4ЭЦН6-250-1050 

63,0 

250 

1 100-820 

185 

2 

2ЭЦН6-250-1400 

62,6 

250 

1590-1040 

231 

"> 

ЭЦН6-250-1600 

62,6 

250 

1700-1080 

253 

2 

2ЭЦН6-350-850 

65,0 

350 

1035-560 

127 

2 

ЗЭЦН6-350-ПОО 

65,0 

350 

1120 

168 

-) 

2ЭЦН6-500-750 

63,0 

500 

930-490 

145 

•~> 

1ЭЦН6-700-800 

58,0 

700 

850-550 

152 

3 

1ЭЦН6-500-ПОО 

59,0 

500 

1350-600 

217 

3 

ЭЦН6-700-1100 

60,0 

700 

1220-780 

233 

4 

ЭЦН6- 1000-900 

60,0 

1000 

1085-510 

208 

4 

2ЭЦНИ6-350-1100 

62,1 

350 

1170-710 

154 

2 

2ЭЦНИ6-500-750 

61,5 

500 

860-480 

157 

2 

ЭЦНК5-80-1200 

49,5 

80 

1250-785 

274 

2 

ЭЦНК5-80-1550 

51,5 

80 

1600 

364 

2 

ЭЦНК5-130-1200 

58,5 

130 

1330-870 

283 

2 

ЭЦНК5- 130- 1400 

58,5 

130 

1460 

348 

3 

Примечание. В шифре насоса М - модульное исполнение.

4 Виды и причины износа

 Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Область применения УЭЦН четко оговорена техническими условиями. Зачастую условия наших скважин сильно отличаются от указанных выше. Как правило, это - повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок).

 Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако, в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде. Таким образом, износ неизбежно прогрессирует, доходя до предельной величины. Таков же механизм износа пары трения втулка защитная - втулка подшипника.

На абразивный радиальный износ в насосе с плавающими рабочими органами нельзя смотреть изолированно. Если имеет место радиальный износ, то всегда имеется и некоторый осевой износ.

Осевой износ выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Большинство насосов конструируется так, чтобы направление осевого усилия было вниз, когда режим работы насоса соответствует рабочему диапазону. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

Подобно этому осевую нагрузку действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников. Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа, разрушая образующиеся окисные пленки. Поэтому при конструировании насосов следует избегать применения материалов, образующих гальванические пары. При этом необходимо, чтобы материалы контактирующих деталей имели минимальную разность потенциалов.

Стремясь избежать повышенный износ деталей насоса, постоянно ведется работа по совершенствованию конструкции электроцентробежных насосов. В частности, стремясь повысить износостойкость пары трения, втулка защитная вала - ступица направляющего аппарата были разработаны и внедрены в производство рабочие органы из порошковых металлов с различными добавками по технологии фирмы НОВОМЕТ. Эти ступени успешно применяются в НЦБПО НПО.

Чтобы компенсировать неустойчивость вала во время работы, сохранить его прямолинейность и тем самым снизить уровень вибрации и боковую нагрузку на износ направляющих аппаратов и втулок защитных, в настоящее время применяются промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливаемые на валу через каждый метр ступеней ротора.

 

5 Ремонт погружных центробежных насосов

Срок    эксплуатации    погружного    центробежного   насоса и межремонтный период зависят от условий его работы   и   абразивных свойств перекачиваемой   жидкости.   При незначительном содержании песка в пластовой жидкости межремонтный период составляет от 6 до 9 мес. Насосы проходят текущий и капитальный ремонты, которые выполняют в специализированных ремонтных мастерских. Основными неисправностями в работе насоса могут быть: уменьшение подачи насоса, вызванное либо засорением приемной сетки, либо износом ра бочих органов; полное прекращение подачи и остановка двигателя. Причиной последней неисправности может быть заклинивание или большое сопротивление вращению вала насоса из-за разрушения верхней или нижней опоры, а также из-за износа опорных шайб рабочих колес.

Насос разбирают на сборочно-разборочном стенде, куда наcос поступает после наружной очистки.

Все детали насоса направляют в моечную машину, чистые и сухие детали проходят контроль. Направляющие аппараты и рабочие колеса замеряют специальными калибрами и скобками Конец вала насоса в месте посадки сальника проверяют микрометром.  Визуально проверяют выточки под стопорные кольца. Вал насоса в случае изгиба подлежит правке. Шлицевый конец восстанавливают. Шпонку вала в случае смятия заменяют новой. Корпус насоса проверяют аналогично корпусу турбобура на прямолинейность, в случае необходимости правят, а дефектные участки резьб удаляют. Изношенные резинометаллические подшипники выпрессовывают из корпусов и заменяют новыми, так же как элементы   пяты,   упорные шайбы рабочих   колес, кольца  сальника   и   подшипники  качения.  Наружный диаметр последних должен сопрягаться с основанием насоса скользящей посадкой. На  втулку подшипники надевают в горячем состоянии напряженной посадкой. Втулку подшипника собирают с валом плотной посадкой. Изношенные рабочие колеса и направляющие аппараты заменяют новыми.  Рабочие колеса должны свободно перемещаться  вдоль вала. Направляющие аппараты с корпусом сопрягают ходовой посадкой. Изношенные уплотнительные  втулки  выпрессовывают  из  направляющих аппарата, а на их место запрессовывают новые. Зазор между внутренним диаметром уплотнительной втулки и ступицей рабочего колеса не должен превышать 0.2 мм.

           Сборку насоса производят в обратном порядке. Корпус закрепляют на стенде хомутами и через него пропускают трос лебёдки, который крепят к монтажному захвату, установленному и запертому опорным кольцом на валу. Наружные поверхности  направляющих аппаратов смазывают. Затем вал устанавливают в корпус.

            В сальниковое гнездо основании вставляют стопорное кольцо. Основание надевают на вал и заворачивают. После набивки сальника насоса вставляют бронзовую втулку, затем грундбуксу, устанавливают опорное кольцо грундбуксы и проверяют вращение вала с набитым сальником. Вкладывают шпонку посадочной втулки подшипников и надевают на вал нижнюю опору в сборе, которую стопорят опорным кольцом. Завинчивают специальную гайку до получения необходимого осевого люфта и стопорят ее винтом. Навинчивают стакан на основание. Направляющие аппараты зажимают гайкой верхнего подшипника, после чего регулируют осевой люфт верхней пяты. В  верхнем положении вала   насоса   осевой   люфт должен  быть минимальным для разгрузки нижней шаровой опоры. После полной сборки насоса производят опрессовку сальника и пайку швов.

            Все насосы, прошедшие ремонт, должны быть подвергнуты двухчасовой обкатке и испытаниям на стенде-скважине. Цель испытяния-снятие комплексной характеристики насоса и проверка готовности его к эксплуатации. Допускается проведение испытаний на трансформаторном масле вместо нефти и проверка напора насоса при трех подачах: средней между нулевой и номинальной; промежуточной —между номинальной и максимальной; максимальной. Отклонение напора в сторону уменьшения не должно превышать 5 % от паспортного

            Привод насосов осуществляется маслозаполиенными асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором
типа ПЭД. Большое значение для увеличения срока службы
погружного электродвигателя имеет надежная работа его гидрозащиты. Гидрозащита типа К состоит из одного узла, называемого компенсатором (протектором). Гидрозащита типа ГД
и типа Г состоит из двух узлов: протектора, защищающего
полость двигателя от попадания пластовой жидкости, и компенсатора, предназначенного для компенсации утечек через торцевое уплотнение жидкого масла и температурных изменений
объема масла в системе двигатель — гидрозащита.

           Ремонт протектора гидрозащиты типа К состоит в его разборке и замене уплотнительных резиновых манжет поршня, резиновых колец корпуса, изношенных элементов сальника и подшипников. Просевшие и поломанные пружины выбраковывают Ремонт валов производят методами, описанными выше

            В протекторах гидрозащиты типа ГД замене подлежат потерявшие герметичность диафрагмы, резиновые кольца корпуса изношенные детали подшипников, пят и торцевых уплотнений

           Протектор типа ГД разбирают в следующем порядке:

отвинчивают верхнюю головку; снимают с вала втулку подшипника и отражатель; отвинчивают винты, снимают кожух;устанавливая протектор вертикально на нижнюю транспортировочную крышку, проверяют герметичность торцевого уплотнения и резиновой диафрагмы избыточным давлением 0,1 МПа в течение 10 мин. Жидкое масло закачивают, ввинчивая в крышку штуцер шланга заправочного насоса и выпуская воздух через верхнюю пробку.

Во время испытания вал проворачивают от руки с частотой вращения 10 мин-11.Он должен вращаться свободно, без заеданий. Если торцевое уплотнение и резиновая диафрагма герметичны, то протектор годен для дальнейшей работы. В случае негерметичности диафрагмы необходима переборка ее узла. При негерметичности торцевого уплотнения полностью разбирают протектор, осматривают все детали и замеряют их износ. Кривизна вала не должна превышать 0,06 мм на всей длине. Дальнейшая разборка, выполняемая после слива масла, не представляет трудностей.

         Перед сборкой протектора проверяют посадки шлицевых муфт и втулок подшипников на вал. Все резьбовые соединения корпусных деталей протектора необходимо свинчивать моментом 800—1000 Н*м. Сборку производят в последовательности, обратной разборке, включая гидравлическое испытание диафрагмы и торцевого уплотнения. После полной сборки протектора все его резьбовые соединения и обратный клапан испытывают на герметичность избыточным давлением 0.2-0.25 МПа с выдержкой не менее 20 мин. Утечки и запотевание не допускаются. После слива масла из камер протектора запаивают его резьбовые стыки припоем ПОС-61.

         Перед отправкой на скважину верхнюю камеру отремонтированного протектора заполняют густым маслом в соответствии с инструкцией по эксплуатации установок погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах.

6 Техника безопасности при монтаже и опрессовке оборудования

Основные мероприятия по обеспечению безопасности

условий труда операторов.

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин – соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.

Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж, опрессовка) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:

  1.  Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные Госгортехнадзором.
  2.  Правила технической эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.
  3.  Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергодзором.
  4.  Правила устройства электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.
  5.  Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, утвержденное ОКБ БН.

На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных, аттестованных  и прошедших инструктаж по технике безопасности.

Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднодоступных местностях – на вездеходах. Продолжительность рабочего времени установлена трудовым законодательством и не должна превышать 41 час в неделю.

Рабочие должны обеспечиваться необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето – роба х/б, сапоги, каска, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой – шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы).

На каждом кусте должна быть оборудована культ-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха.

При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10 лк (СНиП I – 4-79).

Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважине.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С10 в пересчете на С – 300 мг/м3, ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах.

К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемые станций управления, трансформаторов, подстанций погружных насосов (КТПН), инструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем место, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами.

Конструкция устьевого оборудования должна обеспечить возможность снижения давления в затрубном пространстве, а так же закачку жидкости для глушения скважины.

Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке или на открытой местности на расстоянии не менее 20 м от устья скважины.

При установке наземного оборудования в будке станция управления должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки.

При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно! Электрическое напряжение!».

Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.

Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения.

Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде рядом с действующими кабелями, находящимися под напряжением, а также перекладка кабелей допускается в случае необходимости при выполнении следующих условий:

  1.  Работу должны выполнять рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напряжении выше 1000 В.
  2.  Работать следует в диэликтрических перчатках, поверх которых для защиты от механияческих поверждений одеваются брезентовые рукавицы. Санитраные нормы действия тока на организм, устанавливает ГОСТ 12.1.000-76.

Таким образом в данном разделе разработаны основные мероприятия , которые обеспечат безопасные условия работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

7 Анализ и оценка опасностей при выполнении работ,

связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН.

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти – это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до –500С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий.

При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление).

При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.

Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.

В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород – сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей,

вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S – 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76.)

Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин – высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии.

Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро-и взрывоопасность объекта.

Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая.

Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления.

Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в процессе труда:

  1.  метеорологический фактор.
  2.  Вредное влияние паров нефти и газа.
  3.  Высокое давление.
  4.  Повышенная пожаро-и взрывоопасность.
  5.  Наличие высокого напряжения.
  6.  Причины организационного характера.

8 Список использованной литературы

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин В.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: М., Недра  2005 г.

2. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтяному оборудованию: М., Недра

2006г.

3. Середа Н.Г., Сахоров В.А., и др. Спутник нефтяника и газовика: Справочник: М., Недра  1986 г.

4. Молчанов Г. В. Молчанов А. Г.  Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Уч. для вузов. – М.: Недра, 1984.

5. Сулейманов М.М.  и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980 г,  392 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

22274. ПАРЕНХИМАТОЗНЫЕ ДИСТРОФИИ (ПД) 27.5 KB
  Гиалиновокапельная дистрофия Определение: это тяжелая необратимая белковая паренхиматозная дистрофия при которой в цитоплазме появляются крупные капли похожие на гиалин. Гидропическая дистрофия Определение: это тяжелая необратимая белковая паренхиматозная дистрофия характеризующаяся появлением в клетке вакуолей наполненных жидкостью. При резко выраженной дистрофии клетки похожи на баллон – это баллонноя дистрофия. Роговая дистрофия Определение: эта дистрофия характеризуется образованием большого количества рогового вещества в ороговевающем...
22275. Самодержавие и реформы в России во второй половине XIX, в начале XX века 284 KB
  Первые шаги к отмене крепостного права в России были сделаны императором Александром I в 1803 году изданием Указа о вольных хлебопашцах, в котором прописан юридический статус отпускаемых на волю крестьян.
22276. СМЕШАННЫЕ ДИСТРОФИИ (СД) 39 KB
  НАРУШЕНИЯ ОБМЕНА ХРОМОПРОТЕИДОВ Хромопротеиды или эндогенные пигменты делят на три группы гемоглобиногенные ферритин гемосидерин билирубин гематоидин гематины порфирин. Нарушения обмена гемоглобиногенныз пигментов В норме при распаде эритроцитов гемоглобин превращается в пигменты красящие вещества: ферритин гемосидерин билирубин При патологии изза усиленного гемолиза распад эритроцитов могут образовываться новые пигменты: гематоидин гематины порфирины. Среди нарушенного обмена...
22277. СТРОМАЛЬНО-СОСУДИСТЫЕ ДИСТРОФИИ 42.5 KB
  Мукоидное набухание Определение – это нетяжелая обратимая дезогранизация соединительной ткани. В норме в соединительной ткани белки и гиалуроновая кислота находятся в связанном состоянии в виде белковополисахаридных комплексов. Это ведет к набуханию волокон соединительной ткани и набуханию основного вещества. Микро Набухает основное вещество и волокна соединительной ткани.
22278. ТУБЕРКУЛЕЗ. Первичный туберкулезный комплекс (ПТК) 35 KB
  Вызывает туберкулез микобактерия туберкулеза палочка Коха. Туберкулез подразделяют на первичный гематогенный и вторичный. Первичный туберкулез – туберкулез у людей впервые инфицированных микобактерией характеризующийся возникновением первичного туберкулезного комплекса первичный аффект лимфангит лимфаденит.
22279. ТУБУЛОПАТИИ. Острая тубулопатия или острый некротический нефроз 36 KB
  Макро: почки увеличены набухшие отечные корковый слой бледносерый мозговой – темнокрасный. Больные чаще всего погибают в первые две стадии от уремии но с помощью искусственной почки большинство больных можно спасти. ПИЕЛОНЕФРИТ Определение: пиелонефрит – это воспалительное бактериальное заболевание с поражением лоханки пиелит и межуточной ткани почки. нисходящий гематогенный механизм – возбудитель попадает в почки из первичного внепочечного очага воспаления ангина пневмония и т.
22280. ХРОНИЧЕСКИЕ НЕСПЕЦИФИЧЕСКИЕ ЗАБОЛЕВАНИЯ ЛЕГКИХ (ХНЗЛ) 41 KB
  Классификация ХНЗЛ В группу ХНЗЛ входят следующие болезни: Хронический бронхит Бронхоэктазы Хроническая пневмония Эмфизема легких Хронический абсцесс легкого Пневмосклероз Интерстициальные болезни легких ИБЛ. Выделяют 3 патогенетические механизма ХНЗЛ: Бронхитогенный механизм – в основе хронический бронхит и его осложнения бронхоэктазы пневмосклероз эмфизема. Исходы и осложнения: бронхоэктаз Эмфизема Пневмосклероз. ЭМФИЗЕМА ЛЕГКИХ Определение: эмфизема – это повышенное содержание воздуха в легких и увеличение их...
22281. Эндокринопатии Клинико-морфологические формы 24 KB
  По гистологическому строению зоб бывает колллоидным макрофолликулярным микрофолликулярным и смешанным и паренхиматозным Клиникоморфологические формы зоба: Эндемический зоб возникающий в определенных местах где мало йода в воде. Спорадический зоб появляется в молодом возрасте и у взрослых. Базедов зоб базедова болезнь – названа по фамилии немецкого врача – Базедов.
22282. БОЛЕЗНИ ПЕЧЕНИ 40.5 KB
  ГЕПАТОЗЫ – это болезни печени характеризующиеся дистрофией и некрозом гепатоцитов. ГЕПАТИТЫ – заболевания печени в основе которого лежит воспаление проявляющееся как в дистрофии и некрозе гепатоцитов так и в клеточной инфильтрации стромы. ОПУХОЛИ – болезни печени с развитием в ткани печени опухолевого процесса первичного или вторичного происхождения метастазы в печени.