Блок напорной гребёнки двухуровневый насосной станции БКНС

Коллектор напорный.spw

КЛУШ 32.44.00.007 СП
Разделитель мембранный
Шпильки ГОСТ 9066-75

Подставка 1.spw

КЛУШ 32.44.00.015 СП
ПДРК.301318.008 СБ-01
Болт М16-6g х 40.58.35
ПДРК.301318.008 СБ-10
ПДРК.301318.008 СБ-20

Подставка.spw

КЛУШ 32.44.00.015 СП
ПДРК.301318.008 СБ-01
Болт М16-6g х 40.58.35
ПДРК.301318.008 СБ-10
ПДРК.301318.008 СБ-20

Накладка.cdw

Разделитель.spw

КЛУШ 32.44.00.007 СП
Разделитель мембранный
Кольцо 16-20-25-2-2
Кольцо 26-30-25-2-2

Опора подвижная приварная.cdw

Опора подвижная приварная
*Размеры для справок.
Шерох. обраб. поверх. дет. БЧ -
Электрод типа Э46 ГОСТ9467-75.

Рама СБ.cdw

Швеллер №12 ГОСТ8240-97
Уголок 50х4 ГОСТ 8509-93
*Размеры для справок.
Сварные швы по ГОСТ 5264-80. Электрод типа Э46 ГОСТ 9467-75.
Толщина сварных швов принимается по наименьшей толщине соединяемых деталей.
Сварные швы контролировать внешним осмотром и измерением.
Шерох. обраб. поверхн. дет. БЧ -
Непрямолинейность швеллера поз. 22 не более 20 мм.
Покрытие - грунтовка ГФ-021 ГОСТ 25129-82 в два слоя.
Разделка деталей примыкающих к швеллеру №12 ГОСТ 8240-97

Хомут.cdw

Трубопр.технолог.spw

КЛУШ 32.44.00.005 СП
Разделитель мембранный
Шпилька АМ20-6gх150.40.35.
СТП 00135786-112-2003

Блок гребенки.spw

КЛУШ 32.44.00.004 СП
Трубопровод технологический
Установка опор трубопроводов
СТП 00135786-112-2003
Фирменный логоблок ОЗНА
Класс взрывоопасности В-1б
Запрещение пользоваться
Ведомость эксплуатационных
УРСВ-520 (на 2 канала)
УРСВ-530 (на 3 канала)

БКНС .cdw

Операторный с кухней
Блок дренажных насосов (БНД)
Блок напорной гребенки (БГ)
Блок аппаратурный (БА)
Блок аппаратурный с ЩСУ
Блок операторный с кухней
КЛУШ 32.44.00.002 ОВ
Масса блоков и их кол-во

ПДРК.cdw

Сх гид.cdw

Блок дренажных насосов
Мановакуумметр МВП4-У-0
Задвижка ЗКС160 Ду15
Агрегат электронасосный ЦНСК-60-264
Клапан обратный КОП80-40 Ду80
Манометр МПУ-У-6МПа-1
Датчик давления МС 2000-Ц
Манометр показывающий МП4 УУ2
Задвижка 30лс915нж Ду150
Компенсатор КРВГ150-25
Компенсатор КВД 90-250 нж
Датчик расхода счетчика ДРС-200
Клапан обратный К344091-100 Ду100
Задвижка клиновая КЗ11006-100-01 Ду100
Задвижка ЗКС 160-100 31с916нж Ду100
Рукав металлический Ду25
Клапан обратный КЗ44093 Ду100
Задвижка 31с45нж ЗКС Ду100
Задвижка ЗМ(С) Ду100
Схема гидравлическая принципиальная
СХЕМА ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ БКНС 180-1900М

Блок Гребенки СБ.cdw

Техническая характеристика
Условный проход трубопроводов
Количество выходов к скважинам
Технические требования
*Размеры для справок.
Щели в местах прохода трубопроводов через стеновую панель
заполнить монтажной пеной типа Makroflex".
Дефлектор на время транспортировки демонтировать.
Информационные таблички с указанием габаритов и массы
знаков центра тяжести выполнить краской красного
расположения надписей и знаков согласно СТП
В ящик ЗИП упаковать документацию на блок
подлежащие демонтажу на время транспортировки.
Ящик произвольно закрепить на полу неподвижно уголками.
Покрытие наружных поверхностей - эмаль ПФ-115 ГОСТ 6465-76
цвет окраски окантовок двери
стоек - согласно чертежа на
Остальные технические требования по ТУ 3666-028-00135786-2002.
ГАБАРИТЫ 5170х3200х2560

Коллектор напорный.cdw

Масса наплавляемого
*Размеры для справок
Гидравлические испытания произвести в составе
устройства распределительного БГТ1.01.00.000
Качество и контроль сварных соединений должны
соответствовать ОСТ 26-01-1434-81 для трубопроводов
работающих под давлением более 10 МПа
Рис. 2 (остальное см. рис.1)
Рис. 6 (остальное см. рис.5)
Рис. 4 (остальное см. рис.3)

Опора.cdw

Неуказанные предельные отклонения
Электрод Э46А ГОСТ 9467-75
Длина развертки l=714 мм

Труб технолог.cdw

(дренажные трубопроводы)
Трубопровод технологический
*Размеры для справок.
Шерох. обраб. поверхн. дет. БЧ - Ra12
Радиус гиба труб поз. 26
Сварные швы по ГОСТ 16037-80. Сварочная проволока Св-08 Г2С ГОСТ 2246-70 или электрод
типа Э50А ГОСТ9467-75. Под сварные швы С56
У17 выполнить разделку кромок по
МПа. Рабочая среда - вода.
Контроль сварных швов - визуальный осмотр
ультрозвуковая дефектоскопия или
радиографический контроль - объем контроля трубопровода не менее 100%. Оценку качества
швов сварных соединений произвести по ОСТ 26-18-5-88 "Блоки технологические газовой и
нефтяной промышленности. Общие технические требования".
Трубопроводы испытать на прочность и плотность гидравлическим методом в соответствии
с требованиями ПБ03-585-03. Давление испытания на прочность Р
испытания на плотность принять равным рабочему Р
Трубопровод сброса давления испытать пробным давлением 5
Антикоррозионное покрытие трубопроводов выполнить грунтовкой ГФ-021 ГОСТ 25129-82
эмалью ПФ-115 ГОСТ 6465-76 :цвет зеленый - поверхн. трубопроводов
цвет белый - поверхн. задвижек;цвет красный - защитные кожуха фланцев
Стрелкой красного цвета на трубопроводе маркировать направление потока жидкости. Марки-
ровка должна быть видна наблюдателю
стоящему на полу установки согласно ГОСТ 14202-69
(на чертеже места маркировки показаны условно).
Л трубопроводов доработать под сварные швы С17.
У19 контролировать гидроиспытанием.
х12 длиной l=2040 мм покрыть остеклением

Разделитель.cdw

Сталь 20 ГОСТ 1050-88
Сталь 09Г2С ГОСТ 19281-89
Разделитель мембранный
Размеры для справок.
Испытания на герметичность производить в соответствии с
Программой и методикой приемочных (контрольных и
приемо-сдаточных) испытаний НПМ.2.507.001.ПМ1.
поставляется. Во избежание выпадания деталей поз.4
отверстие стакана закрыть пробкой из бумаги или ветоши.
ЗИП упаковать в полиэтиленовый пакет 80х80 мм и запаять.

Трубопровод.cdw

*Размеры для справок
Шероховатость поверхностей детали
Гидравлические испытания произвести в составе
устройства распределительного БГТ1.01.00.000
Качество и контроль сварных соединений должны
соответствовать ОСТ 26-01-1434-81 для трубопроводов
работающих под давлением более 10 МПа

Диплом Еремеев Андрей-Проект.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА в г. ОКТЯБРЬСКОМ
Кафедра нефтепромысловых
машин и оборудования
зав. каф. проф. М. С. Габдрахимов
БЛОК ГРЕБЁНКИ ДВУХУРОВНЕВЫЙ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
КЛУШ 32 44 00 000 ПЗ
ДИПЛОМНИК (МПВ–00–11) А. В. ЕРЕМЕЕВ
РУКОВОДИТЕЛЬ В. А. ПЕТРОВ
КОНСУЛЬТАНТЫ В. А. ПЕТРОВ
РЕЦЕНЗЕНТ М. И. ЕРМОЛАЕВ
1 Обзор существующих конструкций насосных станций системы ППД
2 Конструктивное исполнение БКНС
2.2 Блок дренажных насосов
2.3 Блок напорной гребёнки
2.4 Блок маслохозяйства
2.5 Блок аппаратурный
3 Анализ работы БКНС
4 Усовершенствование конструкции блока напорной гребёнки
5 Расчёт на прочность и долговечность
5.1 Расчёт трубы на допускаемые нагрузки
5.2 Определение усилий действующих на фланцевое соединение
5.3 Расчёт фланца на прочность
5.4 Расчёт шпинделя задвижки на допускаемые напряжения
6 Уровень унификации и стандартизации
7 Мероприятия по защите от коррозии
7.1 Методы защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозии
7.2 Технологические методы защиты от коррозии в системе сбора подготовки и закачки сточных вод в нефтяные пласты
7.3 Применение ингибиторов коррозии в системе подготовки и закачки сточных вод в продуктивные пласты
7.3.1 Защитное действие ингибиторов коррозии
7.3.2 Ингибитор коррозии ДОК-12
7.3.3 Общие положения по ингибитору коррозии ДОК-12
7.3.4 Технология применения ингибитора ДОК-12
7.3.5 Контроль защитного действия ингибитора ДОК-12
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Экологическая характеристика предприятия
2 Характеристика сборочного цеха с точки зрения охраны труда
2 База сравнения и исходные данные для расчета
3 Расчёт единовременных затрат
4 Расчет годовых текущих издержек потребителя
5 Расчет экономического эффекта от усовершенствования блока напорной гребёнки
БКНС. Блок напорной гребёнки двухуровневый
В дипломном проекте рассматривается применение блока напорной гребёнки с двухуровневым расположением высоконапорных водоводов входящего в состав БКНС.
В результате внедрения блока напорной гребёнки с двухуровневым расположением высоконапорных водоводов уменьшается стоимость компелктации БКНС так как возможно её применение вместо двух блоков напорной гребёнки с одноуровневым расоложением водоводов .
В пояснительной записке произведены прочностные расчеты основных элементов устройства.
Экономическая целесообразность применения данного блока напорной гребёнки обусловлена экономией затрат на изготовление. Экономический эффект от внедрения блока напорной гребёнки с двухуровневым расположением высоконапорных водоводов состаляет 463400 руб.
В разделе промышленная безопасность и экологичность проекта рассматривается опасности и вредности изготовления блока гребёнки в условиях .
Пояснительная записка содержит:
страниц машинописного текста – 96
список использованной литературы – 29 наименований.
Графическая часть выполнена на 10 листах формата А1.
Приток жидкости из пласта в скважину происходит вследствие разности между пластовым и забойным давлениями. К источникам пластовой энергии под действием которой жидкость из пласта притекает к забоям скважины относятся силы вызванные
напором краевых и подошвенных вод;
расширением газа из газовой шапки и газа выделяющегося из нефти одновременно с уменьшением пластового давления ниже давления насыщения;
упругим расширением растворенного в нефти газа;
упругим расширением сжатых пород и жидкостей и напором нефти за счет сил гравитации.
При разработке залежей нефть двигается к забоям скважин под действием как одного так и всех видов пластовой энергии одновременно. Однако упругость пород пласта и насыщающих его жидкостей с растворенным газом и гравитационные силы проявляются всегда. В зависимости от геологических условий залегания нефти газа и воды в пласте пластового давления и размеров нефтегазоводяных частей гидродинамической системы всегда превалирует энергия того вида под воздействием которой нефть перемещается к забоям скважины. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой различают режимы работы нефтяных залежей:
вытеснения (водонапорный газонапорный);
истощения пластовой энергии (растворённого газа гравитационный).
Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами достигающими 6-8 % отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии происходит быстрое падение пластового давления. При падении этого давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ увеличивается газовый фактор напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа дебиты скважин резко снижаются.
В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.
Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэффициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из залежей – искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды или газа в продуктивные пласты. Иногда целесообразно одновременно нагнетать в продуктивные пласты газ и воду.
Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения с самого начала разработки залежи следует применять методы поддержания давления. Однако когда пластовое давление значительно превышает давление насыщения нагнетание рабочего агента можно начинать и на более поздней стадии разработки.
Поддержание пластового давления проводят путем законтурного или внутриконтурного заводнения или различных комбинаций этих процессов.
Применение в нашей стране как законтурного так и внутриконтурного заводнения позволило разрабатывать нефтяные месторождения разреженными сетками скважин. Например если на старых месторождениях Баку Грозного Казахстана и других на одну скважину приходилось от 1 до 4 га редко до 8 га нефтеносной площади то в настоящее время на большинстве новых месторождений степень уплотнения сетки составляет от 12 до 60 га и более на одну скважину. Однако расстояния между скважинами выбирают строго с учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов.
На месторождениях разрабатываемых с применением методов поддержания пластового давления высокий уровень добычи нефти сохраняется длительное время. При этом добывающие скважины эксплуатируются в основном фонтанным способом.
Система оборудования для поддержания пластового давления (ППД) состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов (рисунок 1) к которым относятся:
водозаборные устройства напорные станции первого подъёма
станция водоподготовки (при необходимости)
напорная станция второго подъёма нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор;
напорные станции третьего подъёма – кустовые насосные станции (КНС) закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.
Рисунок 1 – Типовая схема водоснабжения системы ППД
– водозаборные устройства; 2 – станция первого подъёма;
– буферные емкости для грязной воды; 4 – станция водоподготовки
– бeферные ёмкости для чистой воды; 6 – насосная станция II подъёма;
– кустовые насосные станции (КНС) ; 8 – нагнетательные скважины;
– разводящий водовод; 10 – водоводы высокого давления
Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные ёмкости для запаса воды обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковременных изменениях пропускной способности отдельных элементов в результате остановок по технологическим причинам или при авариях: порывах водоводов остановке скважин.
В системе ППД к наиболее важному и конструктивно сложному звену относятся насосные станции – станции систем водоснабжения предназначенные для подачи воды на месторождение и кустовые основная задача которых заключается в нагнетании воды в продуктивные нефтяные пласты для поддержания или создания необходимых пластовых давлений.
Насосные станции осуществляющие непосредственно закачку воды в пласт в зависимости от конструктивного исполнения подразделены на
кустовые насосные станции (КНС) технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях
блочные кустовые насосные станции (БКНС) оборудование которых монтируют в специальных блоках-боксах на заводах-изготовителях.
Станция первого подъёма подаёт воду по трубопроводу диаметром 400 мм на водонасосную второго подъема или на водоочистную установку а также непосредственно в магистральный водовод и далее к КНС.
Станция второго подъёма необходима в том случае когда напор насосов станции первого подъёма недостаточен для подачи воды ко всем пунктам системы водоснабжения под требуемым давлением. Если водоносные отложения залегают глубоко от поверхности земли (ниже 8 м) водозаборные скважины оборудуют индивидуальными центробежными вертикальными насосами.
При индивидуальном водозаборе вода из скважин центробежными насосами подаётся в резервуары насосной станции второго подъёма которую располагают вблизи водозабора. В этом случае нет необходимости сооружать насосную станцию первого подъёма.
КНС предназначены для закачки очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС их расположение на месторождении мощность устанавливаемых в них агрегатов определяют на основе проекта разработки месторождения и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь и снижения попадания в пласт механических примесей в виде продуктов коррозии КНС размещают вблизи нагнетательных скважин. В зависимости от числа скважин на БКНС устанавливают от двух до восьми центробежных насосов с давлениями нагнетания от 4 до 20 МПа (один или два из них резервные). Каждая станция обслуживает от15 до 20 нагнетательных скважин.
Построенные на нефтепромыслах КНС представляют собой капитальные сооружения строительство которых в условиях рассредоточенности объектов на значительной территории и удаленности от баз снабжения и населенных пунктов приводит к удлинению сроков их ввода и удорожанию строительных работ. В связи с увеличением давления закачки возникла необходимость в реконструкции большинства КНС и переносе их за контур нефтеносности. Все это потребовало новых технических решений и в частности создания БКНС.
Нормативные параметры характеризующие условия строительства и эксплуатации блочных кустовых насосных станций (БКНС) следующие:
Температура окружающей среды °С до
Сейсмичность балл не более
Степень долговечности
Степень огнестойкости
Непросадочные непучинистые не подверженные карстовым и вечномерзлотным явлениям
Отдельные сооружения БКНС представляют собой металлические или железобетонные основания на которых смонтирован комплекс технологического оборудования укрываемый ограждающими конструкциями типа блоков-боксов (рисунок 2).
Рисунок 2 – Блочная кустовая насосная станция
Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом:
требуемой подачи и давления нагнетания;
схемы энергоснабжения;
климатических условий.
По расчетным подаче и давлению нагнетания определяют тип и число основных насосов а по климатическим условиям – вид охлаждения двигателя.
В зависимости от типа установленных насосов выпускают БКНС рассчитанные на давление нагнетания 93 МПа 14 МПа 186 МПа. При этом суммарная номинальная подача БКНС определяется как типом так и числом установленных насосов.
Кроме того в зависимости от принятой схемы охлаждения электродвигателей основных насосов выпускают БКНС двух модификаций:
РЦВ – разомкнутый цикл вентиляции двигателя при котором двигатель охлаждается воздухом засасываемым в помещение через жалюзи;
ЗЦВ – замкнутый цикл вентиляции при котором электродвигатели основных насосов охлаждаются водой.
Варианты станции отличаются числом насосных блоков блоков напорных гребенок и подразделяются на станции с принудительной смазкой насосных агрегатов и станции с насосными агрегатами на консистентной смазке подшипников и агрегатов.
В состав БКНС входят следующие технологические объекты:
насосные блоки (количество и типоразмер насосных агрегатов определяет заказчик);
станции очистки воды (с полимербетонными фильтрами ПБФ-50)
блок дренажных (вспомогательных) насосов;
блок для размещения ЩСУ;
блок для размещения возбудителей синхронных электродвигателей;
блок комплектной трансформаторной подстанции;
блок распределительного устройства (6 кВ или 10 кВ) на ячейках К63 К-98 «Аврора» Schne
блок плавного пуска;
блок маслохозяйства;
кровля комплект монтажных частей;
площадка обслуживания;
кабельная продукция для межблочного монтажа.
ёмкость дренажная ЕП-25 м3 или ёмкость дренажная с подогревом ЕПП-25 м3 с насосом (НВ или 12НА9×4) или без него.
Отдельные сооружения блочной кустовой насосной станции представляют собой металлические или железобетонные основания на которых смонтирован комплекс технологического оборудования укрываемый ограждающими конструкциями типа блок-боксов. Габариты и масса блоков позволяют осуществлять их перевозку железнодорожным и водным транспортом а от места выгрузки трайлерами санями или на плаву.
На площадке БКНС предусмотрена прокладка следующих трубопроводов: для перекачки воды поверхностных водоемов или очищенных нефтепромысловых сточных вод для охлаждения воды сливного от системы охлаждения и разгрузки сальников напорного для дренажных вод для сброса воды от нагнетательных скважин. Кроме того на этой площадке предусмотрена также установка высоконапорных водоводов и кабельных линий.
В качестве оснований блоков могут служить:
песчано-гравийная подушка (для блока на железобетонной плите);
фундаментные бетонные подушки (для блока на металлической раме);
свайный железобетонный ростверк (для блока на металлической раме);
железобетонные плиты на песчано-гравийной подушке (для блока на металлической раме).
Техническая характеристика и размеры БКНС определяются числом насосных блоков входящих в станцию и типом установленного оборудования в насосном блоке.
На монтажной площадке блоки стыкуются последовательно друг с другом образуя при этом единое здание насосной станции разделенное на два помещения – машинный зал и операторную.
По условиям безопасности блок напорной гребенки располагают на песчано-гравийной подушке на расстоянии не менее 10 м от остальных блоков.
Освещение БКНС – естественное и электрическое от сети 220 В и ремонтное от сети 36 В. Напряжение в сети основного электрооборудования 6 или 10 кВ вспомогательных устройств – 380 220 В. Отопление помещения БКНС – электрическое с автоматическим включением при понижении температуры:
в машинном зале ниже 10°С;
в блоке низковольтной аппаратуры и управления ниже 20°С;
в блоке гребенки ниже 5°С.
Машинный зал составленный из состыкованных насосных блоков и блоков дренажных насосов обогревается за счёт тепловыделения двигателей. При отрицательной температуре наружного воздуха на время остановки насосных агрегатов предусмотрен наружный обогрев мест подключения трубопроводов гибкими электронагревательными лентами ЭНГЛ-180.
Для ремонта и замены установленного внутри оборудования все блоки имеют съёмные крышки выполненные из двух половин. В насосном блоке торцевые панели выполнены съёмными для обеспечения выката насосных агрегатов на специальную площадку.
Габариты всех блоков выполнены в размерах 10000×3200×3260 мм. Блоки станции вписываются в габарит 0–1T железных дорог и размещаются на отдельных четырехосных платформах с базой 9294 мм.
Насосный блок (рисунок 3) обеспечивает нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления. В качестве основного оборудования используют многоступенчатые секционные центробежные насосы типа ЦНС180 или ЦНС500 с приводом от синхронных электродвигателей серии СТД со статическим возбуждением или от асинхронных электродвигателей серии АРМ.
Рисунок 3 – Насосный блок
Каждый насосный блок представляет собой индивидуальную насосную установку с собственным вспомогательным оборудованием и системой управления что позволяет осуществлять её эксплуатацию обслуживание и ремонт независимо от других установок и в значительной мере упрощает возможность изменения суммарной подачи БКНС (за счет установки дополнительного насосного блока или отключения рабочего насосного блока).
Насосный блок БКНС состоит из следующих элементов:
центробежного многоступенчатого секционного насоса типа ЦНС-180;
электродвигателя привода основного насоса;
маслоустановки насосного агрегата;
поста местного управления насосным агрегатом;
аварийный останов агрегата;
трубопроводов технологической воды и подпора сальников;
дренажных трубопроводов;
короба и трубы электропроводов;
манометровой колонки (стенда показывающих приборов);
запорно-регулирующей арматуры насосного агрегата;
осевого вентилятора с электроприводом.
Насосные блоки конструктивно изготавливают в двух основных модификациях:
НБ-1 (крайний насосный блок)
НБ-2 (средний насосный блок).
Причем в комплекте блочной кустовой насосной станции всегда предусмотрен один насосный блок НБ-1. Конструктивно эти блоки отличаются исполнением укрытия: блок НБ-2 имеет ограждение по торцам одной боковой стороне и крыше блок НБ-2 – ограждение по торцам и крыше.
Схема расположения оборудования насосного блока дана на рисунке 4.
Рисунок 4 – Схема расположения оборудования насосного блока
– печь электрическая; 2 – манометровая колонка; 3 – вентилятор 4 – короб;
– пост местного управления; 6 – двигатель; 7 – зубчагая муфта;
– насос ЦНС180; 9 — фильтр; 10 – задвижка; 11 – напорный трубопровод;
– всасывающий трубопровод; 13 – маслоохладитель; 14 – маслобак с насосом;
– обратный клапан; 16 – электроприводная задвижка.
Насос с электродвигателем монтируются на раме с помощью которой их выкатывают из блока на площадку для ремонта или замены.
Система охлаждения подводит охлаждающую пресную воду к маслоохладителю воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. В насосных блоках с давлением на выкиде менее 95 МПа вода используется для охлаждения консистентной смазки подшипников насосного агрегата. При снижении давления воды перед патрубком насоса до 006 МПа охлаждающая вода используется для подпора концевых уплотнителей насоса. Трубная обвязка системы охлаждения воды оснащена вентилями с электромагнитным приводом. Переключение происходит от датчиков установленных за пределами блока при давлении на входе насоса менее 01 МПа.
На всасывающем трубопроводе (технологическая вода) условным проходом 150 мм установлены задвижка ЗКЛ2-150-40 и сетчатый фильтр на нагнетательной линии с условным проходом 125 мм – обратный клапан и задвижка с электроприводом В-403.
Протечки технологической воды от концевых уплотнений собираются в дренажный бак установленный в блоке дренажных насосов а от гидропяты насоса подаются в приемный трубопровод.
На манометровой колонне размещены контрольно-измерительные приборы местного контроля с помощью которых наблюдают за давлением:
воды на приеме основного насоса;
воды на выкиде основного насоса
воды в системе разгрузки сальников
воды в маслоохладителе маслоустановки;
масла в начале линии маслосистемы
масла в конце линии маслосистемы
В насосном блоке со стороны насоса смонтирована направляющая балка для ручной тали грузоподъемностью 1 т. Ручная таль приводится в движение цепным механизмом и имеет стопорное устройство.
Блок дренажных насосов (рисунок 5) предназначен для обеспечения работы системы охлаждения электродвигателей основных насосов (при замкнутом цикле вентиляции) и сбора утечек перекачиваемой жидкости.
Рисунок 5 – Блок дренажных насосов
В блоке устанавливаются два насоса ЦНСК-60264 для откачки из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод насоса и два дренажных насоса 1СЦВ-15 м для откачки технологической воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Включение дренажных насосов – автоматическое по сигналу датчиков установленных в дренажном баке. Схема расположения оборудования блока дренажных насосов приведена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Схема расположения оборудования блока дренажных насосов
– короб; 2 –насос ЦНС 60264; 3 – обратный клапан; 4 – задвижка; 5 – манометр;
– пульт управления; 7 – насос 1СЦВ-15 м; 8 – печь; 9 – напорный трубопровод; 10 – дренажный бак; 11 – всасывающий трубопровод.
Охлаждающая вода с расходом 30 м3ч забираемая из подводящего водовода и от системы разгрузки сальников под остаточным давлением отводится в резервуар сточных вод. Периодическая откачка воды из резервуара во всасывающий трубопровод осуществляется двумя насосами ЦНСК-60264 с подачей 60 м3ч и напором 264 м с с приводом от электродвигателями АО2-82-2.
Смонтированные на дренажном баке два центробежных вихревых насоса 1СЦВ-15 м (один резервный) с подачей 15 м3ч и напором 12 м с приводом от электродвигателя АОЛБ-32-5ВЗ мощностью 04 кВт откачивают воду из дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы 1СЦВ-15 работают в автоматическом режиме в зависимости от уровня воды в дренажном баке. Для измерения уровня воды в этом баке предусмотрены датчики управления дренажными насосами.
Блок напорной гребенки (рисунок 7) предназначен для распределения измерения расхода и давления технологической воды закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.
Рисунок 7 – Блок напорной гребёнки
В блоке напорной гребенки размещены:
напорный распределительный коллектор с напорными трубопроводами для приёма воды от насосных блоков её распределения и подачи в водоводы нагнетательных скважин с угловыми регулирующими вентилями 15С97 НЖ90-320
коллектор разгрузки буферного давления и сброса воды от скважин при прекращении закачки с угловыми напорными вентилями 1576 НЖ60-320.
Количество распределяемой воды учитывают с помощью приварных диафрагм ДВ-200 с трубной обвязкой и дифманометров – ДСС-723В с разделительными сосудами СРС-250а. Дифманометры показывающие самопишущие с интегратором и дополнительной записью давления. В блоке напорной гребенки установлен распределительный шкаф ПР 9232-205 малогабаритный шкаф ЩШМ и побудитель расхода ПР-7.
Блок напорной гребенки имеет восемь выводов высоконапорных водоводов к нагнетательным скважинам и состоит из двух помещений: технологического и аппаратурного. Технологическое помещение блока гребенки имеет взрывозащищенное исполнение В1- б.
В технологическом помещении размещены: распределительный коллектор с запорной арматурой; высоконапорные водоводы в которые поступает вода из распределительного коллектора; дренажный коллектор с запорной арматурой. На каждом высоконапорном водоводе установлены датчики расхода счетчика (ДРС) фланцевые или накладные типа «взлет» площадки для обслуживания элементы вентиляции отопления и пульт управления. Схема расположения оборудования блока напорной гребёнки приведена на рисунке 8.
Рисунок 8 – Схема расположения оборудования блока напорной гребёнки
– электрическая печь; 2 – пульт управления; 3 – регулирующий вентиль;
– площадка обслуживания; 5 – запорный вентиль; 6 – сливной коллектор;
– вентилятор; 8 – дифманометр расходомер; 9 – распределительный коллектор; 10 – сужающее устройство; 11 – щит дифманометров.
Расход технологической воды измеряют регулирующими вентилями установленными на распределительном коллекторе.
Отапливается блок тремя маслозаполненными печами мощностью по 2 кВт. Включение двух печей отопления – автоматическое при уменьшении температуры до 5°С третья печь подключена на постоянный режим работы.
Вентилятор установлен на боковой панели. Освещение вентиляция и отопление включаются со щитка установленного снаружи блока.
Помещение изготовлено из трехслойных панелей типа «сэндвич» толщиной 50 мм. Днище рамы утеплено минеральной ватой. Помещение оборудовано датчиками пожарной сигнализации и сигнализации загазованности.
Блок гребенки имеет различные модификации в зависимости от:
количества высоконапорных водоводов
наличия счетчика воды;
наличия или отсутствия второй задвижки после датчика расхода счетчика;
наличия или отсутствия блока аппаратного помещения;
наличия обогрева помещения;
типа укрытия помещения.
Каждый ЦНС имеет свою индивидуальную маслосистему. СТДМ имееет объединенную маслосистему на пять электродвигателей причем объединенная маслосистема СТДМ имеет резервный маслонасос. Кроме того предусмотрена резервная маслосистема система на линии маслосистемы СТДМ. Блок маслохозяйства изображён на рисунке 9.
Рисунок 9 – Блок маслохозяйства
Маслосистема основных насосных агрегатов может быть:
централизованная раздельная для насосов и электродвигателей установленная в блоке маслохозяйства;
индивидуальная для каждого насосного агрегата установленная во вставках между насосными блоками.
Маслосистема состоит:
из рабочего маслонасоса с электродвигателем;
рабочих маслобаков емкостью 300 л для ЦНС и 500 л для СТДМ;
аварийных маслобаков для ЦНС и СТДМ.
уровнемера предельных уровней масла в маслосистеме;
системы принудительного (вентилятором) охлаждения масла;
системы гибких шлангов для подключения к насосному агрегату;
системы контроля давления масла на ЦНС и СТДМ;
системы контроля температуры масла после охладителя;
системы слива масла со сливными патрубками и вентилями;
системы фильтров тонкой очистки масла;
систему перехода на резервный маслонасос на линии СТДМ;
системы управления электродвигателями маслонасосов размещенной на пульте управления насосным агрегатом – кнопки пуск стоп; проверка индикации; индикатор включения; режим управления: местный дистанционный (рисунок 10);
системы визуального контроля протока масла;
Рисунок 10 – Пульт управления насосными агрегатами
В блоке маслохозяйства установлены три маслобака емкостью по 450 литров. Два маслобака предназначены для охлаждения маслом подшипников электродвигателя третий маслобак – резервный предназначен для работы по охлаждению подшипников как насоса так и электродвигателя двигателя при замене масла на одном из направлений. Резервный маслобак имеет один шестеренчатый насос и включается в работу при ремонте одной из систем масло обеспечения двигателя или насоса. Переключение на нужное направление осуществляется открытием задвижек одного направления и закрытием задвижек другого направления согласно схеме обвязки. На каждом рабочем маслобаке установлены по два маслонасоса НМШ один из которых (резервный) находится в режиме ожидания и включается автоматически в работу при выходе из строя основного насоса. На резервном маслобаке установлен один маслонасос НМШ. Также на маслобаке установлены: устройство электрического подогрева масла датчик уровня ультрозвуковой и датчик реле температуры.
Маслонасос НМШ подает из маслобака масло в воздушный маслоохладитель. Трехходовым краном переключают подачу масла на один из двух фильтров маслоохладителя затем масло пройдя маслоохладитель поступает на подшипники охладив подшипники масло под остаточным давлением самотеком возвращается в маслобак. Давление масла контролируется после фильтра и на входе в каждый агрегат. Изменение давления масла относительно установленного (паспортного) свидетельствует о засорении фильтра. Для очистки или замены фильтра поток переключают на другой фильтр. Также после фильтра измеряется температура масла характеризующая степень охлаждения.
На входе в каждый агрегат параллельно установлены манометр настроенный на срабатывание по минимально и максимально допустимому значению и преобразователь давления.
Для забора воздуха вентиляторами маслоохладителей имеется воздуховод конструкция которого предусматривает в зимний период осуществлять забор воздуха из помещения для чего жалюзи воздуховода проходящего через стену должны быть закрыты а две крышки заборных люков оргстекла сняты или вынуты. В летний период жалюзи открываются при помощи рычажного механизма заборные люки внутри помещения закрываются крышками выполненными из оргстекла и забор воздуха осуществляется из вне помещения.
Особенностями маслосистемы является:
Охлаждение масла водой или воздухом через вентилятор;
Забор воздуха для охлаждения может выполняться комбинированно: летом снаружи блоков а зимой из помещения;
Маслопроводы имеют смотровые окна для наблюдения за потоком масла.
Маслосистема снабжена аварийным маслобаком обеспечивающим поступление масла к подшипникам на время остановки электродвигателя.
При раздельной системе смазки электродвигателя резервный масляный бак при проведении ремонтных работ на одной из линий.
При необходимости маслобаки обеспечиваются подогревателями.
Каждый масляный бак имеет датчик уровня и на подаче блок двойного фильтра (рисунок 11).
Рисунок 11 – Блок фильтров
БКНС оборудована системой контроля и автоматизации работы оборудования отопления вентиляции которая предусматривает:
работу станции без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
ручное управление насосами вентиляторами обогревателями задвижками;
автоматический контроль технологических параметров насосов электродвигателей системы смазки водяного тракта;
автоматическое срабатывание защит и аварийной сигнализации.
Блок апаратурный осуществляет функции:
автоматического управления работ насосного блока блока напорной гребёнки и блока маслохозяйства;
контроля параметров и сигнализации состояния технологического оборудования;
защиты технологического оборудования при изменении условий техпроцесса сверх допустимых пределов;
автоматического отключения неисправного блока насосного блока и включения резервного.
Блок низковольтной аппаратуры предназначен для размещения электротехнического оборудования приема и распределения электроэнергии напряжением 380220 В к вспомогательному оборудованию и размещения средств контроля автоматики дистанцион ного автоматического контроля и управления насосной станцией и аварийно-нредупредительной сигнализации. Блок разделен на две секции – контроля и управления насосной станцией и низковольтной аппаратурой.
В секции контроля и управления насосной станцией установлены общестанционные щиты ЩШ-3Д и приборные щиты автоматического контроля защиты и сигнализации насосных агрегатов (на каждый насосный блок).
В секции низковольтной аппаратуры установлен щит станции управления (ЩСУ) размещаемый в шкафах двустороннего обслуживания; трансформаторный шкаф для БКНС с электродвигателями СТД и вспомогательное оборудование дежурного электрического отопления.
Все шкафы электротехнического оборудования и аппаратуры КИПиА смонтированы на продольных швеллерах настила и закреплены болтами. Верхняя часть шкафов с помощью специальных рам и растяжек закреплена к крышке блока.
Система автоматики обеспечивает автоматический учет контроль и передачу на диспетчерский пункт следующих параметров:
давление воды на входе и выходе каждого насоса;
давление масла в маслосистеме каждого насоса;
учет потребляемой электроэнергии;
состояние задвижек на входе (открыто – закрыто);
состояние задвижек на выходе (открыто – закрыто);
состояние всех электродвигателей (включено – выключено);
состояние насосных агрегатов (включено – выключено);
положение входных дверей (открыто – закрыто);
температуру воздуха в помещении;
сигнал перемещения допустимого уровня загазованности.
вибрации насосного агрегата.
Система автоматики обеспечивает защиту насосных блоков от:
падения давления воды на входе;
падения и превышения давления воды на выходе;
превышения потребляемой мощности и тока;
превышения температуры масла.
Срабатывание защиты и остановка насосного агрегата происходят
при нагреве подшипников и воды в камере гидропяты выше 70°С;
при падении давления масла смазки и технологической воды на входе насоса ниже 005 МПа;
при срабатывании защиты электродвигателя и неисправности электрозадвижки.
При возникновении указанных неисправностей в любом насосном блоке система автоматики отключает неисправный блок и включает резервный.
Блок плавного пуска БПП (рисунок 12) осуществляет плавный пуск (нагрузки плавно растут) насосных агрегатов ЦНС и их частотное регулирование по изменению числа оборотов электродвигателя
Рисунок 12 – Блок плавного пуска
Технологическая схема БКНС приведеная на рисунке 13 рассчитана на одновременную и раздельную закачку пресных вод поверхностных или подземных источников и очищенных нефтепромысловых вод поступающих из установок очистки сточных вод. Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды по двум водоводам объединенным в единый всасывающий коллектор поступают на площадку БКНС. На водоводах устанавливают диафрагмы для замера расхода и электроприводные задвижки. Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов направляется в распределительный напорный коллектор и через высоконапорные водоводы – к нагнетательным скважинам.
Рисунок 13 – Технологическая схема БКНС:
I – насосные блоки; II – блок дренажных насосов;
III – блок низковольтной аппаратуры и управления;
IV – блока напорных гребёнок;
V – распределительное устройство РУ-6 (10) кВ;
VI – трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-1606КК;
VII – резервуар сточных вод.
– шкафы трансформаторные; 2 – шкаф ввода кабеля; 3 – станция управления;
– распределительное устройство низковольтное; 5 – щит приборный;
– щит общестанционный; 7 – шкаф управления дренажными насосами;
– насос 1СЦВ; 9 – клапаны обратный; 10 12 14 16 17– задвижки ЗКЛ;
– клапаны обратный подъемный; 13 – насос ЦНСК; 15 – фильтр;
– маслоохладитель; 19 – вентиль запорный электромагнитный;
– задвижка электроприводная; 21 – клапан обратный; 22 – бак масляный;
– насос ЦНС180; 24 – муфта зубчатая; 25 – электродвигатель;
– вентиль регулирующий угловой; 27 – диафрагма;
– вентиль запорный угловой;
Вода для подпора сальников и охлаждения масла в маслоохладителе подается из трубопровода пресной воды через редукционный клапан. При работе БКНС только на очищенных нефтепромысловых водах для этих целей используют пресную воду индивидуального источника водоснабжения. Использованная вода из системы разгрузки сальников и маслоохладителя поступает в резервуар сточных вод.
Принцип действия БКНС следующий. Из магистрального водовода вода поступает в приемный коллектор откуда попадает в центробежные насосы 23 приводимые в движение электродвигателями 25. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель где давление доходит до 95-19 МПа. Из этого коллектора через задвижки и расходомеры вода направляется в нагнетательные скважины.
На случай вынужденного прекращения подачи воды из магистральных водоводов в системе БКНС предусмотрены металлические резервуары вместимостью 400 м3 обеспечивающие работу насосных агрегатов в течение 2 часов. Поскольку в схеме автоматизации БКНС предусмотрена гидравлическая защита насосов при понижении давления ниже допустимого (02-03 МПа) для устойчивой работы насосных агрегатов с забором воды из резервуаров на их приемных линиях устанавливают дополнительные подпорные насосы.
Согласно технологической схеме закачка воды в пласт осуществляется по следующему принципу: технологическая вода от коллектора внешних сетей (резервуара) при помощи подпорных насосов поступает во всасывающие патрубки насосов ЦНС блока насосного. Далее по напорным линиям она подается в блок распределения воды где распределяется по водоводам и идет на нагнетательные скважины непосредственно или через блоки гребенки устанавливаемые на месторождении по проекту привязки. В блоке распределения воды имеется линия предназначенная для установки накладных счетчиков «Взлет».
На напорных линиях основных насосных агрегатов установлены фильтры и компенсаторы гашения вибрации.
Утечки сальниковых уплотнений основных насосных агрегатов по сбросному коллектору поступают в дренажную линию где установлен датчик утечек УЗС-107
Отопление в помещениях станции (БА БГ БМХ БРУ) осуществляется электрическими обогревателями.
Поддержание и контроль температуры воздуха внутри помещений станции осуществляется датчиками температуры.
Включение обогревателей автоматическое при снижении температуры ниже 278 К (+50С).
Отопление в блоках БН осуществляется двумя тепловентиляторами и теплоотдачей работающих электродвигателей.
Освещение всех блоков комбинированное – естественное и электрическое.
Освещение блоков – электрическое лампами ДРЛ-125.
Включение освещения всех блоков осуществляется выключателями установленными внутри блоков.
Вентиляция во всех блоках вытяжная с механическим побуждением (вентиляторы). Управление вентиляторами во всех блоках кроме БГ осуществляется кнопочными постами установленными внутри помещений а в БГ кнопочный пост установлен снаружи. Для поступления свежего воздуха в стенах напротив вентилятора установлены щелевые решетки с заслонкой.
Перед работой вентиляторов проверить работу жалюзей. Пластины жалюзи должны свободно подниматься.
В машинном зале образованном насосными блоками при повышении температуры внутри помещения свыше 298 К (+25°С) или при повышении загазованности выше нормы автоматически включаются вентиляторы.
Во время работы насосного агрегата следят за вибрацией фундамента корпуса и подшипников (вибрации не должны превышать нормальных значений). Обращают внимание на то чтобы не было стука заеданий нагрева подшипников сальников корпуса насоса и двигателя. Опробование насосного агрегата под нагрузкой продолжают 2-3 ч. При этом проверяют работу насоса на холостом ходу (задвижка на линии нагнетания закрыта кратковременно только для фиксирования давления и потребляемой мощности) рабочем и максимально возможном режимах. На каждом режиме фиксируют показания манометров амперметра вольтметра замеряют частоту вращения вала температуру подшипников и охлаждающей жидкости.
При пуске двух или трёх последовательно соединённых насосов запуск агрегатов рекомендуется производить следующим образом:
включают маслонасос
открывают задвижку на линии всасывания первого насосного агрегата (считая в обратном порядке от направления движения перекачиваемой жидкости)
включают электродвигатель и одновременно открывают задвижку на линии нагнетания первого насоса
открывают задвижку на линии всасывания второго насосного агрегата и т.д.
Для снижения динамических нагрузок допустимых по прочности насосов при пуске агрегатов действующих БКНС применяют следующие меры:
там где позволяют пусковые характеристики электродвигателей и схемы их электроснабжения включают резервные агрегаты не как обычно при закрытой задвижке на линии нагнетания а при приоткрытой или почти полностью открытой;
обеспечивают предварительное снижение рабочего давления дросселированием избыточной его части на задвижках работающих агрегатов.
В процессе эксплуатации насосного агрегата систематически наблюдают за показаниями всех контрольно-измерительных приборов. Следят за температурой подшипников и сальников.
Система охлаждения должна обеспечивать температуру подшипников не превышающую 60°С. В случае чрезмерного нагревания сальника следует несколько раз остановить и сразу пустить насос пока масло не просочится через набивку. Если масло не появляется сальник следует ослабить. При появлении стука в работающем агрегате насос останавливают и выясняют причину стука. Следят за работой системы смазки проверяют масляные фильтры. Если потери давления в системе превышают 01 МПа фильтр очищают.
При работе насосных агрегатов необходимо выполнять все требования инструкции по уходу и эксплуатации разработанной заводом-изготовителем.
Нагрев подшипников прекращение поступления смазки чрезмерные вибрации или ненормальный шум указывают на неполадки в работе насосного агрегата. В этом случае его следует остановить для осмотра и устранить обнаруженные неполадки. Для остановки одного из насосных агрегатов закрывают задвижку на линии на нагнетании этого агрегата и вентиль на линии гидроразгрузки и выключают двигатель. После охлаждения насоса закрывают все вентили трубопроводов подводящих масло и воду и краны у манометров.
При эксплуатации трубопроводные системы испытывают температурные деформации вследствие изменения температуры транспортируемой и окружающей сред а также гидродинамические и вибрационные нагрузки от работающего оборудования и потока транспортируемой среды. Температурные деформации и вибрационные нагрузки приводят к разрушениям трубопровода опор и оборудования. Так например работа насосов в неоптимальных режимах сопровождается повышенной вибрацией трубных коллекторов и установленной на них запорно-регулирующей арматуры. Это ведёт к постепенной просадке и снижению несущей способности опор трубопроводов передаче на патрубки насосов нерасчетных механических напряжений превышающих допустимые в десятки раз. Повышение вибраций насосных агрегатов приводит к расцентровке валов насоса и электродвигателя к износу подшипников трущихся пар торцевых уплотнений и внезапным остановкам агрегата.
Кроме того ухудшается четкость срабатывания и происходит потеря герметичности рабочих узлов задвижек обратных клапанов отказам электроприводов.
Для снижения монтажных температурных вибрационных напряжений обусловленных внутренним давлением перекачиваемой среды и других типов напряжений возникающих в жестких трубопроводах необходимо использование виброизолирующих компенсирующих элементов входящих в состав виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС).
Для разработки ВКС её элементов и фундаментов необходимы исследования и расчеты напряженно-деформированного состояния (НДС) насосно-трубных систем с применением методов компьютерного проектирования созданных для получения характеристик оборудования в соответствии с требованиями предъявляемым к ВКС в каждом конкретном случае.
Правильно рассчитанная и спроектированная система виброизоляции значительно снижает передачу динамических нагрузок генерируемых агрегатами несущими конструкциями агрегатов что позволяет снизить требования к жесткости фундамента а в ряде случаев осуществить строительство станций экономичным бесфундаментным методом (например блочных насосных станций).
Для ВКС любой насосно-трубной системы важно определить фактическое положение насоса и трубопроводов на данный момент времени действующие в них усилия и напряжения. Известно что пространственное положение трубопроводов непрерывно изменяется под влиянием различных факторов причем изменения эти бывают настолько существенны что могут привести к разрушению трубопровода и насоса.
Насосно-трубная система в процессе эксплуатации постоянно находится под воздействием всевозможных сил и факторов создающих механические напряжения в стенке трубы:
собственный вес трубопровода с продуктом перекачиваемым по трубе;
внутреннее давление в трубе;
резкие перепады давления при изменениях режимов перекачки;
упругий изгиб в вертикальном и горизонтальном направлениях;
температурное воздействие перекачиваемой среды воздуха в помещении насосной;
динамические воздействия насосного агрегата;
действие закрепляющих элементов в горизонтальном и вертикальном направлениях (опоры);
просадки фундамента под насосным агрегатом и коллектором;
остаточные напряжения в стенке трубопровода (сварочные монтажные от динамики грунта в процессе длительной эксплуатации).
Эти перечисленные факторы и воздействия вызывают механические напряжения:
кольцевые и касательные напряжения обусловленные внутренним давлением в трубе;
продольно-поперечные напряжения вызываемые внутренним давлением в трубе перепадами давления упругими изгибами (искривлениями) трубы температурными воздействиями и различными нагрузками.
Так внутреннее давление в трубе вызывает в стенке трубы кольцевые и продольные напряжения которые определяются следующими формулами:
кольцевое напряжение :
где – внутреннее давление в трубопроводе МПа;
– толщина стенки трубы мм;
– наружный диаметр трубы мм;
продольное напряжение :
где – коэффициент Пуассона стали =03;
Упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и горизонтальном направлениях вызывает продольные напряжения :
где – модуль упругости стали
– радиус упругого изгиба участка трубопровода.
Термонапряжения вычисляются по формуле:
где – коэффициент температурного расширения стали;
– разница температур К;
где – средняя температура трубы с продуктом К;
– температура соответствующая нулевым напряжениям К.
Для оценки напряженно-деформированного состояния насосно-трубной системы большое значение имеют правильный выбор расчетной схемы и знание параметров описывающих ее начальное состояние.
Под начальным понимаются любые состояния системы с чётко зафиксированным геометрическим положением главной оси трубопровода в пространстве усилия в стенке трубы температура труб и окружающей среды внутреннее давление характеристики опор и грунта окружающего трубопровод и их распределение вдоль главной оси.
За начальное состояние насосно-трубной системы может быть принят момент замыкания последнего сварного шва или момент пуска в эксплуатацию; важно чтобы оно описывалось максимальным числом известных параметров.
Для анализа виброизолирующей компенсирующей устойчивости насосно-трубной системы определения напряженно-деформированного состояния трубопровода в различных сечениях рассматриваемого участка и для выполнения проверок на прочность необходимо учитывать геометрические размеры пространственную ориентацию весовые характеристики труб арматуры (задвижек обратных клапанов) опоры силы трения возникающие в опорах рабочие режимы агрегатов температурные параметры рабочей среды грунта помещения НПС.
Напряженно-деформированное состояние системы определяется для наиболее характерных желательно экстремальных режимов эксплуатации объекта. При этом выделяются узлы и элементы системы в которых действуют максимальные усилия и возникают наибольшие линейные и угловые деформации. Исследование напряженно-деформированного состояния насосно-трубной системы необходимо для выявления потенциально опасного сечения.
Методы оценки НДС подразделяются на три основные группы: аналитические численные и экспериментальные.
Аналитические решения базирующиеся на классических подходах механики сплошной среды и сопротивления материалов не охватывают всего многообразия форм конструкций и концентраторов напряжений и имеются лишь для весьма ограниченного числа расчетных схем как правило лишь в линейной упрощенной постановке задачи. Их использование наиболее затруднено при анализе конструкции.
При выполнении расчетов общее напряженное состояние трубопроводной обвязки удобно разложить на отдельные независимые составляющие по трем признакам: происхождению ориентации (направленности) методике расчетов.
По признаку происхождения суммирование напряжений выполняется следующим образом:
где – напряжения от воздействия внутреннего давления
– напряжения температурные
– напряжения изгиба от воздействия различных сил (собственный вес трубопровода включающий вес трубы нефти; реакция опоры; температурные воздействия; внутреннее давление в трубе и т.д.).
Суммирование выполняется с учетом направлений (векторно). По признаку направления действия общее напряженное состояние трубопроводной обвязки можно разложить на составляющие кольцевые и продольные :
Суммирование выполняется с учетом направлений (векторно).
Использование экспериментальных методов (электро-тензометрического магнитоупругого акустического и других) для оценки НДС ограничивается необходимостью непосредственного контакта датчиков со стенкой трубы необходимостью настройки (тарировки) приборов на конкретный объект и материал невозможностью производить измерения при уровне механических напряжений порядка 09sт и выше.
Для оценки состояния конструкций сложной формы наиболее применимы численные методы в первую очередь метод конечных элементов и метод конечных разностей. Основным преимуществом этих методов является высокая степень компьютеризации расчетов что позволяет в широких пределах варьировать значения отдельных расчетных параметров и оценивать степень их влияния на НДС.
На сегодняшний день наибольшее применение в практике исследования НДС промышленных конструкций имеет метод конечных элементов (МКЭ) что напрямую связано с ростом возможностей персональных компьютеров и специального программного обеспечения. В отличие от метода конечных разностей аппроксимация положенная в основу метода конечных элементов имеет явно выраженную физическую природу. Последнее дает возможность для широкого обобщения и позволяет вести прямой контроль за поведением конструкции в процессе счета. В основу метода конечных элементов положено расчленение рассматриваемой конструкции на элементы простой геометрической конфигурации.
Трубчатая конструкция делится на конечные элементы отражающие топологическую геометрическую физическую и технологическую структуры конструкции. Также устанавливаются факторы взаимодействия с окружающей средой: температура внешние сосредоточенные нагрузки и т.д.
Учет отпора грунта продольным и поперечным перемещением трубопровода производился введением дополнительных осевых сил в местах поворота труб вектор и модуль которых вычислялся итерационным путем в зависимости от направления и перемещений. Расчет с помощью метода конечных элементов включает следующие этапы:
разбиение конструкции на конечные элементы;
построение для выделенных и конечных элементов матриц жесткости и векторов определяющих зависимости между реакциями и перемещениями в узлах элемента;
формирование разрешающей системы линейных алгебраических или дифференциальных уравнений;
решение полученной системы уравнений и установление полей перемещений внутренних силовых факторов температуры напряжений и т.д.;
обработку результирующей информации и ее анализ.
Для рассчитываемой конструкции задаются:
данные по геометрии конструкции;
закрепление отдельных узлов и граничные условия;
нагрузки: внутреннее давление собственный вес и вес продукта сосредоточенные нагрузки;
температура по участкам трубопровода;
свойства материалов.
Свойства материалов характеризуются следующими параметрами таблицы материалов:
модуль Юнга (модуль упругости);
коэффициент Пуассона (коэффициент поперечной деформации);
коэффициент теплового расширения;
внешний диаметр трубы ;
толщина стенки трубы ;
погонный вес трубы рассматриваемого сечения с весом перекачиваемой средой.
Таблица температур должна охватывать предполагаемый диапазон средних температур элементов к которым относятся таблицы данных материалов.
Каждый незакрепленный узел имеет шесть степеней свободы.
Погонный вес трубы с весом перекачиваемой жидкости используется для вычисления нагрузок на элементы от силы тяжести. Сдвиги моменты вращения закрепленных концов и т.д. вычисляются автоматически и прилагаются как эквивалентные узловые нагрузки. Значения внутреннего давления используются для вычисления деформаций элементов.
Согласно представленной схеме расчета (рисунок 13) путем моделирования конструктивных узлов рассчитываемой системы таких как насосы задвижки обратные клапаны прямолинейные и криволинейные участки труб с техническими характеристиками приближающим систему к реальному эксплуатационному состоянию можно получить правильную прочностную оценку надежности насосно-трубной системы магистральной НПС.
Выбор конечного элемента определяется возможностью описания геометрии рассчитываемой системы расчетной моделью конструкции. Для расчета трубопровода состоящего из прямолинейных и крутоизогнутых участков наиболее удобным конечным элементом является линейный элемент простой формы (упругая балка) (рисунок 14).
Рисунок 14 – Обозначения координат и величин
Криволинейные участки заменяются совокупностью линейных элементов являющихся сторонами вписанного многоугольника. Разбивку системы на элементы производят с учетом того чтобы каждый конечный элемент обладал постоянными свойствами. Под этим понимается что в пределах элемента все параметры – диаметр и толщина стенки трубы рабочее давление температурный перепад категория участка физико-механические свойства трубы должны быть одинаковы. Следовательно узловые точки – места стыковки элементов обязательно назначаются в сечениях по длине рассматриваемого участка трубопровода которые являются границей изменения этих параметров. В качестве расчетной схемы трубопровода представляющего совокупность прямолинейных участков принимаем стержневую систему.
Внутреннее давление и температурный перепад в общем случае являются функцией координаты Y т.е. изменяются по длине трубопровода. Их представляют в виде дискретно-постоянных величин и в таком виде задают при расчете протяженного участка трубопровода. Площадь трубы в свету и площадь сечения стенок трубы являются функциями диаметра и толщины стенки трубы также изменяются по длине всегда дискретно-постоянно т.к. протяженный участок трубопровода состоит в общем случае из труб отводов и колен разной толщины а в некоторых случаях и разных диаметров. Такой закон изменения по длине (дискретно-постоянный) характерен для кольцевых напряжений которые являются функцией давления диаметра и толщины стенки трубы. Элементы объединяются в заданную систему на основе условий равновесия и равенства деформаций и перемещений в местах соединения этих элементов (узлах).
Уравнение упругой балки находящейся под действием поперечных нагрузок имеет следующий вид:
где – смещение оси трубы по вертикали;
– координата вдоль оси трубы;
– изгибающий момент относительно оси Х;
– момент поперечного сечения трубы относительно оси Х;
где – распределение поперечной нагрузки на трубу.
Предполагая что (Y Z) являются осями сечения и что ось X нормальна к сечению свойства сечения вычисляются по вводным параметра следующим образом:
внешний и внутренний радиус:
площадь поперечного сечения (осевые деформации):
главные моменты инерции (изгиб):
полярный момент инерции (кручение):
эффективная площадь сдвига (деформация сдвига):
Заметим что коэффициент формы сечения для сдвига () может вводиться для расчета непосредственно. Если же он неизвестен то коэффициент формы сечения вычисляется по формуле:
Поскольку механические характеристики материала и геометрические параметры трубы не изменяются (точнее кусочно-постоянные) то из выражения (8) получаем:
Это и есть основное уравнение поперечного уравнения изгиба которое нужно решать при различных выражениях . В этом уравнении многообразие действующих сил (нагрузок) выражается правильным заданием выражения .
По найденным смещениям вычисляются в каждом сечении трубы изгибающий момент М(y) напряжения изгиба касательные напряжения по следующим формулам:
где – расстояние точки сечения от оси трубы;
– площадь поперечного сечения трубы (металла).
Напряжения рассчитываются методом конечных разностей и методом конечных элементов. Метод конечных разностей основан на замене всех производных конечными разностями. Для этого ось разбивают на сетку шагом h. Полученные точки пронумеровываются индексами i i+1 i+2
Производные заменяются приближенными разностями:
Подставляя выражение (22) в уравнение (18) получаем конечно-разностное уравнение равновесия упругого стержня (трубы):
Подставляя выражения (22) в формулы (19) (20) (21) получаем аналогично выражения для сил моментов и напряжений для каждого упругого стержня.
Суть метода конечных элементов заключается в том что равновесное положение всей конструкции рассматривается как совокупность локальных равновесии конечных элементов. Условие равновесия выражается через минимизацию энергии упругой деформации.
Дифференциальное уравнение продольно-поперечного изгиба упругой балки имеет вид:
где – поперечно-распределенная нагрузка в трубопроводе;
– продольное эквивалентное (суммарное) усилие определяемое по формуле:
где – кольцевое напряжение в стенке трубы;
– коэффициент линейного расширения материала трубы;
– расчетный температурный перепад;
– площадь поперечного сечения стенки трубы.
Положительному знаку продольного усилия N соответствует растяжение.
Подставляя в формулу (24) выражения (22) для производных и проводя несложные преобразования получаем следующее выражение для вертикального смещения центрального узла конечно-разностной или конечно-элементной сетки:
В результате расчета получаем следующие параметры напряженно-деформированного состояния:
для правого и левого концов каждого линейного элемента вычисляются продольные и перерезывающие силы
изгибающие и крутящие моменты
значения перемещений по каждому узлу
нормальные касательные и эквивалентные напряжения.
Результаты расчета позволяют выявить ряд новых факторов напряженно-деформированного состояния рассматриваемых систем и определить пути повышения эксплуатационной надежности.
Если по результатам расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) обнаруживаются признаки того что в каком-то сечении трубопровода напряжения превышают предел текучести то продолжать дальнейшие расчеты (уточнение напряжений определение прочности остаточного ресурса) не имеет смысла так как это уже является опасность при которой требуются немедленное снижение давления и ликвидация дефекта.
Блочная кустовая насосная станция – одно из самых важных и конструктивно сложных звеньев в системе оборудования поддержания пластового давления. По мере эксплуатации на месторождениях с разными геолого-техническими и климатическими условиями возникает необходимость постоянного усовершенствования конструкции отдельных блоков БКНС в том числе и блока напорной гребёнки.
Анализ эксплуатации БКНС показал что на некоторых месторождениях возникает необходимость использования двух блоков напорной гребёнки. Что ведёт к непосредственному удорожанию комплектации БКНС.
При монтаже второго блока гребёнки потребуется дополнительные затраты на обустройство площадки и увеличения количества технологических трубопроводов и комплектующих изделий. Поэтому я предлагаю вместо двух блоков напорной гребёнки с одноуровневым расположением водоводов исползовать блок напорной гребёнки с двухуровневым расположением водоводов.
Рисунок 15 – Блок гребёнки с двухуровневым расположением водоводов
Преимущества блока напорной гребёнки с двухуровневым расположением водоводов заключаются в следующем:
более компактное расположение водоводов;
удобство технического обслуживания и ремонта;
снижение стоимости комплекта БКНС;
снижение затрат на монтаж оборудования.
Расчеты на прочность и долговечность имеют важное значение поскольку позволяют определить те допустимые нагрузки при которых происходит разрушение конструкции.
В процессе эксплуатации трубы испытывают определенные нагрузки в частности подвергаются растяжению под действием внутреннего давления.
Поэтому очень важно знать то есть предельные нагрузки которые может испытать труба чтобы избежать аварийных ситуаций. Для труб подвергнутых действию внутреннего равномерно радиального давления (рисунок 16).
Рисунок 16 – Распределение нагрузки в цилиндрической трубе
В произвольной точке стенки трубы находящейся на расстоянии от центра окружные (тангенциальные) t и радиальные r (нормальные) напряжения представленные на рисунке 17 определяются по формулам:
где – равномерное радиальное внутренние давление МПа;
– равномерное радиальное наружнее давление в нашем случае =0;
– внутренний радиус трубы мм;
– внешний радиус трубы мм;
– расстояние до центра мм;
Рисунок 17 – Нагрузка на произвольную точку трубы
В нашем случае наружний диаметр трубы равен 57 милиметров а внутренний диаметр 50 миллиметра. По результатам наших вычислений можно построить эпюры распределения напряжений по сечению трубы (рисунок 18).
Рисунок 18 – Эпюры распределения напряжений по сечению трубы
В опасных точках внутренней поверхности трубы расчетное уравнение теории прочности (5 гипотеза прочности О.Мора) будет иметь вид формула:
но для материала одинаково сопротивляющемуся растяжению и сжатию и следовательно расчетное уравнение (34) примет более простой вид:
что вполне удовлетворяет условиям прочности для материала трубки (сталь 20).
Изменение внутреннего и внешнего радиусов трубы найдем по формулам:
где – модуль продольной упругости материала трубы
В результате расчетов трубы на допустимые нагрузки получили то что в процессе эксплуатации моего усовершенствования не произойдет разрушения от чрезмерной нагрузки.
5.2 Определение усилий действующих на фланцевое соединение
Наиболее распространено соединение деталей с помощью фланцев. При этом уплотнение осуществляется металлическим кольцом овального типа (рисунок 19). Размеры всех фланцевых соединений предусмотрены ГОСТом. В нашем случае кольцо соприкасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев в месте их соприкосновения.
Рисунок 19 – Уплотнение с двухсторонним контактом прокладки
Расчет усилий при уплотнении с двухсторонним контактом прокладки (рисунок 19). Усилие предварительной затяжки в этом случае определяют по давлению допустимого предварительного смятия:
где – средний диаметр кольца (считается что уплотнение может происходить как по внутреннему так и по наружному скосу канавки на фланце);
– эффективная ширина прокладки (суммарная ширина уплотняющего пояска у кольца) мм;
– допустимое давление (для мягких сталей например ст. 20 =127 МПа а для более твердых например 1Х18Н9 =172 МПа).
Усилие действующее при эксплуатации учитывает:
действие давления разжимающего фланцы;
остаточное усилие затяжки которое должно быть достаточным для уплотнения соединения;
влияние температуры перекачиваемой среды ;
усилие отводящих манифольдов .
Рисунок 20 – Схема фланцевого соединения деталей арматуры
Две первые составляющие приведены в формуле (39):
где – давление в соединении МПа;
– прокладочный коэффициент зависящий от упругих свойств материала прокладки (для мягкой стали =55 для более твёрдой = 65).
При работе арматуры с газом или со смесью жидкости и газа в формулу (39) вводят коэффициент .
При подаче теплоносителя (например пара) или отборе пластовой жидкости с высокой температурой металл фланцевого соединения около проходного сечения и прокладка нагреваются. Температура шпилек будет ниже так как условия их охлаждения лучше.
В результате температурное расширение деталей фланцевого соединения и прокладки становится больше чем шпилек и они нагружаются дополнительным усилием . Считая (для упрощения) фланцевые окончания деталей жёсткими а шпильки и прокладку упругими определяют возникающее усилие по формуле:
где – разность температур фланца и шпилек °C;
– длина растягиваемой части шпильки м;
– коэффициент теплового расширения материала фланца 1°С;
– высота прокладки между поверхностями ее опоры о соседние фланцы мм;
– модули упругости шпилек и прокладки соответственно МПа;
– площади горизонтального сечения шпильки и прокладки соответственно мм2.
Разность температур фланца и шпилек в начале прогрева близка к 20°С а при установившемся режиме – к 10°С. Несмотря на небольшую разность температур усилия вызываемые ею соизмеримы с усилиями которые определены по формуле (41):
Обозначения приведены на рисунке 19.
Получается рычаг к которому приложена сила в центре тяжести отвода между тройником и надёжной опорой отвода.
Рычаг опирается о прокладку фланца и растягивает часть шпилек. Это шпильки наиболее удаленные от оси создающего изгибающий момент. Так как расстояние до центра тяжести отвода от оси соединения измеряется обычно метрами а от опоры фланца до шпилек – сантиметрами существенный вес отвода создает большую дополнительную нагрузку на шпильки которую можно рассчитать по формуле (41):
где – изгибающий момент равный произведению расстояния от центра тяжести отвода до оси арматуры устья на силу тяжести отвода Н·м;
– диаметр окружности проведенной через оси болтов м.
Поскольку это усилие воспринимается только частью шпилек условно принимаем что нагрузка передаётся третей части всех шпилек соединения.
Действительно при шести шпильках две расположенные ближе к отводу будут разгружены на двух средних нагрузка не изменится и у двух шпилек нагрузка увеличится. Таким образом общее усилие действующее на наиболее нагруженную шпильку фланцевого соединения при работе арматуры можно принять примерно равным формула (42):
где – число шпилек в соединении;
Напряжение в наиболее нагруженной шпильке можно рассчитать по формуле (43)
У нас получилось что что не превышает предельную допускаемую нагрузку для данного материала (сталь 20).
Фланец рассчитывают по наиболее опасному сечению АС (рисунок 19). При расчёте фланца его можно представить в виде консольной балки с заделкой в сечении АС. В соответствии с обозначениями уравнение для расчёта изгибающего момента балки запишется так :
Момент сопротивления опасного сечения найдем по формуле (46):
Напряжение в опасном сечении найдем по формуле (47):
Допустимое напряжение =160 МПа определяют по пределу текучести материала фланца при запасе прочности 25. Согласно полученным расчётам получили что фланец удовлетворяет условиям прочности.
На рисунке 21 приведены усилия действующие на клин задвижки.
Рисунок 21 – Схема усилий действующих на клин задвижки
Сила гидростатического давления среды действующее на левый диск первый со стороны входа среды вычисляются по формуле (48)
где – сила гидростатичесгое давление среды Н;
ру – условное давление МПа;
– внутренний диаметр уплотнительного кольца м;
– ширина уплотнительных колец м.
Исходя из условий непроницаемости соприкасающихся поверхностей усилие возникающие между уплотнительными поверхностями корпуса и клина со стороны входа среды может быть выражена формулой (21)
где – удельное давление необходимое для создания непроницаемости;
- наружний диаметр уплотнительного кольца м;
Приближенно вторую силу можно найти по формуле:
Определим усилие по оси шпинделя при коэффициенте трения между уплотнительными поверхностями и угле клина при вершине :
Крутящий момент маховика который нужно приложить к шпинделю при помощи маховика для достижения плотности закрытия клина задвижки определяется формулой (52) схема расчета представлена на рисунке 22:
Рисунок 22 - Схема к расчету шпинделя
где - крутящий момент трения в резьбе гайки
- крутящий момент трения в сальнике
- крутящий момент трения в кольце буртика шпинделя
М1 М2 М3 соответственно высчитываются по формулам (53) (54) (55):
где - усилие вдоль шпинделя Н;
- средний диаметр резьбы м;
a - угол подъема резьбы градус;
r - угол трения резьбы градус;
где - коэффициенты трения;
- удельное давление набивки сальника на шпиндель Па;
- глубина набивки сальника м;
- диаметр шпинделя м;
где - коэффициент трения;
- наружний и внутренний радиус трения в буртике м.
Крутящий момент маховика составит:
Напряжения кручения в шпинделе вычисляются по формуле (28):
где - внутренний диаметр резьбы м;
что удовлетворяет запасу прочности для материала шпинделя (сталь 30Х13) для которого допустимое напряжение при сжатие равно следовательно достигается необходимый запас прочности.
Напряжение сжатия в резьбовой части шпинделя рассчитывается по формуле (57)
Сложное напряжение от кручения и сжатия рассчитывается по формуле:
Следовательно можно сделать такой вывод что установленная мной задвижка будет работать при выбранных мной режимах работы и достигается необходимый запас прочности.
Уровень унификации и стандартизации изделий определяется с помощью системы показателей:
а) коэффициент унификации;
б) коэффициент нормализации;
Коэффициент унификации определим по формуле:
где количество унифицированных деталей в изделии;
общее количество деталей;
Коэффициент нормализации определим по формуле:
где число нормализованных деталей в изделии;
Опыт противокоррозионной защиты в нашей стране и за рубежом показывает что в нефтяной промышленности могут быть использованы следующие методы борьбы с коррозией:
технологические направленные на сохранение первоначально низкой агрессивности добываемой продукции (нефти газа и воды) или создание наиболее благоприятных с точки зрения защиты коррозии условий эксплуатации того или иного нефтедобывающего оборудования;
специальные средства защиты включающие применение ингибиторов коррозии защитных покрытий неметаллических материалов коррозионно-стойких металлов и сплавов а также электрохимической (катодной или протекторной) защиты.
Применение каждого из указанных методов борьбы с коррозией в условиях добычи нефти и газа имеет свои специфические особенности которые необходимо учитывать при разработке или внедрении эффективно-действующей системы защиты.
Наибольший интерес в рассматриваемых условиях представляет сочетание технологических методов и ингибиторов коррозии. Получаемый при этом эффект защиты во многом зависит от принятой системы разработки нефтяных месторождений конструкции скважин схемы сбора и подготовки нефти и газа на промыслах системы утилизации сточных вод и других факторов тесно связанных с техникой и технологией добычи нефти и газа. Эти вопросы требуют детального рассмотрения и анализа.
Напротив эффективность использования защитных покрытий неметаллических материалов коррозионно-стойких металлов и сплавов а также электрохимической защиты определяется не столько технологией добычи нефти и газа сколько присущей только им спецификой применения этих методов:
техникой и технологией нанесения защитных покрытий
стойкостью и конструкционными свойствами неметаллических материалов
особенностями применения катодной и протекторной защиты на том или ином объекте.
Эти методы защиты от коррозии широко используются во многих отраслях промышленности особенность их применения в различных условиях достаточно хорошо изучена а их эффективность в значительной мере оценена длительным промышленным опытом.
Под технологическими методами борьбы с коррозией следует понимать следующие мероприятия: сохранение или поддержание первоначально низкой коррозионной активности среды; предотвращение попадания в нефть газ и сточные воды агрессивных компонентов (сероводорода и кислорода) из различных источников; создание для действующего оборудования и коммуникации нефтепромыслов наиболее благоприятных условий эксплуатации в агрессивной среде.
Технологические методы защиты от коррозии в большинстве случаев носят предупредительный (профилактический) характер.
При закачке в пласт сточных вод в условиях не полностью предотвращающих контакт сточных вод с атмосферным воздухом и другими жидкостями резко изменяются их агрессивные свойства.
Чтобы предупредить заражение добываемой нефти и отделяемой от нее пластовой (опресненной) воды сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) пресные и подземные воды или морская вода предназначенные для закачки в пласт должны быть предварительно проверены на наличие СВБ. Очевидно предпочтение следует отдавать тем водам в которых эти бактерии отсутствуют. Если такого выбора нет воду закачиваемую в продуктивный пласт подвергают бактерицидной обработке подавляющей жизнедеятельность СВБ.
При проектировании системы технологических установок по подготовке сточных вод необходимо в первую очередь позаботиться о раздельной обработке сероводородсодержащих и железосодержащих вод исключая тот случай когда взаимодействие этих вод предусмотрено технологией.
Пластовые воды не содержащие сероводорода при соблюдении некоторых элементарных технических правил можно без особой подготовки направлять в систему заводнения и закачивать в пласт.
На этом пути их первоначально низкая коррозионная агрессивность может возрасти вследствие возможного влияния ряда факторов. Поскольку ливневые и канализационные воды насыщены кислородом смешивать их с отделяемыми от нефти пластовыми водами нельзя. Эти воды собирают отдельно (объем их сравнительно невелик) отстаивают и направляют в деаэратор на обескислороживание. Затем их смешивают с основной массой сточных вод.
Кислород воздуха может попасть в сточные воды при неправильной эксплуатации системы водовод - насос. На некоторых самотечных участках транспорта воды при работе центробежных насосов и недостаточного напора на их приеме создается вакуум. В этом случае в перекачиваемую воду засасывается большое количество воздуха и она становится весьма агрессивной.
Воздух может попасть в воду при недостаточном подпоре жидкости на приеме насоса откачивающего воду из резервуаров и в том случае если не соблюдаются правила остановки и пуска центробежных насосов.
В открытопадающих струях воды резервуаров предварительного отстоя и при заполнении отстойных емкостей водой также происходит значительный захват кислорода из атмосферы. Атмосферный воздух может попасть в сточные воды и другими путями. Поэтому содержание кислорода в сточных водах постоянно контролируют выявляют источники его поступления в воду и быстро устраняют вызвавшие его причины.
Значительную опасность для сточных вод представляет смешение их с пресными которое иногда допускают при недогрузке центробежных насосов на кустовых станциях системы заводнения.
Нагнетательная скважина – одно из самых дорогостоящих сооружений в системе заводнения промыслов. Для защиты обсадной колонны от коррозии сточные воды следует закачивать только по насосно-компрессорным трубам. Особое внимание при этом нужно обратить на герметичность резьбовых соединений труб. Для повышения надежности резьбовых соединений применяют специальные смазки.
Кольцевое пространство между трубами скважины во избежание подъема минерализованной воды следует изолировать от действия закачиваемой в пласт сточной воды пакерами. Надпакерное пространство в скважине рекомендуется заполнять пресной водой с добавкой кислородудаляющих агентов например гидрата гидразина и формальдегида. Другой способ защиты от коррозии – цементирование затрубного пространства обсадной колонны которое разобщая вышележащие водоносные горизонты одновременно обеспечивает защиту поверхности колонны от коррозии.
Применение ингибиторов в двухфазных средах типа сточная вода - нефть имеет ряд специфических особенностей. К подготовленным к закачке в продуктивные пласты сточным водам предъявляются определенные требования по содержанию в них посторонних взвешенных частиц и нефти. Поэтому вводимые в эти среды ингибиторы не должны ухудшать фильтрационных характеристик сточных вод. Подбор ингибиторов коррозии для минерализованных вод удовлетворяющих различным требованиям представляет довольно серьезную проблему.
Поиск эффективных ингибиторов для отделяемых от нефти сточных вод проводится главным образом среди водо- и углеводородорастворимых реагентов коллоидного типа. Преимущественное использование этих соединений в минерализованных водах обусловлено тем что в них неизбежно присутствует остаточное количество гетерогенной фазы - нефти.
Анализ результатов сравнительных испытаний большого числа ингибиторов в условиях интенсивного движения среды и аэрации показал что достаточный эффект защиты в нейтральных соленых водах дает небольшое число испытанных реагентов.
Многие из них были в ходе экспериментов отбракованы как продукты синтез которых сложен и не обеспечен доступным и дешевым сырьем. От эффективных углеводородорастворимых реагентов введение которых в сточные воды ухудшает их качество как заводняемого агента пришлось отказаться. Действительно с этими веществами в среду дополнительно поступает растворитель углеводород в количествах значительно превышающих нормы на содержание в сточных водах остаточной нефти (20 мгл).
В минерализованных водах не содержащих неполярной фазы защитное действие углеводородорастворимых ингибиторов коррозии намного больше чем вододиспергируемых реагентов. Поэтому преимущество вододиспергируемых ингибиторов по сравнению с углеводородорастворимыми проявляется лишь в тех средах в которых содержится остаточное количество нефти. Сточные воды нефтепромыслов относятся именно к таким средам.
Тормозящее действие любых ингибиторов коррозии обусловлено воздействием их на кинетику электрохимических реакций лежащих в основе коррозионного процесса. Механизм защитного действия ингибиторов связан в первую очередь с их адсорбцией на границе раздела металл - среда.
Однако сама адсорбция ингибирующих частиц на корродирующей поверхности еще не определяет полностью фактического эффекта ингибитора хотя и является необходимым условием для проявления им ингибирующего действия.
Поскольку в процессе адсорбции участвуют сам ингибитор (адсорбент) металл (адсорбат) и жидкая фаза (адсорбтив) результирующее защитное действие тормозящей добавки зависит от многих факторов:
физико-химических свойств корродирующего металла заряда его поверхности
электрохимических особенностей протекания на металле коррозионного процесса
характера катодной и анодной реакций
величины и природы перенапряжения электродного процесса
структуры молекулы ингибитора и прочности ее связи с поверхностью металла
концентрации адсорбирующегося вещества и степени заполнения им поверхности металла
строения и проницаемости защитного слоя ингибитора на границе раздела фаз возможных протекающих здесь поверхностно - химических реакций или химических превращений ингибитора
температуры присутствия на корродирующей поверхности посторонних адсорбированных веществ способствующих или мешающих протеканию адсорбции данного ингибитора и т. д.
Существуют две точки зрения на механизм влияния органических ингибиторов коррозии на кинетику электрохимического растворения металлов.
Согласно одной точке зрения механизм действия адсорбированного вещества состоит в изменении распределения заряда в двойном электрическом слое в результате чего происходит замедление или ускорение одного из элементарных актов электрохимического растворения металла.
Согласно другой – адсорбция ингибитора вызывает торможение электрохимической реакции вследствие блокирования (сокращении) активной поверхности металла. При полном или частичном покрытии поверхности и достаточно прочной (необратимой) адсорбции тормозящих частиц электрохимическое растворение металла прекращается и может начаться вновь лишь при частичном или полном освобождении этой поверхности от адсорбированных веществ.
Таким образом скорость электрохимического процесса пропорциональна доле поверхности свободной от адсорбированных веществ.
Развитие теории защитного действия ингибиторов идёт сейчас в направлении объединения этих на первый взгляд крайних точек зрения при которой преимущественное проявление того или иного механизма торможения коррозии связано со степенью заполнения адсорбированными частицами корродирующей поверхности металла.
Ингибитор коррозии ДОК-12 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования и трубопроводов по которым перекачиваются водонефтяные эмульсии и минерализованные сточные воды содержащие сероводород и двуокись углерода в том числе и зараженные сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).
Наличие растворенного в нефтепромысловых средах кислорода до 05 мгл не снижает эффективность.
Ингибитор содержит в своем составе:
раствор ПАВ в смеси углеводородных растворителей;
кубового остатка бутиловых спиртов;
КОПБ и нефраса АР -120200;
сольвента нефтяного.
Физико-химические показатели ингибитора коррозии ДОК-12 приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Физико-химические показатели ингибитора коррозии ДОК-12
Наименование показателей
Значение показателей
Однородная подвижная жидкость темно-коричневого цвета
Плотность при 20°С гсм3
Вязкость кинематическая мм2с при
Температура застывания °С не выше
Защитное действие от коррозии при дозировке 50 мгдм3 % не менее
Для защиты трубопроводов системы ППД технология применения ингибитора коррозии ДОК-12 предусматривает подачу реагента в приемный коллектор центробежных насосов по перекачке очищенных сточных вод на кустовые насосные станции.
Для осуществления технологического процесса в промысловых условиях рекомендуется использовать блочную установку БР-25 по ТУ 26-02-541-80 или дозировочные насосы НД по ОСТ 26-06-2003-77.
Технология предусматривает следующие стадии:
) Обработка ударной дозой ингибитора коррозии ДОК-12 из расчета 100 гм3 нефтепромысловой жидкости в течение суток.
) Постоянная дозировка ингибитора коррозии ДОК-12 в количестве до 50 гм3 в системы нефтесбора и ППД.
Периодичность обработки ударной дозой реагента ориентировочно через каждые 3-6 месяцев и определяется в процессе применения.
После перерывов в применении реагента подачу ингибитора коррозии ДОК-12 начинать с ударной дозы.
Технологические свойства ингибитора позволяют осуществлять закачку реагента в состоянии поставки до температуры минус 50°С.
В точках контроля рекомендуется производить отбор проб пластовой и сточной воды для определения концентрации агрессивных газов.
Контроль защитного действия ингибитора осуществляется гравиметрическим методом по образцам-свидетелям обработка контрольных образцов до и после испытаний согласно ГОСТ 9. 506-87.
Образцы свидетели устанавливают на действующем оборудовании через лубрикаторные устройства в кассетах из инертного материала. Защитное действие ингибитора определяется путем сравнения скорости коррозии образцов-свидетелей установленных в трубопровод до и в процессе закачки ингибитора. Время выдержки образцов при снятии контрольной скорости коррозии должно быть равно времени выдержки образцов в среде с ингибитором.
Для выявления оптимального расхода ингибитора производят несколько серий испытаний меняя его концентрацию от 20 до 50 гм3. Минимальная концентрация при которой обеспечивается степень защиты 85-90% является оптимальной.
Основными источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферу при производстве блоков БКНС является сварочные работы газовая резка металлообрабатывающие станки. Основные компоненты загрязнения – компоненты сварочного аэрозоля железа оксид пыль абразивная.
Проведение инвентаризации выбросов показало что выбросы составляют 213.9218 тонн и включают 55 наименований загрязняющих веществ. Предприятие относится ко второй категории опасности так как КОП=18034.5. Предприятие расположено в промышленной зоне северной части города на двух площадках и граничит по периметру со следующими предприятиями:
с северной части – улица Северная ОЗЖБК;
с западной части – «Геофизприбор»;
с южной части – улица Луначарского;
с восточной стороны – завод керамической плитки.
Кроме того на предприятии есть цех чугунного и стального литья. Основным источником загрязнения является вагранка литьевые машины плавильные печи прокалочные печи галтовочный барабан дробеметные очистные установки а также модельные участки с деревообработкой и выплавкой модельной массы из парафина изготовление оболочковых форм. Основные загрязняющие вещества:
углеводороды предельные.
В КПЦ основным источником загрязнения является пресса горячей штамповки печи нагревательные газовые и пылевые. Загрязняющие вещества:
На участке гальванопокрытий и участке печатных плат загрязняющие вещества:
Большой объем работ связанный с пайкой производится в 20 цеху и на электромонтажном участке. Основные загрязняющие вещества:
свинец и его соединения
На предприятии производят большой объем лакокрасочных работ. Основные загрязняющие вещества:
летучие компоненты красок и растворителей
уайт-спирит и другие.
На обеих площадках имеется участок деревообработки. Основное загрязняющее атмосферу вещество – пыль древесная.
На балансе предприятия имеется стоянка легкового автотранспорта на 186 единиц. Основные загрязняющие вещества – компоненты выхлопных газов. Данные по количеству вредных выбросов сведены в таблицу 2.
Таблица 2 – Характеристика вредных выбросов
Фториды газообразные
Продолжение таблицы 2
Итого: всего веществ
Определяем коэффициент опасности (КОП) по данным выбросов вредных веществ в атмосферу приведенных в таблице 2 :
где – коэффициент опасности предприятия;
– масса выброса -го вещества тгод;
– среднесуточная предельно допустимая концентрация-го вещества мгм3;
– безразмерная константа позволяющая соотнести степень вредности
вещества с вредностью сернистого газа;
– количество загрязняющих веществ выбрасываемых предприятием.
В 2005 году по сравнению с 2004 годом произошло увеличение валового выброса на 61083 тонны среди них:
увеличение по твердым веществам составляет 6582 тонны;
увеличение выброса по газообразным и жидким составило 54397 тонны.
В лакокрасочных камерах применяются фильтры эффективность их работы представлена в таблице 3.
Таблица 3 – Эффективность применения фильтров
Концентрация вредных веществ на входе гм3
Концентрация вредных веществ на выходе гм3
Таким образом мы видим что эффективность применения фильтров очень высока.
В сборочном цехе производится сборка блока измерительных линии и блока контроля качества и их окраска. Помещение цеха делится на сварочное отделение покрасочное а также участка механической обработки.
При окраске установок пользуются легко воспламеняющимися лакокрасочными изделиями характеристика которых с точки зрения пожароопасности приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Характеристики пожароопасности веществ.
Наименование вещества
Температура воспламенения °С
Малярное отделение относится к взрывоопасной категории типа А так как имеются вещества с температурой вспышки меньше 28°С. Поэтому для снижения объема взрывоопасной концентрации веществ применяется принудительная вентиляция.
Остальные отделения цеха кроме сварочного относятся к пожароопасной категории производства Г так как здесь применяют несгораемые вещества и материалы в горячем и раскаленном состоянии. Здание цеха имеет один этаж и площадь между противоположными стенами не превышает 5600 м3. Здание относится к трудносгораемым и имеют вторую степень огнестойкости.
В помещении цеха выделяется горючая пыль способная переходить во взвешенное состояние и создавать опасность загорания но не взрыва из-за относительно малой не взрывоопасной концентрации. Поэтому в соответствии с правилами устройства электроустановок покрасочное отделение малярного помещения имеет класс П-II остальная часть цеха имеет класс пожароопасности П-IIа так как там отсутствует горючая пыль во взвешенном состоянии.
По электробезопасности здание цеха относится к категории помещения с повышенной опасностью так как имеются металлические полы. Для обеспечения электробезопасности в цехе имеется защитное заземление. В таблицах 5 6 7 представлен микроклимат рабочих мест для работников.
Микроклиматические параметры на производственных объектах нормируются в соответствии с действующими санитарными нормами и стандартами. Метрологические условия регламентируются по оптимальной и допустимой величине температуры относительной влажности и скорости движения воздуха. Значения последних устанавливаются с учетом избытков явной теплоты тяжести выполняемой работы и времени года.
Одним из причин возможных травм при производстве термостатированного цилиндра является поражение электрическим током поэтому электрооборудование должно быть заземлено для этого проведем проверочный расчет.
В ПУЭ нормируются сопротивления заземления в зависимости от напряжения электроустановок. В электроустановках мощностью свыше 100 кВт сопротивление заземляющего устройства должно быть не выше 4 Ом. Расчетный ток замыкания на землю принимается равным
Расчетное удельное сопротивление грунта находим по формуле:
где – удельное сопротивление грунта полученное измерением или из справочной литературы;
– климатический коэффициент;
Сопротивление естественных заземлителей равно
Сопротивление искусственного заземлителя находим по формуле :
Сопротивление одиночного вертикального заземлителя находим по формуле:
где – эквивалентный диаметр стержней
–длина стержней L=25 м;
– глубина заложения середины стержня Н=625 м.
Длина соединительной полосы принимается равным В=296 м.
Сопротивление соединительной полосы находим по формуле 39
где – длина сечения полосы b=004 м;
– глубина заложения центра полосы =05 м.
Требуемое сопротивление растеканию вертикальных стержней находим по формуле:
Число вертикальных стержней находим по формуле:
где – коэффициент использования соединительной полосы
Принимаем число стержней равным 8
Таким образом данная система защитного заземления удовлетворяет требованиям техники безопасности.
Блочная кустовая насосная станция – одно из самых важных и конструктивно сложных звеньев в системе оборудования поддержания пластового давления. По мере эксплуатации на месторождениях с разными геолого-техническими и климатическими условиями возникает необходимость постоянного усовершенствования конструкции отдельных блоков БКНС в том числе и блока напорной гребёнки. Анализ эксплуатации БКНС показал что на некоторых месторождениях возникает необходимость использования двух блоков напорной гребёнки. Что ведёт к непосредственному удорожанию комплектации БКНС. При монтаже второго блока гребёнки потребуется дополнительные затраты на обустройство площадки и увеличения количества технологических трубопроводов и комплектующих изделий. Поэтому я предлагаю вместо двух блоков напорной гребёнки с одноуровневым расположением водоводов исползовать блок напорной гребёнки с двухуровневым расположением водоводов.
2 База сравнения и исходные данные для расчёта
Базовая цена блока напорной гребёнки составляет – 693 444 руб.
Расчёт стоимости основных и вспомогательных материалов покупных комплектующих изделий производится в таблицах 8 9 10 11 12 .
Таблица 8 – Расчет стоимости основных материалов
Наименование материала
Фланец ГОСТ 12821-80 шт.
Итого на комплект (2 шт.)
Таблица 9 – Расчет стоимости вспомогательных материалов
Проволока 16 Св-08Г2С
Кислород технический
Таблица 10 – Расчет стоимости покупных изделий
Задвижка ЗМС65-210 шт.
Датчик расхода счётчика ДРС.М-50 шт.
Клапан К2102-015 шт.
Разделитель мембранный РМ200 шт.
Таблица 11 – Расчет основной заработной платы
Наименование операций
Районный коэффициент (015)
Таблица 12 – Расчет стоимости усовершенствования блока напорной гребёнки
Вспомогательные материалы
Транспортно-заготовительные расходы (10%)
Топливо и энергия на технологические цели (8%)
Основная заработная плата
Дополнительная заработная плата (20%) (от ст. 6)
Отчисления на социальные нужды (36%) (от ст. 67)
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования (22%) (от ст. 67)
Расходы по подготовке и освоению производства (18%) (от ст. 67)
Цеховые расходы (5%) (от ст. 67)
Общепроизводственные расходы (287%) (от ст. 67)
Производственная себестоимость продукции
Внепроизводственные расходы (2%) (от ст. 12а)
Полная себестоимость
Прибыль (18%) (от ст. 13а)
Налог на добавленную стоимость (18%) (от ст. 14а)
Цена усовершенствованного блока напорной гребёнки :
где – базовая цена блока напорной гребёнки руб.;
– цена усовершенствования руб.;
Таблица 13 – Расчет годовых текущих издержек потребителя
Топливо (масло ТП-22С)
– норма расхода масла на один насосный агрегат т
– цена одной тонны масла руб.
Материалы (сальниковая набивка)
– цена одного кг сальниковой набивки руб.
– стоимость 05 кг набивки руб.
– удельная норма расхода электроэнергии кВт·ч
– количество часов работы час.
– средняя стоимость руб.
– затраты в год тыс. руб.
Годовые текущие издержки потребителя не изменяются от внедрения мероприятия.
Рассчитываем экономический эффект за расчетный период по формуле:
где – неизменные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятия;
– коэффициент реновации основных фондов при использовании новой техники определяемый с учетом фактора времени;
– норматив приведения разновременных результатов и затрат к расчетному году принятый равным 01.
где – срок службы или обновления средств труда =9 лет;
Технико-экономические показатели внедрения двухуровневой напорной гребёнки приведены в таблице 14.
Таблица 14 – Технико-экономические показатели внедрения двухуровневой напорной гребёнки
Годовые текущие издержки потребителя тыс. руб.
Коэффициент реновации
Неизменные по годам расчетного срока годовые затраты на реализацию мероприятия тыс. руб.
Экономический эффект за расчетный период тыс. руб.
Средне годовой экономический эффект тыс. руб.
Александров А. В. Потапов В. Д. Державин Б. П. Сопротивление материалов: Учебник для вузов. – 2-е изд. испр. М.: Высш. шк.. 2001. – 560 с.: ил.
Анурьев В. И. Справочник конструктора-машиностроителя: в 3-х т.– 5-е изд. перераб. и доп.–М.: Машиностроение 1980.
Безухов Н. И. Основы теории упругости пластичности и ползучести. - М.: Высшая школа 1968. - 512 с.
Бренц А. Д. Брюгеман А. Ф. Злотникова Л.Г. Планирование нефтяной и газовой промышленности. – М.: «Недра» 1989. – 333 с.
Бухаленко Е. И. Нефтепромысловое оборудование – 2-е изд. перераб. и доп. М. Недра 1990. – 559с: ил.
Вредные вещества в промышленности: Справочник. Под общей ред. Н.В. Лазарева: Т. 1 2 3. - Л.: «Химия» 1976 1977. - 590 623 607 с.
Гоник А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры её предупреждения М. Недра 1976. – 252 с.: – ил.
ГОСТ 12.2.020-76. Электрооборудование взрывозащищённое. Термины и определения. Классификация. Маркировка. - М.: «Издательство стандартов» 1976. - 12 с.
Долин П.А. Справочник по технике безопасности. - М.: «Энергоатомиздат» 1985. - 824 с.
Ишемгужин Е.И. Теоретические основы надежности буровых и нефтепромысловых машин – Уфа:-Изд. Уфимск. нефт. ин-та1981.-84с.
Казаченко А.Б. Основы сопротивления материалов для чертежников-конструкторов. - М.: Машиностроение 1984. - 223 с.
Когаев В.П. Махмутов Н.А. Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. - М.: Машиностроение 1985. - 420 с.
Молчанов Г.В. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М.: «Недра» 1984. – 464с.
Монтаж бурового и эксплуатационного оборудования. А.А.Раабен и др. - М.: Недра 1975.-191с.
Муравьев В.М. Справочник мастера по добычи нефти. – М.: «Недра» 1975. – 64с.
Насибуллин М.М. Хламушкин И.К. Методические указания по составлению экономической части дипломных проектов специальности 170200 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов». Октябрьский: ОФ УГНТУ 2004. – 23 с.
Насосы для добычи нефти: Справочник рабочего. Беззубов А.В. Щекалин Ю.В. – М.: Недра 1986.-224с.
Нефтепромысловое оборудованиеБухаленко Е.И. Вершковой В.В. Джафаров Ш.Т. и др. - М.: Недра 1984. - 465 с.
НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. - М.: «ВНИИПО МВД РФ» 1995. – 16с.
Петров В.А. Хабибуллина Р.Г. Методические указания к оформлению курсовых и дипломных проектов и работ для студентов специальности 1702 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов». Октябрьский: ОФ УГНТУ 2000. – 40 с.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: 1985 – 96с.
Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: Учеб. Пособие для вузов Чичеров Л.Г. Молчанов Г.В. Рабинович А.М. и др. – М.: Недра 1987. – 422 с.
Ремонт и монтаж бурового и нефтегазопромыслового оборудования. Учебное пособие Авербух Б.А. Калашников Н.В. Кершенбаум Я.М. Протасов В.Н. – М.: Недра 1976. – 368с.
Серенсон С.В. Когаев В.П. Шнейдерович Р.М. Несущая способность и расчеты детали машины на прочность. - М.: Недра 1974. - 302 с.
Скороходов Е.А. Общетехнический справочник. М. Машиностроение 1982.
Справочник по машиностроительному черчению. А.А.Чекмарев В.К.Осипов - 2-е изд. перераб. М.: Высш. Шк.; Изд. Центр «Академия» 2000.
Степанов Ю.И. Справочник по единой системе конструкторской документации. - Харьков: Прапор 1981. - 249 с.

Диплом Еремеев Андрей-ТЭП.doc

Федеральное агентство по образованию РФ ГОУ и СПО
ОНК им. С. И. Кувыкина Приложение А
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ВНЕДРЕНИЯ ДВУХУРОВНЕВОЙ НАПОРНОЙ ГРЕБЁНКИ
Годовые текущие издержки потребителя тыс. руб.
Коэффициент реновации
Неизменные по годам расчетного срока годовые затраты на реализацию мероприятия тыс. руб.
Экономический эффект за расчетный период тыс. руб.
Средне годовой экономический эффект тыс. руб.

Диплом Еремеев Андрей-Отзыв.doc

на дипломный проект студента группы МПВ-00-11
филиала Уфимского государственного нефтяного
технического университета в г. Октябрьском
Еремеева Андрея Владимировича
На тему: «БКНС. Блок гребенки двухуровневый».
В настоящее время перед нефтяными компаниями в нашей стране и за рубежом стоит проблема поддержания пластового давления. Неотъемлемую роль в процессе ППД играют блочные кустовые насосные станции (БКНС).
В данном проекте студента Еремеева А.В. подробно рассмотрены существующие конструкции блоков водораспределительных гребенок.
Автором произведен обзор отечественных аналогов анализ их работы.
Разработка проекта решает актуальную проблему поддержания пластового давления и соответствующей комплектации БКНС.
Усовершенствование конструкции блока гребенки позволяет повысить ее надежность снизить себестоимость изготовления и затраты на обслуживание.
Усовершенствование конструкции и инженерные расчеты выполненные в дипломном проекте свидетельствуют о высокой теоретической подготовленности автора об умении пользоваться необходимой научно-технической литературой. Графическая часть и пояснительная записка выполнены грамотно в соответствии с требованиями ЕСКД и с применением САПР.
В целом дипломный проект заслуживает оценки « » а Еремеев Андрей Владимирович присвоения квалификации инженера по специальности машины и оборудования нефтяных и газовых промыслов.
Руководитель дипломного проекта

Диплом Еремеев Андрей-Задание.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА в г. ОКТЯБРЬСКОМ
ДЛЯ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Экономическая часть__доцент Насибуллин М.М.

Диплом Еремеев Андрей-Таб без.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА в г. ОКТЯБРЬСКОМ
Кафедра нефтепромысловых
машин и оборудования
зав. каф. проф. М. С. Габдрахимов
БЛОК ГРЕБЁНКИ ДВУХУРОВНЕВЫЙ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
КЛУШ 32 44 00 000 ПЗ
ДИПЛОМНИК (МП–00–11) А. В. ЕРЕМЕЕВ
РУКОВОДИТЕЛЬ В. А. ПЕТРОВ
КОНСУЛЬТАНТЫ В. А. ПЕТРОВ
1 Экологическая характеристика предприятия
2 Характеристика сборочного цеха с точки зрения охраны труда
2 База сравнения и исходные данные для расчета
3 Расчёт единовременных затрат
4 Расчет годовых текущих издержек потребителя
5 Расчет экономического эффекта от усовершенствования блока напорной гребёнки
Таблица 5 - Микроклиматические условия в рабочей зоне
Температура воздуха С
Скорость движе ния воздуха
Рабочее место токаря
Рабочее место сверловщика
Рабочее место маляра
Таблица 6 – Характеристика рабочего места
Пыль железа металлического
(от лампы накаливания)
Рабочее место фрезеровщика
Рабочее место слесаря - сборщика
Рабочее место электрогазосварщика
Рабочее место газорезчика
Таблица 7 – Характеристика освещенности рабочего места

Диплом Еремеев Андрей-Схема ППД.doc

Федеральное агентство по образованию РФ ГОУ и СПО
ОНК им. С. И. Кувыкина Приложение А
ТИПОВАЯ СХЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ СИСТЕМЫ ППД