Анализ и усовершенствование конструкций погружных центробежных насосов для добычи нефти

КОРПУС секции.cdw

Сталь 35 ГОСТ 1050-88
* Размеры для справок
Проточки для выхода инструмента ГОСТ 14133-80

5-А1х2-секция -nasos5-80СА.cdw

Соотношения установочных размеров секций насосных
для исполнений различной длины корпуса
Секция до модернизации
Размер В обеспечить установкой одной из деталей поз.10 длиной l.
Соответственно на вал установить одну из деталей поз.11 с длиной
*Размеры для справок.
**Номер модуль-секции обозначает длину корпуса в метрах.
Маркировать согласно дополнительным требованиям ЦБПО ЭПУ к ТУ
заводов изготовителей.

5-ВАЛ НАСОСА-17.cdw

* Размеры для справок

1глава (2).doc

Конструкция насоса — модульная. Каждая модуль-секция насоса может быть
использована как верхняя средняя и нижняя секции насоса (рис. 1.10).
Секции насоса фирмы ESP соединяются между собой с ло-нильной головкой
и входным модулем болтовыми соединениями. Используются осерадиальные и
диагональные ступени в насосах соответственно на низкие средние и высокие
Насосы с осерадиальными ступенями выполнены с плавающими рабочими
колесами; осевое усилие на валы воспринимается упорным подшипником
В насосах с диагональными ступенями рабочие колеса фиксируются на
валу и осевое усилие действующее на весь ротор насоса передается на
упорный подшипник протектора.
Поперечные усилия в модуль-секции передаются на радиальные подшипники.
В стандартной конструкции модуль-секции насоса (standart system)
использованы два концевых радиальных подшипника. В радиально-
стабилизированной конструкции модуль-секции (Radially Stabilized Sistem-
RSS) количество радиальных подшипников выбирается в зависимости от длины
Стабилизирующий подшипник RS (Radial Sleeve) состоит из корпуса и двух
колец из нержавеющей стали. Сопряженная кольцу подшипника поверхность
упрочняется до 9 единиц по шкале MOL боронитридным процессом.
Рисунок 1.10 - Секция насоса ESP:
— головка 2 — уплотнительное кольцо 3 — вал 4 — рабочее колесо 5 —
направляющий аппарат 6 — корпус 7 — шпонка 8 — основание 9 — муфта 10
— уплотнительное кольцо
Рабочие колеса и направляющие аппараты изготавливаются литьем из
сплава Type I Niresist (ASTM Ф436).
Корпуса изготавливаются из низкоуглеродистой стали (С 103 5 или
Материалом модуль-головки является низкоуглеродистая сталь (С1026 или
Валы изготавливаются из высокопрочной нержавеющей стали (Nitronic 50
или эквивалентной). Концы валов имеют шлицы в соответствии SAE.
Материалом муфты валов является высоко-прочная нержавеющая сталь или сплав
Болты изготавливаются из стали A1S1 3140 4037 или 5137. Имеются также
болты из сплава К-500 Monel.
Все кольцевые уплотнения отливаются из высоконасыщенного нитрила
используемого в двигателях.
Сетка входного модуля изготавливается из нержавеющей стали.
Фирма ODI выпускает насосы типа R RA RB RC и К. Условное
обозначение насосов фирмы несколько отличается от обозначений насосов
В условном обозначении насоса первая буква означает серию (диаметр
обсадной колонны скважины для эксплуатации которой предназначен насос в
дюймах умноженный на 10): R — 55 серия К— 70 серия. Вторая буква если
она имеется обозначает модификацию насоса. Последующие после букв числа
обозначают номинальную подачу насоса в барреляхсутки уменьшенную в 100
раз при частоте вращения 3500 мин'.
Фирма изготавливает насосы различных конструктивных исполнений: стандартная
конструкция и конструктивные исполнения предназначенные для различного
содержания песка в откачиваемой жидкости.
Конструктивно стандартный насос фирмы ODI компонуется из нижней
средней и верхней секций. Конструктивные отличия секций насоса фирмы ODI
Средняя и верхняя секции — идентичны (рисунок 1.11).
Рисунок 1.11 - Секция насоса фирмы ODI:
— головка 2 - верхний подшипник 3 — защитная втулка вала 4 — корпус
— направляющий аппарат 6 — рабочее колесо 7 — вал 8 — основание.
Нижняя секция насоса отличается от верхней и средней (рис. 1.12) наличием
приемной сетки и нижнего подшипника.
Кроме того через определенное количество ступеней размещается
бронзовая втулка составляющая промежуточный подшипник с расточной
направляющей аппарата.
В насосах фирмы используют ступени двухопорной конструкции.
Основные детали насоса изготавливаются из следующих материалов: корпус
головка основание — из углеродистой стали. Для защиты от H2S и СО2 корпуса
могут изготавливаться из нержавеющей ферритной стали с покрытием из
напыленного монеля толщиной 015 или 03 мм.
Для скважин с высоким содержанием песка фирма выпускает насосы
запатентованной конструкции — Superior Service Pump (SSP). В насосах
исполнения SSP каждый пакет ступеней из 4-10 ступеней имеет свою осевую и
радиальную опору. Вкладыши радиальных опор и подпятники осевых опор
изготавливаются из борированной закаленной стали или из карбида
вольфрама. В конце обозначения насоса такого исполнения записывается
Насосы исполнения SSP имеют более широкий диапазон подач рабочей части
характеристики чем аналогичные стандартные насосы. Например рабочая часть
насоса RC-12 SSP соответствует диапазону подач 46 225 м3сут (п = 2916
мин'') тогда как у насоса RC-12 этот диапазон равен 119 199 м3сут.
По результатам проведенного анализа конструкций отечественных
погружных центробежных электронасосов для добычи нефти за прототип принята
погружная центробежная насосная установка типа УЭЦНМ5-80-1300 производства
Конструкция насосных модулей - секций выпускаемых отечественной
промышленностью представляет собой следующее.
Модуль-секция состоит из корпуса вала пакета ступеней (рабочих колес
и направляющих аппаратов) верхнего подшипника нижнего подшипника верхней
осевой опоры головки основания двух ребер и резиновых колец. Соединение
модулей-секций между собой а также резьбовые соединения и зазор между
корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами. Модули-
секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймами
предприятия-изготовителя на паяных швах.
Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от
механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме
насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с
гайкой и пружинной шайбой. Грань головки модуля-секции имеющая минимальное
угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами помечена
пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции
при монтаже на скважине.
Осевые силы действующие на рабочие колеса не передаются на вал. В
этом случае вал насоса испытывает в основном осевое усилие от напора
насоса действующего на площадь поперечного сечения вала и от собствен
ного веса. Это усилие достигает величины порядка 400 кг и более.
Основной опорой вала воспринимающей осевое усилие является узел пяты
расположенный в верхней части насоса. Пяту собирают с определенным зазором
-0.5 мм который устанавливают после монтажа ступеней в корпусе насоса.
Дополнительной опорой вала воспринимающей часть нагрузок является узел
пяты расположенный в гидрозащите.

Soderzhanie (2).docx

5.6 Расчет капитальных затрат . 76
7 Расчет налогов . 79
ТЕХНИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
1 Характеристика производственной среды 85
2 Анализ опасных и вредных производственных факторов 87
3 Мероприятия по технике безопасности 88
4 Специальные требования мер безопасности .. ..92
5 Мероприятия по промышленной санитарии 94
6 Мероприятия по пожарной безопасности .95
7 Экологичность проекта 96
8 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях 100
8.1Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси 103
8.2 Террористические акты 106
СПИСОК ЛитературЫ 110

Список литературы.doc

Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.
Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы фирмы "Ойл
дайнамикс". Нефтепромысловое дело № 2 1993. -4 с.
Федеральная служба по интеллектуальной собственности патентам и
товарным знакам. Описание изобретения к патенту 2322616 С1.
Богданов А.А. Современные конструкции погружных центробежных
электронасосов фирмы "Центрлифт". Нефтепромысловое дело № 4 1993. - 5
Богданов А.А. Современные конструкции производство и эксплуатация
погружных центробежных электронасосов фирмы "Рэда памп". Нефтепромысловое
дело № 3 1993. -6 с.
Бухаленко Е.И. и др. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М.
Махмудов С.А. Абузерли М.С. Монтаж обслуживание и ремонт скважинных
электронасосов. Справочник. М. Недра 1995 г -217 с.
Нугаев Р.Я. Шарипов А.Х. Безопасная эксплуатация нефтепромысловых
объектов. М. Недра 1990 - 208 с.
Чичеров Л.Г. и др. Расчёт и конструирование нефтепромыслового
оборудования. М. Недра 1987 -422 с.
Артемьева Т.В. Лысенко Т. М. т др. Гидравлика гидромашины и
гидропневмопривод. учеб. Пособие для студ. высш. учеб. заведений. 2006 г.-
Касьянов В. М. Гидромашины и компрессоры . Учебник для вузов - 2-е

5-А1х2-секция модерн с накаткой-nasos5-80СА.cdw

Соотношения установочных размеров секций насосных
для исполнений различной длины корпуса
Секция после модернизации
Размер В обеспечить установкой одной из деталей поз.10 длиной l.
Соответственно на вал установить одну из деталей поз.11 с длиной
*Размеры для справок.
**Номер модуль-секции обозначает длину корпуса в метрах.
Маркировать согласно дополнительным требованиям ЦБПО ЭПУ к ТУ
заводов изготовителей.

Экономика (3).docx

5 ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
МОДЕРНИЗАЦИИ НАСОСА УЭЦН 75-1300
1 Анализ влияния мероприятий научно – технического
прогресса на технико – экономические показатели
Модернизация – обновление оборудования в направлении отвечающим современным требованиям производства отдельных видов продукции.
Модернизация представляет собой долгосрочные инвестиции. Подразумевая что после модернизации учтенные затраты могут увеличивать первоначальную стоимость таких объектов при условии что произведенные затраты улучшили ранее принятые нормативные показатели функционирования объектов основных средств.
Экономическими критериями эффективности проведения модернизации являются:
прирост потока денежной наличности;
прирост чистой текущей стоимости;
коэффициент отдачи капитала;
внутренняя норма рентабельности проекта;
чувствительность проекта к риску.
Предлагаемая модернизация насоса УЭЦН 75- 1300
заключается в применении накаток на рабочее колесо. Данная модернизация дает нам повышение КПД и уменьшает износ упорной шайбы в
результате чего увеличивается эффективность и продолжительность работы насоса в целом.
2 Экономическое обоснование проведения модернизации насоса УЭЦН
При эксплуатации насоса УЭЦН 75- 1300с накатками на рабочих колесах повышается межремонтный период и наработка на отказ.
Для увеличения прироста дополнительной добычи спрогнозируем и рассчитаем эффективность модернизации в 2012 – 2015 гг. В качестве расчетного периода принимаем 4 года.
Исходя из имеющихся условий скважины МПР насоса данной производительности до модернизации составлял 247 суток. В связи с проведением мероприятий по модернизации МРП составит + 10 % т.е. 272 суток. Имеем 25 суток увеличения наработки насоса.
Прирост потока денежной наличности рассчитаем по следующей формуле:
Где - прирост выручки от проведения мероприятия в t – ом году
- прирост текущих затрат в t – ом году тыс.р;
- капитальные затраты в t – ом году связанные с проведением
- прирост величины налоговых выплат в t – ом году тыс.р.
3 Расчет выручки от реализации
Прирост выручки (Bt) в нашем проекте вызван увеличением объема реализации нефти. Увеличение объёма реализации обусловлено
дополнительным нефтеизвлечением. Рассчитываем дополнительную добычу
в связи с продолжительностью времени работы по приведенной формуле:
Где - дополнительная добыча обусловленная увеличением
времени работы одной скважины сут;
- фонд действующих скважин охваченных мероприятием скв;
- средний дебит в t – ом году по скважинам охваченных
Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти
определяем по формуле:
Где - цена предприятия на нефть (газ) без акцизного налога и НДС
4 Расчет экономии затрат
При проведении модернизации насосов по добыче нефти – технологический эффект связан с экономией затрат на текущие ремонты.
Экономия затрат вследствие сокращения количества ремонтов рассчитаем по формуле:
Где - количество ремонтов оборудования до модернизации шт;
- количество ремонтов оборудования после модернизации шт;
- стоимость 1 ремонта данного оборудования руб.
5 Расчет текущих затрат
Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно рассчитать следующим образом:
Где - текущие затраты на дополнительную добычу тыс.р.;
- текущие затраты t – Ом году на проведение работ по
реализации мероприятия тыс.р.
Текущие затраты на дополнительную добычу можно рассчитать по
Где - дополнительные извлечения нефти в t – ом году тыс.р;
- условно – переменные затраты тыс.р.
6 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты на проведение мероприятия по модернизации будут связаны с затратами на изготовление перепускных каналов в насосе ЦНС и стоимости ремонта.
В общем случае единовременные затраты на создание рассчитываются без НДС и определяются по формуле:
Коб = Краз + Кизг (5.7)
Где Краз - затраты на проектирование (разработку) системы тыс.р.;
Кизг - затраты на изготовление тыс.р.
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = ЗоТраз (1+Кд) (1+Кр) (1+Кесн) (1+Кн.раз) (5.8)
ГдеЗо - месячный оклад разработчика р.;
Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации чмес.;
Кд Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и
Кесн – Единый социальный налог доли ед. ;
Кнраз- коэффициент накладных расходов доли ед.
Перечень элементов разработки и их трудоемкости представлен в таблице 6.1.
Таблица 5.1 - Данные для расчета трудоемкости разработки
Трудоемкость чел.месяц
Изучение литературных источников
Разработка технического задания
Разработка эскизного проекта
Разработка технического проекта
Разработка рабочего проекта
Тогда Краз = 15000 18 (1+03) (1+03) (1+030) (1+015) = 6611787.
Для расчета затрат на изготовление используем калькуляционный метод расчета полной себестоимости.
Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим статьям затрат:
производственная заработная плата;
единый социальный налог;
налоги входящие в себестоимость;
внепроизводственные расходы;
Трудовые затраты на изготовление перепускных каналов представим в виде таблицы 5.2
Таблица 5.2 - Расшифровка трудовых затрат
Составим сметно – плановую калькуляцию на изготовление перепускных каналов.Изм.
Таблица 5.3 - Калькуляция на изготовление перепускных каналов
Основная зп производственных рабочих
Дополнительная зп производственных рабочих
Единый социальный налог
Общезаводские расходы
Тогда согласно формуле (5.7) :
Коб = 6611787 + 12975629 = 19587416.
При расчёте налогов рассчитывают прирост налога на имущество
и налога на прибыль .
Где - остаточная стоимость имущества в 1 – ом году тыс.р.;
- ставка налога на имущество % (в 2012 году равная 22 %).
Дополнительные амортизационные отчисления рассчитаем по формуле:
Где - капитальные вложения в 1- ом году тыс.р;
- дополнительные амортизационные отчисления начисленные
- норма амортизации основных фондов или износа
нематериальных активов %.
Расчет налога на прибыль производим по формуле:
Где - налог на прирост прибыли тыс.р;
- прирост прибыли облагаемый налогом тыс.р;
- налог на прибыль %.
Прирост прибыли облагаемой налогом можно определить по формуле:
Где - прирост прибыли от реализации в 1 – ом году тыс.р;
- прирост прибыли от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятий НТП тыс.р.
Прирост прибыли от реализации нефти определяем по формуле:
Прирост накопленного потока денежной наличности определяем за все годы расчётного периода:
- расчётный период по мероприятию НТП
- прирост потока денежной наличности в k – ом году тыс.р.
- годы предшествующие текущему году включительно.
Коэффициент дисконтирования можно рассчитать по формуле:
Где - коэффициент дисконтирования;
- нормативный коэффициент приведения.
- год к которому приводят результаты расчета.
Приросты дисконтированных потоков денежной наличности
и чистой текущей стоимости определяем по следующим формулам:
По данной методике рассчитаем показатели за весь расчетный период.
Для расчета создадим элементарную программу в MicrosoftExcel в которую занесем необходимые формулы для расчета чистой текущей стоимости от проведения данной модернизации. По результатам расчётов составляем таблицу 5.4 и строим график профилей приростов НПДН и ЧТС рисунок 5.1. Из графика определяем срок окупаемости затрат по рассматриваемому мероприятию а коэффициент отдачи капитала (КОК) рассчитываем по формуле:
где - дисконтированные инвестиции млн. руб.
Где - капитальные вложения в t –ом году млн.руб;
- коэффициент дисконтирования.
Таблица 5.4 - Расчёт чистой текущей стоимости
Выручка от реализации
Стоимость 1 т. нефти
Амортизационные отчисления
Стоимость остаточного имущества
Прирост облагаемый налогом
Прирост экономии затрат
Поток денежной наличности
Накопленный поток наличности
Коэффициент дисконтирования
Дисконтированный поток наличности
Чистая текущая стоимость
Произведем расчет коэффициента отдачи капитала (КОК) рассчитав вначале ЧТС инв.:
Коэффициент отдачи капитала показывает сколько рублей дохода даёт один рубль инвестиций вложенных в данный проект за весь период разработки с учетом дисконтирования результатов и затрат.
В нашем проекте это 907 рубля на один вложенный рубль.
Рисунок 5.1 - Профили накопления потока денежной наличности и чистой
Анализируя профили НПДН и ЧТС можно сделать вывод что мероприятие по модернизации УЭЦН окупаются еще в том году в котором проводятся. Данное мероприятие может быть принято на данном этапе.

5-Аппарат 60.cdw

*Размер для справок.
**Размеры обеспеч. инстр.
Уклоны формовочные ГОСТ 3212-92.
Размеры проточной полости координаты точек лопаток согласно черт. ЕЮТИ.Н.354.01.018ТЧ и
допуск соосности обеспеч. инстр.
Неуказанные предельные отклонения размеров механически обрабатываемых поверхностей: Н12;
Остальные требования по ТУ3631-025-21945400-97.
Маркировать накатыванием роликом МТ 618.001. Глубина накатки 03 05 мм.

3 расчеты (3).doc

Где KD1max=17 – коэффициент соответствующих полученному значений Qприв.
Определяем диаметр входа в рабочее колесо:
Где КD0=099 – коэффициент входа в рабочее колесо.
Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса:
Где Fприв=14956 мм2 – приведенная площадь безлопаточного кольца между
стенкой корпуса ступени Dвн.ст и ободом верхнего диска рабочего колеса.
Определяем напор одной ступени.
Напор ступени определяем из графического изображения скоростей движения
жидкости в рабочем колесе (рис. 3.4 ).
Где U2 – окружная скорость в мсек на выходе из канала рабочего колеса;
С2U – абсолютная скорость в мсек;
g=981 мсек2 – ускорение свободного падения.
Окружная скорость равна:
Где D – диаметр рабочего колеса в м;
n – скорость вращения в обмин.
Абсолютная скорость равна:
Где Q – подача насоса м3сек;
F – площадь живого сечения потока жидкости выходящего из рабочего колеса.
( - угловая скорость.
Где n – частота вращения вала электродвигателя n = 2950 обмин.
Подставив в формулу (3.2) получим:
Напряжения на кручение определяем по пределу текучести материала (т.
Допускаемое касательное напряжение при кручении принимают с коэффициентом
запаса прочности n = 15.
Для вала проектируемого насоса берем сталь 03Х14Н7В (ТУ 14-1-3645-83) с
пределом текучести (т = 785 МПа:

1глава.doc

1 Анализ конструкций погружных ЦЕНТРОБЕЖНЫХ насосов для добычи нефти
1Насосы отечественного производства
Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти в России
производятся со следующими техническими условиями:
— ТУ 26-06-1485-96. Насосы погружные центробежные модульные ЭЦНМ ЭЦНМК
— ТУ 3665-020-00220440-94. Насосы погружные центробежные модульные ЭЦНМ4;
— ТУ 3631-025-21945400-97. Насосы погружные центробежные для добычи нефти
— ТУ 3665-026-00220440-96. Насосы погружные центробежные модульные 2ЭЦНМ;
— ТУ 3665-025-00220440-94. Насосы погружные центробежные модульные ЭЦНМ4-
— ТУ 3631-00217930-004-96. Насосы погружные центробежные модульного типа
— ТУ 3665-004-00217780-98. Насосы погружные центробежные двухопорные ЭЦНД;
— ТУ 3631-007-00217930-97. Насосы погружные центробежные модульные (Л)
— ТУ 3665-001-00217780-97. Насосы погружные центробежные модульные ЭЦНМ5-
Насосы в зависимости от поперечного габарита подразделяются на группы: 4
5А 6. Группа насоса условно определяет минимальный внутренний
диаметр эксплуатационной колонны скважины. Диаметры корпусов
насосов: в группе 4—86 мм в группе 5—92 мм в группе 5А — 103 мм и в
В настоящее оборудование производят: объединенные заводы под брендом
Цифра «1» обозначает насос с газосепаратором по ТУ
65-020-00220440-94; номер модификации по ТУ
65-026-00220440-96 или варианты конструктивного
исполнения по ТУ 3631-025-21945400-97; по ТУ
31-00217930-004-96 буква Л обозначает
завод-изготовитель — «ЛЕМАЗ» цифра — номер
Центробежный насос с приводом от погружного
По ТУ 3631-025-21945400-97 буква А обозначает
завод-изготовитель — «АЛНАС»; по ТУ
65-004-00217780-98 буква Д обозначает
двухопорность ступени; по остальным ТУ буква М
обозначает модульность
Буквы К. Т и КТ обозначают соответственно
коррозионностойкое теплостойкое или
коррозионно-теплостойкое исполнения
Буква Г обозначает насос эксплуатируемый с
газосепаратором по ТУ 3665-026-00220440-96
Разные исполнения насосов в основном отличаются следующим:
конструкцией и используемыми материалами ступеней и их элементов
конструкцией и материалами осевых и радиальных опор валов насоса
конструкцией и материалами входного модуля насосаматериалом валов.
Конструктивная схема насосов всех исполнений одинакова.
Варианты конструктивного исполнения насосов ЭЦНА выпускаемых по ТУ
31-025-21945400-97 обозначают цифрами от 1 до 4:
- в составе насоса входной модуль соединение секций фланцевое;
- в составе насоса входной модуль соединение секций типа «фланец-
- в составе насоса нижняя секция с приемной сеткой соединение секций
- в составе насоса секция с приемной сеткой соединение секций типа
По ТУ 3631-00217930-004-96 и ТУ 3631-007-00217930-97 изготавливаются
насосы трех модификаций:
с идентичной с насосом по ТУ 26-06-1485-96 конструкцией (насосы
обозначаются ЭЦНМ (К));
с соединением секций по типу «фланец-корпус» (номер модификации Л1);
с соединением секций по типу «фланец-корпус» с промежуточными подшипниками
(номер модификации Л2).
Насос состоит из модуль-секции (рис. 1.1) с присоединенными снизу входным
модулем (рис. 1.2.) а сверху — модулем - головкой (рис. 1.3.). Число
секций в насосе — от 1 до 4-х. Насосы предназначенные для работы в составе
установки с газосепараторами кроме газосепараторов модульного исполнения
не имеют входного модуля.
Соединение модулей между собой и входного модуля с протектором —
фланцевое. Уплотнение соединений осуществляется резиновыми кольцами.
Соединение валов модулей-секций между собой модуля-секции с валом
гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.
Модуль-секция состоит из корпуса вала пакета ступеней (рабочих колес
и направляющих аппаратов) верхнего и нижнего радиальных подшипников
верхней осевой опоры головки основания и двух ребер.
Рисунок 1.1 - Модуль-секция насоса:
— головка 2 — вал 3 — опора 4 — верхний подшипник 5 — кольцо
— направляющий аппарат 7— рабочее колесо 8 — корпус 9— нижний
подщипник 10 — ребро 11 — основание модуля.
Пакет ступеней (от 80 до 200 направляющих аппаратов и рабочих колес) с
валом радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и
зажимаются концевыми деталями с цилиндрической резьбой.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода
пластовой жидкости на которое в зоне входных отверстий установлена сетка
предотвращающая попадание в полость насоса крупных частиц.
В подшипниках основания вращается вал который шлицевыми муфтами
соединяется с валом секции насоса и валом протектора.
Модуль-головка представляет собой корпус с одной стороны которого
выполненавнутренняя коническая резьба для соединения с обратным клапаном
или с нижней трубой насосно-компрессорной колонны (НКТ) с другой — фланец
для соединения с модулем секцией. Имеются два ребра прикрепленные к
корпусу модуля-головки и резиновое кольцо для герметизации соединения
модуля-головки с модулем-секцией. Ребра предназначены для защиты плоского
удлинителя кабеля от механических повреждений о стенку обсадной колонны при
спуске и подъеме насосного агрегата.
Рисунок 1.2 - Модуль входной насоса:
Износостойкие и коррозионно стойкие насосы имеют ряд особен ностей:
– Применяются двухопорные ступени.
– В качестве материала рабочих органов используется чугун аустенитный
модифицированный 4Н16Д7ГХШ типа «нирезист» (ТУ 26-06-1305-95).
– Установлены промежуточные радиальные подшипники. В концевых и
промежуточных подшипниках используется пара трения резина 3825с —
силицированный графит СГ-П.
– Осевая опора вала секции изготавливается из износостойкого материала
(силицированный графит СГ-П или карбид кремния).
– Насосы группы 4 состоят из модуля-секции нижней одной или нескольких
модулей-секций и модуля головки. Модуль-секция нижняя имеет основание с
приемной сеткой которое по своим размерам унифицирована с основанием
модуля-секции что позволяет при комплектации установки газосепаратором
заменять основание с приемной сеткой нижней секции на основание секции
Рисунок 1.3 - Модуль-головка насоса:
— корпус 2 — ребро 3 — кольцо уплотнительное
Рабочие органы насоса — ступени — выполняются с цилиндрическими и с
наклонно-цилиндрическими лопатками.
Ступени с цилиндрическими лопатками (рис. 1.4.) применяются на
номинальные подачи до 125 м3 сут (включительно) в насосах с наружным
диаметром 86 и 92 мм до 160 м 3сут в насосах с диаметром 103 мм и до 250
в насосах с диаметром 114 мм.
Ступени с наклонно-цилиндрическими лопатками применяются в насосах с
большей подачей. В области своего применения такие ступени имеют более
высокий КПД и более чем в 15 раза увеличенную подачу чем ступени с
цилиндрическими лопатками в тех же диаметральных габаритах. Наружный
диаметр ступеней 70 80 90 и 100 мм.
Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции.
В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости
от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах
Рисунок 1.4 - Ступень лопастного насоса:
— направляющий аппарат
4 — безлопаточные кольцевые камеры 3 — рабочее колесо
Для возможности сборки ЭЦН с таким количеством ступеней я разгрузки
вала от осевой силы применяется плавающее рабочее колесо. Рабочее колесо в
насосе не фиксируется на валу в осевом направлении и удерживается от
проворота призматической шпонкой. Колесо может свободно перемещаться в
осевом направлении в промежутке ограниченном опорными поверхностями
направляющих аппаратов.
Колесо опирается на индивидуальную для каждой СИ осевую опору
состоящую из опорного бурта направляющего аппарата предыдущей ступени и
антифрикционной износостойкой шайбы запрессованной в расточку рабочего
колеса; при этом утечка через переднее уплотнение колеса практически равна
нулю. Но механический КПД ступени с плавающим рабочим колесом снижается из-
за потерь трения в нижней опоре колеса. Величина этих потерь в первом
приближении пропорциональна осевой силе действующей на рабочее колесо
ступени. На режимах примерно на 10% превышающих подачу нулевой осевой
силы рабочее колесо СН может всплыть т.е. переместиться вверх вплоть до
упора выполненного в виде верхней осевой опоры состоящей из опорного
бурта на направляющем аппарате и шайбы запрессованной в расточку рабочего
колеса. Всплытие рабочего колеса представляет скачкообразное снижение
напора КПД и резкое повышение потребляемой мощности при увеличении подачи.
При уменьшении подачи от режима открытой задвижки рабочее колесо может
опускаться в нижнее положение при значениях относительной подачи q = 09 —
Рисунок 1.5 - Конструкции ступеней:
а-с разгруженным рабочим колесом б -двухопорная
Наиболее распространенный в настоящее время способ разгрузки колеса от
осевой силы в ступенях с наклонно-цилиндрическими лопатками — создание при
помощи выполненного у колеса второго верхнего уплотнения камеры за ведущим
диском колеса в котором давление с помощью отверстий в ведущем диске
уравнивается с давлением у входа в колесо (рис. 1.5 а). Разгрузка рабочего
колеса позволяет существенно снизить осевую силу. Такие ступени по
сравнению с аналогичными ступенями с неразгруженными рабочими колесами
имеют ряд преимуществ: повышенный ресурс работы индивидуальной нижней опоры
рабочего колеса увеличенный КПД ступени.
Недостатки ступеней с разгруженными рабочими колесами:
усложнение технологии и повышение трудоемкости изготовления функциональный
отказ способа разгрузки при засорении разгрузочных отверстий и при износе
верхнего уплотнения рабочего колеса.
Усиление пары индивидуальной осевой опоры и межступенного уплотнения
может быть достигнуто применением двухопорной конструкции ступени (рис.
5 б). Двухопорная конструкция имеет по сравнению с одноопорной ступенью
повышенный ресурс индивидуальной нижней пяты ступени более надежную
изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости
увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса из-за увеличенных
осевых длин межступенных уплотнений служащих в ЭЦН помимо уплотнения
дополнительными радиальными подшипниками.
Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более
трудоемка в изготовлении.
В погружном центробежном насосе для добычи нефти в зависимости от
перекачиваемой продукции в первую очередь изнашиваются поверхности трения
осевых и радиальных опор в том числе осевых опор рабочих колес и
радиальных межступенных уплотнений а также поверхности каналов контакти-
рующие с потоком перекачиваемой жидкости.
Повышение надежности и долговечности ступеней достигается путем
уменьшения осевой силы действующей на рабочие колеса усиления пары трения
осевой и радиальной опор использования соответствующих износостойких и
коррозионностойких материалов уменьшением действия радиальных сил на ротор
путем повышения точности
изготовления балансировки рабочих колес.
Ответственной с точки зрения повышения надежности является верхняя
пята рабочего колеса. Рабочее колесо работает на верхней пяте
кратковременно на пусковых режимах и на режимах лежащих правее
рекомендованного диапазона подач т.е. режимах возможного всплытия рабочего
колеса. При нарушении правил эксплуатации - установлении рабочего режима
регулированием подачи от открытой задвижки — всплывшее рабочее колесо может
не опускаться в свое нижнее положение и продолжительное время будет
работать на своей верхней пяте.
Условия трения в верхней пяте рабочего колеса менее благоприятные чем
условия трения нижней пяты из-за меньшего перепада давления в пяте и
следовательно худшей смазки поверхности трения.
Износ поверхности каналов контактирующих с потоком жидкости возникает в
случае применения для перекачивания жидкостей содержащих механические
примеси твердость которых превышает твердость материалов.
В насосах типа ЭЦН и ЭЦНК используются ступени с одними и теми же
проточными частями. Ступени в насосах разных исполнений отличаются друг от
друга материалами рабочих органов пар трения и некоторыми конструктивными
При работе насоса осевые усилия от рабочих колес передаются на
направляющие аппараты и на корпус насоса.
При этом на вал насоса действует осевая сила от торца вала и осевая
сила действующая на рабочие колеса прихваченные к валу из-за наличия в
пластовой жидкости коррозионно-активных элементов и механических примесей.
Для восприятия осевых сил действующих на вал в конструкции насоса
предусматриваются осевые опоры.
В модуль-секции насоса обычного исполнения применяется упорный
подшипник (рис. 1.6) состоящий из кольца 1 с сегментами на обоих
плоскостях устанавливаемого между двумя гладкими шайбами 2 3.
Сегменты на шайбе пяты 1 выполнены с наклонной поверхностью с углом а=5-7°
и плоской площадкой (05-07) L (L — длина сегмента). Ширина сегмента В
равна примерно(l l4)L. Для компенсации неточностей изготовления под
гладкие кольца помещены эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4 5
запрессованные в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры. Осевая сила от вала передается
через пружинное кольцо 8 опоры вала и дистанционную втулку 9 упорному
Рисунок 1.6 - Упорный подшипник насоса ЭЦНМ (К)
Кольцо с сегментами для насосов обычного исполнения изготавливается из
графитизированного бельтинга гладкие шайбы — из стали 40Х13.
Упорные подшипники допускают удельные нагрузки до 3 МПа.
В осевых опорах износостойких насосов используются более
износостойкие материалы трущихся пар:
- силицированный графит СГ-П по силицированному графиту СГ-П
- карбид кремния по карбиду кремния.
Рисунок 1.7 - Узел нижнего радиального под-шипника модуль-секции
В каждой модуль-секции насоса обычного исполнения вал имеет два
радиальных подшипника: верхний (рис. 1.6 позиции 1017) и нижний (рис.
7 позиции 12). Используемые материалы:сталь 40Х13 латунь ЛбЗ. В модуль-
секции износостойкого насоса кроме двух крайних используются
промежуточные радиальные подшипники устанавливаемые через каждый метр.
Материал пар трения: силицированный графит СГ-П или карбид кремния по
нефтестойкой резине.
2 Анализ зарубежных конструкций насосов
Производителями насосов в США являются фирмы RЕDA Centrilift ESP и
Фирма REDA выпускает насосы типа A AN DN и GN. В условном
обозначении насоса первая буква обозначает серию (наружный диаметр в
дюймах умноженный на 100): А — 338 серия D — 400 серия G — 513 серия.
Вторая буква «N» обозначает материал рабочих органов нирезист. Отсутствие
буквы «N» показывает что рабочие колеса изготовлены из материала райтон
(см. раздел 2.5). Последующее после букв число обозначает номинальную
подачу насоса в барреляхсутки при частоте вращения 3500 мин''.
Большинство насосов имеют монотоннопадающую форму напорной
характеристики удовлетворяющую эксплуатационным требованиям.
Насосы выпускаются для работы в следующих условиях:
– малоагрессивная неабразивная продукция;
– агрессивная неабразивная продукция;
– малоагрессивная абразивная продукция;
– агрессивная абразивная продукция;
– высокотемпературная (до 288 °С) продукция.
Разные исполнения насосов отличаются:
– конструкцией и используемыми материалами ступеней и их элементов;
– конструкцией и материалами осевых и радиальных опор валов насоса;
– материалом корпусных деталей.
Конструкция насосов — модульная. Насос сотоит из одного или более модулей-
секций входного модуля и модуля-головки.
При комплектации установки газосепаратором входной модуль в насос не
Модуль-секции насосов предназначенных для эксплуатации нефтяных скважин
с обсадной колонной до 6 58 дюймов выпускаются фирмой в трех
конструктивных исполнениях:
– Плавающая конструкция называемая Floater Center Tandem Type (сокращенно
FL-CT) — в буквальном переводе «плавающий центральный тандемный тип» при
которой рабочие колеса выполнены «плавающими» как в конструкции
российских насосов но в отличие от них осевая сила действующая на торец
вала модуль-секции или модуль-секций насоса передается на осевую опору
– Конструкция с «плавающим низом» — Bottom Floater Center Tandem Type (BFL-
CT) при которой осевая нагрузка действующая на ротор секции
воспринимается частью (около 40%) ступеней рабочие колеса которых жестко
За счет такой конструкции в модуль-секции образуется гребенчатая пята.
Эти ступени находятся в верхней части модуль-секции рабочие же колеса
нижних ступеней выполнены плавающими.
Фиксирование колес на валу осуществляется между нижними 7 и верхними 3
полукольцами помещенными в соответствующие кольцевые проточки. Два
полукольца запираются ступицей первого из закрепленных на валу рабочего
Распор ступиц рабочих колес достигается вращением специальной гайки 3
относительно втулки -2 имеющей наружную резьбу. Причем упором для
специальной гайки служат два полукольца 4 помещенные в верхнюю расточку
Конструкция с закрепленными на валу распертыми рабочими колесами
Compression Center Tandem Type (C-CT) — секция компрессионного типа при
которой все рабочие колеса модуль-секции фиксируются на валу. Обычно такое
исполнение выполняется на коротких до 24 м длиной модуль-секциях (номера
корпусов 10 20 30 40 50) которые могут помещаться над модуль-секцией
исполнения BFL-CT гребенчатая пята которой воспринимает осевую силу этой
модуль-секции. При ином конструктивном исполнении осевая сила действующая
на ротор секции насоса типа C-CT передается на осевую опору протектора.
Поперечные усилия в модуль-секции насоса предназначенного для откачки
неабразивной жидкости воспринимаются двумя концевыми радиальными
подшипниками корпуса которых размещены в головке и корпусе входного модуля
(рис. 1.8 поз. 2 11 рис. 1.9 поз 6; рис. 1.10 поз. 7).
В радиальных подшипниках использована пара трения «нирезист (втулка) —
К-монель (вал)». Неподвижной опорой верхнего подшипника служит
запрессованный в головку корпус подшипника а в нижнем подшипнике
неподвижная втулка из нирезиста запрессована в корпус подшипника.
Кроме того поперечные усилия в модуль-секции воспринимаются
ступенными радиальными подшипниками функции которых выполняют межступенные
уплотнения образованные ступицами рабочих колес и расточками направляющих
В насосах используются как ступени двухопорные с цилиндрическими
лопатками так и одноопорные с наклонно-цилиндрическими лопатками (ступени
диагонального типа) с разгруженными рабочими колесами.
Рисунок 1.8 - Секция насоса фирмы REDA:
- головка 2 - верхний подшипник 3 - верхнее полукольцо 4 - стяжная
гайка 5 - вал 6 - распертое рабочее колесо 7 - нижнее полукольцо 8 -
корпус 9 - плавающее рабочее колесо 10 - направляющий аппарат 11 -
нижний подшипник 12 - основание 13 –шлицевая муфта
Для работы с абразивосодержащей продукцией с различной степенью
концентрации механических примесей фирма предлагает конструкции модуль-
секций насосов: ES и ARZ. В модуль-секции насоса типа ES используются
керамические подшипники стандартной жесткой конструкции помещаемые в
головке и основании. Кроме концевых керамических подшипников могут быть
применены аналогичные промежуточные подшипники (тип ES PLus).
Для работы с абразивосодержащей продукцией высокой концентрации
механических примесей фирма рекомендует использовать конструкцию модуль-
секции и входного модуля типа ARZ включающую запатентованную подшипниковую
систему в основе которой плавающая подшипниковая секция с циркониевыми
керамическими подшипниками (рис. 1.9).
Рисунок 1.9 - Плавающая подшипниковая система фирмы REDA:
— корпус подшипника 2 — стопорное кольцо 3 — уплотнительные кольца (из
афласа) 4 — керамическая подшипниковая пара 5 — вал
Циркониевая керамика имеет высокую износостойкость в абразивной среде
и высокую ударную прочность (в 7 раз выше карбида кремния).
Эти качества и амортизирующая способность плавающей системы благодаря
уплотнительным кольцам из эластичного материала «афлас» повышают
износостойкость насосов ARZ в абразивной среде.
Циркониевая керамика может работать в серной кислоте и двуокиси
углерода имеет хорошие смазывающие свойства и сохраняет структуру при
температуре до 530 °С. Твердость материала — около 1230 единиц по Викерсу
тогда как твердость песка — 800 единиц.
Для существенного уменьшения радиального износа в насосах ARZ кроме
использования плавающей подшипниковой системы с циркониевыми керамическими
парами трения в конструкции насосов уменьшено расстояние между
Для снижения осевого износа в ступенях насосов ARZ в рабочих колесах
двухопорных ступеней установлены шайбы из высокотемпературного композитного
материала толщина которых увеличена вдвое по сравнению с аналогичными
шайбами в насосах предназначенных для откачивания неабразивной продукции.
Для дальнейшего повышения износостойкости фирма предлагает в
конструкции насосов ARZ заменить материал двуокись циркония втулки
подшипника на карбид кремния (тип насоса «ARZ-ZS») или полностью заменить
пару трения в подшипниках на карбид кремния по карбиду кремния (тип насоса
«ARZ-SS»). Насосы типа ARZ-SS имеют ограниченное применение — используются
в скважинах на платформах.
Для высокотемпературных условий применяется система добычи Hotline с
насосом и входным модулем исполнения ARZ в которых:
Особо выбираются допуски и зазоры — с учетом теплового расширения.
Эластомеры выбраны в соответствии с рабочей температурой.
Использованы фиксированные на валу ступени так как плавающие ступени
имеют ограничения по температуре из-за свойств материала опорной шайбы
Фирма Centrilift выпускает насосы типа DC FS FV FC GC. В условном
обозначении насоса первая буква обозначает серию: D — 338 серия F — 400
серия G — 513 серия. Вторая буква в условном обозначении означает
конструктивную модификацию насоса.
Число после буквенного обозначения показывает номинальную подачу
насоса в барреляхсутки при частоте вращения 3500 мин"'.
Практически все насосы имеют монотоннопадающую форму напорной
Ступень насоса FC450 по сравнению с применяемыми ступенями других
насосов на близкие параметры имеет большую высоту каналов расширенный
диапазон подач (от 26 до 83 м3сут) и повышенный напор. Конструкция насосов
фирмы — многосекционная. Конструктивно секции отличаются друг от друга
верхняя секция имеет ловильную головку;
в нижнюю секцию вместо основания присоединяется входной модуль или
Во всех секциях имеются верхние радиальные подшипники с парой трения
Кроме того в секции помещены промежуточные подшипники образуемые
фигурной обрезиненной втулкой и расточкой направляющего аппарата.
Количество таких радиальных подшипников зависит от типа насоса. Например в
модуль-секции насоса типа FC-2700 такие подшипники помещены в третьем
направляющем аппарате и далее в каждом шестом. Специальных нижних
подшипников в модуль-секциях не имеется.
Во входном модуле и газосепараторе устанавливаются радиальные
подшипники с парой трения бронза — закаленная сталь.
Конструктивно модуль-секции насосов выполняются с плавающими рабочими
колесами. При этом осевые усилия действующие на торец вала передаются на
упорный подшипник помещенный в протекторе.
Конструкция насоса с распертыми рабочими колесами применяется фирмой только
для насосов большого диаметрального размера.
В насосах фирмы применяется двухопорная конструкция ступени — в
насосах низкой и средней производительности а в насосах высокой
производительности используется одноопорная ступень с разгрузкой рабочего
колеса от осевой силы.
Фирма Centrilift как и REDA изготавливает рабочие колеса
направляющие аппараты и валы модуль-секций из коррозионно-стойких
материалов а корпуса секций ловильные головки и входные модули — из
Для агрессивных сред фирма выпускает модуль-секции с корпусами
наружные поверхности которых защищены специальным покрытием. При
необходимости насосы могут быть целиком изготовлены из легированных сталей.
Для откачки жидкости с механическими примесями фирма предлагает насосы
типа AR (Abrasive Resistant Pump) в которых применяются следующие
конструктивные решения:
– Конструкция для откачки пескосодержащей жидкости — Sand Handler в
которой рабочее колесо ступени двухопорной конструкции имеет
износостойкую осевую опору образуемую запрессованной в направляющий
аппарат закаленной вставкой и закаленной торцовой поверхностью 2
рабочего колеса контактирующей с закаленной вставкой 1. Дополнительную
радиальную опору вала насоса в каждой ступени образует пара: закаленная
вставка направляющего аппарата — вал насоса.
– Конструкция с распертыми рабочими колесами для откачки пескосодержащей
жидкости — Compression Sand Handler в которой рабочие колеса
зафиксированы на валу и осевая сила действующая на ротор секции
передается на осевую опору протектора. Эта конструкция может быть
использована в комбинации с конструкцией Sand Handler а также с
радиальными эластичными подшипниками.
Насосы фирмы ESP. Буквенные и числовые обозначения в шифре насоса
кроме первой буквы такие же как и у насосов фирмы REDA. Буква «Т» в начале
шифра указывает что насос произведен фирмой BSP.
Конструкция насоса — модульная. Каждая модуль-секция насоса может быть
использована как верхняя средняя и нижняя секции насоса (рис. 1.10).
Секции насоса фирмы ESP соединяются между собой с ло-нильной головкой
и входным модулем болтовыми соединениями. Используются осерадиальные и
диагональные ступени в насосах соответственно на низкие средние и высокие
Насосы с осерадиальными ступенями выполнены с плавающими рабочими
колесами; осевое усилие на валы воспринимается упорным подшипником
В насосах с диагональными ступенями рабочие колеса фиксируются на
валу и осевое усилие действующее на весь ротор насоса передается на
упорный подшипник протектора.
Поперечные усилия в модуль-секции передаются на радиальные подшипники.
В стандартной конструкции модуль-секции насоса (standart system)
использованы два концевых радиальных подшипника. В радиально-
стабилизированной конструкции модуль-секции (Radially Stabilized Sistem-
RSS) количество радиальных подшипников выбирается в зависимости от длины
Стабилизирующий подшипник RS (Radial Sleeve) состоит из корпуса и двух
колец из нержавеющей стали. Сопряженная кольцу подшипника поверхность
упрочняется до 9 единиц по шкале MOL боронитридным процессом.
Рисунок 1.10 - Секция насоса ESP:
— головка 2 — уплотнительное кольцо 3 — вал 4 — рабочее колесо 5 —
направляющий аппарат 6 — корпус 7 — шпонка 8 — основание 9 — муфта 10
— уплотнительное кольцо
Рабочие колеса и направляющие аппараты изготавливаются литьем из
сплава Type I Niresist (ASTM Ф436).
Корпуса изготавливаются из низкоуглеродистой стали (С 103 5 или
Материалом модуль-головки является низкоуглеродистая сталь (С1026 или
Валы изготавливаются из высокопрочной нержавеющей стали (Nitronic 50
или эквивалентной). Концы валов имеют шлицы в соответствии SAE.
Материалом муфты валов является высоко-прочная нержавеющая сталь или сплав
Болты изготавливаются из стали A1S1 3140 4037 или 5137. Имеются также
болты из сплава К-500 Monel.
Все кольцевые уплотнения отливаются из высоконасыщенного нитрила
используемого в двигателях.
Сетка входного модуля изготавливается из нержавеющей стали.
Фирма ODI выпускает насосы типа R RA RB RC и К. Условное
обозначение насосов фирмы несколько отличается от обозначений насосов
В условном обозначении насоса первая буква означает серию (диаметр
обсадной колонны скважины для эксплуатации которой предназначен насос в
дюймах умноженный на 10): R — 55 серия К— 70 серия. Вторая буква если
она имеется обозначает модификацию насоса. Последующие после букв числа
обозначают номинальную подачу насоса в барреляхсутки уменьшенную в 100
раз при частоте вращения 3500 мин'.
Фирма изготавливает насосы различных конструктивных исполнений: стандартная
конструкция и конструктивные исполнения предназначенные для различного
содержания песка в откачиваемой жидкости.
Конструктивно стандартный насос фирмы ODI компонуется из нижней
средней и верхней секций. Конструктивные отличия секций насоса фирмы ODI
Средняя и верхняя секции — идентичны (рис. 1.11).
Рисунок 1.11 - Секция насоса фирмы ODI:
— головка 2 - верхний подшипник 3 — защитная втулка вала 4 — корпус
— направляющий аппарат 6 — рабочее колесо 7 — вал 8 — основание.
Нижняя секция насоса отличается от верхней и средней (рис. 1.12) наличием
приемной сетки и нижнего подшипника.
Рисунок 1.12 - Нижняя секция насоса фирмы ODI:
- головка 2 — верхний подшипник 3 — защитная втулка вала 4 — корпус 5
— направляющий аппарат 6 — рабочее колесо 7 - вал 8 — основание 9 —
нижний подшипник 10 — сетка
Особенностью вала нижней секции по сравнению с валами верхней и
средней секций является увеличенный размер шлице-вого конца вала за счет
приваренной к нему втулки с наружными шлицами. Соединение валов секций —
Осевая сила действующая на валы передается с вала на вал каждой секции
(все валы имеют возможность перемещаться в осевом направлении в пределах 10
– 12 мм) и воспринимается помещенной в протекторе осевой опорой как в
установках фирм REDA и Centrilift.
Поперечные силы воспринимаются радиальными подшипниками. В каждой
секции насоса имеется верхний подшипник с парой трения: бронза (защитная
втулка вала) по нирезисту. В нижней секции насоса кроме верхнего
радиального подшипника установлен нижний подшипник (закаленная сталь по
Кроме того через определенное количество ступеней размещается
бронзовая втулка составляющая промежуточный подшипник с расточной
направляющей аппарата.
В насосах фирмы используют ступени двухопорной конструкции.
Основные детали насоса изготавливаются из следующих материалов: корпус
головка основание — из углеродистой стали. Для защиты от H2S и СО2 корпуса
могут изготавливаться из нержавеющей ферритной стали с покрытием из
напыленного монеля толщиной 015 или 03 мм.
Для скважин с высоким содержанием песка фирма выпускает насосы
запатентованной конструкции — Superior Service Pump (SSP). В насосах
исполнения SSP каждый пакет ступеней из 4-10 ступеней имеет свою осевую и
радиальную опору. Вкладыши радиальных опор и подпятники осевых опор
изготавливаются из борированной закаленной стали или из карбида
вольфрама. В конце обозначения насоса такого исполнения записывается
Насосы исполнения SSP имеют более широкий диапазон подач рабочей части
характеристики чем аналогичные стандартные насосы. Например рабочая часть
насоса RC-12 SSP соответствует диапазону подач 46 225 м3сут (п = 2916
мин'') тогда как у насоса RC-12 этот диапазон равен 119 199 м3сут.
По результатам проведенного анализа конструкций отечественных
погружных центробежных электронасосов для добычи нефти за прототип принята
погружная центробежная насосная установка типа УЭЦНМ5-80-1300 производства
Конструкция насосных модулей - секций выпускаемых отечественной
промышленностью представляет собой следующее.
и направляющих аппаратов) верхнего подшипника нижнего подшипника верхней
осевой опоры головки основания двух ребер и резиновых колец. Соединение
модулей-секций между собой а также резьбовые соединения и зазор между
корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами. Модули-
секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймами
предприятия-изготовителя на паяных швах.
Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от
механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме
насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с
гайкой и пружинной шайбой. Грань головки модуля-секции имеющая минимальное
угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами помечена
пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции
при монтаже на скважине.
Осевые силы действующие на рабочие колеса не передаются на вал. В
этом случае вал насоса испытывает в основном осевое усилие от напора
насоса действующего на площадь поперечного сечения вала и от собствен
ного веса. Это усилие достигает величины порядка 400 кг и более.
Основной опорой вала воспринимающей осевое усилие является узел пяты
ный в верхней части насоса. Пяту собирают с определенным зазором 1-0.5
мм который устанавливают после монтажа ступеней в корпусе насоса.
Дополнительной опорой вала воспринимающей часть нагрузок является узел
пяты расположенный в гидрозащите.
При износе пяты насоса вся нагрузка воспринимаемая ею будет
передаваться на пяту расположенную в гидрозащите.
Центробежный насос легче всего запускается при нулевой подаче (при
закрытой задвижке). Из характеристик погружных насосов видно что насос
потребляет наименьшую мощность при нулевой подаче и максимальном напоре.
При максимальной подаче и нулевом напоре насос потребляет максимальную
мощность которая как правило на 20 - 40 % превышает номинальную. В
обычных стационарных центробежных насосах можно регулировать подачу и напор
при запуске задвижкой расположенной непосредственно у насоса на
нагнетательном патрубке. В погружном центробежном электронасосе задвижка
расположена на устье скважины и отстоит от насоса на несколько сотен
метров. В этих условиях невозможно облегчить запуск насоса простым
закрытием задвижки ввиду наличия в колонне НКТ воздуха или газа способного
к сжатию (в отличие от жидкости). После включения агрегата насос станет
работать в режиме максимальной подачи и не будет создавать максимального
напора вследствие сжатия газа (воздуха) в пространстве между насосом и
задвижкой а двигатель будет сильно перегружен. В зависимости от подачи
насоса диаметра НКТ и начального уровня жидкости заполнение жидкостью
может продолжаться довольно долго. Длительная работа двигателя с большой
перегрузкой может повлечь за собой перегрев и выход его из строя. Для
облегчения запуска погружных установок применяют обратный клапан
расположенный между насосом и колонной труб (на третьей трубе считая от
ловильной головки насоса). При наличии обратного клапана можно после спуска
агрегата в скважину производить заливку НКТ жидкостью перед пуском и
удерживать жидкость в трубах при последующих остановках насоса. Жидкость
находящаяся в колонне труб значительно облегчает запуск насоса. Если
закрыть задвижку на устье скважины то перегрузка двигателя во время пуска
будет сведена к минимуму.
Наличие обратного клапана усложняет подъем установки из скважины
жидкость удерживаемая клапаном при подъеме и развинчивании труб будет
выливаться на мостки к тому же присутствие жидкости существенно
увеличивает вес поднимаемой колонны. Для устранения этого применяют
сливной клапан устанавливаемый выше обратного (на следующей трубе). Он
представляет собой патрубок напоминающий соединительную муфту с
двусторонней внутренней конусной резьбой соответствующей определённому
размеру насосных труб. В средней не нарезанной части патрубка имеется
отверстие с резьбой в которое ввинчивают штуцер. Сам штуцер изготовлен из
латуни. С одного конца штуцера просверлено отверстие диаметром 5-8 мм на
глубину 30 мм переходящее у торца в гнездо под шестигранный ключ для
ввинчивания штуцера в патрубок. На наружной поверхности в месте сверления
штуцер имеет кольцевой надрез перекрытый резиновым предохранительным
кольцом. Для уплотнения штуцера в отверстии патрубка установлено резиновое
кольцо способное выдерживать большие перепады давления.
Перед тем как приступить к подъёму погружного электронасоса из
скважины в насосные трубы сбрасывают металлический стержень. Последний
свободно падая в трубах ударяется о выступающий внутрь труб удлинённый
конец штуцера и отламывает его по линии надреза открывая отверстие для
слива жидкости из насосных труб.
Ловильная головка предназначена для крепления насоса к насосно-
компрессорным трубам а также для подъёма УЭЦН из скважины при полётах. В
настоящее время применяются ловильные головки только резьбового типа в
отличие от применявшихся ранее фланцевых модуль-головок. Это связано с тем
что основной процент полётов (обрыв установок с последующим уходом на
забой) УЭЦН приходился на обрыв по болтам фланцевого соединения ловильной
головки с НКТ. В этом сечении УЭЦН скапливается суммарное напряжение от
вибрации всей установки поэтому пришли к выводу об усилении сечения путем
замены болтового соединения на резьбовое. Ловильная головка состоит из
корпуса 2 с одной стороны которой имеется внутренняя коническая резьба
для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы) с другой
стороны – цилиндрическая резьба для подсоединения к модулю-секции двух
ребер и резинового кольца.
Рёбра 3 прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и
пружинной шайбой. Резиновое кольцо 4 герметизирует соединение модуля-
головки с модулем-секцией.
Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-
компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80. Модули-головки насосов группы
имеют два исполнения: c резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ 633-80.
Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной
подачей до 800 м3сут с резьбой 89 – более 800 м3сут.
Анализ существующих конструкций
погружных ЦЕНТРОБЕЖНЫХ насосов для добычи нефти

колесо.cdw

*Размер для справок.
**Размеры обеспеч. инстр.
Уклоны формовочные ГОСТ 3212-92.
Размеры проточной полости координаты точек лопаток согласно черт. и допуск соосности
Неуказанные предельные отклонения размеров механически обрабатываемых поверхностей: Н12;
Остальные требования по ТУ3631-025-21945400-97.
Маркировать накатыванием роликом МТ 618.001. Глубина накатки 03 05 мм.

схема УЭЦН.cdw

погружного электронасоса
Погружной электродвигатель
Гидрозащита (протектор)

Введение (1 стр.) (2).doc

Скважинные электроцентробежные насосы (ЭЦН) являются одним из видов
современного оборудования предназначенного для добычи нефти из скважин.
УЭЦН обеспечивают эксплуатацию нефтяных скважин малого диаметра и большой
глубины и длительную и безотказную работу в жидкостях содержащих
коррозионные элементы и механические примеси преимущественно в виде песка.
Широкий диапазон параметров по подаче и напору продолжительный
межремонтный период и высокий коэффициент эксплуатации скважин позволили
центробежным насосам занять ведущее место в механизированной добыче нефти.
Важным преимуществом ЭЦН является простота его обслуживания и возможность
монтажа в любых климатических условиях в любой местности в том числе
затопляемой в условиях заболоченности в любой период года и сразу же
после бурения скважины так как монтаж такой установки не требует
сооружения фундаментов производства подготовительных работ и т.п. ЭЦН
успешно работают в наклонных скважинах.

Soderzhanie.docx

TOC o "1-3" ВВЕДЕНИЕ .4
Анализ существующих конструкций ПОГРУЖНЫХ ЦНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ .5
1 Насосы отечественного производства 5
2 Анализ зарубежных конструкций насосов ..16
3 Выбор прототипа .28
ПАТЕНТная проработка ..33
1 Анализ патентов 33
2 Описание выбранной конструкции .34
Расчетная часть .. .37
1 Гидромеханический расчет ступени насоса ..37
2 Расчет направляющего аппарата .47
3 Расчет числа ступеней 49
4 Расчеты на прочность .. 50
5 Расчет фланцевого соединения болтов 59
6 Расчет Объемных потерь в уплотнении рабочего колеса 62
7 Расчет модернизированного колеса 65
ОСОБЕННОСТИ МонтажА оборудования для насосной эксплуатации скважин .. 67
ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ НАСОСА УЭЦН 75-1300 72
1 Анализ влияния мероприятий научно – технического прогресса на технико – экономические показатели 72
2 Экономическое обоснование проведения модернизации насоса УЭЦН ..73
3 Расчет выручки от реализации 74
4 Расчет экономии затрат.. 75
5 Расчет текущих затрат . ..75
6 Расчет капитальных затрат . ..76
7 Расчет налогов . 79
ТЕХНИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
1 Характеристика производственной среды 85
2 Анализ опасных и вредных производственных факторов 87
3 Мероприятия по технике безопасности .88
4 Специальные требования мер безопасности .. ..92
5 Мероприятия по промышленной санитарии .94
6 Мероприятия по пожарной безопасности .95
7 Экологичность проекта 96
8 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях .100
8.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси 103
8.2 Террористические акты .106
СПИСОК ЛитературЫ .109

otzyv rukovoditelya.doc

«машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности»
выполнившем дипломный проект на тему:
В основу дипломного проекта положен материал
Актуальность выбранной темы:
Самостоятельность принятых решений
Степень использования технической нормативной и справочной литературы
Заключение руководителя:
заслуживает присвоения квалификации инженер
по специальности 130602 «Машины и оборудование нефтяных и газовых
Руководитель дипломного проекта

Titul DP.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Нефтегазопромысловое направление
Кафедра "МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту на тему:
ПРОЕКТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ В ГЭК

Annotatsia.docx

В данном дипломном проекте проведен анализ существующих конструкций погружных электроцентробежных насосов. По результатам анализа предложен прототип. Проведен анализ прототипа. На основании анализа предложено усовершенствование рабочих колес. Конструкция позволяет повысить межремонтный период.
Произведены необходимые гидромеханические расчеты и расчет ожидаемого экономического эффекта а также описана экологичность и безопасность проекта.
In the given degree project the analysis of existing designs electro-centrifugal pumps is lead. By results of the analysis the prototype is offered. The analysis of the prototype is lead. On the basis of the analysis it has been suggested improvement of driving wheels. The design allows to raise the between-repairs period.
Necessary hydromechanical calculations and calculation of expected economic benefit are made as well as ecological compatibility and a security of the project is described.
Проанализировав результаты расчетов мы можем прийти к выводу что поставленная в начале работы цель достигнута. С помощью накатки на покрывающем диске мы снизили объемные потери соответственно предотвратили проникновение абразивных частиц в зону контакта упорной шайбы с упором направляющего аппарата снизив тем самым износ шайбы и повысив межремонтный период.

Чертеж.cdw

zadanie k diplomnomu proektu.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
тюменский государственный нефтегазовый университет
КАФЕДРА "МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
задание по дипломному проектированию
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих
разработке вопросов)
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

Введение (1 стр.).doc

Скважинные электроцентробежные насосы (ЭЦН) являются одним из видов
современного оборудования предназначенного для добычи нефти из скважин.
УЭЦН обеспечивают эксплуатацию нефтяных скважин малого диаметра и большой
глубины и длительную и безотказную работу в жидкостях содержащих
коррозионные элементы и механические примеси преимущественно в виде песка.
Широкий диапазон параметров по подаче и напору продолжительный
межремонтный период и высокий коэффициент эксплуатации скважин позволили
центробежным насосам занять ведущее место в механизированной добыче нефти.
Важным преимуществом ЭЦН является простота его обслуживания и возможность
монтажа в любых климатических условиях в любой местности в том числе
затопляемой в условиях заболоченности в любой период года и сразу же
после бурения скважины так как монтаж такой установки не требует
сооружения фундаментов производства подготовительных работ и т.п. ЭЦН
успешно работают в наклонных скважинах.

3 расчеты (2).doc

1 Гидромеханический расчет ступени насоса
Расчет рабочего колеса.
При расчете ступени погружного центробежного насоса обычно задаются
подача и напор насоса скорость вращения вала и диаметр обсадной колонны
скважины для работы в которой предназначен насос.
Внутренний диаметр корпуса ступени находят по уравнению:
Где Dв.к - внутренний диаметр корпуса насоса а следовательно и наружный
диаметр корпуса ступени Dв.к=0080 м;
k – толщина стенки корпуса ступени k=25103 м.
После установления внутреннего диаметра ступени приступаем к расчету
проточной части рабочего колеса и других его размеров.
Определяем наибольший внешний диаметр рабочего колеса:
Где S=0003 м – радиальный зазор между внутренней стенкой корпуса
ступени и наибольшим диаметром рабочего колеса.
Определяем приведенную подачу рассчитываемой ступени:
Где 2800 – приведенная скорость вращения единичного насоса в обмин;
n – 2950 обмин – скорость вращения рабочего колеса насоса;
Q – 75 м3сут – подача насоса.
Определяем диаметр втулки при входе в рабочее колесо:
Где Кdвт=034 – коэффициент соответствующий полученному значению Qприв.
Определяем наибольший диаметр входных кромок лопастей:
Где KD1max=17 – коэффициент соответствующих полученному значений Qприв.
Определяем диаметр входа в рабочее колесо:
Где КD0=099 – коэффициент входа в рабочее колесо.
Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса:
Где Fприв=14956 м2 – приведенная площадь безлопаточного кольца между
стенкой корпуса ступени Dвн.ст и ободом верхнего диска рабочего колеса.
Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей:
Где KD1min=136 – коэффициент для данного Qприв.
Определяем высоту канала на выходе из рабочего колеса:
Где Kb2=009 – коэффициент определяющий высоту канала b2 на выходе из
Определим высоту канала на входе в рабочее колесо:
Где Kb1=015 – коэффициент определяющий высоту канала на входе в рабочее
Определяем коэффициент быстроходности ступени:
Где Q=090(10-3 м3сек – подача насоса;
n=2950 обмин – скорость вращения вала;
H – напор ступени насоса в м.
Где n=2950 обмин – скорость вращения рабочего колеса.
Подставив полученное значение U2max и KU2max в формулу (3.12) получим:
Тогда коэффициент быстроходности будет:
Построение меридианного профиля рабочего колеса. Параллельно оси колеса
(рис 3.1) на расстояниях равных половине внутреннего dв и наружного dвт
диаметров втулки колеса и половины диаметра входа в колесо D0 проводят
прямые линии. Выбрав на оси колеса точку 1 откладывают от неё вдоль оси
отрезки 1-2 и 1-3 равные высоте канала на выходе b2 и на входе b1. Из
точек 1 2 и 3 проводят перпендикуляры к оси колеса. На перпендикуляре 1 на
расстоянии D2min2 от оси откладывают точку а на перпендикуляре 2 на
расстоянии D2max2 от оси точку b. Соединив a и b получим выходную кромку
лопасти рабочего колеса. Затем точку с пересечения перпендикуляра 3 и
прямой D0 соединяют с прямой ba и сопрягают прямые bc и D0 радиусом r=1-2
мм. Получаем внутреннюю поверхность ведомого диска рабочего колеса.
Рисунок 3.1 - Построение меридианного профиля рабочего колеса
Затем радиусом r2 сопрягают перпендикуляр 1 с прямой dвт.
Определяя тем самым внутреннюю поверхность ведущего диска рабочего
колеса. Длину входного участка ведомого диска а также толщину дисков
рабочего колеса выбирают конструктивно.
Построение профиля лопасти. Предварительно по кривым а ( рис 3.2) и по
полученному значению коэффициента быстроходности определяют конструктивные
углы лопасти: (2=45( и (1ср=35(
Для построения профиля лопасти на плане колеса сначала строят среднюю
линию профиля. На меридианном сечении колеса берется линия ad поверхности
ведущего диска колеса. Эта линия разделяется на несколько небольших равной
длины отрезков 0-1 0-2 0-3 и т.д.
Ряд параллельных линий 0 1 2 3 и т.д. отстоящих на одном и том же
расстоянии друг от друга будем считать спрямленными следами сечения
рабочего колеса аксиальными цилиндрическими поверхностями радиуса r0 r1
r2 и т.д. ось которых совпадает с осью колеса.
Между линиями 0 и 8 проходящими через входную и выходную кромки
лопасти строят развертку средней линии профиля (рис 3.2) Для этого на
сетке откладывают под углами (1 и (2 конечные элементы средней линии
профиля. Соединяем их плавной линией.
Рисунок 3.2 - Развертка средней линии профиля лопасти
Из точек а0 а1 а2 и т.д. пересечения средней линии с горизонталью
опускают перпендикуляры до пересечения с ближайшими нижними горизонтальными
линиями b1 b2 b3 и т.д. Развернутую на плоскости среднюю линию профиля
лопасти переносят на план рабочего колеса (рис 3.3 ). Для этого на плане
рабочего колеса радиусами r0 r1 r2 и т.д. проводят концентрические
окружности 0 1 2 3 и т.д. Выбирают на окружности r0 точку а0 и опускают
из неё перпендикуляр до пересечения с окружностью r1 в точке b1.
Рисунок 3.3 – План рабочего колеса
От точки b1 откладывают по окружности r1 в сторону вращения колеса
отрезок а1b1 равный соответствующему отрезку (рис 3.3 ). И так продолжают
до переноса всей средней линии с развертки на план. Соединяя точки а0 а1 и
т.д. на плане плавной линией получаем среднюю линию профиля лопасти в
плане по линии тока вдоль поверхности верхнего диска рабочего колеса.
Определяем напор одной ступени.
Напор ступени определяем из графического изображения скоростей движения
жидкости в рабочем колесе (рис. 3.4 ).
Где U2 – окружная скорость в мсек на выходе из канала рабочего колеса;
С2U – абсолютная скорость в мсек;
g=981 мсек2 – ускорение свободного падения.
Окружная скорость равна:
Где D – диаметр рабочего колеса в м;
n – скорость вращения в обмин.
Абсолютная скорость равна:
Где Q – подача насоса м3сек;
F – площадь живого сечения потока жидкости выходящего из рабочего колеса.
Где D2 – внешний диаметр м;
b2 – высота лопасти м;
S2 – толщина лопасти.
подставив полученное значение в формулу (3.16) получим переносную
абсолютную скорость:
Меридиональную составляющую абсолютной скорости находим из
(рисунок 3.4). С2U=92 мсек.
Рисунок 3.4 - Графическое изображение скоростей движения жидкости
Подставив полученное значение в формулу (3.14) получим:
2 Расчет направляющего аппарата
Определяем высоту ступени:
D2max – наибольший диаметр рабочего колеса м.
Определяем высоту межлопаточных каналов направляющего аппарата:
Где b3пр=81 – коэффициент приведенной средней высоты каналов направляющего
Диаметр диафрагмы направляющего аппарата:
Где Fприв – приведенная площадь кольца между внутренней стенкой корпуса и
диаметром диафрагмы направляющего аппарата.
Полученные значения а также значения втулки рабочего колеса и внешнего
бурта при входе в колесо позволяют построить меридианное сечение
направляющего аппарата ступени.
3 Расчет числа ступеней
Расчет производим исходя из значений напоров насоса и ступени:
Где H – напор насоса равный 1300 м;
Hст – напор одной ступени равный 467 м.
Принимаем число ступеней n=280 Ступени размещаются в двух
стандартных секциях №5.
Расчет гидравлической мощности насоса
Гидравлическая мощность находится из выражения:
(ж - плотность жидкости кгм3;
4 Расчеты на прочность
При нормальной работе вал насоса подвергается воздействию крутящего
момента осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной
нагрузки. Радиальная нагрузка вызывается несоосным расположением валов
секций насоса и протектора и возможной неточностью изготовления шлицевого
соединения. Для расчетов примем мощность двигателя как для наиболее
массовой насосной установки (ПЭДУ 22-103 БВ5 22 КВт).
Предварительно определяем размеры вала по внутреннему диаметру шлицев без
учета влияния напряжений и изгиба вала:
Где МКРmax – максимальный крутящий момент.
( - угловая скорость.
Где n – частота вращения вала электродвигателя n = 2910 обмин.
Подставив в формулу (3.2) получим:
Напряжения на кручение определяем по пределу текучести материала (т.
Допускаемое касательное напряжение при кручении принимают с коэффициентом
запаса прочности n = 15.
Для вала проектируемого насоса берем сталь 03Х14Н7В (ТУ 14-1-3645-83) с
пределом текучести (т = 785 МПа:
Подставив данные в формулу получим:
По ГОСТ 1139-80 выбираем внутренний диаметр шлицев равный dвн = 0014
м.(стандартный размер для вала насоса). Некомпенсированная зазорами
несоосность создает радиальную нагрузку действующую на шлицевой конец вала
Где Е – модуль упругости материала вала Е = 21·105 МПа;
(Y – стрела прогиба шлицевого конца вала (принимаем (Y = 1·10-5 м);
С – расстояние между центром подшипника и серединой сочленения муфты и
J – осевой момент инерции вала.
Где а – ширина шлица а = 0005 м;
D = 0016 м – наружный диаметр шлицев;
Z = 6 – число шлицев.
Вторая радиальная нагрузка действующая на нижний конец вала насоса
возникает вследствие неточности изготовления шлицев. При расчетах
принимаем что число шлицев включенных в работу равно 08 от общего их
Пять работающих шлицев дают нагрузку равную 02·Рокр:
Где dср – средний диаметр шлицев dср = 0014 м.
Наиболее нагруженным является конец вала в месте проточки под стопорное
кольцо. Изгибающий момент в этом сечении равен:
Где b – расстояние от точки приложения силы Р до проточки b = 0035 м.
Напряжение изгиба в опасном сечении находим из выражения:
Где Wx – осевой момент сопротивления шлицев вала в месте проточки под
Где dпр – диаметр вала в месте проточки dпр = 0014 м.
Подставив в формулу (3.10) получим:
Напряжение кручения:
Где Wp = 2·Wx – полярный момент сопротивления вала в месте проточки под
Так как валы работают в основном в условиях изгиба и кручения а
напряжения от продольных усилий невелики то эквивалентное напряжение
Запас прочности по пределу текучести:
Из расчета видно что выбранные шлицы выдерживают заданные нагрузки.
Принимаем размеры разработанные для насосов типоразмера 5.
Расчет болтов фланцевого соединения
Расчетное усилие действующее на болты фланцевого соединения между
входным модулем и насосной секцией (принимаются макс. нагрузки)
k – коэффициент учитывающий действие силы предварительной затяжки и
характеристики жесткости болта и сопрягаемых деталей принимаем 275;
Рг – гидродинамическая сила от напора секций насоса кгс.
Где Рс = 124 кгссм2– давление развиваемое секцией насоса;
dс = 8 см– диаметр площади соединения на которое действует давление.
Определяем расчетное усилие действующее на один болт:
где z – количество болтов в соединении.
Площадь поперечного сечения болта по внутреннему диаметру резьбы:
Где dвн – внутренний диаметр резьбы см.
Определяем расчетное напряжение от растягивающего усилия:
Определяем касательное напряжение от скручивающего момента возникающего
Где Мр – момент необходимый для создания расчетного осевого усилия Р1 и
преодоления трения в резьбе кгс·см.
Где dср = 115 см – средний диаметр резьбы болта;
α = 159 – угол подъема резьбы;
= 853 – угол трения материала гайки и болта.
Определяем результирующее напряжение в резьбе:
Где т =8800 кгссм2 – предел текучести сталь 40Х.
Запас прочности материала не менее 2 условие прочности соблюдается.
5 Расчет болтов фланцевого соединения
характеристики жесткости болта и сопрягаемых деталей принимаем 275.
Где z – количество болтов в соединении.
Запас прочности материала не менее 2. Условие прочности соблюдено
6 Расчет Объемных потерь в уплотнении рабочего колеса
Рисунок 3.5- Схема утечек в уплотнениях колеса
центробежного насоса
Утечка в уплотнении рабочего колеса выражается формулой:
Где [pic]-площадь поперечного сечения щели в[pic].
Dy-диаметр щели в мм.
[pic]- радиальный зазор щели в мм. рекомендуется от 0.3-0.2 мм.
[pic]-перепад давлений в уплотняющей щели рабочего колеса.
H-напор центробежного колеса.
[pic]-коэффициент утечки цилиндрической щели.
[pic]- сумма коэффициентов потерь на обтекание острой кромки при входе в
щель а также потерь на трение по длине щели L.
[pic]- гидравлический радиус щели в мм.
В практических расчетах принимают [p
Для обычных размеров Dy > 100 мм;
Длина щели L= 0.12-0.15. L=0.12.
После подстановки значения Rщ формула примет вид.
7 Расчет модернизированного колеса
Из формулы (3.16) определим подачу накатки т.к. она имеет
криволинейную форму близкую по конфигурации к форме лопастей
следовательно абсолютная скорость будет одинаковой.
hн – шаг накатки (принимаем шаг накатки равный 2 мм [3]).
Подача от лопаток на переднем диске колеса позволяет снизить объемные
потери в уплотнениях рабочих колес и соответственно повысить объемный

бжд.doc

Таблица 6.4 – Технологические процессы в которых образуются данные виды
№ пп. Наименование Класс Участок цех где Техпроцесс в
отхода опасности образуется отход котором
Моющий раствор 4 Участок разборки УЭЦНВ процессе мойки
(обезжиривающи) Участок разборки ПЭД оборудования
Масла 4 Участок разборки ПЭД В процессе
отработанные Участок ремонта ремонта ПЭД ГД
трансформаторов трансформаторов
Участок испытания (слив)
двигателей испытание
Отходы 4 Участок разделки В процессе
изоляционных кабеля участок ремонта ПЭД
материалов ремонта ПЭД ЭД
Полиэтилен 4 Участок разделки В процессе
Продолжение таблицы 6.4
Промаслен-ные 4 Участки Удаление масляных
древесные пятен с полов
Лом черных - Участки производстваМеханическая
Смет с - Территория В результате
территории производства производственной
Отработанные 1 Участки производстваОсвещение
ртутные лампы помещений
Ветошь 4 Участки производстваПри ремонте ЭЦН
промасленная ГД разделке
8 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
Очень важным фактором для безопасного процесса добычи нефти является
анализ и выявление потенциальных чрезвычайных ситуаций. Проанализировав
природные технологические и политические факторы можно заключить что
основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей
техногенного характера:
) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания
пролитой горючей жидкости (нефти нефтепродуктов применяемых в
процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих
жидкостей в резервуарах товарных парков емкостях и технологических
аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого
фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и
) сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках
на скважинах на пункте подготовки нефти и при утечках из
технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ
применяемых при перфорации и в других процессах;
) выброс в окружающую среду опасных веществ возможно загрязнение
окружающей среды разливами большого количества сточных вод вод
применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются
высокой минерализацией и коррозирующей способностью а также часто
содержанием различных реагентов их закачка происходит под давлением –
все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновению
масштабного разлива этих вод. Также большую опасность представляют
аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием из скважин как
вскрывших высоконапорный водоносный так и нефтегазоносный пласт. В
результате фонтанирования возможны масштабные выбросы нефти газа и
минерализованных вод природе леса и животному миру. Плодородная почва
сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами нарушается
кислородный азотный и водосолевой баланс почвы восстановление
плодородия почвы происходит через очень большой промежуток времени
даже при небольшом загрязнении
Зона детонационной волны; 2. Зона ударной волны; Rспл радиус зоны
смертельного поражения людей; Rбу радиус безопасного удаления (Р ф= 5
(кПа); RПДВК радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; R1
радиус зоны детонационной волны (м); r2 и r3 расстояния от центра взрыва
до элемента предприятия в зоне ударной волны.
Давление во фронте ударной волны (Рф2 в зоне ударной волны определяют по
Таблица 6.5 Давление во фронте ударной волны
(Рф1Значение (Рф2 на расстояниях от центра взрыва в долях от (r2R1)
сильное среднее слабое
Крановое оборудование 119-85 85-51 51-34
Контролно-измерительная аппаратура - 34-17 17-8
Линии электропередач
Воздушные линии напряжения 204-140 119-85 68-34
Кабель наземный 170-119 85-51 51-17
Трубопроводы наземные 221-68 68-51 51-34
Здания трансформаторных подстанций 102-68 68-34 34-17
из кирпича или блоков
Грузовые автомобили 119-94 94-51 51-34
Таблица 6.6 Вероятные разрушения зданий сооружений коммуникаций и
оборудования в зависимости от избыточного давления (Рф кПа

бжд (2).doc

6 ТЕХНИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
1 Характеристика производственной среды
В дипломном проекте рассматривается вопрос о внедрение в эксплуатацию
новых усовершенствованных рабочих колес электрического центробежного
Рассмотрены вопросы по обеспечению безопасных условий труда на
предприятии вопросы безопасности ремонтных работ в цеху основные вредные
факторы неблагоприятно влияющие на здоровье человека а также
экологическую обстановку.
Характеристика производственной среды приведена в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Классификация производственной среды
Наименова-ниеКатегория Класс взрывопожа- Характеристика
производства по роопасности по ЭПУ среды
Согласно ПУЭ помещение относится к зоне класса В-1б. Согласно
«Инструкции по проектированию молниезащиты зданий и сооружений» РД
21.122-87 участок по ремонту электроцентробежных насосов относится к 3
категории молниезащиты объектов с зоной защиты Б имеющей степень
По ПУЭ и ГОСТ 12.1.013-78 «Строительство и электробезопасность»
участок можно отнести по степени поражения электрическим током к помещению
с повышенной опасностью.
При ремонте в цеху выделяются вредные вещества такие как нефть сырая
(в небольших количествах) для которой ОБУВ равен 50 мгм³ класс опасности
категория и группа взрывоопасных смесей определяется как IIА-Т3
согласно ГОСТ 12.1.011-78 и различные масла и пластические смазки.
С целью обеспечения безопасных условий труда приведена характеристика
этих вредных веществ. Краткая характеристика приведена в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Краткая характеристика вредных веществ
ПДК мгм³ Класс Температура ºС Обьёмная доля
Наименование опаснос предела
вещества ти взрываемости
Нефть и ее фракции являются одновременно наркотическими ядами и ядами
крови. Так например масло попадая на кожу оказывает раздражающее
действие сушит ее вызывая зуд красноту. При этом происходит
растрескивание ткани развиваются кожные заболевания (экземы).
С учетом характера производственной среды далее описаны опасности и
вредности при ремонте электроцентробежных насосов и разработанные
мероприятия по обеспечению безопасных и здоровых условий труда.
2 Анализ опасных и вредных производственных факторов
При ремонте насосов имеют место опасные и вредные производственные
факторы обусловленные следующими причинами:
) проведение работ в неблагоприятных санитарно-гигиенических условиях
нахождение на поверхности и внутри насоса нефти и грязи а также
грязной промывочной жидкости которой производят мойку насоса и его
) работы с грузоподъемными машинами внутри ремонтного цеха связанные с
опасностью обрыва стропов и падением оборудования с последующим
травмированием рабочего персонала;
) наличие заусенцев шероховатостей на поверхности заготовок и острых
кромок инструментов и деталей ведут к опасности травмирования рабочих
при дефектовки оборудования а также при его сборке и разборке СТО 03-2-
) использование для привода станков применяемых для ремонта насосов
электрического тока основной причиной электротравм является различное
напряжение (220 380 В). при этом основным контингентом электротравм
являются лица не электротехнического персонала наличие поврежденной
изоляции и короткое замыкание представляют собой большую опасность для
) наличие движущихся машин и механизмов (транспортные средства кран
балки электротельферы) незащищенные подвижные элементы
производственного оборудования (патроны ходовые винты токарных
станков шпиндели фрезерных головок столы фрезерных станков и т.д.)
передвигающихся изделий заготовок может привести к травмированию
рабочего персонала при работе с ними СТО 03-2-06-019-83;
) повышенный уровень шума и вибрации от работающего в цеху оборудования
оказывает вредное воздействие на психическое состояние рабочего
персонала СТО 03-2-06-019-83;
) опасным и вредным фактором являются плохие метеоусловия на рабочем
месте (недостаточное освещение плохая вентиляция сквозняки
неотапливаемость помещения в зимнее время);
3 Мероприятия по технике безопасности
) высокое давление перекачиваемой среды;
) высокое напряжение электросети;
) высокая частота вращения;
) высокий уровень шума.
Источники опасности:
) насос перекачивающий жидкость под высоким давлением;
) электродвигатель и средства автоматики подключенные;
) соединительная муфта.
Техника безопасности при монтаже и обслуживании насоса должна
проводиться в соответствии с указаниями сопроводительной
технической документации согласно РД-111-81конструкция насоса должна
отвечать общим требованиям безопасности согласно ГОСТ 12.2.003-74.
Конструкцией насоса предусматривается:
) герметичность и прочность корпусных деталей насоса;
) присоединение приборов контроля давления на входе и выходе насоса;
) присоединение приборов контроля давления в маслосистеме;
) замер температуры подшипников с помощью термодатчика;
) система автоматики с блокировкой от высокого напряжения для
аварийного отключения насосного агрегата;
) соединительная муфта должна быть закрыта защитным кожухом.
Для предотвращения обратного вращения ротора насоса при остановке на
напорной линии должен быть установлен обратный клапан. Фланцевое
соединение напорного патрубка с обратным клапаном должно быть закрыто
Электронасосный агрегат должен быть заземлен согласно ГОСТ
1.03-81 и ГОСТ 21130-75 а подводящие шины закрыты согласно указаниям
сопроводительной технической документации на электродвигатель.
Монтаж демонтаж ремонт насоса и оборудования следует проводить только
при полностью отключенных от электросети электродвигателя и средствах
Электронасосный агрегат устанавливается в помещении которое не
является постоянным рабочий местом для обслуживающего персонала
управление насосный агрегатом дистанционное с помощью комплекта КИП и
автоматики поставляемого с каждым насосом. Обслуживание насоса -
периодическое до 15 минут в смену и должно производиться с применением
индивидуальных средств защиты органов слуха.
Данные рабочие места должны удовлетворять требованиям к территории
объектам помещениям рабочим местам раздел 1.4 1.5 3.6 3.12 «Правил
безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [9].
В первую очередь мастерская или производственный корпус со всеми
вспомогательными помещениями должны предусматривать выполнение следующих
мероприятий по технике безопасности: к работам при ремонте погружного
электроцентробежного насоса допускаются люди физически здоровые и
прошедшие инструктаж по технике безопасности и сдавшие экзамен в
соответствии с РД 08-200-98;
) при проведении погрузочно-разгрузочных работ с помощью крана необходимо
выполнение ПБ-10-14-92 «Правила устройства и безопасной эксплуатации
грузоподъемных кранов» к выполнению этой работы допускаются лица
прошедшие проверку знаний сдавшие экзамен и имеющие удостоверение
) применяемое при погрузочно-разгрузочных работах разборке-сборке стропы
и канаты должны быть прочными и без видимых механических дефектов
поэтому они регулярно осматриваются и испытываются на разрыв;
) согласно ГОСТ 12.1.013-78 «Строительство и электробезопасность» все
токоведущие части изолируются для предотвращения поражения
электрическим током токоведущие части электродвигатели заключаются в
прочные изолирующие оболочки металлические части электродвигателей
заземляются при помощи металлических проводников R[pic]=4 Ом для
нейтрали трансформаторов заземляются наглухо путем присоединения к
наружному контуру заземления; для внутренней сети заземления
используются металлические конструкции здания стальные полосы сечением
[pic]25 мм и нулевые провода.
) в производственном корпусе производства относящиеся к категории «В3»
выделены в изолированные помещения; оборудование в котором
используется горючие вещества герметизировано;
) работы связанные со значительным выделением вредностей выполняются с
обеспечением местных отсосов или общеобменной вентиляции;
) мойка деталей гидравлические испытания проводятся на отдельных
) объекты базы относятся к III категории молниезащиты; в качестве
молниеприемников используется стальной профилированный настил;
токоотводы соединяющие профилированный настил с заземлителями должны
быть проложены по углам здания; величина импульсного сопротивления
каждого заземлителя должна быть не более 20 Ом;
) каждая машина механизм или оборудование для экстренной остановки
имеют кнопку «Стоп» оградительные блокирующие предохранительные и
тормозные устройства; на каждой кнопке и рукоятке указано их
назначение направление включения и остановки;
) все электроизмерительные приборы и средства защиты от поражения
электрическим током проверяются в специальной лаборатории в
соответствии с графиком и сроками испытания; специальной службой
проверяется сопротивление изоляции кабелей и контур заземления;
) ремонтный персонал обеспечивается исправным инструментом и
специальными приспосаблениями обеспечивающие безопасное ведение
) грузозахватные приспособления и тара подлежат регулярному осмотру с
записью в журнале; ежегодно в лаборатории проводится дефектоскопия
крюков электроталей хомутов и элеваторов;
) согласно графика все грузоподъемные механизмы проходят техническое
освидетельствование;
) все механоэнергетическое оборудование ежегодно подвергается
планово-предупредительному ремонту;
) рабочее место содержится в порядке в избежании различных
4 Специальные требования мер безопасности
Проверку надежности крепления аппаратов комплектов наземного
электрооборудования и другие работы связанные с возможностью
прикосновения к токоподводящим частям производятся только при выключенной
Работы по монтажу проверке регулировке снятию измерительных и
релейных аппаратов а также переключение ступеней напряжения на
трансформаторах проводятся только при выключенной установке и только двумя
лицами с квалификацией одного не ниже группы III.
Включение и выключение установки выполняется персоналом имеющим
квалификацию не ниже I группы прошедшим специальный инструктаж. От КТППН
КТППНКС и комплектного устройства до устья скважины (расстояние между ними
не менее 20 м) кабель подвешивается на металлических стойках на высоте от
земли 05 м расстояние между ними- не более 3 м.
В местах пересечения дороги кабель должен помещаться в
металлическую трубу. Подвод питания от стороны 04 кВт ТП к комплектному
устройству осуществляется бронированными или шланговыми кабелями. Кабель
подводящий питание от ТП 604 кВт к комплектному устройству
прокладывается в траншее.
Кабель идущий от скважины должен иметь открытое соединение чтобы
избежать прохода газа по кабелю в помещение КТППН КТППНКС и комплектного
Накопление газа в этом помещении может быть причиной взрыва.
Такое соединение должно производиться в пункте подключательном выносном
ВПП-06 УХЛI ТУ16-674085-85.
При всех работах с подключенным к сети комплектным устройством
необходимо на изолирующей подставке.
Ролик должен быть надежно подвешен при помощи цепи на мачте
агрегата подземного ремонта скважин.
Защитное заземление.
Для обеспечения безопасности работающего персонала выполняется
заземление корпусов КТППН КТППНКС комплектного устройства
трансформаторов линии кабеля т. е. заземляется все наземное
электрооборудование.
Контур заземления делается следующим образом: вдоль места
установки наземного электрооборудования выкапывается траншея на глубину
метра по оси траншеи вдоль места установки КТППН КТППНКС
комплектного устройства и трансформатора в ее середине на глубину 2 метра
забивается одна труба длиной 25 метра с внутренним диаметром не менее 25
мм толщиной стенки не менее 35 мм так чтобы верхний конец трубы был
не ближе чем на 05 м от уровня земли.
В траншее к трубе приваривается уголок или стальную полосу сечением
не менее 50 мм^2 которая прокладывается в траншее до КТППН КТППНКС
комплектного устройства и трансформатора кроме того к трубе заземления
привариваются 2 стальные полосы сечением не менее 100 мм^2 каждая и
прокладывается в землю на глубине 05 м до устья скважины (обсадной
колонны). Соединение полос с колонным патрубком осуществляется сваркой в
случаях если скважина не газирует или болтовыми соединениями если
скважина газирует после чего траншея закапывается.
Наиболее эффективный способ защиты – защитное отключение: с помощью
универсального устройства (прибор индикатор автоматический выключатель)
аварийный участок сети может быть отключен за доли секунд.
Сопротивление контура должно быть не более 4 Ом.
В электроустановках с глухо-заземленной нейтралью производится
соединение заземляющего контура с нейтралью трансформатора.
Периодический осмотр заземляющего устройства проводится не реже 1 раза в
год согласно акта приемки.
При приемке заземляющего устройства в наличии должен быть
5 Мероприятия по промышленной санитарии
На основании анализа опасностей и вредностей разработаны мероприятия
по промышленной санитарии:
) при ремонте УЭЦН 75-1300 рабочий обязан находиться в специальной
одежде и пользоваться защитными рукавицами;
) в зимнее время при монтаже демонтаже ремонте и эксплуатации рабочим
выдается теплая одежда;
) для защиты рук в зимнее время при ремонте оборудования на скважине
выделяются специальные вязаные перчатки;
) распорядком дня предусмотрено два перерыва длительностью 10 минут;
) функционирует комната приема пищи;
) стирка производится ежемесячно централизованно в химчистке;
) ежегодное приобретение СИЗ и средств промсанитарии (мыло медицинские
аптечки защитная паста салфетки термоперчатки дезинфекционные
) на КНС функционируют три душевые кабины; для защиты от шума на
участках регенерации масла рабочие обеспечиваются наушниками согласно
) дополнительно к общему освещению ряд рабочих мест требующих напряжения
зрения оборудуются местным освещением. Норма освещенности составляет
) для удаления вредных выделений образующихся в процессе ремонтных работ
предусмотрена вытяжная вентиляция согласно СН и П 2.04.05.91
«Отопление вентиляция кондиционирование»;
) в случае травмирования рабочего на КНС имеются аптечки первой
6 Мероприятия по пожарной безопасности
При ремонте насоса на КНС необходимо соблюдать следующие условия на
основании ППБ-01-93:
) общий расход воды на пожаротушение определен по зданию
производственного корпуса требующему наибольший расход воды (объем
здания 44 тыс. м³ степень огнестойкости здания III категория
производства В) и составляет согласно СН и П П-31-74 таблица 11 и СН
и П П-39-76 таблица 5а 40 лсек. в том числе: на внутреннее
пожаротушение из гидрантов – 30 лсек на внутреннее пожаротушение из
пожарных кранов – 10 лсек. В каждом здании установлено не менее 12
) внутренний водопровод для пожаротушения запроектирован в
производственном и административно-бытовом корпусах; ввиду того что
ни хозяйственно-питьевой ни производственный водопровод не
обеспечивает гарантированную подачу требуемого расхода воды с
необходимым напором для наружного пожаротушения предусмотрена
) автономная система пожаротушения высокого давления в составе пожарных
резервуаров 2x500 м³ насосной станции противопожарного водоснабжения
производительностью 108 м³ч. кольцевой сети диаметром 150 мм с
шестью пожарными гидрантами;
) для тушения пожаров на КНС имеются типовые пожарные щиты
укомплектованные песком ведрами (2 шт.) лопатами (2 шт.) багром
пожарный щит на сварочном участке дополнительно укомплектован кошмой
имеется пять запасных выходов;
) ежегодная перезарядка огнетушителей;
) проведение занятий по оповещению эвакуации и пользованием средствами
пожаротушения с членами добровольной пожарной дружины;
) пожарная сигнализация объектов базы предусматривается от прибора
пожарно-охранной сигнализации типа «Сигнал-20» устанавливаемого в
административно-бытовом корпусе по комплексной телефонной сети. В
пожароопасных помещениях установлены пожарные извещатели типа:
ИПРЕУ2.402.004ТУ – извещатель пожарный ручной ИП215-26 (ДИП-У) –
извещатель пожарный дымовой ИП-104-41-70 («МАК-1») – извещатель
7 Экологичность проекта
Одной из важнейших проблем в современном мире стало уделение должного
внимания проблемам экологии.
В данном дипломном проекте предложена усовершенствованное рабочее колесо
УЭЦН 75-1300 что предполагает увеличение межремонтного периода установки
а следовательно уменьшение отходов и выбросов после ремонта в окружающую
Таблица 6.3 – Источники выделения загрязняющих веществ
Наименование Наименование Количество
Наименование источника загрязняющего загрязняющих
производства цеха выделения вещества веществ
участка загрязняющего тг.
Участок разборки Стенд разборки Углеводород (метан) 000115
УЭЦН Натрия карбонат
Пост разборки Агрегат мойки Натрия карбонат 000033
Пост мойки Ванна мойки Масло минеральное 000216
Емкость масел 000003
Участок ремонта ПЭД Масло минеральное 000001
Пост разборки Масло минеральное 000630
Пост сушки Насос Олова оксиды 178·10[pic]
Пост пайки Масло минеральное 000001
Пост мойки Масло минеральное 000048
Продолжение таблицы 6.3
Участок ремонта муфт
Пост пайки Свинец 61·10[pic
Пост заливки Олова оксиды ]
полиэтиленом Пост заливки Кислота уксусная 34·10[pic
Участок испытаний Пост испытания Масло минеральное 000170
Пост испытания Масло минеральное 000250
Участок Станок заточной Пыль абразивная 000190
металлообработки Пыль металлическая
Станки Эмульсол 000276
металлообрабатываюПыль металлическая 000033
щие Масло минеральное
Масло минеральное 000190
Пила механическая 000001
Участок ремонта Пост пайки Меди оксид 000130
Участок Пресс рубки шайб Пыль текстолита 000900
реставрации рабочих Станок для снятия Пыль текстолита 001440
Участок сварочный Пост электросваркиПыль сварочная 000175
Фтористый водород 000028
Пост газосварки Пыль сварочная 000775
Углерода окись 000380
Азота двуокись 000385
Суммарный выброс загрязняющих веществ составляет 036340 тгод и
коэффициент опасности равен 116.
передаются другим предприятиям на переработку согласно заключенным
договорам между предприятиями.
Отработанные ртутьсодержащие лампы отправляются на основную
производственную базу.
Ветошь промасленная текстолит промасленные древесные опилки отходы
изоляционных материалов ТБО смет размещаются на свалке ТБО города
Махачкала согласно договора.
Таблица 6.4 – Технологические процессы в которых образуются данные виды
№ пп. Наименование Класс Участок цех где Техпроцесс в
отхода опасности образуется отход котором
Моющий раствор 4 Участок разборки УЭЦНВ процессе мойки
(обезжиривающи) Участок разборки ПЭД оборудования
Масла 4 Участок разборки ПЭД В процессе
отработанные Участок ремонта ремонта ПЭД ГД
трансформаторов трансформаторов
Участок испытания (слив)
двигателей испытание
Отходы 4 Участок разделки В процессе
изоляционных кабеля участок ремонта ПЭД
материалов ремонта ПЭД ЭД
Полиэтилен 4 Участок разделки В процессе
Продолжение таблицы 6.4
Промаслен-ные 4 Участки Удаление масляных
древесные пятен с полов
Лом черных - Участки производстваМеханическая
Смет с - Территория В результате
территории производства производственной
Отработанные 1 Участки производстваОсвещение
ртутные лампы помещений
Ветошь 4 Участки производстваПри ремонте ЭЦН
промасленная ГД разделке
8 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
Очень важным фактором для безопасного процесса добычи нефти является
анализ и выявление потенциальных чрезвычайных ситуаций. Проанализировав
природные технологические и политические факторы можно заключить что
основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей
техногенного характера:
) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания
пролитой горючей жидкости (нефти нефтепродуктов применяемых в
процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих
жидкостей в резервуарах товарных парков емкостях и технологических
аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого
фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и
) сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках
на скважинах на пункте подготовки нефти и при утечках из
технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ
применяемых при перфорации и в других процессах;
) выброс в окружающую среду опасных веществ возможно загрязнение
окружающей среды разливами большого количества сточных вод вод
применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются
высокой минерализацией и коррозирующей способностью а также часто
содержанием различных реагентов их закачка происходит под давлением –
все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновению
масштабного разлива этих вод. Также большую опасность представляют
аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием из скважин как
вскрывших высоконапорный водоносный так и нефтегазоносный пласт. В
результате фонтанирования возможны масштабные выбросы нефти газа и
минерализованных вод природе леса и животному миру. Плодородная почва
сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами нарушается
кислородный азотный и водосолевой баланс почвы восстановление
плодородия почвы происходит через очень большой промежуток времени
даже при небольшом загрязнении
8.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве
газовоздушной или паровоздушной смеси.
При аварии в резервуарном парке количество газа Q (т) или пара
берется: 30% от объема наибольшего резервуара с бензином 20% - с нефтью.
При аварии на трубопроводе - до 20% вытекшей нефти и 50% вышедшего газа.
При аварии на автотранспорте – 4 т бензина 3т пропана. При аварии на
железной дороге - 10т бензина 7т нефти 15т пропана. Величина дрейфа
газовоздушного облака принимается равной 300 м в сторону предприятия. .
При оценке ситуаций принимаются наихудшие метеоусловия: скорость ветра 1
мс температура воздуха +20(С направление ветра на предприятие.
При взрыве паро- и газовоздушной смеси (рис.7.1.) выделяют зону
детонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны. Определяются
также: радиус зоны смертельного поражения людей (Rспл); радиус безопасного
удаления Rбу где (Р ф= 5 (кПа); радиус предельно допустимой
взрывобезопасной концентрации пара газа Rпдвк.
Рисунок 6.1 Взрыв паро и
газовоздушной смеси.
Зона детонационной волны; 2. Зона ударной волны; Rспл радиус зоны
смертельного поражения людей; Rбу радиус безопасного удаления (Р ф= 5
(кПа); RПДВК радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; R1
радиус зоны детонационной волны (м); r2 и r3 расстояния от центра взрыва
до элемента предприятия в зоне ударной волны.
Давление во фронте ударной волны (Рф2 в зоне ударной волны определяют по
Таблица 6.5 Давление во фронте ударной волны
(Рф1Значение (Рф2 на расстояниях от центра взрыва в долях от (r2R1)
сильное среднее слабое
Крановое оборудование 119-85 85-51 51-34
Контролно-измерительная аппаратура - 34-17 17-8
Линии электропередач
Воздушные линии напряжения 204-140 119-85 68-34
Кабель наземный 170-119 85-51 51-17
Трубопроводы наземные 221-68 68-51 51-34
Здания трансформаторных подстанций 102-68 68-34 34-17
из кирпича или блоков
Грузовые автомобили 119-94 94-51 51-34
Таблица 6.6 Вероятные разрушения зданий сооружений коммуникаций и
оборудования в зависимости от избыточного давления (Рф кПа
Продолжение таблицы 6.6
Автобусы 94-77 77-34 34-26
Гусеничные тракторы экскаваторы 170-136 136-68 68-51
Сильным разрушением подвергнутся контрольно-измерительные приборы средним
разрушением здания трансформаторных подстанций из кирпича или блоков и
автобусы все остальные сооружения коммуникации и оборудования
подвергнуться слабым разрушением.
8.2 Террористические акты
Всем известно что объекты газовой отрасли из-за своей социальной и
экономической значимости а также по причине повышенной взрыво- и
пожароопасности относятся к наиболее уязвимым для всякого рода
экстремистских проявлений. При этом как уже отмечалось состояние охраны
многих террористически уязвимых и экологически опасных объектов
неадекватно сложившейся криминогенной обстановке в стране.
Значительная удаленность ТЭК огромная протяженность
нефтегазотранспортных магистралей суровые климатические условия
препятствующие эффективному применению инженерно-технических средств
отсутствие необходимых средств не позволяет в полной мере обеспечить
соответствующий уровень их защиты от преступных посягательств.
Так например только на Уренгойском газоконденсатном месторождении в
настоящее время эксплуатируется 11 газовых и 4 газоконденсатных промысла.
Общий фонд скважин превышает 2000 единиц. Протяженность лишь газосборных
коллекторов составляет свыше 1730 км. Комплекс скважин крановые узлы
объекты жизнеобеспечения водозаборные очистительные сооружения
магистральные газопроводы надежной охраны сегодня не имеют.
Охранные сооружения на этом месторождении построены в свое время по
нормативам закрытых административно-территориальных образований. Такое
положение создает реальные предпосылки для совершения террористических
актов которые могут повлечь за собой как человеческие жертвы и
значительный материальный ущерб так и необратимую экологическую
катастрофу в регионе.
Работа по антитеррористической деятельности руководством Министерства
путей сообщения (МПС) Российской Федерации и железными дорогами проводится
по трем основным направлениям:
Защита работников и пассажиров железнодорожного транспорта от
Предупреждение террористической деятельности на объектах
железнодорожного транспорта и минимизации ее последствий а также
необходимое рабочее содействие компетентным органам в выявлении и
пресечении террористических проявлений на железнодорожномтранспорте;
Выявление и устранение причин и условий способствующих
осуществлению террористической деятельности на объектах железнодорожного
В этой связи. МПС осуществлен комплекс мер по организации и
совершенствованию системы сбора анализа и передачи соответствующей
информации компетентным органам об актах террористической деятельности
что должно способствовать их пресечению и снижению последствий.
Большое значение придатся организации обучения работников
железнодорожного транспорта необходимым действиям по предотвращению
случаев терроризма и в условиях возможного совершения терористической
За истекший период военизированной охраной МПС России совместно с
правоохранительными органами проводились мероприятия по вопросам усиления
борьбы с разоборудованием устройств сигнализации централизации и
блокировки а также связи энергетики и подвижного состава с целью
предотвращения хищений деталей содержащих цветные металлы.
В заключении следует еще раз отметить что физическая защита особо
важных объектов страны является одним из ключевых звеньев в
антитеррористической деятельности.
Таким образом на основе анализа опасностей возникающих в процессе
мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и
технологических процессов можно сделать вывод что комплекс всех
мероприятий по обеспечению безопасности труда работников а также меры
предпринимаемые по охране окружающей среды позволяют обеспечить надежный
уровень организации безопасности труда и природоохранных мероприятий при
соблюдении всех мер безопасности.
Безопасность и экологичность проекта

3 расчеты.doc

Подача от лопаток на переднем диске колеса позволяет снизить объемные
потери в уплотнениях рабочих колес и предотвращает проникновение абразивных
частиц в зону контакта упорной шайбы с упором направляющего аппарата
снижая тем самым износ шайбы .

спецификация666.doc

ФоЗоПозОбозначение Наименование КолПримеч.
А1 130602.019.100.000 СБ Сборочный чертеж
Дистанционное кольцо 1
Верхний подшипник 1
Корпус подшипника 1
А1 7 130602.019.100.007 Рабочее колесо 280
А1 8 130602.019.100.008 Направляющий аппарат 280
Промежуточный подшипник 1
А1 10 130602.019.100.010 Вал 1
Втулка нижнего подшипника 1
Упаковочная крышка 1
Транспортировочная крышка 2
А1 15 130602.019.100.015 Корпус 1
А1 130602.019.200.000 СБ Сборочный чертеж
А1 7 130602.019.200.007 Рабочее колесо 280
А2 130602.019.200.100 СБ Ступени насоса
А1 1 130602.019.100.008 Направляющий аппарат 2
А1 2 130602.019.200.007 Рабочее колесо 2
Торцевая поверхность 1

4 ГЛАВА -2-Й кп.doc

4 ОСОБЕННОСТИ МонтажА оборудования для
насосной эксплуатации скважин
Все элементы установки ЭЦН доставляют на место эксплуатации раздельно
и монтируют непосредственно на скважине. Для монтажа насосной установки
принимают подъемник с вышкой или мачтой.
При монтаже электродвигатель подвешивают на специальном элеваторе над
скважиной подсоединяют кабель и прокручивают двигатель на холостом ходу
проверяя качество работы и нужное направление вращения.
Затем на электродвигатель устанавливают протектор и заполняют систему
маловязким маслом. Электродвигатель с протектором опускают в скважину и
устанавливают на фланец обсадной колонны на хомуте-элеваторе.
Особое внимание при монтаже следует обращать на прочность и плотность
всех соединений. Герметичность сборки агрегата проверяют его опрессовкой
маловязким маслом при давлении 4 кгссм2.
Запуск центробежного насоса происходит при максимальном давлении на
нагнетательной линии. Тогда мощность затрачиваемая на запуск будет
минимальной. Для этого колонна насосных труб должна быть всегда заполнена
Насосный агрегат в скважину спускают последовательным наращиванием
колонны насосных труб с одновременным креплением к ним сбоку питающего
Когда агрегат спущен на проектную глубину монтажную подставку
убирают а на последнее звено колонны насосных труб монтируют мощную шайбу
на которой висит вся система во время эксплуатации. Затем
оборудуют устье скважины в соответствии с заданием технолога и
заливают устье жидкостью для облегчения запуска.
Станция управления доставляется в собранном виде и монтируется на
некотором удалении от скважины. Её соединяют с кабелем от насосного
Нефтеюганский район относится ко второму климатическому поясу климат
характеризуется суровой продолжительной зимой сравнительно коротким летом
разными колебаниями температуры в течении года месяца суток.
Среднегодовая температура воздуха составляет -31 (С среднемесячная
температура воздуха наиболее холодного месяца (января) составляет -40 (С
самого жаркого месяца (июля) - +22 (С.
Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября разрушение
его происходит в мае.
При разработке месторождений Западной Сибири широко применяют кустовой
метод разбуривания который обеспечивает быстрые темпы развития буровых
работ (23(. Кустовые скважины характеризуются большим наклоном (кривизной)
стволов и близким расстоянием устьев.
Близкое расположение скважин с одной стороны создаёт благоприятные
условия для их обслуживания с другой стороны кустовое расположение
скважин имеет ряд недостатков: уменьшение расстояния между устьями
увеличивает вероятность возникновения аварий пожаров несчастных случаев
при эксплуатации скважин; при возникновении открытого фонтанирования и
пожара на одной скважине создаётся аварийная ситуация на всём кусте что
особенно опасно при фонтанном периоде эксплуатации скважин; наклон и
искривление стволов осложняют условия эксплуатации скважин при оборудовании
их глубинными насосами спускаемыми на насосно-компрессорных трубах.
При подготовке к эксплуатации площадки кустов скважин расположенных
на суше тщательно планируют и обваловывают по периметру а в заболоченной
местности - обсыпают минеральным грунтом толщиной не менее 50 см и
покрывают песком щебнем и т.п.
Размеры площадки обеспечивают проезд передвижных агрегатов к устьям
скважин и нормальную эксплуатацию оборудования и сооружений куста.
Приустьевые площадки на кустах забетонированы и имеют направленные стоки
для сбора жидкости. На расстоянии 50 метров от скважин территорию куста
очищают от деревьев и валежника.
Для нужд пожаротушения кустовую площадку скважин обеспечивают
постоянно действующей системой водоснабжения. В нуждах пожаротушения могут
быть использованы естественные водоисточники находящиеся в
непосредственной близости от куста. В этом случае берега оборудуют
площадками и подъездными путями.
В пределах кустовой площадки нефтегазопроводы заглубляют. В местах
проезда и установки транспортных средств все трубопроводы укладывают в
защитные патроны или прокладывают на эстакадах.
На расстоянии 25 метров от скважин (в зоне видимости скважин)
подготавливается площадка для размещения наземного электрооборудования УЭЦН
с контуром заземления связанным с контуром заземления трансформаторной
подстанции (ТП 604) и кондуктором скважины стальной лентой. К контуру
заземления в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ)
привариваются проводники для заземления станций управления и
трансформаторов УЭЦН (26(.
Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от
затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и
должна иметь подъезды позволяющие свободно монтировать и демонтировать
На расстоянии от 5 до 25 метров от устья скважины устанавливается
клеммная коробка удовлетворяющая по конструкции требованиям техники
безопасности при выполнении горных работ и ПУЭ.
Подключение посторонних приёмников энергии (бригад ТКРС геофизических
и исследовательских партий) к станциям управления должно производиться по
инструкции утверждённой главным энергетиком.
Устьевая арматура скважины оборудуется манометрами обратным клапаном
на линии соединяющей затрубное пространство с выкидной линией штуцерной
камерой и патрубком для исследования.
Текущий ремонт скважин - это совокупность работ по спуску и подъёму
подземного оборудования проверке полной и частичной замене его по
очистке забоя скважины от песка и других отложений (23(.
Установлено что наибольшую опасность при ремонте скважин представляют
подготовительные и заключительные работы.
Подготовка скважин к ремонту в большей части связана с перемещением
(транспортировкой погрузкой и разгрузкой монтажом и демонтажом)
оборудования строительных и других материалов. В связи с этим опасные
моменты могут возникнуть. Во-первых вследствие неисправности или
несовершенства механизмов применяемых для погрузки и разгрузки
транспортировки монтажа и демонтажа оборудования во-вторых при
несогласованности действий работающих.
Перед началом работ следует проверить и обратить особое внимание на
размещение оборудования используемого для ремонта скважин.
Маневрирование подъёмного агрегата и другой гусеничной техники на
территории куста разрешается на расстоянии не ближе 3 метров от действующих
газопроводов высокого давления. Перед каждым монтажом подъёмного агрегата
необходимо проверить состояние всего агрегата уделив особое внимание
мачте талевой системе якорям и оттяжкам.
Подъёмный агрегат необходимо устанавливать на стационарный или
передвижной фундамент так чтобы выдержать расстояние до оси скважины от
частей агрегата и угол наклона мачты указанные в паспорте. Фундамент для
подъёмных агрегатов должен быть рассчитан на допустимое удельное давление
на грунт (не более 01 МПа).
Подъёмную установку и приёмные мостки располагают на кустах скважин с
таким расчётом чтобы с пульта управления было видно работающих на
приустьевой площадке приёмных мостках а также движение талевого блока.
ОСОБЕННОСТИ МонтажА оборудования для

Экономика (2).docx

5 ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
МОДЕРНИЗАЦИИ НАСОСА УЭЦН 75-1300
1 Анализ влияния мероприятий научно – технического
прогресса на технико – экономические показатели
Модернизация – обновление оборудования в направлении отвечающим современным требованиям производства отдельных видов продукции.
Модернизация представляет собой долгосрочные инвестиции. Подразумевая что после модернизации учтенные затраты могут увеличивать первоначальную стоимость таких объектов при условии что произведенные затраты улучшили ранее принятые нормативные показатели функционирования объектов основных средств.
Экономическими критериями эффективности проведения модернизации являются:
прирост потока денежной наличности;
прирост чистой текущей стоимости;
коэффициент отдачи капитала;
внутренняя норма рентабельности проекта;
чувствительность проекта к риску.
Предлагаемая модернизация насоса УЭЦН 75- 1300
заключается в применении накаток на рабочее колесо. Данная модернизация дает нам повышение КПД и уменьшает износ упорной шайбы в
результате чего увеличивается эффективность и продолжительность работы насоса в целом.
2 Экономическое обоснование проведения модернизации насоса УЭЦН
При эксплуатации насоса УЭЦН 75- 1300с накатками на рабочих колесах повышается межремонтный период и наработка на отказ.
Для увеличения прироста дополнительной добычи спрогнозируем и рассчитаем эффективность модернизации в 2012 – 2015 гг. В качестве расчетного периода принимаем 4 года.
Исходя из имеющихся условий скважины МПР насоса данной производительности до модернизации составлял 247 суток. В связи с проведением мероприятий по модернизации МРП составит + 10 % т.е. 272 суток. Имеем 25 суток увеличения наработки насоса.
Прирост потока денежной наличности рассчитаем по следующей формуле:
Где - прирост выручки от проведения мероприятия в t – ом году
- прирост текущих затрат в t – ом году тыс.р;
- капитальные затраты в t – ом году связанные с проведением
- прирост величины налоговых выплат в t – ом году тыс.р.
3 Расчет выручки от реализации
Прирост выручки (Bt) в нашем проекте вызван увеличением объема реализации нефти. Увеличение объёма реализации обусловлено
дополнительным нефтеизвлечением. Рассчитываем дополнительную добычу
в связи с продолжительностью времени работы по приведенной формуле:
Где - дополнительная добыча обусловленная увеличением
времени работы одной скважины сут;
- фонд действующих скважин охваченных мероприятием скв;
- средний дебит в t – ом году по скважинам охваченных
Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти
определяем по формуле:
Где - цена предприятия на нефть (газ) без акцизного налога и НДС
4 Расчет экономии затрат
При проведении модернизации насосов по добыче нефти – технологический эффект связан с экономией затрат на текущие ремонты.
Экономия затрат вследствие сокращения количества ремонтов рассчитаем по формуле:
Где - количество ремонтов оборудования до модернизации шт;
- количество ремонтов оборудования после модернизации шт;
- стоимость 1 ремонта данного оборудования руб.
5 Расчет текущих затрат
Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно рассчитать следующим образом:
Где - текущие затраты на дополнительную добычу тыс.р.;
- текущие затраты t – Ом году на проведение работ по
реализации мероприятия тыс.р.
Затраты на дополнительную добычу можно рассчитать поформуле:
Где - дополнительные извлечения нефти в t – ом году тыс.р;
- условно – переменные затраты тыс.р.
6 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты на проведение мероприятия по модернизации будут связаны с затратами на изготовление перепускных каналов в насосе ЦНС и стоимости ремонта.
В общем случае единовременные затраты на создание рассчитываются без НДС и определяются по формуле:
Коб = Краз + Кизг (5.7)
Где Краз - затраты на проектирование (разработку) системы тыс.р.;
Кизг - затраты на изготовление тыс.р.
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = ЗоТраз (1+Кд) (1+Кр) (1+Кесн) (1+Кн.раз) (5.8)
ГдеЗо - месячный оклад разработчика р.;
Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации чмес.;
Кд Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и
Кесн – Единый социальный налог доли ед. ;
Кнраз- коэффициент накладных расходов доли ед.
Перечень элементов разработки и трудоемкости представлен в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Данные для расчета трудоемкости разработки
Трудоемкость чел.месяц
Изучение литературных источников
Разработка технического задания
Разработка эскизного проекта
Разработка технического проекта
Разработка рабочего проекта
Тогда Краз = 15000 18 (1+03) (1+03) (1+030) (1+015) = 6611787.
Для расчета затрат на изготовление используем калькуляционный метод расчета полной себестоимости.
Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим статьям затрат:
производственная заработная плата;
единый социальный налог;
налоги входящие в себестоимость;
внепроизводственные расходы;
Трудовые затраты на изготовление перепускных каналов представим в виде таблицы 5.2
Таблица 5.2 - Расшифровка трудовых затрат
Составим сметно – плановую калькуляцию на изготовление перепускных каналов.Изм.
Таблица 5.3 - Калькуляция на изготовление перепускных каналов
Основная зп производственных рабочих
Дополнительная зп производственных рабочих
Единый социальный налог
Общезаводские расходы
Тогда согласно формуле (5.7) :
Коб = 6611787 + 12975629 = 19587416.
При расчёте налогов рассчитывают прирост налога на имущество
и налога на прибыль .
Где - остаточная стоимость имущества в 1 – ом году тыс.р.;
- ставка налога на имущество % (в 2012 году равная 22 %).
Дополнительные амортизационные отчисления рассчитаем по формуле:
Где - капитальные вложения в 1- ом году тыс.р;
- дополнительные амортизационные отчисления начисленные
- норма амортизации основных фондов или износа
нематериальных активов %.
Расчет налога на прибыль производим по формуле:
Где - налог на прирост прибыли тыс.р;
- прирост прибыли облагаемый налогом тыс.р;
- налог на прибыль %.
Прирост прибыли облагаемой налогом можно определить по формуле:
Где - прирост прибыли от реализации в 1 – ом году тыс.р;
- прирост прибыли от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятий НТП тыс.р.
Прирост прибыли от реализации нефти определяем по формуле:
Прирост накопленного потока денежной наличности определяем за все годы расчётного периода:
- расчётный период по мероприятию НТП
- прирост потока денежной наличности в k – ом году тыс.р.
- годы предшествующие текущему году включительно.
Коэффициент дисконтирования можно рассчитать по формуле:
Где - коэффициент дисконтирования;
- нормативный коэффициент приведения.
- год к которому приводят результаты расчета.
Приросты дисконтированных потоков денежной наличности
и чистой текущей стоимости определяем по следующим формулам:
По данной методике рассчитаем показатели за весь расчетный период.
Для расчета создадим элементарную программу в MicrosoftExcel в которую занесем необходимые формулы для расчета чистой текущей стоимости от проведения данной модернизации. По результатам расчётов составляем таблицу 5.4 и строим график профилей приростов НПДН и ЧТС рисунок 5.1. Из графика определяем срок окупаемости затрат по рассматриваемому мероприятию а коэффициент отдачи капитала (КОК) рассчитываем по формуле:
где - дисконтированные инвестиции млн. руб.
Где - капитальные вложения в t –ом году млн.руб;
- коэффициент дисконтирования.
Таблица 5.4 - Расчёт чистой текущей стоимости
Выручка от реализации
Стоимость 1 т. нефти
Амортизационные отчисления
Стоимость остаточного имущества
Прирост облагаемый налогом
Прирост экономии затрат
Поток денежной наличности
Накопленный поток наличности
Коэффициент дисконтирования
Дисконтированный поток наличности
Чистая текущая стоимость
Произведем расчет коэффициента отдачи капитала (КОК) рассчитав вначале ЧТС инв.:
Коэффициент отдачи капитала показывает сколько рублей дохода даёт один рубль инвестиций вложенных в данный проект за весь период разработки с учетом дисконтирования результатов и затрат.
В нашем проекте это 907 рубля на один вложенный рубль.
Рисунок 5.1 - Профили накопления потока денежной наличности и чистой
Анализируя профили НПДН и ЧТС можно сделать вывод что мероприятие по модернизации УЭЦН окупаются еще в том году в котором проводятся. Данное мероприятие может быть принято на данном этапе.

Blank na retsenziyu.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
государственное образовательное учреждение высшего профессионального
«тюменский государственный нефтегазовый университет»
Кафедра "МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Соответствие работы требованиям предъявляемым к дипломным
ИНЖЕНЕР по специальности 130602 "Машины и оборудование нефтяных и газовых

Экономика.docx

Где - дополнительные извлечения нефти в t – ом году тыс.р;
- условно – переменные затраты тыс.р.
6 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты на проведение мероприятия по модернизации будут связаны с затратами на изготовление рабочих колес с накатками в насосе УЭЦНМ5 и стоимости ремонта.
В общем случае единовременные затраты на создание рассчитываются без НДС и определяются по формуле:
Коб = Краз + Кизг (5.7)
Где Краз - затраты на проектирование (разработку) системы тыс.р.;
Кизг - затраты на изготовление тыс.р.
Затраты на разработку можно представить в виде:
Краз = Зо Траз (1+Кд) (1+Кр) (1+Кесн) (1+Кн.раз) (5.8)
Где Зо - месячный оклад разработчика р.;
Траз - трудоемкость разработки проекта и проектной документации чмес.;
Кд Кр - соответственно коэффициенты доплат к заработной плате и
Кесн – Единый социальный налог доли ед. ;
Кнраз - коэффициент накладных расходов доли ед.
Перечень элементов разработки и их трудоемкости представлен в таблице 6.1.
Таблица 5.1 - Данные для расчета трудоемкости разработки
Трудоемкость чел.месяц
Изучение литературных источников
Разработка технического задания
Разработка эскизного проекта
Разработка технического проекта
Разработка рабочего проекта
Тогда Краз = 15000 18 (1+03) (1+03) (1+030) (1+015) = 6611787.
Для расчета затрат на изготовление используем калькуляционный метод расчета полной себестоимости.
Себестоимость изделия по этому методу определяется по следующим статьям затрат:
производственная заработная плата;
единый социальный налог;
налоги входящие в себестоимость;
внепроизводственные расходы;
Трудовые затраты на изготовление рабочих колес с накатками представим в виде таблицы 5.2
Таблица 5.2 - Расшифровка трудовых затрат
Составим сметно – плановую калькуляцию на изготовление рабочих колес с накатками.Изм.
Таблица 5.3 - Калькуляция на изготовление рабочих колес с накатками
Основная зп производственных рабочих
Дополнительная зп производственных рабочих
Единый социальный налог
Общезаводские расходы
Тогда согласно формуле (5.7) :
Коб = 6611787 + 12975629 = 19587416.

2глава -2-й КП-вар.doc

2 ПАТЕНТная проработка
Ступень многоступенчатого погружного центробежного насоса.
Изобретение относится к насоса-строению в частности к
многоступенчатым погружным центробежным насосам для добыче нефти из
скважин. Ступень насоса содержит направляющий аппарат и закрытое рабочие
колесо с основным и покрывающим дисками и размещенными между ними
лопастями. На одном из дисков выполнена накатка имеющая криволинейную
форму близкую по конфигурации к форме лопастей. Для увеличение осевой
силы накатку выполняют на покрывающем диске а для уменьшения на основном
диске. Дополнительно на наружной цилиндрической поверхности покрывающего
диска рабочего колеса выполнена накатка ориентированная в сторону обратную
вращению под углом 30 к плоскости диска. Для предотвращения проникновения
абразивных частиц в кольцевой зазор между цилиндрической поверхностью
покрывающего диска и внутренней цилиндрической поверхностью направляющего
аппарата на кольцевом буртике покрывающего диска может быть нанесена
дополнительная накатка по направлению совпадающая с направлением накатки
на периферийной части диска. Конструкция ступени позволяет повысить КПД за
счет регулирования величин осевой силы и смещения момента всплытия рабочего
колеса. Конструкция технологична и может быть изготовлена с применением
стандартного инструмента.
Ступень содержащая основной и покрывающий диски с размещенными
между ними лопастями в котором с целью увеличения напора колеса и ступени
в целом на боковой периферийной части дисков с их наружной стороны
выполнена насечка в радиальном направлении одновременно на основном и
Рабочее колесо скважинного центробежного насоса.
Изобретение относиться к центробежным насосам используемым преимущественно
в малогабаритных нефтяных скважинах. Рабочее колесо включает ведущий и
ведомый диски расположенными между ними клиновидные лопатки имеющие
выпуклые и вогнутые поверхности и радиальные каналы образованные смежными
лопатками. Выпуклые поверхности клиновидных лопаток сопряжены другой
описанной радиусом 5-9 мм а периферийная поверхность клиновидной зоны
лопаток выполнена полностью выпуклой. Изобретение направлено на снижение
потерь давления и уменьшения результирующих осевых сил действующих со
стороны ведущего диска.
2 Описание выбранной конструкции
На основание проведенного анализа вышерасположенных патентов выбираем
патент 2322616 С1 т. к. он эффективен и прост в изготовлении.
Ступень работает следующим образом.
При вращении рабочего колеса 2 жидкость поступает на лопасти 5
сообщающие ей энергию после чего выходит из рабочего колеса 2 где
создается повышенное давление. Выходящий поток поворачивается на 900 и
движется в осевом направлении к вышерасположенному направляющему аппарату
В стандартной ступени с ростом подачи давление в пазухе 6 снижается
быстрее чем в пазухе 7 рабочее колесо может всплыть. В результате
действия накатки 10 давление в пазухе 7 снижается и соответственно
увеличивается осевая сила направленная в сторону всасывания рабочего
колеса 2. Момент всплытия либо не наступает либо сдвигается в область
больших подач. Благодаря тому что накатка 10 имеет криволинейную форму
близкую по форме и конфигурации лопастей 5 траектория движения частиц
жидкости из пазухи 7 совпадает или максимально приближена к траектории
движения жидкости выходящей из рабочего колеса 2. Поэтому при слиянии
потоков не возникает существенных потерь энергии а потребляемая мощность
меньше чем при радиальной накатке В итоге по сравнению с патентом 907310
Жидкость выходящая из рабочего колеса 2 попадает в нижнюю пазуху 7 через
узкий кольцевой зазор шириной а составляющей обычно 05-08 мм. Накатка 11
на цилиндрической поверхности покрывающего диска 4 выполненная под углом
-600 к его плоскости препятствует проникновению абразивных частиц в
пазуху 7 и далее на вход рабочего колеса 2. Накатка 15 выполненная на
буртике 12 служит дополнительной защитой от проникновения абразивных части
в зону контакта упорной шайбы 13. Патент более эффективен для добыче сильно
Проведенные эксперименты по снятию рабочей характеристики ступени по
описываемому изобретению а также ее абразивные испытания подтверждают
справедливость приведенных выше рассуждений.
Рисунок 2.1 - Ступень многоступенчатого погружного центробежного