Установки заглибних відцентрових насосів (УЭЦН)

1.АНАЛИЗ ІСНУЮЧИХ СХЕМ І КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение і технічні дані ЭЦН.

1.1.1.Историческая довідка про розвиток способу добычи.

1.1.2.Состав і комплектність УЭЦН.

1.1.3.Технические характеристики ПЭД.

1.1.4.Основные технічні дані кабеля.

1.2. Короткий огляд вітчизняних схем і установок.

1.2.1.Общие сведения.

1.2.2.Погружной відцентровий насос.

1.2.3.Погружные электродвигатели.

1.2.4.Гидрозащита электродвигателя.

1.3.Краткий огляд зарубіжних схем і установок.

1.4. Аналіз роботи УЭЦН.

1.4.1.Анализ фонду скважин.

1.4.2.Анализ фонду ЭЦН.

1.4.3.По подаче.

1.4.4.По напору.

1.5.Краткая характеристика скважин.

1.6.Анализ несправностей ЭЦН.

1.7.Анализ аварійності фондаУЭЦН.

2.ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА.

2.1.Патентная проработка.

2.2.Обоснование обраного прототипа.

2.3.Суть модернизации.

3. РОЗРАХУНКОВА ЧАСТЬ.

3.1. Розрахунок щаблі ЭЦН.

3.1.1. Розрахунок робочого колеса.

3.1.2. Розрахунок подає аппарата.

3.2.Проверочный розрахунок шпоночного соединения.

3.3.Проверочный розрахунок шлицевого соединения.

3.4.Расчет валу ЭЦН.

3.5.Прочностной расчет.

3.5.1.Прочностной розрахунок корпусу насоса.

3.5.2.Прочностной розрахунок гвинтів страхувальною муфты.

3.5.3.Прочностной розрахунок корпусу полумуфты.

4.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЕФЕКТ ВІД.

5.БЕЗОПАСНОСТЬ І ЕКОЛОГІЧНІСТЬ ПРОЕКТА.

6.

Литература

.

7. Додаток 1.

8.Приложение 2.

9.Приложение 3.

10.Приложение 4.

11. Додаток 5.

УЭЦН призначені для відкачування пластової рідини з нафтових свердловин і використовується форсування відбору жидкости. Установки ставляться до групи виробів II, виду І за ГОСТ 27.003−83.

Кліматичні виконання погружного устаткування — 5, наземного електроустаткування — I ГОСТ 15 150–69.

Для надійної роботи насоса потрібно її правильний добір до цієї свердловині. Працюючи свердловини постійно змінюються параметри плата, призабойной зони пласта, властивості відібраної рідини: зміст води, кількість попутного газу, кількість механічних домішок, як наслідок, звідси іде доотборжидкости чи робота насоса вхолосту, що скорочує міжремонтний період роботи насоса. На цей час наголошується більш надійне устаткування, збільшення межремонтного періоду, як наслідок від цього зниження витрат за підйом рідини. Цього досягти, застосовуючи відцентрові УЭЦН замість ШСН, оскільки відцентрові насоси мають великий міжремонтний период.

Установку УЭЦН можна використовувати при відкачування рідини, містять газ, пісок, і коррозионо-активные элементы.

1.АНАЛИЗ ІСНУЮЧИХ СХЕМ І КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение і технічні дані УЭЦН.

Установки заглибних відцентрових насосів призначені для відкачування з нафтових свердловин, зокрема і похилих пластовій рідини, що містить нафту, водою та газом, і механічні домішки. Залежно кількості різних компонентів, які у откачиваемой рідини, насоси установок мають виконання звичайне та механізмів підвищеної корозионно-износостойкости. Працюючи УЭЦН, де у откачиваемой рідини концентрація мехпримесей перевищує допустиму 0,1 граммлитр відбувається засмічення насосів, інтенсивної знос робочих агрегатів. Як наслідок, посилюється вібрація, потрапляння води в ПЭД по торцевым ущільненням, відбувається перегрів двигуна, що зумовлює відмови роботи УЭЦН.

Умовне позначення установок:

УЭЦН До 5−180−1200, У 2 ЭЦН І 6−350−1100,.

Де У — установка, 2 -друга модифікація, Еге — з приводом від погружного електродвигуна, Ц — відцентровий, М — насос, До — підвищений коррозионостойкости, І - підвищеної зносостійкості, М — модульного виконання, 6 — групи насосів, 180, 350 — подача мсут, 1200, 1100 — натиск, м.в.ст.

Залежно від діаметра експлуатаційної колони, максимального поперечного габарита погружного агрегату, застосовують ЭЦН різних груп — 5,5, а 6. Установка групи 5 з поперечним діаметром щонайменше 121,7 мм. Установки групи 5 і з поперечним габаритом 124 мм — в свердловинах внутрішнім діаметром щонайменше 148,3 мм. Насоси також поділяють втричі умовні групи — 5,5 а, 6. Діаметри корпусів групи 5 — 92 мм, групи 5 а — 103 мм, групи 6 — 114 мм. Технічні характеристики насосів типу ЭЦНМ і ЭЦНМК наведені у додатку 1.

1.1.1.Историческая довідка про розвиток способу добычи.

Розробка бесштанговых насосів нашій країні почалася ще до його революції. Коли О. С. Артюнов разом із В. К. Домовиком розробили скважинный агрегат, у якому відцентровий насос наводився на дію погружным електродвигуном. Радянські інженери, починаючи з 20-х, пропонували розробку поршневих насосів з поршневим пневматичним двигуном. Серед перших такі насоси розробив М. И. Марцишевский.

Розробка свердловинного насоса з пневмодвигателем була продовжено в АзинмашеВ.И.Документовым. скважинные відцентрові насоси з електроприводом розроблялися в передвоєнний період А. А. Богдановым, А. В. Криловим, Л. И. Штурман. Промислові зразки відцентрових насосів з електроприводом розробив особливому конструкторському бюро по бесштанговым насосам. Вона веде всі з скважинным бесштанговым насосам, зокрема і з гвинтовим, диафрагменным і др.

Нефтегазодобывающая промисловість з відкриттям нових родовищ потребувала насосах для відбору із прихопленої свердловини великої кількості рідини. Природно, що раціональний лопастной насос, пристосований для великих подач. З лопастных насосів набули поширення насоси з робітниками колесами відцентрового типу, оскільки вони давали великий натиск при заданих подачах рідини і габаритів насоса. Широке застосування скважинных відцентрових насосів з електроприводом зумовлено багатьох чинників. При великих відборах рідини із прихопленої свердловини установки ЭЦН найбільш економічні і найменш трудомісткі приобслуживании, проти компресорної здобиччю і підйомом рідини насосами інших типів. При великих подачах енергетичні видатки установку щодо невеликі. Обслуговування установок ЭЦН просто, так ака лежить на поверхні розміщуються лише станція управління і трансформатор, які потребують постійного ухода.

Монтаж устаткування ЭЦН простий, оскільки станція управління і трансформатор не потребують устрої фундаментів. Ці дві вузла установки ЭЦН розміщують зазвичай, у легкої будке.

1.1.2.Состав і комплектність УЭЦН.

Установка УЭЦН складається з погружного насосного агрегату (електродвигуна з гидрозащитой і насоса), кабельної лінії (круглого плоского кабелю з муфтою кабельного введення), колони НКТ, устаткування гирла свердловини і наземного електроустаткування: трансформатора та керівництву станції управління (комплектного устрою) (див. малюнок 1.1.). Трансформаторна підстанція перетворює напруга промисловій мережі дооптимальной величини на затисках электродвигателяс урахуванням втрат напруги в кабелі. Станція управління забезпечує управління роботою насосних агрегатів та її захист при оптимальних режимах.

Заглибний помповий агрегат, що з насоса і електродвигуна з гидрозащитой і компенсатора, опускається у замкову шпарину по НКТ. Кабельна лінія забезпечує підвід електроенергії до электродвигателю. Кабель кріпиться до НКТ, металевими колесами. На довжині насоса і протектора кабель плаский, прикріплено до ним металевим колесами і захищений від ушкоджень кожухами і хомутами. Над секціями насоса встановлюються зворотний і зливальний клапани. Насос відкачує рідина із свердловини і подає в поверхню по колоні НКТ (див. малюнок 1.2.).

Устаткування гирла свердловини забезпечує підвіску на фланці обсадной колони НКТ з электронасосом і кабелем, герметизацію труб і кабелю, і навіть відвід видобутої рідини в вихідний трубопровод.

Насос заглибний, відцентровий, секційний, багатоступінчастий не відрізняється за принципом дії від відцентровий насосов.

Відмінність у тому, що він секційний, багатоступінчастий, малим діаметром робочих щаблів — робочих коліс і направляючих апаратів. Виготовлені для нафтової промисловості заглибні насоси містять від 1300 до 415 ступеней.

Секції насоса, пов’язані фланцевыми сполуками, є металевий корпус. Виготовлений з сталевої труби довжиною 5500 мм. Довжина насоса визначається кількістю робочих щаблів, кількість яких, на свій очередь, определяется основними параметрами насоса. — подачею і напором. Подача і натиск щаблів залежить від поперечного перерізу й конструкції проточній частини (лопаток), і навіть від частоти обертання. У корпусі секцій насоса вставляється пакет щаблів що становлять збори на валу робочих коліс і направляючих аппаратов.

Робітники колеса встановлюються на валу на призматической шпонке по ходовий посадці і може переміщатися в осьовому напрямі. Направляючі апарати закріплені від повороту в корпусі ниппеля, розміщеним у верхню частину насоса. Знизу до корпусу ввинчивают підставу насоса названими отворами і фільтром, якими рідина із прихопленої свердловини надходить до першому місці насоса.

Верхній кінець валу насоса обертається в підшипниках сальника і закінчується спеціальної п’ятою, сприймальним навантаження на вал та її вагу через пружинне кільце. Радіальні зусилля у насосі сприймаються підшипниками ковзання, встановлюваними під аркушами ниппеля і валу насоса.

У верхню частину насоса перебуває ловильная голівка, якою встановлено зворотний клапан і до котрої я кріпиться НКТ.

Електродвигун заглибний, трехфазовый, асинхронний, маслозаполненный з короткозамкнутым ротором у звичайному виконанні і коррозионностойком виконання ПЭДУ (ТУ 16−652−029−86). Кліматичне виконання — У, категорія розміщення — 5 по ГОСТ 15 150– — 69. У підставі електродвигуна передбачені клапан для закачування оливи й його зливу, і навіть фільтр очищення олії від механічних примесей.

Гидрозащита ПЭД складається з протектора і компенсатора. Вона варта запобігання внутрішньої порожнини електродвигуна від влучення пластової рідини, і навіть компенсації температурних змін обсягів оливи й його. (див. малюнок 1.3.).

Протектор двокамерний, з гумової діафрагмою і торцевыми уплотнениями валу, компенсатор з гумової диафрагмой.

Кабель трехжильный з поліетиленової ізоляцією, броньований. Кабельна лінія, тобто. кабель намотаний на барабан, до підставі якого приєднано подовжувач — плаский кабель з муфтою кабельного введення. Кожна жила кабелю має шар ізоляції і оболонку, подушки з прогумованої тканини і броні. Три ізольовані жили плоского кабелю покладені паралельно до кількох, а круглового скручені по гвинтовій лінії. Кабель разом має уніфіковану муфту кабельного введення До 38, До 46 круглого типу. У металевому корпусі муфти герметично забиті з допомогою гумового ущільнення, до токопроводящим жилах прикріплено наконечники.

Конструкція установок УЭЦНК, УЭЦНМ з насосом у яких вал і щаблі, виконані з коррозионностойких матеріалів, і УЭЦНИ з насосом, у яких пластмасові робочі колеса і резинометаллические підшипники аналогічна конструкція установок УЭЦН.

При великому газовому чинник застосовують насосні модулі - газосепараторы, призначені зменшення об'ємного змісту вільного газу прийомі насоса. Газосепараторы відповідають групі виробів 5, виду 1 (відновлювані) по РД 50−650−87, кліматичне виконанняУ, категорія розміщення — 5 по ГОСТ 15 150–69.

Модулі може бути у двох исполнениях:

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 — звичайного исполнения;

Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а — підвищеної коррозионной стойкости.

Модулі насосні встановлюються між вхідним модулем і модулем-секцией погружного насоса.

Заглибний насос, електродвигун, і гидрозащита з'єднуються між собою фланцями і шпильками. Вали насоса, двигуна і протектора мають на кінцях шлицы і з'єднуються шлицевыми муфтами.

Комплектуючі підйоми й устаткування установок ЭЦН наведені у додатку 2.

1.1.3.Технические характеристика ПЭД.

Приводом заглибних відцентрових насосів служить спеціальний маслозаполненный заглибний ассинхронный електродвигун трифазного змінного струму з короткозамкнутым ротором вертикального виконання типу ПЭД. Електродвигуни мають діаметри корпусів 103, 117, 123, 130, 138 мм. Оскільки діаметр електродвигуна обмежений, на великих потужностях двигун має велику довжину, а окремих випадках виконання секционным. Оскільки електродвигун працює зануреним в рідина й часто під великим гидростатическим тиском, основну умову надійної роботи — його герметичність (див. малюнок 1.3).

ПЭД заповнюється спеціальним маловязким, високої діелектричним міцності олією, службовцям як охолодження, так мастила деталей.

Заглибний електродвигун складається з статора, ротора, голівки, підстави. Корпус статора виготовляється з сталевої труби, на кінцях якої передбачена різьблення для під'єднання голівки та юридичного грунту двигуна. Магнитопровод статора збирається з активних і немагнітних шихтованных жестей, мають пази, у яких розташовуються обмотка. Обмотка статора то, можливо однослойной, протяжливої, котушковій чи двошарової, стрижневою, петлевой. Фази обмотки соединены.

Активна частина магнитопровода що з обмоткою створює в електродвигунів обертове магнітне полі, а немагнитная частина служить опорами для проміжних підшипників ротора. До кінців обмотки статора припаивают вивідні кінці, одержані із многожильной мідного дроти з ізоляцією, має високу електричну і механічну міцність. До кінців припаивают штежельные гільзи, куди входять наконечники кабелю. Вивідні кінці обмотки з'єднують з кабелем через спеціальну штежельную копил (муфту) кабельного введення. Токоввод двигуна може бути ножового типу. Ротор двигуна короткозамкнутый, многосекционный. У його складу входять вал, сердечники (пакети ротора), радіальні опори (підшипники ковзання). Вал ротора виконаний із пустотілої калиброванной стали, сердечники з листовий електротехнічній стали. Сердечники набираються на вал, чергуючись з радіальними підшипниками, і з'єднані з валом шпонками. Набір сердечників на валу затягти в осьовому напрямі гайками чи турбинкой. Турбинка служить для примусової циркуляції олії вирівнювання температури двигуна на довжині статора. Задля більшої циркуляції олії на заглибний поверхні магнитопровода є подовжні пази. Олія циркуляцією через ці пази, фільтра у нижній частині двигуна, де вона очищається, і крізь отвір в валу. У голівці двигуна розташовані п’ята і підшипник. Переводник у нижній частині двигуна служить розміщувати фільтра, перепускного клапани й клапана для закачування олії на двигун. Електродвигун секційного виконання складається з верхньої та нижньої секцій. Кожна секція має таку ж основні вузли. Технічні характеристики ПЭД наведені у додатку 3.

1.1.4.Основные технічні дані кабеля.

Підвід електроенергії до электродвигателю установки погружного насоса здійснюється через кабельну лінію, що складається з яке живить кабелю і муфти кабельного введення для зчленування з электродвигателем.

Залежно від призначення до кабельну лінію можуть входить:

Кабель марок КПБК чи КППБПС — як основне кабеля.

Кабель марки КПБП (плоский).

Муфта кабельного введення кругла чи плоская.

Кабель КПБК складається з мідних однопроволочных чи многопроволочных жив, ізольованих удвічі шару поліетиленом високої міці й скручених між собою, і навіть подушки і брони.

Кабелі марок КПБП і КППБПС у спільній шлангової оболонці складаються з мідних однопроволочных і многопроволочных жив, ізольованих поліетиленом високої густини і покладених одноплощинно, а як і із загальної шлангової оболонці, подушки і брони.

Кабелі марки КППБПС з окремо отшлангованными жилами складаються з мідних одно-, многопроволочных жив, ізольованих удвічі шару поліетилену високого тиску і покладених лише у плоскости.

Кабель марки КПБК имеет:

Робоча напруга У — 3300.

Дозволене тиск пластової рідини, МПа — 19,6.

Допустимий газовий чинник, м/т — 180.

Кабель марки КПБП имеет:

Робоча напруга, У — 2500.

Дозволене тиск пластовою рідини, МПа — 19,6.

Допустимий газовий чинник, м/т — 180.

Кабель марки КПБК і КПБП має допустимі температури довкілля 60 до 45 З повітря, 90 З — пластової жидкости.

Температури кабельних ліній наведені у додатку 4.

1.2.Краткий огляд вітчизняних схем і установок.

1.2.1.Общие сведения.

Установки заглибних відцентрових насосів призначені для відкачування нафтових свердловин, зокрема похилих, пластовою рідини, що містить нафта і природний газ, і механічної примеси.

Установки випускаються два види — модульні і немодульные; трьох виконань: звичайне, коррозионостойкое врожаю та підвищеної зносостійкості. Перекачиваемая середовище вітчизняних насосів повинна мати такі показатели:

— шарова дикість — суміш нафти, попутної води та нафтового газа;

— максимальна кінематична в’язкість пластової рідини 1 ммс;

— водневий показник попутної води рН 6,0−8.3;

— зміст мехпримесей для звичайного і коррозионостойкого трохи більше 0,1 гол, износостойкого трохи більше 0.5 гл;

— зміст сірководню для звичайного і износостойкого трохи більше 0,01 гол; корозионостойкого до 1.25 гл;

— максимальне зміст отриманої води 99%;

— вільного газу прийомі до 25%, для установок з модулями — сепараторами до 55%;

— максимальна температура видобутої продукції до 90С.

Залежно від поперечних розмірів що застосовуються у комплекті установок заглибних відцентрових электронасосов, элетродвигателей і кабельних ліній установки умовно діляться на 2 групи 5 і п’яти а. З діаметрами обсадних колон 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.

Установка УЭЦ складається з погружного насосного агрегату, кабелю разом, наземного електроустаткування — трансформаторній комилентной підстанції. Помповий агрегат складається з погружного відцентрового насоса та двигуна з гидрозащитой, спускається у замкову шпарину на колоні НКТ. Насос заглибний, трифазний, асинхронний, маслозаполненный з ротором.

Гидрозащита складається з протектора і компенсатора. Кабель трехжильный з поліетиленової ізоляцією, бронированный.

Заглибний насос, електродвигун і гидрозащита з'єднуються між собою фланцями і шпильками. Вали насоса, двигуна і протектора мають на кінцях шлицы і з'єднуються шлицевыми муфтами.

1.2.2. Заглибний відцентровий насос.

Заглибний відцентровий насос за принципом дії не відрізняється від відцентрових насосів, що застосовуються перекачування рідини. Відмінність у цьому, що він многосекционный малим діаметром робочих щаблів — робочих коліс і направляючих апаратів. Робітники колеса і направляючі апарати насосів звичайного виконання виготовляються з модифікованого сірого чавуну, насосів коррозионностойких — чавуну типу «нирезист», износостойких коліс — їх поліамідних смол.

Насос складається з секцій, кількість яких залежить від основних параметрів насоса — напору, але з понад чотири. Довжина секції до 5500 метрів. У модульних насосів складається з вхідного модуля, модуля — секції. Модуль — голівки, зворотного і спускного клапанів. Поєднання модулів між собою і злочини вхідного модуля з двигуном — фланцевое з'єднання (крім вхідного модуля, двигуном чи сепаратором) ущільнюються гумовими манжетами. Поєднання валів модулей-секций між собою, модуля-секции з валом вхідного модуля, валу вхідного модуля з валом гідрозахисту двигуна здійснюється шлицевыми муфтами. Вали модулей-секций всіх груп насосів мають однакові довжини корпусів уніфіковані по длине.

Модуль-секция складається з корпусу, валу, пакета щаблів (робочих коліс і направляючих апаратів), верхнього й нижнього підшипників, верхньої осьової опори, голівки, підстави, двох ребер і гумових кілець. Ребра призначені за захистом плоского кабелю з муфтою від механічних повреждений.

Вхідний модуль складається з підстави, з отворами для проходу пластової рідини, підшипникових втулок і сітки, валу з захисними втулками і шлицевой муфтою, настановленим сполуки валу модуля з валом гидрозащиты.

Модуль-головка складається з корпусу, з одного боку якого є внутрішня конічна різьблення для під'єднання зворотного клапана, з іншого боку — фланец для під'єднання до модулю-секции, двох ребер і гумового кольца.

У верхню частину насоса є ловильная головка.

Вітчизняної промисловістю випускаються насоси із подачею (м/сут):

Модульні - 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные — 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Наступних напорів (м) — 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

1.2.3. Заглибні электродвигатели.

Заглибні електродвигуни складаються з електродвигуна і гидрозащиты.

Двигуни трифазні, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, заглибні, уніфікованої серії. ПЭД нормального і коррозионном виконання, кліматичного виконання У, категорії розміщення 5, працюють від мережі змінного струму частотою 50 гц та використовують як приводу заглибних відцентрових насосов.

Двигуни призначені до роботи на середовищі пластовою рідини (суміш нафти і попутної води у різноманітних пропорціях) з температурою до 110 З содержащей:

— мехпримесей трохи більше 0.5 г/л;

— вільного газу трохи більше 50%;

— сірководню для нормальних, трохи більше 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л;

Гидрозащитное тиск у зоні роботи двигуна трохи більше 20 МПа. Електродвигуни заповнюються олією з пробивним напругою щонайменше 30 КВ. Предельнаядлительно допускаемая температура обмотки статора електродвигуна (для двигуна з діаметром корпусу 103 мм) дорівнює 170 З, інших електродвигунів 160 С.

Двигун складається з однієї чи кількох електродвигунів (верхнього, середньої та нижньої, потужністю від 63 до 630 кВт) і протектора. Електродвигун складається з статора, ротора, голівки з токовводом, корпуса.

1.2.4. Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита варта запобігання проникнення пластовій рідини у внутрішнє порожнину електродвигуна, компенсації обсягу олії у внутрішній порожнини від температури електродвигуна і передачі крутящего моменту від валу електродвигуна до валу насоса. Є кілька варіантів гідрозахисту: П, ПД, Г.

Гидрозащиту випускають звичайного і коррозионностойкого виконань. Основним типом гідрозахисту для комплектації ПЭД прийнята гидрозащита відкритого типу. Гидрозащита відкритого типу потребує застосування спеціальної бар'єрній рідини щільністю до 21 г/см, у якого фізико-хімічними властивостями з пластової рідиною і маслом.

Гидрозащита і двох камер викладених трубкою. Зміна обсягів рідкого диэлектрика в двигуні компенсується перетоком бар'єрній рідини з однієї камери до іншої. У гидрозащите закритого.

типу застосовуються гумові діафрагми. Їх еластичність компенсує зміна обсягу масла.

1.3. Короткий огляд зарубіжних схем і установок.

Найбільш великими фірмами, які випускають заглибні відцентрові насосні установки є «Реда ламп», «Ойл дайнемикс».

Заглибні відцентрові насоси застосовуються у видобуток нафтопродуктів на ряден стран.

Насоси мають по 2 верхні і 2 нижні секции.

Розраховані працювати в скважинах:

— з температурою до 95С;

— зміст мехпримесей трохи більше 0,5гл;

— сірководню до 1,25 гл;

— вільного газу прийомі насоса до 35%.

Після визначення продуктивності свердловини вибирається насос відповідного розміру. Характеристиками робочого колеса відцентрового насоса є велике тиск згори донизу за нижчого рівня дебіту. Щоб подовжити термін їхньої служби насоса, фірма ОДИ рекомендує використовувати спеціальне устаткування, якщо передбачається значне зміст піску — гофрований гумовий підшипник — використовується для осьової підтримки насоса. Гума забезпечує міцну пружну поверхню осьового підшипника. Така поверхню дозволяє частка піску перекочується поверхнею підшипника, не дряпаючи її. Канавки забезпечують відвід для частинок піску, які потім вимиваються з підшипника. Якщо насос втрачає осьову стабільність, вал починає обертатися ексцентрично, що зумовлює збільшення бічний навантаження і ексцентричному обертанню опорних шайб і скорочує термін їхньої служби насоса за кілька часов.

Опорні модулі з заповненими опорними колесами і підшипниками забезпечують осьову і радіальну підтримку насоса завдяки износостойким матеріалам, набагато твердіше піску, стійким до впливу агресивних газових і хімічних сред.

Насоси фірми ОДИ від інших закордонних образцов:

— дві опорні щаблі насоса;

— вали секцій немає своєї п’яти й упираючись, один одного утворюють вал, який передає осьову навантаження на п’яту що у протекторе;

— вали з'єднуються між собою з допомогою зацепления;

— вал, загальної довжиною більш 24 метрів має сенс тільки одну осьову опору у нижній частині зазнає повздовжньому изгибу;

— у кожному дванадцятої щаблі розміщені броньовані втулки.

Фірма випускає насос двох габаритів: 139.7 мм 177.8 мм (діаметри обсадних колон) наступних типів (таблиця 1.1).

Таблиця 1.1.

Тип.

насоса.

Наружный.

Диаметр,.

(мм).

Максимальна потужність на валу насоса, КВт.

Номінальна подача,.

м/сут.

Дозволене тиск на пяту,.

м.в.ст.

R 3.

30−50.

RC 5.

50−73.

RA 7.

90−125.

R 9.

109−133.

RC 12.

101,6.

133−186.

R 14.

150−212.

RA 16.

186−239.

RA 22.

239−311.

R 32.

311−437.

R 38.

437−570.

Двигун фірми відрізняється конструкцією — число пазів ротора і статора 18 і 23 відповідно, в інших відповідно 18 і 16. Двигуни дуже чутливі до температурі, мають малий температурний запас. Дуже важлива швидкість обливающей їх рідини, фірма спеціально обумовлює діаметри свердловин, у яких ставлять її двигуни. Фірма ODI передбачає регулятори частоти обертання двигуна й вважається, що плавний пуск захистить двигун, хоча є можливість те, що високий струм на окремих фазах може вибити пробки. Загалом. Технічні характеристики у двигунів фірми ODI нижче, ніж в вітчизняних двигателей.

Фірма ODI скопіювала радянські протектори ДД і 1Г51. Вона використовує до гидрозащите вихрові газосепараторы KGV і RGV, якщо обсяг вільного газу прийомі сягає 10%. Використовуються визначення впливу підвищеного змісту газу працювати насоса (робочі характеристики вихрових газосепараторов).

Фірма ODI перестав бути кращої фірмою, що становить на світовому ринку заглибні відцентрові насоси, але й є поганий фирмой.

Конкретніше про технічних даних насосів фірми ODI представлено в приложении.

Під час розробки конструкції щаблів насосів фирмауделяет особливу увагу проблемі захисту від абразии.

1.В ODI використовується особлива конструкція диффузора переважають у всіх щаблях насосів 55 і 70 серій у тому, аби внеможливити потрапляння піску до області опорною втулки.

Конструкція щаблі фірми ODI представлена на рис. 1.4.

1 — балансная гідравлічна конструкція усуває необхідність балансных отверстий;

2 — пьедестальная конструкція дозволяє плавний проток рідини у робочий колесо;

3 — що у нормальному режимі ротор тисне на опору згори, цю конструкцію перешкоджає потрапляння піску до області між втулкой робочого про пори диффузора;

4 — дві опори з феноловыми шайбами зменшують радіальну навантаження і подовжують служби шайб.

1.4.Аанализ роботи ЭЦН.

1.4.1.Анализ фонду ЭЦН по АТ «Сургутнефтегаз».

Таблиця 1.1.

состояние.

всего.

Т І ПО Б Про Р У Д Про У, А М І Я.

ЭЦН5−20.

ЭЦН5−30.

ЭЦН5−80.

ЭЦН5−125.

ЭЦН5М-50.

ЭЦН5−250.

ЭЦН5А-250.

ЭЦН5А-400.

ЭЦН5А-500.

ЭЦН5А-16.

ЭЦН5А-25.

Центрилифт.

ODI.

ВНН.

ЦУНАР.

прочие.

Спущено в скважину.

У работе.

У простое.

1.4.2 Аналіз фонду скважин.

1.4.3. По подаче.

Останніми роками випустили близько 1042 насосів типу ЭЦН, їх :

2,5% - ЭЦН 20.

38,9% - ЭЦН 50.

15,0% - ЭЦН 80.

12,1% - ЭЦН 125.

1,7% - ЭЦН 160.

7,6% - ЭЦН 200.

7,3% - ЭЦН 250.

2,5% - ЭЦН 360.

11,3% - ЭЦН 500.

Таблиця 1.2.

Типоразмер

Фонд.

на 1.01.97.

Типоразмер

Фонд.

на 1.01.97.

ЭЦН 30.

ЭЦН 200.

ЭЦН 50.

ЭЦН 250.

ЭЦН 80.

ЭЦН 360.

ЭЦН 125.

ЭЦН 500.

ЭЦН 160.

Всего.

Імпортного производства:

Таблица1.3.

Типоразмер

Фонд.

на 1.01.97.

Типоразмер

Фонд.

на 1.01.97.

R — 3.

RA — 16.

RC — 5.

RA — 22.

RA — 7.

R — 32.

R — 9.

R — 32.

RC — 12.

Усього ODI.

R — 14.

1.4.4.По напору.

По натиску насоси розподілилися наступним образом:

35,7% - натиск 1300 метров.

17,8 — натиск 1200 метров.

натиск 1400 метров.

натиск 1700 метров.

натиск 900 метров.

натиск 750 метров.

натиск 100 метров.

Нині зростає потреба у напорі 1300, 1700, 1800 метрів із подачею 30.50 кубічних метров.

1.5. Коротка характеристика скважин.

Свердловини бурились на родовищах кущовим способом, все наклонно-направленные. Середня глибина до 3000 метрів. Кут нахилу свердловини до 45. Глибина спуску насоса коливається не більше від 1200 до 1700 метров.

Динамічний уровень:

— самий малий — устье;

— найбільший — > 1000 метров.

Динамічний рівень у основному коливається не більше від 0 до 800 метрів. Нині спостерігається дедалі більше зниження рівня нафти на свердловинах родовищ, збільшити кількість свердловин за динамічним рівнем довше километра.

Розподіл фонду УЭЦН по динамічним рівням за 1996 рік представлено в таблиці 1.4.

Таблиця 1.4.

0−200.

201−400.

401−800.

801−1000.

>1000.

всего.

действ.

фонд.

17,3%.

13,6%.

34,9%.

14,9%.

10,3%.

91,0%.

100%.

1.6.Анализ несправностей ЭЦН.

На підприємствах використовують як модульні, і немодульные насосні установки.

До несправностей насосних установок можна віднести такі неисправности:

— найрідше виходить із ладу гидрозащита, основний ламанням є прорив гумової диафрагмы;

— двигуни ламаються через пробою статора нижнього чи верхнього підстав, і навіть корозії корпуса;

— насос виходить із ладу найчастіше через засмічення мехпримесями, швидко зношується вал насоса.

Розподіл відмов УЭЦН по укрупненим причин за 1997 рік представлено таблиці 1.5.

Таблиця 1.5.

причины.

НГДП.

Ні подачи.

R — 0.

Клин.

Негерметичность НКТ.

прочие.

ВСЕГО.

Причини відмови заглибних помп виглядають наступним образом:

Таблиця 1.6.

№.

Причини отказа.

1996 г.

1995 г.

Мехповреждение кабеля.

Засмічення мехпримесями.

Агресивна среда.

Негерметичность НКТ.

Невідповідність кривизны.

Неякісне глушение.

Электроснабжение.

Порушення э/колонны.

Неякісний монтаж.

Політ ЭЦН.

Комплектація несоотв. заявке.

Безконтрольна эксплуатация.

ГТМ.

Причина не виявлено НГДП.

Прочие.

;

Разом з вини НГДП.

Шлюб ремонту кабеля.

Шлюб ремонту ПЭД.

Шлюб ремонту гидрозащиты.

Шлюб ремонту насоса.

;

Прихований дефект оборудования.

Причина не встановлено ЭПУ.

Разом з вини ЭПУ.

НДП + ЭПУ.

Спорные.

Заводський брак.

Разом отказов.

З таблиці видно, що найбільш значним технічним чинником, впливає працювати установок ЭЦН. І можуть бути причинами виходу з експлуатації може бути мехповреждения кабелю, засмічення домішками, неякісний монтаж, і навіть невідповідність кривизни стовбура свердловини, і безконтрольне експлуатація. Звідси випливає, що забивання мехпримесями є важливий чинник впливає терміном служби насоса, як змагання із нею повинна до підвищення межремонтного періоду установки. За 1997 рік міжремонтний період, і напрацювання відмовитися мають такі значения:

Таблиця 1.7.

Эксплуат.

фонд.

Действ.

фонд.

Отказы.

Наработка.

на отказ.

Кол-во.

ремонтов.

МРП.

Середній дебет.

Обводненість.

114.5.

122.6.

89,0.

90,4.

1.7.Анализ аварійного фонду по НГВУ «Лянторнефть».

У 1997 році відбулося 60 польотів на 60 свердловинах обладнаних установками электроцентрированных насосів. Проте за минулі 5 років намітилася тенденція збільшення кількості аварій фонду УЭЦН. У звітному року аварійність підвищилася на 16 свердловин, проти аналогічним торішнім періодом 1996 року. Більшість польотів припадають на результаті розчленовування фланцевых з'єднаннях УЭЦН — 48%. Тут слід виділити обриви по шпильок між секціями насоса — 25% і метод ПЭД і протектором гідрозахисту — 10%. Наступна група обривів — обриви по НКТ. Основна частина обривів посідає нижню й верхній частина колони НКТ, відповідно — 44% і 38%. Решта аварії ставляться до категорії окремі випадки. Остання велика група аварій — це аварії через зламу тілом вузлів УЭЦН. По даної причини 4 польоту отримано внаслідок зламу тілом корпусу секцій насосів, 3 — про корпус гідрозахисту, 1 — тілом ловильной голівки. Злами по «шийки насосів» зросли із першого польоту 1996 р до 5 1997 року. Проводячи аналіз експлуатації аварійного фонду свердловин УЭЦН досить чітко видно вплив що ускладнюють чинників працювати УЭЦН стали причиною польоту цих свердловинах. Передусім, левова частка польотів отримана на таких пластах, як А4−5 й О 2−3, де наблюдаетсяинтенсивный винесення мехпримесей і високий ступінь корозії. Високий вміст мехпримесей в видобутої рідини спостерігається практично за всі свердловин аварійного фонду, особливо у момент запуску і перших днів эксплуатации. Более того за низкою свердловин у період роботи зміст мехпримесей як залишається одному рівні, а й збільшується. Зниження винесення мехпримесей свідчить, що установка початку знижувати свою продуктивність через зносу робочих органів насоса.

Основні причини аварій є такі факторы:

1.Повышенное зміст мехпримесей в видобутої рідини як після ремонту, і у процесі експлуатації, що викликає інтенсивний знос устаткування, що у своє чергу підвищує вібраційні нагрузки.

2.Некачественные кріпильні матеріали, застосовувані під час монтажу УЭЦН, які витримують вібраційні навантаження своєю практикою. Монтаж найчастіше проводиться крепежными матеріалами не відповідними ГОСТ.

3.Увеличение польотів 1997 року пов’язано низькому рівні забезпечення нефтепромысловым устаткуванням, у результаті не оновлюється парк підземного оборудования.

4.Недостаточным контролем із боку технічних служб ДАОЗТ за режимом роботи скважин.

5."Спутник".

Запропоновані заходи для скорочення аварийности:

1.Повышать контролю над роботою свердловин, особливо з шарам, А 4−5 й О.

2−3. Тут слід 1 кожного місяця відбирати пробу видобутої місцевості на аналіз змісту мехпримесей (по шарам, А 4−5и, А 2−3 2 рази на місяць), 2 рази на місяць (на початку й наприкінці) контролювати УЭЦН по динамічному уровню.

2.Производить спуск УЭЦН на задану глибину (7−10 метрів) тільки з вимірюванням НКТ, що виключить потрапляння установки до зони підвищеної кривизны.

3.Рассмотреть питання придбання НКТ з антикорозійним покриттям для спуску у замкову шпарину коррозийного фонда.

4.Увеличить відсоток обновляемости парку підземного ремонта.

5.При ПДС виробляти зачистку різьби труб имуфт перед свинчиванием, более якісно проводити отбраковку НКТ по зносу резьбовых соединений.

6.Возбновить роботу ГДК по аварій, детальніше підійти до розслідування причин полетов.

Докладний розподіл відмов представлено при застосуванні 5.

2. ПАТЕНТНА ПРОРАБОТКА.

2.1. Патентна проробка.

1. М.М. Трусів, В. Я. Райт, та інших. Авторське свідчення № 597 785, №.

21, 1976 р. с. 4. «Скважинная насосна установка».

Винахід належить до гидромашиностроению і можна використовувати в конструкціях скважинных насосних установок, виділені на відкачування середовищ, містять механічні примеси.

Мета винаходизменшення габаритів і металоємності установки, і навіть підвищення рівня очищення перекачиваемой среды.

Поставлене мета досягається тим, що у скважинной насосної установці, що містить відцентровий насос, розміщений під нею електродвигун, встановлений не вдома насоса гидроэлеватор з зовнішнім кожухом і камерою усунення і деформируемыйпакер, останній розташований вище гидроэлеватора, в зовнішньому кожусі гидроэлеватора виконані отвори та її камера змішання сообщена із ділянкою всмоктування насоса у вигляді згаданих отворів, а електродвигун оснастили спіральної спрямовуючої з його зовнішньої поверхности.

2.О. М. Юсупов, М.Д. Валєєв та інших. Авторське свідчення № 1 019 111,.

№ 19, 1982 р., із чотирьох. «Спосіб запуску відцентрового насоса».

Винахід належить до гидромашиностроению і можна використовувати при експлуатації відцентрових насосів на підйом рідини з скважины.

Мета винаходиспрощення технології запуска.

Зазначена мета досягається тим, що до способу запуску відцентрового насоса, откачивающего газовану рідина й встановленого в свердловині на колоні підйомних труб, підключеної у верхній частині до выкидной лінії затрубному простору свердловини, включающему створення позитивної різниці тисків не вдома і виході насоса, розкрутку ротора справи до турбінному режимі рідиною, перетікає з затрубного простору в колону підйомних труб під впливом створеної різниці тисків, і включення електродвигуна насоса, попередньо відключають колону труб від выкидной лінії затрубного простору, а створення позитивної різниці тисків здійснюють шляхом випуску газу верхній частини колони труб.

3. Ю. Г. Вагапов, А. А. Ланкин та інших. Авторське свідчення № 808 698,.

№ 8, 1981 р., с. 4."Погружной электроцентробежный агрегат".

Винахід належить до насосостроению і може застосовуватися в заглибних электроцентробежных насосах, призначених, наприклад, у видобуток нафти з скважин.

Мета винаходи — забезпечення можливості зворотної прокачування рідини через насос й вимірювання тиску прийомі насоса.

Зазначена мета досягається тим, що насос додатково містить муфту, закріплену над зворотним клапаном, у якій розміщений спеціальний вантаж зі штоком у нижній частині, які пройшли через отвір сідла клапана, причому вантаж має наскрізне отверстие.

4. Л. А. Чернобай, А. М. Романов та інших. Авторське свідчення №.

1 028 893, № 26, 1981 р., із чотирьох. «Заглибний відцентровий помповий агрегат».

Винахід належить до гидромашиностроению, конкретніше до конструкціям насосних установок на підйом минерализованных рідин, наприклад обводненной нафти, з скважины.

Мета винаходи — підвищення довговічності під час використання агрегату для перекачування обводненной нефти.

Поставлене мета досягається тим, що у погружном відцентровим агрегаті випромінювач оснастили розташованим з обох боків від цього кільцевими камерами, повідомленими з отверстиями.

5. С. А. Войтка, А. А. Гунин та інших. Авторське свідчення № 1 083 696,.

1981 р., с. 3."Скважинная насосна установка".

Винахід належить до області гідромашинобудування і можна використовувати в конструкціях насосних установок, виділені на відкачування рідини з механічними домішками з скважин.

Мета винаходи — щодо підвищення надійності і зменшення габаритів установки.

Поставлене мета досягається тим, що у скважинной насосної установці, що містить встановлений на колоні підйомних труб насос, розміщений не вдома останнього пескоотстойник, обладнаний у нижній частині нормально відкритим клапаном, і обвідну трубу, нижній кінець якої безпосередньо повідомлено після виходу насоса, а верхній через зворотний клапан — з порожниною колони труб, обводная труба розташована всередині пескоотстойника, а нормально відкритий клапан виконано подпружиненным і має внутрішню.

порожнину, ущільнену щодо порожнини колони труб і гідравлічно пов’язану з выходом.

2.2.Обоснование обраного прототипа.

Важливе значення мають заглибні відцентрові насоси для нафтовидобувної промисловості. Свердловини, обладнані установками заглибних відцентрових электронасосов, вигідно від свердловин, обладнаних глубинонасосными установками. Застосування такого устаткування дозволяє вводити свердловини в експлуатацію відразу після буріння будь-який період року, без великих витрат часу та коштів зведення фундаментів і монтаж важкого устаткування. Узвіз электронасоса у замкову шпарину відрізняється від зазвичайного для промислів спуску НКТ лише наявністю кабелю і необхідність її кріплення до труб, складання ж электронасоса на гирло свердловини дуже і займає за нормам трохи більше 2−3 часов.

Характерною ознакою заглибних відцентрових насоса є простота обслуговування, економічність, щодо великий міжремонтний період його роботи.

Помповий агрегат, що з погружного відцентрового насоса, двигуна і гідрозахисту спущений на колоні НКТ у замкову шпарину. Помповий агрегат відкачує пластову рідина із прихопленої свердловини і подає в поверхню по колоні НКТ. Кабель разом, забезпечує підвід електроенергії до электродвигателю, крепитсяк гидрозащите, насмокчу і колоні НКТ хомутами. Насос заглибний, відцентровий, модульний, багатоступінчастий, вертикального исполнения.

Основною моделлю для мого вдосконалення є УЭЦН 5 50−1300, бо в основі проведеного аналізу польотів УЭЦНМ на АТ «Сургутнафтогаз» видно, що вібрації в модульних насоса ЭЦН призводить до кручі болтів у фланцевых з'єднаннях, як найвищого, а й від. З цього пропонується конструкція противополетного устрою, установлюваного кожне фланцевое з'єднання насосного агрегату, описане далее.

2.3.Суть модернизации.

Страхувальні муфти призначені задля унеможливлення падіння установок у замкову шпарину у її розчленування по фланцевому соединению.

Встановлюються страхувальні муфти між модуль-секциями насоса (крім сполуки вхідний модуль — модель-секция) й між модуль-головкой і модуль секцією. Якщо застосовується противополетная головка.

Монтаж-демонтаж установок виробляється відповідно до «Інструкції по монтажу-демонтажу на гирло свердловин заглибних электроцентробежных насосів у видобуток нафти» з такими дополнениями.

Після сполуки верхньої та нижньої секцій, підняти агрегат і час виявляють на фланцевом поєднанні страховочную муфту у наступному последовательности:

1.Вывинтить що стягують гвинти з корпусу муфти для рассоединения двох частей.

2.Установить обидві частини муфти на фланцевое з'єднання гвинтами вниз те щоб зрізана пласкими частина муфти перебував під кабелем.

3.Соединить частина муфти гвинтами з допомогою шестигранного ключа, і расклинить гвинти із боку розрізаної частини, запобігання самовільного развинчивания.

Аналогічно встановити муфту за наявності многосекционного насоса поміж усіма модулями.

Демонтаж муфти здійснити наступним образом:

1.Сжать плоскогубцями расклиненные кінці винтов.

2.Вывинтить гвинти з корпусу страхувальні муфти, роз'єднати частини муфти й зняти их.

РОЗРАХУНКОВА ЧАСТЬ.

3.1.Расчет щаблі ЭЦН.

3.1.1.Расчет робочого колеса.

При розрахунку щаблі погружного відцентрового насоса завжди відомі подача і натиск насоса, швидкість обертання валу і діаметр обсадной колони свердловини до роботи на якої призначений насос. (1).

Подача, Q — 30 мсут.

Напір, H — 1300 м.

Частота обертання валу, n — 3000 обмин.

Внутрішній діаметр корпусу насоса, d — 82 мм.

Внутрішній діаметр корпусу щаблі, d — 76,5 мм.

Потому, як встановлено внутрішній діаметр щаблі, можна приступати безпосередньо розрахуватися проточній частини робочого колеса та інших размеров.

І тому необхідні следующее:

а) Визначити найбільший зовнішній діаметр робочого колеса D max.

D2max=Dвн.-25,(3.1.).

де, P. S — радіальний зазор між внутрішньої стіною корпусу щаблі.

D вн. і найбільшим діаметром робочого колеса D max.

Цей зазор вибираємо не більше S=2−3 мм.

б) Визначимо наведену подачу рассчитываемой ступени:

Qприв.=2800(90)3Q,(3.2).

n D2max.

де, 2800 — наведена швидкість обертання одиничного насоса в обмин.

90 — найбільший зовнішній діаметр робочого колеса единичного.

насоса в мм.

n — число оборотів валу, обмин.

Q — розраховувана подача, лс.

в) Визначаємо діаметр чопи біля входу до робоче колесо:

Dвт.=Кdвт*D2max,(3.3).

де, K d ут — коефіцієнт, відповідний одержаному значенням.

Q прив, 0,31.

Після визначення діаметра чопи необхідно перевірити можливість розміщення валу насоса.

У цьому має бути дотримано условие:

D = d + 2? вт.,.

де, D ут — діаметр чопи, мм;

D в — діаметр валу насоса, мм;

?ут. — товщина щаблі чопи (для заглибних відцентрових насосів з діаметром корпусу 92−150, можна взяти Sвт=2−4 мм);

р) Визначаємо найбільший діаметр вхідних крайок лопатей D1 max по уравнению:

D1max=D2max.

KD1max (3.4).

де, КD1 max — коефіцієнт, певний для Q прив, 2,3;

в) Визначаємо діаметр входу D у робочий колесо:

D0=КD0*D1max, (3.5).

До — коефіцієнт діаметра входу у робочий колесо для даного.

Qприв, 0,96;

е) Визначаємо найменший діаметр вхідних крайок лопатей робочого колеса D2 min:

D2min=?D2вн.ст.-1*(D2max)2*Fприв.

0,78590(3.6).

де, Fприв — наведена площа без лопаточного кільця між стенкой.

корпусу щаблі Dвн.ст. і ободом верхнього диска робочого колеса.

D2 min. Знаходять для Q Fприв = 1600 мм.

ж) Визначаємо найменший діаметр вхідних крайок лопатей D1min:

D1min=D2max.

KD1min (3.7.).

де, KDmin — коефіцієнт визначається для Qприв.

із) Визначаємо висоту каналу b виході з робочого колеса.

в=Кb2*D2max, (3.8).

де, Кb2 — коефіцієнт, визначається для Q, 0,016;

і) Визначаємо висоту каналу b1 на вході у робоче колесо.

b1=Kb1*D2max,(3.9).

Кb1 — коефіцієнт, визначається для Q, 0,036;

до) Напір щаблі визначають за коефіцієнтом окружної швидкості.

Кv2окр., користуючись уравнением:

Kv2окр.=V2окр.max (3.10).

60?2gH.

де, V2окр. — окружна швидкість на діаметрі D2max робочого колеса;

Кv2окр.= ?D2ср.*n.

60?2gH (3.11).

де, K v2окр. — коефіцієнт окружної швидкості, Кv2окр. = 1,33;

D2ср. — зовнішній діаметр робочого колеса, мм;

п — число оборотів валу, об/мин;

g — прискорення вільного падіння, м/с;

л) Визначаємо коефіцієнт быстроходности ступени;

м) Визначаємо конструктивні кути ?1 і ?2 від быстроходности ступени.

Розрахунок колеса:

а) D2max=Dвн.ст. — 2S.

В2max=76,5−2*2.

D=72,5 мм;

б)Qприв = 2800(90)3 *Q;

nD2max.

Qприв =2800 (90)3 * 0,347;

300 072,5.

Qприв=0,6196 лс;

в) d вт.=Кdвт*D2max.

dвт=0,31*72,5.

dвт=22,475 мм;

dвт=dв + 2? вт.

dвт=17+2*2/5.

dвт= 22 мм;

г)D1max= D2max.

KD1max.

D1max=72,5.

2,3.

D=31,52 мм;

буд) D0=К0*D1max;

D0=0,96*31,52;

D0=30,26 мм;

е) D2min=?D2 вн.ст. -1(D2max)2 *Fприв.

0,78 590.

D2min=?76,52 — 1 (72,5)2 *1600.

0,785 90.

D2min=67,3 мм;

ж) D1min= D2max.

KD1min.

D1min= 72,5.

2,2.

D1min=32,95 мм;

із) b2=Кb2 * D2max;

b2=0,016*72,5.

b2=1,16 мм;

і) b1=Кb1*D2max.

b1=0,036*7,25=2,61 мм;

до) Н=(?Dср.* Н)2 * 1.

60*КН22g.

Н=(3,14*0,0725*3000) * 1.

60*1,332*9,81.

Н=3,73 м;

л) Hs=60;

м) ?1=27;

?2=53;

3.1.2. Розрахунок подає аппарата.

Осьової спрямовує апарат щаблі погружного відцентрового насоса розраховують наступним образом:

а) Визначаємо наведену подачу і з ній визначимо наведену, та був справжню висоту рассчитываемой ступени:

lприв=22;

l=lприв.*D2max (3.12).

б) Визначаємо висоту междулопаточных каналов:

b3пр.=90*b3(3.13).

D2max.

де, b3пр.- наведена висота від наведеної подачі, 3.3;

b3пр.= b3прив.* D2max.

в) Знаходимо діаметр діафрагми D подає аппарата:

F"прив.=0,7859(D2вн.ст.-D2)*(90)2(3.14).

D2max.

де, F"прив-приведенная площа кільця внутрішньої стінкою корпуса.

сходи й діаметром щаблі, 800;

D3=?D2 вн.ст. — F''прив. * (D2max)2.

0,78 590.

Розрахунок подає аппарата:

а) l=l прив. * D2max.

l=22*72,5.

l=17,7 мм;

б) b3=b3прив.*D2max.

b3=3,3 * 72,5.

b3=2,66 мм;

в) D3=?D2 вн.ст. — F'' (D2max)2.

0,785 90.

D3=?76,52 — 800 (72,5)2.

0,785 90.

D3=72,04 мм;

ККД щаблі 0,38.

3.2.Проверочный розрахунок шпоночного соединения.

Шпоночное з'єднання перевіряється по бічним граням шпонки під впливом окружного зусилля, переданого робочому колесу:

?=2Mр.к.D (h-t)*l (3.15).

де, Мр.к. — момент рухаючись робочому колесу.

D — діаметр вала;

t — глибина паза по валу;

l — довжина посадочної частини робочого колеса;

h — висота шпонки.

Момент, рухаючись робочому колесу визначається з потужності переданої двигуном насмокчу. Потужність двигуна вибирають по основними параметрами насоса. До основними параметрами ставляться подача, натиск, ККД. Для визначення напору необхідно визначення кількості щаблів що у насосі. Кількість щаблів можна визначити так. Існує 5 видів секцій відмінних довжиною, залежно від довжини у кожному секції розташовуються різне число щаблів. Для розрахунку візьмемо наступний насоса: ЭЦН М-5−50−1300 що з 2-х секцій № 2 і № 5, у деяких розміщено 264 щаблі, в секції № 2 розміщено 73 щаблі, а секції № 5 розміщено 192 щаблі. Довжина одному щаблі ЭЦН 50 — 24 мм. Сходинки насоса в секціях містяться у пределах:

L=n*l (3.16).

де, n — число ступеней;

l — довжина однієї ступени;

L = (72*24) + (192*24).

L = 1728 + 4608.

L = 6336 мм.

Довжина одному щаблі ЭЦН — 30 дорівнює 17,5 мм, в секціях расположится:

nр=L (3.17).

lp.

де, np — число щаблів, рассчитываемого насоса у двох секциях;

lp — довжина одному щаблі ЭЦН — 30.

np=6336.

17,5.

np=362 ступени.

Отже в секції № 2 буде розміщено 99 щаблів, а секції № 5 буде розміщено 263 щаблі. Напір одному щаблі дорівнює 3,73 м. Загальний натиск дорівнює твору кількості щаблів на натиск однієї ступени:

H=N*h (3.18).

де, h-напор однієї ступени.

H=362*3,73.

H=1350,26 м.

H=1350 м.

Гідравлічна потужність насоса равна:

Nг=Q*H*j (3.19).

102 *?

де, Q — подача насосної установки;

H — натиск насоса.

j-относительный питому вагу жидкости.

?-ККД насоса;

Q = 30 м³ /сут =3,5*10−4 м3 /з.

М = 1350 м.

j=1900 кг/м3.

?=0,43.

Nг=3,5*10−4 *1350*1300.

102*0,43.

Nг =15 КВт.

Потужність двигуна повинна быть:

Nд? 1,05 Nг,(3.20).

де Nд — потужність двигателя;

Nг — гідравлічна потужність насоса;

Nд = 1,05*15.

Nд=15,8 КВт.

По (1) підбираємо двигун, відповідний умові відбитому у формулі (3.20):

Двигун ЕД 20−103.

Потужність двигуна Nд=20 КВт.

Момент, рухаючись на робоче колесо:

Мр.к.=Nдв. (3.21).

Nz*n.

де, Nдв. — потужність підібраного двигателя;

Nz — кількість робітників коліс, встановлених в насосе;

n — число оборотів валу насоса;

Nz =362 ступени.

n=2840 об/мин=47,33 об/сек.

Мр.к. = 20*103.

362*47,33.

Мр.к.=1,17 Вт.

Розрахунок шпонки на смятие проводиться у разі формулі (3.15):

?див.= 2Мр.к.

D (h-t)*l.

Мр.к.=1,17 Вт.

D=17мм=0,017 м.

l=10мм=0,01 м.

h=1,6мм=0,0016 м.

t=0,8мм=0,0008 м.

?см=2*1,17.

0,017(0,0016−0,0008)*0,01.

?см.=17 205 881 Н/м2.

?см.=17,2 Мпа.

Ключовий є гурток твердий, витягнутий, виготовлений із латуні марки П63. Опір латуні цієї марки разрыву:

?в=75−95 кгс/мм2.

?в=750−950 МПа.

Опір смятию у межах? ?в, запас міцності на смятие нас удовлетворяет.

3.3.Проверочный розрахунок шлицевого соединения.

Шлицевое з'єднання перевіряється на смятие по формуле:

?см.=Т (3.22).

0,75zАсм*Rср.

де, Т — рухаючись вращаемый момент;

z — число шлицев;

Am — розрахункова поверхню смятия;

Rср. — середній радіус шлицевого соединения.

Середній радіус шлицевого сполуки визначається как:

Rср.=0,25 (D+d)(3.23).

де, d-диаметр западин шлицев, ;

D-максимальный діаметр шлицев;

D=0,017 м.

d=0,0137 м.

Rср.=0,25 (0,017+0,137).

Rср.=0,7 675 м.

Розрахункова поверхню смятия равна:

Асм.=(D-d-2?)*l (3.24).

де, ?-банальний на шлицах;

l-длина контактують поверхні шлицевого соединения;

?=0,003 м.

l=0,04 м.

Асм.= (0,017−0,0137 — 2*0,0003)*0,04.

Асм.=0,42 м².

Т=Nдв (3.25).

n.

де, Nдв.- потужність двигателя;

n — число оборотів вала;

Nдв.=20 КВт=20 000Вт.

n=2840 об/мин=47,33 об/сек.

Т=20 000.

47,33.

Т=422,6 Н*м.

?см.=422,6.

0,75*6*0,42**0,7 675.

?см=291 308 000 Н/м.

?см=291,308 Мпа.

Вал насоса виготовлений із високолегованої стали.

[?см]вала=500−1100 МПа.

Отже, шлицевое з'єднання, розраховане нами і перевірене на смятие задовольняє нашому насосу.

3.4.Расчет валу ЭЦН.

Розрізняють вали прямі, колінчаті і гнучкі. Найбільшого поширення набула мають прямі вали. Колінчасті вали застосовують у поршневих машинах. Гнучкі вали допускають передачу обертання на великих перегини. По конструкції розрізняють вали і осі гладкі, фанонные чи ступінчасті, а як і суцільні і порожнисті. Освіта щаблів на валу пов’язані з закріпленням деталей чи самого валу в осьовому напрямі, ні з можливістю монтажу деталі при подсадках з натягом. Порожнисті вали виготовляють зменшення маси чи тому випадку, коли через вал пропускають іншу деталь, підводять олію тощо. Прямі вали виготовляють з вуглецевих і легованих сталей.

Вали розраховують на прочность.

Розрахунок валу на прочность.

Під час роботи вал насоса піддається впливу крутящего моменту, осьової стискаючої навантаження на верхній торець валу і радіальної навантаження. Радіальна навантаження вал викликається насосным розташуванням валів секцій насоса і протектора і можливість неточного виготовлення шлицевого соединения.

Попередньо оцінюють середній діаметр валу з діаметру шлицев d концентраційних напруг і вигину вала:

?кр=Mкр.max=Mкр.max (3.26).

Wр=0,2*d3 вн.

де, dвн.=Мкр.max (3.27).

0,2*?кр

Максимальний крутний момент:

Мкрmax=Nmax (3.28).

w.

где, N max- приводная потужність двигуна, 13 т;

w=?*nкутова швидкість, сек;

п-частота обертання електродвигуна, об/мин.

Напруга на крутіння визначаємо межею плинності матеріалу ?т.

Дозволене дотичне напруга при кручении приймаємо з коефіцієнтом запасу міцності ?=1,5;

?=[?]= ?т= ?т (3.18).

?2?

Для валу насоса ЭЦН беремо сталь 40ХН з межею плинності ?=750 Мпа.

Насосне з'єднання валів і некомпенсовані зазори створюють радіальну навантаження в 60−130 кг. с, діючу на шлицевой кінець валу насоса.

Радіальна навантаження Р, перебувають розслідування щодо формуле:

Р1=K[3E*J*?у] (3.29).

C3.

де, До — коефіцієнт, враховує яке компенсує вплив проміжків.

слова й рівний 0,45−0,85;

Є - модуль пружності матеріалу валу, Па.

J — момент інерції валу, який приймає з урахуванням тіла чопи. М;

?у — стріла прогину шлицевого кінця валу, викликана неспособнос;

тью в зчленуванні насоса і протектора, приймається рівним 25*10 м;

З — відстань від центру підшипника незалежності до середини муфти, м;

Момент інерції вала:

J=?*d4вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z (3.30).

де, а — ширина шлицы, м;

D — зовнішнє діаметр шлицев, м;

z — число шлицев.

Радіальна навантаження вал Р2, що залежить від нерівномірної передачі крутящего моменту шлицами малі й нею можна пренебречь.

П’ять працюючих шлицев дають навантаження, рівну 0,2*Р, где.

Рокр.=2*Мкр.max (3.31).

dср.

де, D — середній діаметр шлицев.

Р2=0,2*Рокр. (3.32).

Изгибающий момент на шлицевом кінці вала:

Мизгб.max=(Р1+Р2)*b (3.33).

де, b-расстояние від середини муфти чи то з точки докладання сили Р.

до проточки під стопорное кільце, м.

Мизг.max.=(Р1-Р2)*b.

Знаючи момент вигину і момент крутіння, можна визначити напруга вигину і крутіння в небезпечному сечении валу (під проточку на стопорное кольцо).

?изг.max=Мизг.max (3.34).

Wx.

Wх=?*d4кр. (3.35).

32*D.

де, Wхмомент опору на місці проточки під стопорное кільце,.

м;

dкр.-диаметр валу на місці проточки під стопорное кільце, м;

?изгб.min=Мизг.min (3.36).

Wx.

Напруга кручения.

?кр.=Мкр.max (3.37).

Wp.

Wр=2*Wx — полярний момент опору валу на місці проточки під стопорное кольцо;

Еквівалентну напруга знаходимо по четвертний прочности:

?экв.=??2изг.max+3?2(3.38).

З цієї величині і межі плинності матеріалу валу встановлюється запас міцності з урахуванням статистичних нагрузок:

п=?т?1,3(3.39).

?экв.

Вихідні данные:

Приводная потужність двигуна N = 2000Вт. Частота оборотів двигуна п=2840 об./хв. Межа плинності матеріалу валу ?=750 МПа. Модуль пружності матеріалу валу У=20*10 МПа. По даної методики зробимо розрахунок із цифровими значениями:

Момент інерції вала:

J= ?*d4вн.+ а (D-dвн) * (D +dвн)2*z.

J= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 — 0,012)*(0,017+0,012) 2*6.

J=2,3*10−10м;

Навантаження створювана які працюють шлицами:

Р2=0,2*Рокр.

Р2=0,2* Mкр.max.

dср

Р2=0,2 * 2*67,28.

0,0155.

Р2= 1736,2584.

Максимальний изгибающий той час у місці проточки під стопорное кольцо:

Мизг.max= (Р1+Р2)*b.

Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035.

Мизг.max=69,83 Н*м.

Мінімальний изгибающий той час у цьому сечении:

Мизг.min=(Р1-Р2)*b.

Мизг.min=(258,957−1736,258)*0,035.

Мизг.min=51,74 Н*м;

Напруга вигину в небезпечному сечении:

?изг.max=Мизг.max.

Wx.

де, W= ?*d4кр

32*D.

W=3,14*0,1 574.

32*0,017.

W=3,51*10−7м3;

Це знайшли осьової момент опору вала:

?изг.max.= 69,83.

3,51*10−7.

?изг.max =198,945Мпа.

Мінімальна напруга изгиба.

?изг.min.= 51,71.

3,51*10−7.

?изг.min.= 147,321 МПа.

Напруга кручения:

?кр=Мкр.max.

Wp.

де, Wр=2*Wх.

Wр=2*3,51*10−7.

Wр=7,02*10−7 м.

Це знайшли полярний момент опору вала.

?кр.= 67,28.

7,02*10−7.

?кр.=96,114 Мпа;

Еквівалентну напряжение:

?экв=??2 изг. max + ?кр2.

?экв=?198,9452+3*96,1142.

?экв.=259,409 Мпа;

Запас міцності межею текучести:

п=?т?1,3.

?экв.

п= 750.

259,409.

п=2,8;

З результатів розрахунків видно, що вал зі сталі 40 ХН діаметром 17 мм зі шліцом і з проточкой під стопорное кільце витримує задані навантаження з коефіцієнтом запасу міцності п=2,8, який задовольняє умові 2,8>[1,4].

3.5.Прочностной расчет.

3.5.1.Прочностной розрахунок корпусу насоса.

Корпуси заглибних відцентрових насосів виготовляються з трубних заготовок точінням або з холодних комбінованих труб підвищеної точності довжиною 2100, 3600 і 5000 мм.

Корпус насоса розраховуватиметься у наступному последовательности.

1.Выбираем зовнішнє діаметр і внутрішній корпусу насоса.

Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08 м.

2.Определяем попередню затягування пакета щаблів з урахуванням коэффициентазапаса щільності верхнього стику по формуле:

T=?К?gНrвн. 1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)] (3.40).

де До — коефіцієнт запасу щільності стыка;

К=1,4.

? — щільність воды;

?=1000м/кг.

g — прискорення вільного падения;

g = 9,8 м/с.

Hмаксимальний натиск насоса;

М =1300 м.

r — внутрішній радіус розточення корпусу насоса;

r=0,04 м.

Екмодуль пружності матеріалу корпусу насоса;

Ек=0,1×10 6Мпа.

Fк — площа поперечного перерізу корпусу насоса;

Fк=1,62×10 -3 м 2.

Енамодуль пружності матеріалу подає аппарата;

Ена=1,45×10 5МПа.

Fна — площа поперечного перерізу направляяющего аппарата;

Fна=6,08×10−4 м2.

Т=3,14×1,4×1000×9,81×1160×0,042 [1−2,1×106×1,62[10−3 /2(2,1×106×1,62×10−3 +1,45×105×6,08×10−4) ]=48 256Н.

3.Находим загальне зусилля, чинне вздовж осі корпусу по выражению:

Q=Т+?gНrвн 2 EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + ?К?gНrвн (3.41).

де Т — попередня затягування пакета щаблів, певна за такою формулою.

(3.40).

Т=48 256Н.

G — маса погружного агрегата;

G =20 505 Н;

Hmaxмаксимальний натиск насоса;

Нmax =3500 м.

Q = 268 519Н.

4.Вычисляем осьове напруга вопасных перетинах корпусу по формуле.

?=Q/Fк (3.42).

де Q — загальне зусилля, чинне вздовж корпусу насоса, певне по.

вираженню (3.41).

Q=268 591 Н.

Fк — площа ослабленого перерізу корпусу по зовнішньому диаметру.

трубы;

Fк =1,24×10−3 м2.

?z=268 519/1,24×10−3=220МПа.

5.Определяем тангенциальное напруження як у небезпечних перерізу, по выражению:

?=pgHmaxrвн/S-MT/F' (3.43).

де P. S — товщина корпусу о небезпечному сечении;

S=0,009 м.

M — коефіцієнт Пуассона;

M=0,28.

?т=142 МПа.

3.5.2.Прочностной розрахунок гвинтів страхової муфты.

Розрахунок гвинтів на зріз зробимо по формуле:

??[?](3.44).

де? — напруга зрізу чинне на гвинти страхувальною муфты;

[?] - допускаемое напруга среза.

Допускаемое напруга зрізу визначається по формуле:

[?]=0,4?т.

де ?т — межа плинності матеріалу гвинта, для стали 35 з которой.

виготовлені винты.

?т=360МПА.

[?]=0,4×360=144МПа.

Напруга зрізу чинне на гвинти визначаємо по формуле.

?=4S/пdхz (3.45).

де P. S — сила зрізу діюча на винты;

d — внутрішній діаметр резьбы;

d=0,0085 м;

z -кількість гвинтів, z=2;

Знаходимо силу зрізу по выражению.

S=mхg (3.46).

де m — маса насосного агрегата.

m=709 кг.

g — прискорення вільного падіння;

g =9,8 м/с.

S=709×9,81=6955,29 кгм/с2 =6955,29 Н.

Визначаємо напруга зрізу, чинне на гвинти страхувальною муфти за такою формулою (3.45).

?=6955,29×4/3,14×0,855×2=61 285 468 Па=61,29 МПа.

Прочностной рачсет гвинтів на зріз є припустимою, оскільки 61,29.

Коефіцієнт запасу міцності гвинтів визначаємо з выражения.

n=[?]/ ?(3.47).

де [?] - допускаемое напруга зрізу, [?]=144 МПА.

? — напруга зрізу чинне на гвинти страхувальною муфьы,.

?=61,29 МПа.

П=144/61,29=2,35.

Отриманий коефіцієнт заппса міцності є достаточным.

3.5.3.Прочностной розрахунок корпусу полумуфты.

Розрахунок корпусу полумуфты розраховуватиметься на розтягнення в небезпечному сечении. Розрахунок полумуфты в небезпечному сечении зробимо по формуле:

??[?] (3.48).

де? — опір при розтягненні чинне в небезпечному сечении.

полумуфты;

[?] - дозволене опір при растяжении.

Дозволене опір при розтягненні визначається з выражения.

?=0,3?т (3.49).

де ?т — межа плинності матеріалу для матеріалу сталь 30 Л, з яких відлито полумуфта? т=240 МПа.

[?]=0.3×240=72 МПа.

Визначаємо напруга, получамемое тиском максимальної навантаження на площа по формуле:

?=S/F (3.50).

де P. S — максимальна навантаження діюча на полумуфту, певна.

за такою формулою (3.46).

S=6955,29Н.

F — площа полумуфты в небезпечному сечении;

F=5,68×10−4 м 2.

?=6955,29/5,68×10−4=12 245 228Па=12,25МПА.

Міцність полумуфты в небезпечному сечении є припустимою, оскільки 12,25 МПа.

Коефіцієнт запасу міцності визначаємо з выражения.

П= [?] /?(3.51).

де [?] - допускаемое опір при растяжении;

[?]=72 МПА.

?- опір при розтягненні чинне в небезпечному сечении.

муфты;

?=12,25 МПА.

П=72/12,25=5,87.

Отриманий коефіцієнт запасу міцності є допустимым.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙЭФФЕКТ.

На родовищах, розроблюваних і експлуатованих НГВУ «Сургутнафтогаз» дебет свердловин проти минулими роками падає, що дозволяє підставою використати в свердловинах электроцентробежные насоси з не меншою подачей.

При експлуатації свердловин УЭЦН М-30−1300 підвищується міжремонтний період, і напрацювання на отказ.

Удосконалення электроцентробежного насоса із подачею 50 м/сут у тому, що у корпус электроцентробежного насоса із подачею на 50 м/сут ми ставимо робочі колеса і направляючі апарати, розраховані подачу 30 м/сут. Цим ми маємо насос із подачею 30 м/сутки від використання на малодебетних свердловинах. У результаті ми маємо економію коштів, бо доводиться запускати з заводів электроцентробежные насоси для малодебетних скважин.

Економічний ефект очікується за счет:

— збільшення напрацювання на отказ;

— зменшення кількості поточних ремонтов;

— запобігання витрат, що з закупівлею УЭЦН-30 на заводах.

Методика розрахунку економічного эффекта.

Економічний ефект визначається по формуле.

Эт=Рг-Зг (4.1.).

Кр+Ен.

де, Рг — непідвладна інфляції вартісна оцінка річних результатов.

Зг — незмінні за літами річні затраты;

Кр — норма амортизації з урахуванням чинника времени.

Єн — норматив доведення до розрахунковому году.

Непідвладна Інфляції Вартісна оцінка річних результатов:

кількості ремонтов.

Рг1=(365 -365)*Срем. (4.2.).

МРПбМРПсов.

де, МРПб — базовий міжремонтний период;

МРПсов.-межремонтный період усовершенствованного.

оборудования.

Срем. — вартість поточного ремонта.

Незмінні за літами річні затраты:

Зг=Иг+(Кр+Ен)*К (4.3).

де, Іг — річні поточні витрати.

До — капітальні затраты.

Річні поточні затраты:

К1=1,2 (Зср. *L + 0,395 * Зср. * L)(4.4).

166 166.

де, К1 — капітальні витрати, пов’язані виготовлення робочої.

ступени;

Зср — середня затрата.

L — тривалість изготовления.

Капітальні видатки матеріали, застосовані під час виготовлення робочої ступени:

К2=m*c*Kи (4.5).

де, m — маса материалов;

з — вартість материалов;

Кікоефіцієнт, враховує, що коли частина матеріалів витрачається.

при изготовлении.

К=К1+К2(4.6).

К=n*(К1+К2)(4.7).

де, -n — кількість робочих ступеней.

Річна прибуток, залишається у розпорядженні предприятия:

Пt=Bt — Ct — Ht (4.8).

де, Bt — прибуток від реалізації продукції, отриманої із застосуванням.

заходів НТП, без акцизів й підвищення податків на додаткову стоимость;

Ct — собівартість продукции;

Ht — податки, загальна сумма.

Термін повернення затрат:

Т=К (4.9).

П+А.

где, П — прибуток чиста, отримувана з допомогою реалізації заходи за.

год;

А — сума амортизації за год.

Вихідні данные:

Вартість ЭЦН — 50−1300 — 1 320 400 руб.

Вартість ЭЦН — 30−1300 — 18 900 000 руб.

m1 — маса робочого колеса, виготовленого з полиамида.

m1=0,158 г.

З — вартість полиамида.

С=1 500 000 крб за тонну.

m2 — маса подає апарату, виготовленого з полиамида.

m2=320 г.

Середня заробітна плата:

Зср.=1800 руб.

Тривалість виготовлення робочої ступени.

L=1 час.

Міжремонтний період базовый:

МРПб=316 суток.

Міжремонтний період совершенствованного оборудования:

МРПсов.=358 суток.

Вартість поточного ремонту (одного):

Т = 72 часа.

Середньодобовий дебіт :

Q=35 м/сут.

Вартість нафти внутрішньому рынке:

З = 500 000 резв./тонну.

Собівартість нефти:

Ct=287 274 руб/т.

Розрахунок економічного эффекта.

Непідвладна Інфляції Вартісна оцінка річних результатов:

кількості ремонтов:

Рг1= (365- 365) *Срем.

МРПбМРПсов.

МРПб=316 суток.

МРПсов.=358 суток.

Ср=1 150 000 резб.

Рг1= (365 — 365) *1 150 000.

316 358.

Рг1=156 400 руб.

Рг2 беремо з 40% вартості ЭЦН — 50−1300 і вартості ЭЦн — 30−1300.

Рг2=0,4*13 204 000+18900000=2 418 600 руб.

Рг=Рг1+Рг2.

Рг=156 400+24181600=24 338 000 руб.

Розрахунок затрат:

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К.

Иг=?Р*Т*Q*Сп.

Сп3=55% від собівартості 287 274 руб/т.

Иг=0,136*3,0830,0*0,55*287 274.

Иг=1 933 928,5 руб.

Витрати на виготовлення робочої ступени.

К1=1,2 *(1,395 * Зср. *L).

Зср.=1 800 000 руб.

L=1 час.

К1=1,2 * 1,395 * 1 800 000*1.

К1=18 151,719 руб.

Витрати на матеріали, застосовані під час виготовлення робочої ступени:

К2=m*С*Ки.

m=m1+m2.

m=0,320+0,158.

m=0,478.

К2=0,478*10−3 *1 500 000*1,5=1075,5 руб.

К=112*19 227,219.

К=2 153 449 руб.

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К.

Зг=1 933 928,5 + (1+0,1)*2 153 449.

Зг=4 292 722,4 руб.

Ефект розраховується для терміну в розмірі 5 років, терміну амортизації устаткування типу УЭЦН.

Кр=0,1638.

Ен=0,1.

Эт=24 338 000 — 4 292 722,4.

0,1638 + 0,1.

Эт=7 598 647 руб.

Прибуток, залишається у розпорядженні предприятия:

Пt=Bt — Ct — Ht.

Формула (4.8) загальна до розрахунку, яку можна разложить:

Пт=Рг2Иг (4.10).

де, Пт — прибуток без податків.

Поточна чиста прибыль:

Пч=0,65 * Пт.

Рг2=24 181 600 руб.

Иг=1 933 928,5 руб.

Пt=24 181 600 — 1 933 928,5.

Пt=22 247 671 руб.

Пч=0,65* Пт.

Пч=0,65 * 22 247 671.

Пч=14 460 986 руб.

Термін повернення затрат.

Т = К.

П+А.

К=2 153 449 руб.

Пч=14 460 986 руб.

А=20% від К.

А=430 689,8 руб.

Т=2 153 449.

14 460 986+430689,8.

Т = 2 153 449.

Т=0,15 года.

Т=1,8 месяца.

Зведена таблиця економічних показателей.

Таблиця 4.1.

Показатели.

Значение.

Капітальні витрати, руб.

Поточні річні витрати, руб.

1 933 928,5.

Міжремонтний період до вдосконалення, сутки.

Міжремонтний період після вдосконалення, сутки.

Економічний ефект, руб.

Торішній чистий прибуток, руб.

Термін окупності, год.

0,15.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙЭФФЕКТ ВІД ВДОСКОНАЛЕННЯ КОНСТРУКЦІЇ ЭЦН.

На родовищах, розроблюваних і експлуатованих НГВУ «Лянторнефть» дебет свердловин проти минулими роками падає, що дозволяє підставою використати в свердловинах электроцентробежные насоси з не меншою подачей.

При експлуатації свердловин УЭЦН М-30−1300 підвищується міжремонтний період, і напрацювання на отказ.

Переводимо подачу на 30 м/сут. Цим ми маємо насос із подачею 30 м/сутки від використання на малодебетних свердловинах. У результаті ми маємо економію коштів, бо доводиться запускати з заводів электроцентробежные насоси для малодебетних скважин.

Економічний ефект очікується за счет:

— збільшення напрацювання на отказ;

— зменшення кількості поточних ремонтов;

— запобігання витрат, що з закупівлею УЭЦН-30 на заводах.

Методика розрахунку економічного эффекта.

Економічний ефект визначається по формуле.

Эт=Рг-Зг (4.1.).

Кр+Ен.

де, Рг — непідвладна інфляції вартісна оцінка річних результатов.

Зг — незмінні за літами річні затраты;

Кр — норма амортизації з урахуванням чинника времени.

Єн — норматив доведення до розрахунковому году.

Непідвладна Інфляції Вартісна оцінка річних результатов:

кількості ремонтов.

Рг1=(365 -365)*Срем. (4.2.).

МРПбМРПсов.

де, МРПб — базовий міжремонтний период;

МРПсов.-межремонтный період усовершенствованного.

оборудования.

Срем. — вартість поточного ремонта.

Незмінні за літами річні затраты:

Зг=Иг+(Кр+Ен)*К (4.3).

де, Іг — річні поточні витрати.

До — капітальні затраты.

Річні поточні затраты:

К1=1,2 (Зср. *L + 0,395 * Зср. * L)(4.4).

166 166.

де, К1 — капітальні витрати, пов’язані виготовлення робочої.

ступени;

Зср — середня затрата.

L — тривалість изготовления.

Капітальні видатки матеріали, застосовані під час виготовлення робочої ступени:

К2=m*c*Kи (4.5).

де, m — маса материалов;

з — вартість материалов;

Кікоефіцієнт, враховує, що коли частина матеріалів витрачається.

при изготовлении.

К=К1+К2(4.6).

К=n*(К1+К2)(4.7).

де, -n — кількість робочих ступеней.

Річна прибуток, залишається у розпорядженні предприятия:

Пt=Bt — Ct — Ht (4.8).

де, Bt — прибуток від реалізації продукції, отриманої із застосуванням.

заходів НТП, без акцизів та підвищенням податків на додаткову стоимость;

Ct — собівартість продукции;

Ht — податки, загальна сумма.

Термін повернення затрат:

Т=К (4.9).

П+А.

где, П — прибуток чиста, отримувана з допомогою реалізації заходи за.

год;

А — сума амортизації за год.

Вихідні данные:

Вартість ЭЦН — 50−1300 — 1 320 400 руб.

Вартість ЭЦН — 30−1300 — 18 900 000 руб.

m1 — маса робочого колеса, виготовленого з полиамида.

m1=0,158 г.

З — вартість полиамида.

С=1 500 000 крб за тонну.

m2 — маса подає апарату, виготовленого з полиамида.

m2=320 г.

Середня заробітна плата:

Зср.=1800 руб.

Тривалість виготовлення робочої ступени.

L=1 час.

Міжремонтний період базовый:

МРПб=316 суток.

Міжремонтний період совершенствованного оборудования:

МРПсов.=358 суток.

Вартість поточного ремонту (одного):

Т = 72 часа.

Середньодобовий дебіт :

Q=35 м/сут.

Вартість нафти внутрішньому рынке:

З = 500 000 резв./тонну.

Собівартість нефти:

Ct=287 274 руб/т.

Розрахунок економічного эффекта.

Непідвладна Інфляції Вартісна оцінка річних результатов:

кількості ремонтов:

Рг1= (365- 365) *Срем.

МРПбМРПсов.

МРПб=316 суток.

МРПсов.=358 суток.

Ср=1 150 000 резб.

Рг1= (365 — 365) *1 150 000.

317 358.

Рг1=156 400 руб.

Рг2 беремо з 40% вартості ЭЦН — 50−1300 і вартості ЭЦн — 30−1300.

Рг2=0,4*13 204 000+18900000=2 418 600 руб.

Рг=Рг1+Рг2.

Рг=156 400+24181600=24 338 000 руб.

Розрахунок затрат:

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К.

Иг=?Р*Т*Q*Сп.

Сп3=55% від собівартості 287 274 руб/т.

Иг=0,136*3,0830,0*0,55*287 274.

Иг=1 933 928,5 руб.

Витрати на виготовлення робочої ступени.

К1=1,2 *(1,395 * Зср. *L).

Зср.=1 800 000 руб.

L=1 час.

К1=1,2 * 1,395 * 1 800 000*1.

К1=18 151,719 руб.

Витрати на матеріали, застосовані під час виготовлення робочої ступени:

К2=m*С*Ки.

m=m1+m2.

m=0,320+0,158.

m=0,478.

К2=0,478*10−3 *1 500 000*1,5=1075,5 руб.

К=112*19 227,219.

К=2 153 449 руб.

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К.

Зг=1 933 928,5 + (1+0,1)*2 153 449.

Зг=4 292 722,4 руб.

Ефект розраховується для терміну в розмірі 5 років, терміну амортизації устаткування типу УЭЦН.

Кр=0,1638.

Ен=0,1.

Эт=24 338 000 — 4 292 722,4.

0,1638 + 0,1.

Эт=7 598 647 руб.

Прибуток, залишається у розпорядженні предприятия:

Пt=Bt — Ct — Ht.

Формула (4.8) загальна до розрахунку, яку можна разложить:

Пт=Рг2Иг (4.10).

де, Пт — прибуток без податків.

Поточна чиста прибыль:

Пч=0,65 * Пт.

Рг2=24 181 600 руб.

Иг=1 933 928,5 руб.

Пt=24 181 600 — 1 933 928,5.

Пt=22 247 671 руб.

Пч=0,65* Пт.

Пч=0,65 * 22 247 671.

Пч=14 460 986 руб.

Термін повернення затрат.

Т = К.

П+А.

К=2 153 449 руб.

Пч=14 460 986 руб.

А=20% від К.

А=430 689,8 руб.

Т=2 153 449.

14 460 986+430689,8.

Т = 2 153 449.

Т=0,15 года.

Т=1,8 месяца.

Зведена таблиця економічних показателей.

Таблиця 4.1.

Показатели.

Значение.

Капітальні витрати, руб.

Поточні річні витрати, руб.

1 933 928,5.

Міжремонтний період до вдосконалення, сутки.

Міжремонтний період після вдосконалення, сутки.

Економічний ефект, руб.

Торішній чистий прибуток, руб.

Термін окупності, год.

0,15.

5. БЕЗПЕКА і ЕКОЛОГІЧНІСТЬ ПРОЕКТА.

Основними законодавчими актами з охорони праці нашій країні є Конституція Росії, Основи законодавства та інших. у тих документах відбиті правові питання охорони праці та здоров’я трудящих. З перелічених вище джерел, і навіть з відповідних правил безпеки і норми виробничої санітарії у проекті нами розробляються основні заходи щодо створення безпечних умов праці операторів з обслуговування свердловин, обладнаних УЭЦН.

Будь-яка діяльність протікає з певних мотивів і для досягнення конкретних цілей. Життєдіяльність — активним ставленням людини до світу для доцільного його перетворення. Абсолютно безпечної діяльності немає. За даними Держкомстату, з різних причин Російській Федерації з виробництва щорічно травмується 650−700 тисяч жителів, 15−16 тисяч чоловік із смертю, 6 млн. людина працюють у шкідливих умовах, понад 700 кримінальних тисяч одиниць устаткування й 61 тисяча будинків та споруд відповідає вимогам безпеки. У середньому, щороку відбувається близько 500 тисяч пожеж, основними причинами цих негативних явищ являются:

— недостатнє навчання дітей і кваліфікації персонала;

— невідповідність технологічних процесів сучасним вимогам безопасности;

— недостатнє оснащення виробництва системами очищення выбросов;

— застаріле оборудование;

У разі, описується кілька заходів щодо поліпшення охорони і умов праці, охорони навколишнього середовища, запропоновані можливі надзвичайні ситуації та їх предотвращение.

5.1. Аналіз і - оцінка небезпек і під час робіт, що з обслуговуванням свердловин, обладнаних УЭЦН.

Один із головних особливостей умов праці операторів з видобутку нафти — це робота, переважно, на свіжому повітрі (на кущах свердловин), і навіть робота що з переміщеннями біля об'єкту і між об'єктами (кущами), частими підйомами на спеціальні майданчики, що перебувають у висоті. Тож у умовах суворої клімату Західного Сибіру і Крайньої Півночі з низькими температурами (взимку до -500С) і високої вологістю (влітку до 100%) грає метеорологічні чинники. При низькою (сверхдопустимых норм) температурі довкілля теплової баланс порушується, що викликає переохолодження організму, що призводить до захворювання. Що стосується низькою температури повітряної середовища зменшується рухливість кінцівок у слідстві інтенсивної тепловіддачі організм, що сковує руху. Це може бути причиною нещасних випадків і.

При тривалому перебування працював у умовах низької температури і, отже, переохолодженні організму можливо виникнення різних гострих і хронічні захворювання: запалення верхніх дихальних шляхів, ревматизм та інші. Результатами багаторазового впливу низьких температур є попереково-крижовий радикуліт і хронічну ушкодження холодом (ознобление).

При високої температурі знижуються увага фахівців і швидкість реакції працюючого, що може прислужитися причиною від нещасного випадку і аварії. Працюючи в літній час за високої температури (до +50 З) можливі перегрівання організму, сонячні та теплові удары.

Кущі, зазвичай, засипають піском, тому при сильних вітрах може бути підняття частинок піску і пилу, які можуть потрапити у вічі й верхні дихальні шляху. Нормування метеорологічних параметрів встановлює ГОСТ 12.1.005−76.

У результаті виробничих операцій робочі можуть піддаватися шкідливих газів і парів нафти, джерелом яких є порушення герметичності фланцевых сполук, механічної міцності фонтанної арматури (свище, щілини по шву) внаслідок внутрішньої корозії чи зносу, перевищення максимально припустимого тиску, відмови чи виходи з експлуатації регулюючих і запобіжних клапанів. Пари нафти і є за певного змісті в повітрі можуть викликати отруєння і захворювання. При постійному вдиханні нафтового газу та парів нафти уражається центральна нервова система, знижується артеріальний тиск, стає рідше пульс і крижаний подих, знижується температура тіла. Особливо небезпечний сірководень — сильний отрута, діючий на нервову систему. Він порушує доставку тканинам кисню, дратівливо діє слизову оболонку очей і дихальних шляхів,.

викликає гострі і хронічні захворювання, ГДК Н2S — 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005−76.).

Специфічна особливість умов експлуатації нафтових свердловин — високе тиск на гирло, яке сягає 30 МПа. У зв’язку з цим будь-яке помилкове дію оператора і під час робіт на гирло свердловини можуть призвести до небезпечної аварии.

Високе тиск і загазованість свідчить про підвищену пожаро-и вибухонебезпечність объекта.

Експлуатація свердловин за УЭЦН характеризується з наявністю високої напруги в силовому кабелі. Причому станція управління і свердловина устаткування ЭЦН звичайно перебувають у безпосередній наближеності друг від одного й частина кабелю відбувається за поверхні, що підвищує зону поразки електрострумом, отже й ймовірність нещасного случая.

Причиною від нещасного випадку може статися незадовільний стан об'єкта з позиції санітарії, його надмірна захаращеність і замазученность, погана підготовка свердловин до вимірам пластового давления.

Отже, ми з’ясували основні чинники виробничої середовища, що впливають здоров’я та працездатність операторів у процесі труда:

1. метеорологічний фактор.

2. Шкідливе вплив парів нафти і газа.

3. Високе давление.

4. Підвищена пожаро-и взрывоопасность.

5. Наявність високого напряжения.

6. Причини організаційного характера.

5.2. Розрахунок заземлення электрооборудования.

Для запобігання робочих від поразки електричним струмом електрообладнання УЭЦН має бути надійно заземлено. Відповідно до ДОСТом 12.1.006−84выполнен розрахунок заземляющего устрою станції управління ЭЦН.

Заземлення КТПН здійснюється електродами з круглої стали d=12 мм, l=5 м, забиваемых в землю на глибину 5,7 метрів і з'єднаних сталевої смугою 40×4 мм. Опір заземляющего устрою має не більше 4 Ом у час року. все сполуки виконуються зварюванням відповідно до ПЭУ. Після устрою контуру заземлення необхідно виміряти опір і, якщо воно виявиться більше припустимого, забити додаткові электроды.

Розрахунок виробляється у відповідність «Типових розрахунків з электрооборудованию».

Опір растеканию струму одиночних стрижневих заземлителей визначається по формуле:

Rо.с.=?*Кс (ln 2l+ 1 ln 4t+l (5.1.).

2?ld24t-l.

де? — удільне опір грунту, 1*10−4ом*см;

Кс-коэффициент сезонності, для I кліматичної зони Кс =1,65;

l — довжина стрижня, 500 см;

dдіаметр стрижня, 1,2 см;

t — глибина залягання, 570 см;

Rс=1*104*1,65 (ln 2*500 +½ ln4*570 +500) = 37,5 Ом.

2*3,1 485 001,24*570−500.

Необхідна кількість стержней:

Rо.с.

?сR3(5.2.).

де,? — коефіцієнт використання стрижневих заземлителей, 0,61;

R3- опір, який чиниться заземляющим пристроєм расте;

канию струму, 4 Ом;

37,5.

0,61*4.

Опір всіх стержней:

Rс=Rо.с./n* ?c=37,5/16*0,61=3,8 Ом.

Опір розтікання горизонтального (протяжливого) заземлителя визначається по формуле:

Rn= 0,366 * ?расч./ln * lg lg2/dt1(5.3.).

де, ln — загальна довжина горизонтального заземлителя (смуги 40×4 мм),.

100 000 см;

?расч = ?* Кс=104*5 ом*см, Кс=5- для I кліматичної зоны;

t1 — глибина залягання протяжливого заземлителя;, 70 см;

Rn= 0,366* 5*10−4/100 000*1000002/1,2*70=14.3 Ом.

Справжнє опір растеканию протяжливого заземлителя з урахуванням коефіцієнта використання? n=0,32.

Rnд=Rn/ ?n=14,3/0,32=44,7 Ом (5.4.).

Загальне опір заземляющего устройства:

R32=Rc*Rпд/ Rc+Rпд= 3.8* 44,7/3,8+44,7=3,5 Ом (5.5.).

З розрахунку слід, що отримане значення опору вбирається у припустимого, отже буде забезпечена повноцінне заземлення об'єкта, відповідне Держстандарту 12.1.006−84.

5.3. Основні мероприятияпо забезпечення безопасности.

умов праці операторов.

Основне умова безпеки з обслуговування нафтових свердловин — дотримання трудовий та виробничої дисципліни усіма працюючими на них.

Всі роботи пов’язані з експлуатацією УЭЦН (обслуговування, перевезення, монтаж, демонтаж) їх необхідно виконувати відповідно до правилами безпеки і інструкціям з охорони праці для робочих цехів видобутку нафти і ППД, і навіть такими документами:

1. Правило безпеки у нафтовій та газової промисловості, твердження Госгортехнадзором.

2. Правила технічної експлуатації електроустановок, затверджені Госэнергонадзором.

3. Правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок, затверджені Госэнергодзором.

4. Правила устрою електроустановок, затверджені Госэнергонадзором.

5. Посібник із експлуатації УЭЦН РЕ, затверджене ОКБ БН.

На роботу слід сприймати осіб не до 18-ти років, придатних за станом здоров’я, певним чином навчених і які пройшли інструктаж технічно безопасности.

Перевезення робочих місце й назад має здійснюватися на бортових автобусах або спеціально обладнаних вантажних бортових автомобілях, а важкодоступних місцевостях — на усюдиходах. Тривалість робочого дня встановлено трудовим законодательствоми має перевищувати 41 година за неделю.

Робітники мають забезпечувати необхідної спецодягом, відповідної пори року (літо — роба бавовняних, чоботи, головного убору, рукавиці, і навіть засоби захисту від кровососущих комах; взимку — шапка-вушанка, валянки, ватяні штани, шуба, ватяні рукавицы).

На кожному кущі мусить бути обладнана пульт-будка зі своїми у наявності аптечкою, бачком з питною водою, ношами, і навіть меблями для отдыха.

Працюючи в темну пору доби об'єкт може бути висвітлений, у уникнення травматизму. Як освітлювальних приладів застосовуються ліхтарі і прожектора. Норма освітленості не нижче 10 лк (СНиП I — 4−79).

Окрему увагу слід привернути до себе санітарний стан території куща, недопущення його захламления і замазученности, взимку необхідно регулярно розчищати снігові замети на підходах до скважины.

Зміст нафтових парів і газів у повітрі робочої зони на повинен перевищувати ГДК (вуглеводні гранично С-С10 враховуючи З — 300 мг/м3, ГОСТ 12.1.005−76). Під час ремонту свердловин за наявності повітря робочої зони нафтових парів і газів, перевищують ГДК, необхідно заглушити свердловину рідиною відповідних параметрів і забезпечення якості. Роботи в загазованій зони потрібно проводити у противогазах.

До монтажу (демонтажу) погружного агрегату УЭЦН та її обслуговування допускається електротехнічний персонал, знає схеми застосовувані станцій управління, трансформаторів, підстанцій заглибних помп (КТПН), конструкції з їхньої експлуатації, минулий виробниче навчання й стажування робочому місце, і навіть перевірку знань з наданням кваліфікаційної групи з электробезопасности.

Для виміру буферного тиску і тиску в затрубном просторі на свердловинах обладнаних УЭЦН необхідно встановити стаціонарні манометри з трехходовыми кранами.

Конструкція гирлового устаткування має забезпечити можливість зниження тиску або в затрубном просторі, а як і закачування рідини для глушіння скважины.

Наземне устаткування УЭЦН має бути встановлено у спеціальній будці чи відкритій місцевості з відривом щонайменше 20 м від гирла скважины.

При установці наземного обладнання будці станція управління має бути розташована те щоб при відкритих дверцятих забезпечувався вільний вихід із будки.

При установці електроустаткування на відкритій місцевості вона повинна мати огородження і попереджуючий знак «Обережно! Електричне напряжение!».

Намотка і розмотування кабелю на барабан кабеленаматывателя мусить бути механізована. Виробляти намотку (размотку) кабелю вручну, і навіть гальмувати барабан руками, дошкою чи трубою запрещается.

Усі відкриті рухомі частини механізмів кабеленаматывателя які можуть служити причиною травмування повинен мати ограждения.

Прокладка, перекладка кабелів УЭЦН по естакаді поруч із діючими кабелями, які перебувають під напругою, і навіть перекладка кабелів допускається у разі потреби і під час наступних условий:

— Роботу мають виконувати робочі, мають досвід прокладки кабелів, по наряду-допуску (розпорядженню електротехнічного персоналу ЦБПО НВО під керівництвом особи з групою по електробезпеки не нижче V при напрузі вище 1000 В.

— Працювати рухається у диэликтрических рукавичках, поверх яких захисту від механияческих поверждений вдягаються брезентові рукавиці. Санитраные норми дії струму на організм, встановлює ГОСТ 12.1.000−76.

У такий спосіб даному розділі розроблено основні заходи, що забезпечать безпечних умов роботи операторів з обслуговування свердловин, обладнаних УЭЦН.

5.4. Загальні вимоги до гарантування безпеки до робітників цеху в подготовке.

і перекачуванні нафти (ППН).

1. До самостійної роботі у цеху ППН допускаються лица:

— досягли 18-річного возраста.

— Пройшовши медичний огляд відповідно до наказу Мінздоров'я РСР № 700 від 19.06.84;

— минулі виробниче навчання, навчання безпечним методам у проведенні робіт, стажування (за необхідності) робочому місці й перевірку знань технічно безопасности;

— мають посвідчення провести перевірку знань технічно безопасности.

2. Через кожні 3 місяці робочі маємо проходити інструктаж стосовно безпечного ведення робіт і рідше 1 рази на рік — перевірку знаний.

3. При впровадження нових видів устаткування й механізмів, нових технологічних процесів, і навіть під час введення на дію нових правив і інструкцій з охорони праці робочі повинні відбутися додаткове навчання й инструктаж.

4. Позачергову перевірку знань технічно безпеки робочі повинні пройти:

— після навчання, викликаного зміною технологічного процесу, впровадженням нових видів устаткування й механізмів, набранням чинності нових правив і инструкций;

— на вимогу чи розпорядженню керівників підприємств і окремих представників служби надзора.

5. Приступаючи на роботу, робочі повинен мати при собі посвідчення провести перевірку знань технічно безопасности.

6. Під час прийому зміни робочі зобов’язані ознайомиться з завданнями і розпорядженнями керівників робіт, з записами розмов у вахтовому журналі і збагнути обстановку на об'єкті і робочому месте.

При виявленні будь-якої несправності, не записаній у журналі, приймає зміну повинен зазначити її у сменяющемуся разом із ним зробити відповідний запис в вахтовому журнале.

7. Не разрешается:

— брати чи здавати зміну під час аварії, і у її ликвидации;

— передавати зміну робочому, явившемуся в нетверезому змозі або больному.

8. Під час території цеху ППН працюючі повинні дотримуватися загальні всім правила поведения:

— місця відкритого виділення газу треба обходити з навітряного стороны;

— переходити через траншею, трубопроводи треба лише у спеціально зазначених місцях, обладнаних переходами.

9. Робітники цеху ППН до початку роботи зобов’язані: перевірити стан і справність працюючого підприємства і резервного устаткування (насосів, запірної арматури, КИПиА тощо.), чистоту робочого місця, виробничих приміщень та території наявність інструменту та допоміжного інвентарю, справність дії вентиляційних установок, наявність і моральний стан коштів індивідуальної захисту; впорядкувати спецодяг і др. средства індивідуальної захисту; перевірити наявність і справність пожежогасіння й інструментів, відповідність характеру роботи, наявність і укомплектованість аптечки.

10.Рабочие зобов’язані ознайомитися з чистотою робочих місць і лише устаткування. Робітники майданчики, драбини й переходи необхідно очищати від бруду, снігу і льда.

— захаращення драбин і майданчиків, проходів між трубопроводами та інших. устаткуванням, заважають нормальному обслуговування та ремонту не допускается.

11. Висвітлення об'єктів ППН має виконати у взрывобезопасном виконанні. Освітлювальна проводка повинна прокладываться в герметичних газових трубах, вимикачі мали бути зацікавленими у вибухонебезпечному виконанні й установлено тепер поза помещения.

Як аварійного висвітлення можуть застосовується только.

акумуляторні ліхтарі у взрывобезопасном виконанні напругою.

12 Вт.

12. Робітники повинен мати належні за нормами спецодяг, спецвзуття, рукавиці й інші засоби індивідуальної захисту, що гарантують безпеку. Спецодяг слід носити в застебнутому вигляді, вони повинні міть звисаючих концов.

13. При небезпеки потрапляння сторонніх тіл, шкідливих рідин, парів, газу, роздратування очей сильним світловим випромінюванням необхідно користуватися відповідними захисними очками.

14. Працюючи в криницях, апаратах, ємностях та інших погано провітрюваних місцях необхідно застосовувати шланговые противогазы.

15. Особи, допущені до робіт на об'єктах із можливим виділенням сірководню, повинен мати при собі справні кошти індивідуальної захисту (протигази марки КБ). Промислові фільтруючі протигази застосовують у тому випадку, тоді як повітрі міститься щонайменше 18%.

об'ємних кисню, а концентрація шкідливих газів вбирається у 0,5%.

объемных.

16. Робітники повинні слідкувати станом запобіжної арматури, наявністю і справністю манометром, брати до уваги наявність і цілісність пломб.

17. Не допускається експлуатація апаратів, ємностей і устаткування при несправних запобіжних клапанах, отключающих і запобіжних пристроях, за відсутності чи несправності контрольно-вимірювальних приладів та коштів автоматики, і навіть роботу з несправним інструментом.

18. Усі рухомі частини механізмів повинні прагнути бути обгороджені. Виступаючі і які працюють деталі повинні бути закриті у всій окружності обертання суцільними кожухами.

19. Забороняється експлуатація несправного устаткування отключающих і запобіжних пристроїв, несправних контрольно-вимірювальних приладів та коштів автоматики, і навіть работанеисправным инструментом.

20. Корпусу електроустаткування і пускової апаратури повинні прагнути бути заземлены.

21. Перед пуском механізмів в роботу необхідно перевірити їх справність. Пускати в роботу механізми слід, лише переконавшись, що з рухомих частин немає людей. І потім подачі запобіжного знака (сигнала).

22. Під час роботи механізму запрещается:

— ремонтувати їх або кріплення будь-яких частей;

— чистити і змащувати рухомі частини вручную;

— знімати огорожі чи отдельныеих частини й проникати за ограждения;

— гальмувати рухомі частини механізмів подкладыванием труб, ваг та інших предметов;

— переходити через привідні ремені, ланцюгів або під ними;

— спрямовувати, вдягати, скидати, натягувати чи послаблювати ремінні передачи;

— перебуває у небезпечної зоне.

23. Ремонтні роботи мають проводиться вдень. За необхідності ремонтів у нічний час місце роботи має бути освещено.

24. А роботи з ремонту устаткування, пов’язані із застосуванням відкритого вогню й можливістю освіти відкритого іскріння, має здійснюватися по наряду-допуску виробництва газоопасных робіт чи письмового вирішенню головного інженера, узгодженого з головним енергетиком підприємства міста і місцевої пожежної охраной.

25.Ремонтные роботи у котловані, соціальній та нафтових та газових криницях дозволяється виконувати за дотримання наступних условий:

— бригада робітників має перебувати щонайменше ніж із двох чоловік (працюючий й спостерігаючи), забезпечених відповідними засобами індивідуальної защиты;

— до початку робіт відповідальний право їх проведення повинен запитати виконавця про його самочувствии;

— перед роботою котлован чи криницю провітрити, а перед зварювальної роботою — проаналізувати повітряної среды;

— перевірити справність шлангового протигаза, рятувального пояса і сигнально-спасательной веревки;

— терміни одноразового перебування працював у шланговом протигазі повинна перевищувати 20 минут.

26. Що стосується гидратообразования чи заморожування ділянки трубопроводу, обв’язки насосів, запірної арматури відігрівати вони мають водою чи пором. Перед отогревом ділянку може бути відключений від працюючої системы.

27. При пропарке ємностей, апаратів забороняється піднімати тиск у них: пар повинен вільний вихід. При пропарке труб забороняється стояти з протилежного кінця, тим паче, усувати закупорку пропариваемых труб разрыхлением різними предметами.

28. Пропуск газу та нафтопродуктів через фланцевые сполуки, сальники, засувки та інші неплотности необхідно своєчасно устранять.

29. За необхідності проведення ремонтних робіт на трубопроводах які перебувають під тиском, підлягає ремонту ділянку необхідно відключити засувками із установкою маркованих заглушек після зниження ньому тиску до атмосферного.

30. Закривати (відкривати) запірну арматуру слід плавно, без ривків, користуючись за необхідності спеціальним (штурвальным) ключом.

31. У разі аварійної ситуації, що з підвищенням змісту сірководню повітря, необходимо:

— негайно одягти противогаз;

— припинити всі роботи у небезпечній зоне;

— повідомляти звідси що відповідає керівнику работ;

— позначити небезпечну зону що попереджають знаками;

— подальшу роботу виробляти за планом ліквідації можливих аварий.

32. При аварії робочі зобов’язані діяти у відповідність до планом ліквідації аварій; повідомити про що сталася аварії диспетчеру, вивести людей із приміщення чи небезпечної зони й за необхідності, з метою попередження ускладнень, відключити технологічне оборудование.

33. У разі пожежі слід викликати пожежну охорону здоров’я та розпочати гасінню вогню наявними на об'єкті протипожежними средствами.

34. При нещасливий випадок потрібно надати постраждалому долікарську допомогу, викликати, якщо потрібно швидку медичної допомоги, повідомляти про події керівнику робіт чи начальнику цехи і наскільки можна зберегти обстановку робочому місці такий, вона була в останній момент нещасного случая.

35. У разі аварійної ситуації зміна, у якій виникла аварія, не здає зміну до ліквідації аварії. Приймаюча зміна входить у роботу з ліквідації аварии.

5.5.Характеристика умов труда.

Характеристика викидів шкідливих речовин у атмосферу.

Таблиця 5.1.

Шкідливі вещества.

У вредных.

речовин відведених від усіх источников.

До того ж: виділяються без очистки.

Усього викинуте в атмосферу.

Ліміт выброса.

Наименование.

Окисли азота.

9,355.

9,355.

9,355.

9,355.

Сірчистий ангидрид.

73,985.

73,985.

73,985.

73,985.

Окис углерода.

53,62.

53,62.

53,62.

53,62.

Пятиокись ванадия.

0,296.

0,296.

0,296.

0,296.

Окис железа.

0,616.

0,616.

0,616.

0,616.

Стирол.

0,222.

0,222.

0,222.

0,222.

За формулою можна розрахувати рівень ризику виробництва, що визначається за год:

R=Сn/Np= 1/104 500=9,57×10−6.

гдеCn- число смертей за год;

гдеNp — число работающих.

5.6.Пожарная профилактика.

Пожежна профілактика досягається правильним проектуванням, експлуатацією і забезпеченням засобами пожаротушения.

Залежно від пожароі вибухонебезпечних властивостей застосовуваних, вироблених чи збережених речовин, все виробництво за ступеня пожежної небезпеки підрозділяється п’ять категорій: А, Б, У, Р, Д.

Категорія А. Виробництво, що з отриманням, застосуванням чи зберіганням: рідин, мають температуру спалахи парів (280С) і від; парів чи газів з нижньою межею взрываемости 10% і менше у кількості, що потенційно можуть утворити з повітрям вибухонебезпечні суміші; горючих рідин за нормальної температури нагріву їх до 2500С.

Категорія Б. Виробництва, пов’язані із застосуванням, отриманням, зберіганням чи переробкою: рідин з температурою парів від 290 до 1200С; горючих газів, нижню межу взрываемости яких стало понад 10% обсягу повітря, при застосуванні цих газів у кількостях, що потенційно можуть утворити з повітрям вибухонебезпечні суміші; виробництва, у яких виділяються горючі волокна чи пилюку у такій кількості, що можуть утворити з повітрям вибухонебезпечні смеси.

Категорія У. Виробництва, пов’язані з обробкою чи застосуванням твердих сгораемых речовин і матеріалів, і навіть рідин з температурою спалахи парів вище 1200С.

Категорія Р. Виробництва, пов’язані із застосуванням чи обробкою неспалених речовин і матеріалів гарячому, розпеченому чи розплавленому безпечному стані і що супроводжуються виділенням променистої теплоти, іскор і полум’я, і навіть виробництва, пов’язані з ожиганием твердого, рідкого і газоподібного топлива.

Категорія Д. Виробництва, пов’язані з обробкою неспалених речовин і матеріалів холодному состоянии.

Для гасіння пожежі використовують такі средствапожаротушения: ручні пінні вогнегасники типу ВП, углекислотные вогнегасники ОУ-2, пенопроизводящие установки — пеномесителя, воздушнопенные стволи, генераторывысококоратной піни, гідранти та інші средства.

Первинні кошти пожежогасіння розміщують реклами у легкодоступних місцях. Вогнегасники захищають від сонячних променів, осадков.

Заради покращання умов праці необхідно намічати якомога більшу кількість позитивних заходів і відповідати ГОСТам.

5.7.Прогнозирование надзвичайних ситуацій і.

їх предотвращение.

Однією із найчастіших аварій є взрыв.

При виборі електроустаткування для об'єктів видобутку нафти і є необхідно враховувати специфічні умови роботи електричних установок, що з наявністю вибухонебезпечних газів і паров.

До вибухонебезпечним ставляться суміші з повітрям горючих газів і парів горючих рідин з температурою спалахи 450С і від, і навіть займистою пилу чи волокон з нижньою межею взрываемости не вище 65 г/см3.

Залежно від температури самовоспламенения встановлюються 5 груп вибухонебезпечних смесей:

Таблиця 5.2.

Група вибухонебезпечною смеси.

Температура самовоспламенения С.

Т1.

Понад 450.

Т2.

300 до 450.

Т3.

200 до 300.

Т4.

135 до 200.

Т5.

100 до 135.

Розподіл деяких сумішей за категоріями і групам наведено в таблиці 5.3.

Таблиця 5.3.

Категорія вибухонебезпечних смесей.

Група вибухонебезпечних смесей.

Аміак, метан, дихлоретан, изобутилен, метилстирол, мітив хлористий, мітив хлористий, метилацетат.

Амилацетат, бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметакрилат, спирти: бутиловый, изоамиловый, изопропиловый і др.

Скипидар, уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 і др.

;

;

Ацетон, бензин-100, бензол, толуолу, стирол, пропан, етан, етилбензол, окис вуглецю і др.

Бензин Б-95/130, бутан, дивинил, диоксан, метиламин, метилфуран, пентан, пропілен і др.

Бензин: А-66, А-72, А-76, Б-70, гексан, паливо Т-1, ТС-1 і др.

Ацетальдегід, этиленглиголь, диэтиловый ефір, дибутиловый эфир.

;

Коксовий газ (метану 40%, водню 60%), светильный газ, этилен.

Окис етилену, окис пропилену, этилтрихлорсилан.

Винилтрихлормилан, этилдиххлорсилан.

Диэтиловый (сірчаний) эфир.

Водень, водяний газ.

;

Ацетилен, метиодихлорсилан.

Сероводород.

Трихлорсилан.

Сероуглерод.

Від вибуху газо-повітряної суміші вагою 10 т перебуває в відстані менше 65 м від епіцентру вибуху небезпечний жизни.

Для насосів чи іншого оборудования:

Слабкі руйнації при? pф =0,25−0,4 атм.

Середні руйнації при? pф =0,4−0,6 атм.

Сильні руйнації при? pф =0,6−0,7 атм.

Умовні позначення на схеме:

1 — зона детонации.

2 — зона дії продуктів взрыва.

3 — зона ударної волны.

R1 -радіус першої зоны.

R2 — радіус другий зоны.

r2- відстань від центру вибуху до елемента підприємства (у 2 зоне).

r3-расстояние від центру вибуху до елемента підприємства (в 3 зоне).

R1=17,5 3? Q=17,5?10=37,7 м.

де Qкількість газу, т.

R2=1,7R1=1,7*37,7=64,1 м.

Різниця тисків один зоні ?pф =1700 кПа.

Різниця тисків у 2 зоне:

?pф=1300 (R1 / r2)3+50= 1300 (37,7/50)3+50=607 КПа.

?=r3/R1=85/37,7=2,3.

При ?> 2 різницю тисків втретьей зоне:

?pф=22/ ??lg ?+0,155 =13,3 Кпа.

Радіус Зони, небезпечну життя человека:

Rсм=30 3? Q=64,4 м.

5.8.Основные заходи щодо запобігання опасностей,.

що з особливостями оборудования.

Технологічні процеси, що йдуть під високим тиском, устаткування, які під великими навантаженнями, за певних умов становлять небезпеку работающих.

Основні заходи на упередження небезпек, зумовлені підвищенням тиску і навантажень, зводиться до следующим:

— огляд і випробування установки, устаткування, механизмов;

— використання ослаблених елементів і пристроїв для механізації опасности;

— застосування коштів блокування, що виключатимуть аварії при неправильних діях работающих.

— автоматизація виробничих процесів, що дозволяє вивести ринок із небезпечних зон, здійснення контролю над показаннями приладів та дистанційні управления;

— враховувати розуветров. Не можна дозволяти можливість влучення небезпечних по вибуху і пожежі сумішей в огнедействующие установки;

— кожному підприємстві із кількістю працюючих більш 300 людина організують фельдшерський здоровпункт, причому більше 800 людина — лікарський здравпункт.

5.9.Выводы.

З аналізу умов праці обслуговуючого персоналу, характеристики вредныхвеществ, забруднюючих довкілля і прогнозування можливих надзвичайних ситуацій цьому об'єкті можна зробити такі выводы:

Здебільшого об'єкт відповідає вимогам Держстандартів в умовах праці, намічені заходів із умов праці. Аналізуючи можливі надзвичайні ситуації, у проекті виявлено ймовірні параметри ударної хвилі вибухом газо-повітряної суміші, намічено заходи щодо запобігання виникаючих вражаючих шкідливих чинників: вибуху, і ін. факторов.

1. Бухаленко Б.І. Довідник по нефтепромысловому устаткуванню М., Надра, 1983 р., 390 с.

2. Бабаєв С.Г. Надійність нафтопромислового устаткування. М., Надра, 1987 р., 265 с.

3. Бухаленко Є.І., Абдуллаєв Ю. П. Монтаж, обслуговування може й ремонт нафтопромислового оборудования.М., Надра, 1985 р., 390 с.

4. Богданов А. А. Заглибні відцентрові електронасоси у видобуток нафти. М., Надра, 1986 р., 272 с.

5. Бочарников В. Ф., Чижиків Ю.Н. Методичні вказівки по дипломному проектированиюдля студентів спеціальності (0508). Машини й устаткування нафтових та газових промислів. Тюмень, 1987 р., 33 с.

6. Беззубів Д. В та інших. Насоси у видобуток нафти. М., Надра, 1986 р., 224 с.

7. Говорова Г. Л. Розробка нафтових родовищ і видобування з.

США. М., Надра, 1970 г., 272с.

8. Іванов М. Н., Деталі машин М., Вищу школу, 1991 р., 350 с.

9. Козак О. С., І.І. Росин, Л.Г. ЧичеровПогружные бесштанговые насоси у видобуток нафти. М., Надра, 1973 г, 230 с.

10. Лутошкін Г. С. Сбор і підготовка нафти, газу й води. М., Надра, 1974.

г, 184 с.

11. Сулейманов М.М.и ін. Охорона праці нафтової промисловості. М., Надра, 1980 г, 392 с.

12.Чичеров Л. Г. Розрахунок і конструювання нафтопромислового оборудова;

ния М., Надра, 1987 р., 280 с.

13.Паспортпогружного відцентрового модульного насоса. 211. НМЛ.

03.000 ПС 1. Лебядянский машинобудівний завод. 15 с.

14.Анализ відмов по ЭЦН. СЦБПО ЭПУ, Сургут, 1998 г.

15.Руководство по експлуатації УЭЦНМ. БПТО і КЗ № 3, Сургут. 118 з.