Лінія ремонту труб нкт. Устаткування цеху з обслуговування та ремонту нкт

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Подібні документи

Призначення, технічна характеристика насосно-компресорних труб, їх влаштування та застосування. Характерні відмови та методи їх запобігання та усунення. Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ. Нові технології та ефективність їх застосування.

дипломна робота , доданий 07.01.2011


Аналіз класифікації обладнання, призначеного для підйому продукції пласта зі свердловини, принципи та обґрунтування його вибору. Колона та трубна колонка. Несправності при роботі фонтанних свердловин та шляхи їх усунення. Типи насосно-компресорних труб.

дипломна робота , доданий 13.07.2015


Визначення параметрів нафтопроводу: діаметра та товщини стінки труб; типу насосно-силового обладнання; робочого тиску, що розвивається нафтоперекачуючими станціями та їх кількістю; необхідної довжини лупінгу, сумарних втрат напору у трубопроводі.

контрольна робота , доданий 25.03.2015


Основні способи усунення неполадок під час компресорної експлуатації. Конструкції та принцип дії повітряних витягів, методи зниження пускових тисків, обладнання усть компресорних свердловин. Розрахунок ліфтів за різних умов роботи.

курсова робота , доданий 11.07.2011


Схема деформації металу на роликових станах холодної прокатки труб, її аналогічність до холодної прокатки труб на валкових станах. Конструкція роликових станів. Технологічний процесвиробництва труб на станах холодної прокатки Типи та розміри роликів.

реферат, доданий 14.04.2015


Загальна характеристиказаводу, склад основних виробничих цехів, структура виробництва ВТ. Обґрунтування розширення сортаменту труб. Перевалка прокатних клітей. Технологічний інструмент стану PQF. Розрахунок зусилля металу на валок.

дипломна робота , доданий 14.11.2014


Організація робочого місця. Концепція зварюваності сталей. Обладнання, інструменти та пристрої, що використовуються при газовому зварюванні. Матеріали для зварювання. Технологічний процес зварювання труб із поворотом на 90. Амортизація основних засобів.

курсова робота , доданий 15.05.2013

Захист насосно-компресорних труб (НКТ) від корозії та шкідливих відкладень асфальтенів, смол та парафінів (АСПО) різко збільшує термін їхньої служби. Найкраще це досягається застосуванням труб з покриттями, проте багато нафтовидобувників віддають перевагу «старому доброму» металу, ігноруючи успіхи російських новаторів.

Видалити АСПО на свердловині

На передньому краї боротьби зі шкідливими відкладеннями на НКТ та корозією знаходяться нафтовидобувні компанії. Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувники застосовують різні способи видалення АСПО, насамперед хімічний (інгібування, розчинення) як найменш витратний. З певною періодичністю в затрубний простір закачується розчин кислоти, яка поєднується з нафтою і видаляє новоутворення АСПО на внутрішній поверхні НКТ. Хімічна чистка також нейтралізує корозійну руйнівну дію на трубу сірководню. Такий захід не заважає видобутку нафти, а її склад після реагування з кислотою змінюється незначно.

«Кислотна та інші види обробки НКТ, звичайно, застосовуються для їхньої поточної очистки на свердловині, але обмежено - в Росії 120 тис. свердловин, і чистять труби далеко не скрізь, вважає Йосип Ліфтман, головний інженер проекту ВАТ "УралНІТІ" (Єкатеринбург). - Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями».

Крім хімічного методу очищення труб іноді використовується механічний (скребками, що опускаються на дроті або штангах). Інші методи, а це депарафінізація за допомогою хвильового впливу (акустичного, ультразвукового, вибухового), електромагнітний та магнітний (вплив на флюїд магнітними полями), тепловий (прогрів НКТ гарячою рідиною або парою, електрострумом, термохімічна депарафінізація) та гідравлічний (штукування перерізів трубопровід) ініціації виділення газової фази - спеціальними і гідроструминними пристроями) застосовуються ще рідше через їхню відносну дорожнечу.

Розподіл відмов у НКТ за видами (рис. ВАТ «Інтерпайп Нижньодніпровський трубопрокатний завод», Україна)

Усі ці заходи відволікають фінансові кошти та уповільнюють (крім хімічного способу) процес видобутку нафти. Тому зусилля трубної промисловості з випуску неметалічних НКТ та спеціальних, із захисними покриттями їхньої внутрішньої поверхні та особливо муфт, зустрічають розуміння нафтовидобувників.

Хоча останнім часом, у зв'язку з різким зниженням прибутковості нафтовидобутку, інтерес до нових технологій виготовлення труб став суто теоретичним, є й винятки. «На сьогоднішній день по ряду свердловин, де найбільш виражена корозійна дія, ми використовуємо склопластикові труби, які пройшли успішне випробування у нас у 2007-2008 роках, – каже Олексій Крякушин, заст. начальника Управління видобутку нафти та газу ВАТ "Удмуртнафта" (Іжевськ). - Виробники труб з полімерними, силікатно-емальовими покриттями постійно пропонують свою продукцію, але якщо вона коштує вдвічі більше, а служить довше лише в 1,5 раза (умовно кажучи), то й купувати її нема рації. У будь-якому разі це питання економічної ефективності».

Слід зазначити, що «Удмуртнафта» - одне з небагатьох підприємств, які регулярно випробовують і застосовують нові типи НКТ у своїй виробничої діяльності.

Відновлення НКТ

Рано чи пізно у житті будь-якої труби (якщо вона ще не розсипалася від корозії) настає день, коли її експлуатація вже неможлива через звуження внутрішнього діаметра або часткового руйнування різьблення. Нафтодобувні компанії або відправляють такі труби в брухт, або видаляють з НКТ всі відкладення і заново нарізають різьблення за допомогою спеціального обладнання у складі ремонтних комплексів. Різні варіанти оснащення таких цехів на ремонтних базах нафтовидобувних компаній пропонують кілька російських підприємств - НВП "Техмашконструкція" (Самара), "УралНІТІ" та ін.

«Солі мало хто чистить, трубні склади деяких компаній забиті непридатними НКТ, – розповідає Йосип Ліфтман. - У комплексно-механізований цех з очищення та ремонту НКТ, що надається нами, входить все необхідне обладнання, у тому числі для очищення труб від АСПО та солей, дефектоскопії, обрізки зношених різьбових з'єднань та нарізки нових, нанесення нового маркування. Також ми розробили окремий технологічний блок для видалення солей та особливо в'язких АСПО. Можливе нанесення дифузійного цинкового покриття на окремому обладнанні.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ - від найпримітивніших до дуже досконалих, а отже, вони потрібні. Лише нашим підприємством поставлено 20 таких цехів. Коли труби кілька років тому стали дорожчати, стало недоцільно купувати нові НКТ, дешевшим було ремонтувати старі, тому спостерігалося зростання попиту на нашу продукцію. Зараз метал подешевшав із 45-50 тис. руб. за тонну НКТ до 40-42 тис. руб. Це не таке критичне зниження, але попит на обладнання впав. Комплексний цех коштує близько 130 млн. руб., його окупність при повному завантаженні становить 1-1,5 року, залежно від рівня оплати праці персоналу. Ремонт однієї НКТ коштує в 5-7 разів дешевше, ніж закупівля нової, а ресурс відремонтованої труби - 80%. Загалом, ресурс роботи НКТ залежить від глибини свердловини, забрудненості нафти тощо. У деяких свердловинах труби стоять по 3-4 місяці, і їх уже треба діставати, в інших, які видають майже чисте паливо, вони можуть працювати 10 років».

При сильному забрудненні або пошкодженні НКТ корозією (у разі якщо нафтовидобувна компанія не має відповідного обладнання для їх відновлення), труби відправляються на ремонт у спеціалізовану компанію. «Труби, що надходять від замовника, проходять гідротермічну обробку з метою очищення їхньої поверхні від АСПО, – розповідає Володимир Прозоров, головний інженер ТОВ „Ігринський трубно-механічний завод”, ІТМЗ (пос. Гра, Удмуртія). - Труби, що не відповідають вимогам технічних умов та не мають відповідних параметрів, відбраковуються. Придатні для ремонту труби піддаються відрізку різьбової частини, яка зношується найсильніше. Нарізається нове різьблення, нагвинчується нова муфта і маркується. Відновлені труби зв'язуються з пакетом і відправляються постачальнику».

«Гідронафтомашем» (Краснодарський край) для видалення відкладень із природними радіонуклілідами випробувано гідромеханічний метод очищення. Його переваги: ​​можливість видалення комплексних відкладень (сольових, з органічними сполуками нафти) без обмежень за хімічним складом, міцністю та товщиною відкладень; виключення деформування та руйнування НКТ, що очищаються.

Різні напилення

Внутрішнє дифузійне цинкове покриття (ДЦП) має високу адгезію до заліза та низьку до парафінів. Шарувата конструкція, утворена в результаті взаємної дифузії атомів цинку та заліза, показала високу корозійну та ерозійну стійкість, покращену герметичність різьбових з'єднань (допускається до 20 операцій згвинчування-розгвинчування) та збільшений у 3-5 разів термін їх служби.

Впровадженню таких НКТ у практику ще кілька років тому перешкоджала обмежена довжина труб (6,3 м), які можна було обробляти на російському устаткуванні, що збільшувало кількість стиків та знижувало термін експлуатації всього об'єкта. «У 2004 році ми ввели в дію виробництво з дифузійного оцинкування труб у м. Орську ( Оренбурзька область), - розповідає Андрій Сакардін, комерційний директорТОВ "Проміннтех" (Москва). - Стало можливим наносити ДЦП на труби нафтового сортаменту довжиною 10,5 м. Порівняно з полімерними, ДЦП не схильне до старіння, має високу твердість і зносостійкість, не вимагають періодичного примусового очищення. Цинкова складова забезпечує покриттю достатню пластичність, протекторні властивості і постає як тверде мастило. Такі труби легко транспортувати без пошкодження покриття, на відміну від труб з неметалевими покриттями, особливо емалевими або склоемалевими.

НКТ з цинковим покриттям зараз експлуатуються "Лукойлом", "Роснефтью" та іншими компаніями. Проте через падіння цін на сировину грошей у видобувних компаній стало набагато менше, тому і попит на труби з ДЦП знизився».

Крім відносно високої ціни, можна відзначити і технічні недоліки таких труб - це шорсткість цинкового покриття та його нездатність на свердловинах, нафта яких має лужну реакцію. У результаті ситуація складається так, що цинкове покриття зараз наноситься виключно на муфти і рідше - на різьблення самої НКТ. «Нові муфти з термодифузійним цинкуванням вже пропонують трубні заводи, що виготовляють муфти, і така продукція затребувана, - стверджує Йосип Ліфтман. – Можна сказати, що випуск таких муфт став стандартною опцією. Все залежить від глибини свердловини та навантаження на різьблення, для дрібних свердловин застосування таких муфт не таке актуальне, як для глибоких. Взагалі, всі види напилень мають підвищену крихкість, за винятком дифузійного цинкового, який не псує метал труби і має антизадирні властивості».

Різьблення з напиленим металевим порошком (фото ТОВ «ІТМЗ»)

Ігринський трубно-механічний завод освоїв метод повітряно-плазмового напилення металевих порошків (суміш вольфраму, кобальту, молібдену та латуні) на різьблення НКТ без зміни геометрії та властивостей металевої основи, з метою надання їй покращених експлуатаційних властивостей зносо-корозійностійкості. Покриття ніпельної частини різьблення помітно підвищує тяжке навантаження. При випробуванні на розтяг НКТ 73Ч5.5-Д фактичне навантаження склало 560 кН, а зусилля розтягу до повного руйнування - 704 кН, що перевищує норматив за групою міцності Е.

Але у зв'язку з оптимізацією витрат «нафтовидобувачам стало невигідно купувати НКТ із плазмовим напиленням на різьблення», - ділиться Володимир Прозоров. - Технологія досить дорога і затребувана зараз лише спеціалізованими організаціями, які займаються ремонтом свердловин – наприклад, ЗАТ "ВРХ" (ВАТ "Удмуртнафта"). При ремонті часто повторюється процес підйому-опускання підвісок і різьбова частина труб піддається сильному зносу. Тому потрібні термозміцнені різьблення, що досягається напиленням на них металевого порошку. Звичайна ж НКТ загалом не вимагає цього».

Силікатно-емальове покриття
З технічної точки зору емалювання - процес адгезії силікатної емалі на поверхні металу, при цьому міцність зчеплення отриманого композиту вище за міцність самої емалі. До переваг труб з емалевим покриттям відносяться широкий температурний діапазон експлуатації (від -60°С до +350°С), висока стійкість до абразивного зношування та стійкість до корозійної дії.

Фрагменти емальованих НКТ (фото ЗАТ «Емант»)

Технології нанесення емалі не дозволяють наносити її на муфти, але можна використовувати фосфатування. EnergyLand.info], або термодифузійне оцинкування, що нівелює цей недолік.
«Фосфатовані муфти передбачені ГОСТ 633-80, і їх зазвичай використовують. Наша компанія використовує ДЦП-муфти власного виробництва, і тільки якщо клієнт просить здешевити товар, нагвинчуємо фосфатовані», - каже Дмитро Боровков, генеральний директор ЗАТ «Емант» (Москва).
«Силікатно-емалеві труби (емНКТ) дорожчі за "чорні", спектр їх застосування досить вузький, але в екстремальних умовах ускладненого видобутку, де за корозією звичайні НКТ коштують менше року або де для очищення від АСПО доводиться скребкувати внутрішню поверхню труби кілька разів на добу, емНКТ – кардинальне вирішення проблеми та однозначно себе окупають, – впевнений Олександр Переседов, заст. Генерального директораЗАТ "Емант". - Вважається, що силікатно-емалеві НКТ не застосовуються в комплексі зі станком-гойдалкою, який стирає це покриття, але це не так».

НКТ з покриттям з фріти ЕСБТ-9 (фото ТОВ «Радянськнафтоторгсервіс»)

«Патент на емНКТ належить особисто мені і використовується лише ЗАТ „Емант”, – продовжує Дмитро Боровков. - На свердловинах зі штанговими глибинними насосами ЕМНКТ застосовував ЛУКОЙЛ-Комі. Ефект дуже високий, але наші труби дорогі, і їх рентабельно застосовувати на дуже вузькому сегменті гостро-проблемних свердловин із високим дебітом. Там, де "чорні" НКТ, хоч і в корозійному виконанні, перетворюються на сито менш ніж за 100 діб, емНКТ стоїть вже понад чотири роки. Щоправда, таких бідних свердловин не так багато, на жаль, але різниця в часі експлуатації вже склала 16 разів.
У Західному Сибіру вважається, що свердловина парафініста, якщо до неї опускають скребок кожні два тижні. Але, наприклад, у Комі нафта настільки в'язка, що є родовища, де її в шахтах добувають. А якщо витягають по НКТ, то скребок у "чорних" трубах опускають від 10 до 16 разів на добу, плюс низька температура у вибої (не вище 40єС), тобто майже відразу відбувається кристалізація парафіну. У емНКТ скребок опускається один раз на добу для отримання відкладень з кишені муфти. Наразі нами освоєно виробництво труб з різьбленням НКМ (нікелевий сплав), що дозволить зняти і цю проблему. Також нафтовикам ми пропонуємо в комплект до наших труб емальовані скребки, тому що в умовах видобутку високов'язкої нафти звичайний скребок сам швидко перетворюється на тампон».
Тим часом ТОВ «Радянськнафтоторгсервіс» (Набережні Човни) також розробило технологію нанесення одношарового внутрішнього силікатно-емалевого покриття на основі фрити [багатий кремнеземом скляний склад, обпалений на малому вогні до спікання (але не сплавлення) маси, - прим. EnergyLand.info] марки ЕСБТ-9 товщиною не менше 200 мкм, яке було успішно випробуване Уральським інститутом металів (Єкатеринбург).
«Внаслідок експлуатації НКТ з емалевим покриттям на родовищах ТОВ „ЛУКОЙЛ – Комі” з жовтня 2004 року до січня 2007 року з 583 НКТ (група міцності Д) відбраковано 41 (7%), у той час як при використанні звичайних труб відбраковується до 25 -30%, - каже Сахіб Шакаров, директор ТОВ "Советськнафтоторгсервіс". - Основний характерний дефект емалевого покриття – його руйнування в районі різьбової (ніпельної) частини НКТ. Це зумовлено відсутністю контролю зусиль згвинчування НКТ при спускопідйомних операціях, заклинюванням різьблення внаслідок надмірного зусилля затягування (при роботі з емальованими НКТ обов'язково застосування ключів з динамометрами).
Після експлуатації на складних родовищах ТОВ "ЛУКОЙЛ - Комі" НКТ з емалевим покриттям протягом 400 діб і більше, задовільний середній наробіток НКТ з емалевим покриттям становив 416-750 діб, НКТ без покриття 91-187 діб. В даний час є напрацювання ВАТ "Уральський інститут металів" з ремонту НКТ з емалевим покриттям на нафтових родовищах».

Полімерне покриття

Для створення такого покриття застосовується два типи пластмас: термопластичні (полівінілхлорид, поліетилен, поліпропілен, фторопласт тощо) та термореактивні (фенопласти, епоксидні, поліефірні). Такі покриття мають високу корозійну стійкість (в т.ч. у високомінералізованих середовищах) та тривалий термін служби.

«Аналіз застосування НКТП (НКТ з полімерним покриттям) показує, що такі труби мають високі захисні властивості при експлуатації як у нагнітальних, так і у свердловинах, - вважає Олег Мулюков, начальник служби науково-технічної інформації Бугульмінського механічного заводу (ВАТ "Татнафта") ). - причина виникнення дефектів покриття в більшості випадків – порушення правил експлуатації (режимів теплової обробки, кислотних промивок тощо). Аналіз причин ремонтів нагнітальних свердловин, обладнаних НКТП, показує, що вони не пов'язані зі станом покриття. При обстеженні перших труб, 1998 і 1999 років випуску, після їх експлуатації ознак хімічної деструкції покриттів виявлено не було, тільки сколи - на торцях труб (що виникають при спуску-підйомі). Спушування покриття зафіксовано на НКТП після їх пропарювання при температурі вище 80°С, що є неприпустимим за технологічним регламентом.

НКТП комплектуються високогерметичними муфтами (ВГМ) із застосуванням поліуретанових ущільнювальних кілець, що значно підвищують надійність різьбових з'єднань в агресивних середовищах».

Фрагменти НКТ із внутрішнім полімерним покриттям (фото ВАТ «БМЗ»)

Підвищити верхню температурну межу експлуатації для полімерних покриттів вдалося компанії «Плазма» (також з Бугульми), яка розробила внутрішнє поліуретанове покриття PolyPlex-P та налагодило його нанесення на НКТ. «Покриття надійно працює протягом тривалого терміну при температурах середовища до +150°С, має високу корозійну стійкість до агресивних пластових рідин, - розповідає Олександр Чуйко, технічний директор компанії "Плазма". - Після полімеризації покриття має дуже гладку поверхню, що забезпечує гарний захист від АСПО та солей, значно знижує гідравлічний опір стінок труби. Зносостійкість поліуретану в кілька разів вища, ніж нержавіюча сталь.

Характерна властивість покриття - дуже висока еластичність, воно практично нечутливе до будь-яких деформацій НКТ, у тому числі до вигину на будь-який кут та кручення. Покриття не схильне до сколів та тріщиноутворення, екологічно чисте. Що важливо, при очищенні та ремонті НКТ допустимі короткочасна (до 1000 годин) обробка парою з температурою до 200°С та кислотне промивання».

НКТ із внутрішнім покриттям PolyPlex-P (фото Кирила Чуйко, ТОВ «Плазма»)

Деякі нафтовидобувні компанії, розраховуючи заощадити, самостійно зайнялися нанесенням полімерних покриттів на труби. Наприклад, ВАТ «Татнафта» використовує порошкові та рідкі склади на основі епоксидних смол вітчизняного виробництва, які мають економічні режими затвердіння та відповідають екологічним вимогам. Покриття труб витримує транспортування та вантажно-розвантажувальні роботи, не обсипається при захопленні інструментом під час спускопідйомних операцій, не відшаровується при тепловій обробці до 60°С.

В цілому гладка плівка внутрішнього покриття значно знижує гідравлічний опір і, як наслідок, енерговитрати на підйом нафти на поверхню. Застосування НКТП дозволяє збільшувати міжремонтний період на свердловинах із парафінопроявами в середньому вчетверо. Знижена адгезія АСПО з покриттям дозволяє обходитися практично без застосування високотемпературних обробок, а відкладення у вигляді рухомої тонкої кірки легко видаляються при гідроструминному промиванні.

Полімерні труби: під гнітом металу

Чисто полімерні (склопластикові) труби високого тиску вважаються альтернативою металевим, оскільки вони дозволяють повністю уникнути корозії. Склопластики характеризуються низькою щільністю і теплопровідністю, не намагнічуються, володіють антистатичними властивостями, високою стійкістю до температури та агресивним середовищам.

Великі виробники - ТОВ НВП «Завод склопластикових труб» (Казань), ВАТ «РІТЕК» (Москва) та «Роснефть».

«Відкладення парафінів на внутрішній поверхні склопластикової труби (СПТ) у 3,6 рази нижче, ніж на металі (це у статиці), – каже Сергій Волков, ген. директор ТОВ НВП "ЗВТ". - Питома міцність СПТ у 4 рази вища, ніж у сталі. За досвідом експлуатації, а це близько 600 свердловин (1500 км), спуск труб не становить проблем і виконується на звичайному обладнанні. Для з'єднання НКТ використовуємо стандартне трубне різьблення з вісьмома нитками на дюйм (у цьому питанні, можна сказати, досягнуто досконалість). Для з'єднання з металевими трубами, що мають 10 ниток, використається перекладач. Виробництво склопластикових труб потребує високої технологічної культури. Полімери – абсолютно новий рівень якості, це майбутнє трубної промисловості».

Закачування стічної сірчистої води по СПТ під тиском 100 атм в свердловину нагнітальну системи підтримки пластового тиску (фото ВАТ «Татнафтопром»)

АСПО при хорошій динаміці нафтовидобутку також майже не відкладається на поверхні НКТ, оскільки полімер немає адгезії з парафінами. Але в разі потреби можна проводити хімічне промивання труби як кислотними, так і лужними складами.

Нанесення будь-якого покриття - це проміжний варіант захисту металу від корозії для збільшення терміну служби НКТ. Однак повністю позбавитися проблеми руйнування міжфазного шару і стику труби за допомогою нанесення покриттів нереально. Інша справа, що вічного в жодному разі нічого немає, і досягнута якість НКТ з полімерними та силікатно-емальовими покриттями поки що влаштовує більшість нафтовидобувачів. Крім того, «боротьба з корозією – самостійний бізнес, він завжди нам протистоятиме, – вважає Сергій Волков. - Інтереси металургів активно лобіюються тими, хто зайнятий боротьбою з корозією, а отже, на ній заробляє. Це велика та стійка група підприємств, колективів, постачальницьких фірм, підрядних організацій, навіть цілих міст, яка має багатомільярдні обороти, науку, частку у бюджетах усіх рівнів тощо. Проти нашої продукції – і технологічні звичаї, звички, навіть система підготовки кадрів».

«Сталеві НКТ займають приблизно 90% всього парку труб, які застосовуються на видобутку нафти, - каже Йосип Ліфтман. - Метал ніщо не замінить, і не тому, що він дешевий – міцність труби НКТ при механічних навантаженнях, особливо у похилих та глибоких свердловинах, не може забезпечити жодного пластику. Адже труба піддається не тільки корозії, а й серйозним механічним навантаженням. Тому поки що всі НКТ з покриттями та склопластиковими можна вважати екзотикою. На фонтанному видобутку нафти їх, напевно, можна застосовувати, але за інших способів навряд, причому чи виправдає дорожнеча таких НКТ їхнє застосування, невідомо. Металу немає рівноцінної заміни. Навіть у особливо корозійних свердловинах із підвищеним вмістом сірководню, де не витримує вітчизняні НКТ, ставлять труби із імпортної наддорогої сталі замість склопластикових».

«Не можна погодитися із твердженням, що металу альтернативи немає, – заперечує Сергій Волков. - Склопластик та метал, труби з покриттями займають певні ніші. Наприклад, на деяких свердловинах для систем підтримки пластового тиску вже сьогодні альтернативи немає саме склопластику. Коли та в яких обсягах він застосовуватиметься - багато в чому залежить від технічної, технологічної та організаційної культури нафтових компаній. У нас не виникає проблем із фірмами, наприклад, Казахстану, які багато спілкуються та співпрацюють із західними колегами. Там ми не займаємося "лікнепом", а ведемо професійну розмову. Багато що залежить і від позиції держави в області технічного регулюваннята промисловості композиційних матеріалів. Проголошено пріоритет нанотехнологій, але треба створити ринкову потребу в таких продуктах, особливо в галузі конструювання матеріалів із заздалегідь заданими властивостями - наприклад, без нанотехнології ми б і не створили надійних з'єднань труб. Якщо сьогодні промисловість, ринок не готові прийняти композити, то чи будуть вони здатні прийняти продукти нанотехнологій, які вимагатимуть вищої культури?»

Невдачі теж важливі

Декілька років тому в Росії ще випускалися НКТ, футеровані поліетиленом, і труби зі склоемалевим покриттям. Перші не знайшли широкого застосування через низьку міцність захисного покриття, підвищені витрати на монтаж і ремонт внаслідок складності кріплень, схильності до просочування газів під покриття. Пробні партії таких труб виготовило ТОВ ІТМЗ, застосовувалися вони ВАТ Удмуртнафта.

«Вогнищ корозії при цьому не виникало, біля труби залишалася суха та чиста поверхня, – розповідає Володимир Прозоров. - Максимальний термінроботи підвіски обмежувався постійним тиском у свердловині. Щойно тиск падало з експлуатаційних причин, відбувалося "схлопування" поліетилену, який перекривав прохідний отвір у трубі. Як експеримент використовували TUX100 (кращий п/е того часу, призначений спеціально для газовиків). Нині ця технологія не потрібна».

Засклені труби також не роблять, незважаючи на високі захисні властивості покриття. Пробні партії таких труб застосовувалися ТОВ "ЛУКОЙЛ-Перм". Причина зняття їх з виробництва - вкрай низька стійкість до кручення, згинання та температурних деформацій, неремонтопридатність в умовах нафтопромислу. Були навіть випадки руйнування склоемалі під час розвантажувальних робіт.

Для довідки

Параметри НКТ визначаються ГОСТом 633-80:
зовнішні діаметри, мм: 48, 60, 73, 89, 102, 114;
довжина, мм: 5500–10500.

Вступ

1. Аналіз стану технічне переозброєнняділянки цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2. Технічна частина

2.1 Призначення, технічна характеристика НКТ

2.2 Влаштування та застосування НКТ

2.3 Застосування НКТ

2.4 Характерні відмови НКТ

2.5 Розрахунок НКТ на міцність

2.6 Характеристика цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2.7 Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2.8 Впровадження нового обладнання для обслуговування та ремонту НКТ

3. Економічна частина

3.1 Розрахунок економічного ефекту застосування нового оборудования

3.2 Розрахунок економічної ефективності проекту

3.3 Сегментація ринку цієї галузі

3.3.1 Маркетингова стратегія

3.3.2 Стратегія на розвиток послуги

4 Безпека життєдіяльності

4.1Шкідливі та небезпечні факторивиробництва

4.2 Методи та засоби захисту від шкідливих та небезпечних факторів

4.3 Інструкції з техніки безпеки та охорони праці для працівника цех з обслуговування та ремонту НКТ

4.4 Розрахунок освітлення та вентиляції

4.5 Екологічна безпека

4.6 Пожежна безпека

5 Висновок

6 Список літератури

Анотація

У цій дипломній роботі проведено аналіз виробничої діяльності ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування, в частині опису стану з ремонтом НКТ, опису маркетингової стратегії розвитку даного сегменту ринку, організації виробничого процесу, розробки технології ремонту НКТ, вибору інструменту, режимів обробки, типу обладнання, економічного обґрунтування впровадження нового обладнання або технології безпечних умовпраці та екологічних вимог. Розроблено заходи щодо модернізації виробничого процесу. Усі запропоновані заходи обґрунтовані, розрахований загальний економічний ефект, який отримає підприємство у результаті реалізації.

Вступ

Рано чи пізно в житті будь-якої насосно-компресорної труби (якщо вона ще не розсипалася від корозії) настає день, коли її експлуатація вже неможлива через звуження внутрішнього діаметра або часткове руйнування різьблення. На передньому краї боротьби зі шкідливими відкладеннями на НКТ та корозією знаходяться нафтовидобувні компанії. Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувні компанії або відправляють такі труби в брухт, або видаляють з НКТ всі відкладення і заново нарізають різьблення за допомогою спеціального обладнання у складі ремонтних комплексів.

Різні варіанти оснащення таких цехів на ремонтних базах нафтовидобувних компаній пропонують кілька російських підприємств - НВП «Техмашконструкція» (Самара), «УралНІТІ» (Єкатеринбург), Ігринський трубно-механічний завод (Гра) та ін.

У Росії 120 тис. свердловин і чистять труби далеко не скрізь. Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ – від найпримітивніших до дуже досконалих.

Цей дипломний проект є навчальним документом, виконаним за навчальним планом на завершальному етапі навчання у вищому навчальному закладі. Це самостійна випускна комплексна кваліфікаційна робота, головною метою та змістом якої є проектування ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування.

Робота передбачає вирішення маркетингових, організаційно-технічних та економічних питань, захисту довкіллята охорони праці.

Також, у роботі ставиться завдання вивчення та вирішення науково-технічних проблем, що мають важливе виробниче значення для розвитку сучасних технологій у галузі нафтового машинобудування.

У процесі роботи над дипломним проектом студент зобов'язаний проявити максимум творчої ініціативи та бути відповідальним за зміст, обсяг та форму виконуваної роботи.

Метою даного дипломного проекту є розробка проекту ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування.

До завдань проекту належать:

Опис стану проблеми;

Опис маркетингової стратегії розвитку даного сегмента ринку;

Опис конструктивних особливостей НКТ;

Опис виробничого процесу, технології ремонту НКТ, інструменту, обладнання;

Розробка та економічне обґрунтування комплексу заходів, спрямованих на підвищення ефективності виробничого процесу.

Опис безпечних умов праці та екологічних вимог

1.Аналіз стану технічного переозброєння ділянки цеху з обслуговування та ремонту НКТ

Захист насосно-компресорних труб (НКТ) від корозії та шкідливих відкладень асфальтенів, смол та парафінів (АСПО) різко збільшує термін їхньої служби. Найкраще це досягається застосуванням труб з покриттями, проте багато нафтовидобувників віддають перевагу «старому доброму» металу, ігноруючи успіхи російських новаторів.

Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувники застосовують різні способи видалення АСПО, насамперед хімічний (інгібування, розчинення) як найменш витратний. З певною періодичністю в затрубний простір закачується розчин кислоти, яка поєднується з нафтою і видаляє новоутворення АСПО на внутрішній поверхні НКТ. Хімічна чистка також нейтралізує корозійну руйнівну дію на трубу сірководню. Такий захід не заважає видобутку нафти, а її склад після реагування з кислотою змінюється незначно.

Кислотна та інші види обробки НКТ, звичайно, застосовуються для їхньої поточної очистки на свердловині, але обмежено - в Росії 120 тис. свердловин, і чистять труби далеко не. Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями».

Крім хімічного методу очищення труб іноді використовується механічний (скребками, що опускаються на дроті або штангах). Інші методи, а це депарафінізація за допомогою хвильового впливу (акустичного, ультразвукового, вибухового), електромагнітний і магнітний (вплив на флюїд магнітними полями), тепловий (прогрів НКТ гарячою рідиною або парою, електрострумом, термохімічна депарафінізація) та гідравлічний (штукування сечень трубопроводів виділення газової фази - спеціальними і гідроструминними пристроями) застосовуються ще рідше через їх відносну дорожнечу.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ – від найпримітивніших до дуже досконалих, а отже, вони потрібні. При сильному забрудненні або пошкодженні НКТ корозією (у разі якщо нафтовидобувна компанія не має відповідного обладнання для їх відновлення), труби відправляються на ремонт у спеціалізовану компанію. Труби, що не відповідають вимогам технічних умов та не мають відповідних параметрів, відбраковуються. Придатні для ремонту труби піддаються відрізку різьбової частини, яка зношується найсильніше. Нарізається нове різьблення, нагвинчується нова муфта і маркується. Відновлені труби зв'язуються з пакетом і надсилаються постачальнику.

Існують різні технології відновлення та ремонту НКТ. До найбільш сучасних відноситься технологія відновлення та ремонту НКТ за технологією нанесення на різьблення твердого шару спеціального антизадирного покриття (НТС).

Ремонт НКТ за технологією НТС здійснюється відповідно до (ТУ 1327-002-18908125-06) та забезпечує скорочення сукупних витрат на утримання фонду НКТ у 1,8 – 2 рази за рахунок:

Відновлення різьблення у 70% труб без відрізання різьбових кінців та укорочення тіла труби;

Скорочення у 2-3 рази обсягів закупівлі нових НКТ за рахунок підвищення ресурсу відновлених труб та скорочення відходів ремонтної діяльності.

2.Технічна частина

2.1 Призначення, технічна характеристика НКТ

Насосно-компресорні труби (НКТ) застосовуються в процесі експлуатації нафтових, газових, нагнітальних та водозабірних свердловин для транспортування рідин та газів усередині обсадних колон, а також для ремонтних та спускопідйомних робіт.

Труби НКТ з'єднуються між собою за допомогою різьбових муфтових з'єднань.

Різьбові з'єднання насосно-компресорних труб забезпечують:

Прохідність колон у стовбурах свердловин складного профілю, зокрема в інтервалах інтенсивного викривлення;

Достатню міцність на всі види навантажень та необхідну герметичність з'єднань колон труб;

Необхідну зносостійкість та ремонтопридатність.

Насосно-компресорні труби виготовляються в наступних виконаннях та їх комбінаціях:

З висадженими назовні кінцями за ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРІ 5СТ;

Гладкі високогерметичні за ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

Гладкі з вузлом ущільнення з полімерного матеріалуза ТУ 14-3-1534-87;

Гладкі, гладкі високогерметичні з підвищеною пластичністю та холодостійкістю за ТУ 14-3-1588-88 та ТУ 14-3-1282-84;

Гладкі, гладкі високогерметичні та з висадженими назовні кінцями корозійностійкі в активних сірководневмісних середовищах, що мають підвищену корозійну стійкість при солянокислій обробці і є холодостійкими до температури мінус 60°З ТУ 14-161-150-14-93.

На вимогу замовника труби з вузлом ущільнення з полімерного матеріалу можуть виготовлятися з підвищеною пластичністю та холодостійкістю. За згодою сторін труби можуть виготовлятися корозійностійкими для середовищ з низьким вмістом сірководню.

Умовний зовнішній діаметр: 60; 73; 89; 114мм

Зовнішній діаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3мм

Товщина стінки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0мм

Групи міцності: Д, К, Е

Насосно-компресорні труби гладкі і муфти до них діаметром 73 і 89мм поставляються з трикутним різьбленням (10 ниток на дюйм) або трапецідальним (НКМ, 6 ниток на дюйм) різьбленням.

Насосно-компресорні труби гладкі та муфти до них діаметром 60 та 11 мм поставляються з трикутним різьбленням.

Довжина труб:

Виконання А: 9,5 – 10,5м.

Виконання Б: 1 група: 7,5 - 8,5 м; 2 група: 8,5 - 10м.

На вимогу труби можуть виготовлятися до 11,5м.

Для випуску насосно-компресорних труб використовують безшовні гарячедеформовані труби.

Перед нарізкою різьблення насосно-компресорні труби перевіряються магнітоіндукційним приладом неруйнівного контролю.

Геометричні розміри, маса труб згідно з ГОСТ 633-80. На вимогу замовника труби можуть виготовлятися з відмітним маркуванням груп міцності труб за ТУ 14-3-1718-90. Проводяться обов'язкові випробування: на сплющування, розтяг, гідротиск.

Труби можуть виготовлятися за такими ТУ:

ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Труби насосно-компресорні та муфти до них сірководневі та холодостійкі. Труби мають підвищену стійкість до корозійного руйнування при солянокислотній обробці свердловин і є холодностійкими до температури мінус 60С. Труби виготовляються із сталі марок: 20; 30; ЗОХМА. Випробування: на розтягування, на ударну в'язкість, на твердість, гідровипробування, корозійне сульфідне розтріскування відповідно до NACE TM 01-77-90.

ТУ 14-161-158-95. Труби насосно-компресорні типу НКМ та муфти до них із удосконаленим вузлом ущільнення. Труби гладкі, високогерметичні типу НКМ та муфти до них з удосконаленим вузлом управління, що застосовуються для експлуатації нафтових та газових свердловин. Група міцності Д. Методи випробувань згідно з ГОСТ 633-80.

ТУ 14-161-159-95. Труби насосно-компресорні та муфти до них у холодостійкому виконанні. Труби гладкі, високогерметичні групи міцності Е призначені для облаштування газових родовищ північних районів. Російської Федерації. Випробування: на розтяг, ударну в'язкість. Інші методи випробувань за ГОСТ 633-80.

API 5CT груп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 з нанесенням монограми (особ. 5CT-0427).

Таблиця 1. Насосно-компресорні сталеві труби ДЕРЖСТАНДАРТ 633-80 - Сортамент

Таблиця.2.Насосно-компресорні труби. Механічні властивості

2.2 Пристрій та застосування НКТ.

Конструктивно насосно-компресорні труби є безпосередньо трубою і муфтою, призначеною для їх з'єднання. Також існують конструкції безмуфтових насосно-копресорних труб із висадженими назовні кінцями.

Рис.1.Гладкая високогерметична труба та муфта до неї - (НКМ)

Гладка насосно-компресорна труба та муфта до неї.

Рис.3.Насосно - компресорна труба з висадженими назовні кінцями і муфта до неї-(В)

Рис.4.Насосно-копресорні труби безмуфтові з висадженими назовні кінцями - НКБ

Рис. 5 Приклади з'єднання труб НКТ зарубіжного виробництва

2.3 Застосування НКТ

Найбільш поширене застосування НКТ у світовій практиці знайшло за штангового насосному способівидобутку нафти, що охоплює понад 2/3 загального чинного фонду.

У Росії верстати-гойдалки випускаються за ГОСТ 5866-76, гирлові сальники - за ТУ 26-16-6-76, НКТ - за ГОСТ 633-80, штанги - за ГОСТ 13877-80, свердловинний насос та замкові опори - за ГОСТ 26 -16-06-86.

Поворотно-поступальний рух плунжера насоса, що підвішений на штангах, забезпечує підйом рідини зі свердловини на поверхню. За наявності парафіну продукції свердловини на штангах встановлюють скребки, що очищають внутрішні стінки НКТ. Для боротьби з газом та піском на прийомі насоса можуть встановлюватися газові або пісочні якорі.

Рис. 2.3 Свердловина штангова насосна установка(УСШН)

Свердловина штангова насосна установка (УСШН) складається з верстата-гойдалки 1, обладнання гирла 2, колони НКТ 3, підвішених на планшайбі, колони насосних штанг 4, штангового вставного насоса 6 або невставного 7 типу. Вставний насос 6 кріпиться в трубах НКТ за допомогою замкової опори 5. Насос свердловини спускається під рівень рідини.

2.4 Характерні відмови НКТ

Одною з характерних рисСучасною нафтогазовидобутком є ​​тенденція до посилення режимів експлуатації свердловинного обладнання, у тому числі і трубних колон. Труби нафтового сортаменту, насамперед насосно-компресорні (НКТ) та нафтопровідні, у процесі експлуатації особливо інтенсивно піддаються корозійно-ерозійному впливу агресивних середовищ та різним механічним навантаженням.

За даними промислової статистики, доступним на сьогоднішній день, кількість аварій з НКТ часом досягає 80% від загальної кількостіаварій свердловинного обладнання. При цьому витрати на ліквідацію несприятливих наслідків корозійних руйнувань становлять до 30% витрат на видобуток нафти і газу.

Рис. 2.4 Розподіл відмов з НКТ за видами

Найчастіше «домінуючими» – близько 50%, є відмови НКТ, пов'язані з різьбовим з'єднанням (руйнування, втрата герметичності тощо.). За даними Американського нафтового інституту (API) через руйнування різьбових з'єднань кількість аварій НКТ становить 55%. На рис.3.4 представлена ​​діаграма розподілу відмов з НКТ за видами.

Це свідчить про актуальність проблеми підвищення корозійної стійкості та довговічності труб нафтового сортаменту. Купуючи насосно-компресорні труби (НКТ), споживач, переважно, цікавиться їх терміном служби, здатністю протистояти впливу експлуатаційного середовища. При цьому велике значенняприділяється різьбового з'єднання – парі «труба-муфта».

Обриви труб з різьблення та тіла відбуваються внаслідок:

Невідповідності використовуваних труб умовам експлуатації;

Незадовільної якості труб;

Пошкодження різьблення через відсутність запобіжних елементів;

Застосування невідповідного або несправного обладнання та інструменту;

Порушення технології проведення спуско-підйомних операцій або зношування різьблення при багаторазовому звинчуванні - розвиванні;

Втомного руйнування по останній нитці різьблення, що знаходиться в поєднанні;

Застосування в колоні елементів або з'єднань, які не відповідають технічним умовамта стандартам;

Дії певних зусиль та факторів, зумовлених особливостями способу експлуатації свердловин (вібрацією колони, стиранням її внутрішньої поверхні штангами тощо).

Для свердловин, обладнаних електрозанурювальних установок, найбільш часто зустрічаються аваріями є зрив різьбового з'єднання в нижній частині колони НКТ, що зазнає вплив працюючого агрегату.

Для запобігання зазначеним аваріям рекомендується ретельно кріпити різьбові з'єднання труб, що знаходяться в нижній третині колони, а також використовувати в цій частині ліфта труби з висадженими назовні кінцями, крутний момент для згвинчування яких в середньому в два рази перевищує момент згвинчування для гладких труб.

Для фонтанного та глибиннонасосного способів видобутку найбільш характерна аварійність із трубами у верхніх інтервалах ліфтів як найбільш навантажених. У першому випадку це пов'язано з розгойдуванням підвіски при проходженні газових пачок і значними навантаженнями, що розтягують від маси колони, а в другому - з періодичним подовженням колони і великими розтягуючими зусиллями.

Негерметичність різьбових з'єднань під впливом зовнішнього та внутрішнього тиску може бути спричинена такими причинами:

Пошкодженням чи зносом різьблення;

Порушенням технології проведення спуско-підйомних операцій;

Застосування труб, що не відповідають умовам експлуатації та способу видобутку;

Неправильний вибір мастила.

Обрив труб та їх негерметичність можуть бути викликані корозією: точковою корозією внутрішньої та зовнішньої поверхні, корозійним та сульфідним розтріскуванням під напругою тощо. Раціональні методи боротьби з корозією глибинного устаткування вибирають залежно від умов експлуатації родовищ.

2.5 Розрахунок НКТ на міцність

Розрахунок міцності насосно-компресорних труб (НКТ):

По тяжкому навантаженню

Під стрімким навантаженням різьбового з'єднання розуміють початок роз'єднання різьблення труби та муфти. При осьовому навантаженні напруга в трубі досягає межі плинності матеріалу, потім труба трохи стискається, муфта розширюється і різьбова частина труби виходить з муфти зі зім'ятими і зрізаними верхівками витків різьблення, але без розриву труби в поперечному перерізі і без зрізу різьблення в її підставі.

Де D ср - середній діаметр тіла труби під різьбленням у її основній площині, м

σ т – межа плинності для матеріалу труб, Па

D внр – внутрішній діаметр труби під різьбленням, м

В – товщина тіла труби під різьбленням, м

S-номінальна товщина труби, м

α – кут профілю різьблення для НКТ за ГОСТ 633-80 α = 60º

φ – кут тертя, для сталевих труб= 9º

I-довжина різьблення, м.м.

Максимальне навантаження, що розтягує, при підвісці обладнання масою М на колоні НКТ становить

Р max = gLq + Mg

Де q - маса погонного метра труби з муфтами, кг/м. Якщо Р ст< Р max , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глибину спуску для різних колон визначають із залежності

Для рівноміцних (висаджених назовні) труб замість Р ст i визначається граничне навантаження Р пр

n 1 – запас міцності (для НКТ допускається n 1 = 1,3 – 1,4)

D н, D вн – зовнішній та внутрішній діаметр труби.

В умовах зовнішнього та внутрішнього тискудодатково до осьових σо діють радіальні σ rі кільцеві σ до напруги.

σ r = -Р або σ r = -Р н

,

Де Р в і Р н відповідно внутрішній та зовнішній тиск. За теорією найбільших дотичних напруг знаходять еквівалентну напругу

σ е = σ 1 – σ 3 ,

де σ 1 σ 3 відповідно найбільша і найменша напруга.

Для різних умов експлуатації формули для визначення еквівалентної розрахункової напруги набувають наступного вигляду:

σ е = σ о + σ r при σ о > σ до > σ r

σ е = σ к + σ r при σ до > σ про > σ r

σ е = σ про + σ до при σ о > σ r > σ до

З розглянутих випадків слід, що при Р н > Р максимально можлива довжина колони, що пускається, буде меншою, і її визначають за формулою:

Де n 1 - запас міцності = 1,15

При дії на НКТ циклічних навантаженьведеться перевірка на тяжке навантаження і втому. Визначають найбільше та найменше навантаження, за якими визначають найбільшу, найменшу та середню напругу σ m , а по них – амплітуду симетричного циклу (σ а). Знаючи (σ -1) – межу витривалості матеріалу труб при симетричному циклі розтягування – стиснення визначають запас міцності:

Де σ -1 – межа витривалості матеріалу труб при симетричному циклі розтягування – стиснення

до σ – коефіцієнт, що враховує концентрацію напруг, масштабний фактор та стан поверхні деталі

Ψ σ – коефіцієнт, що враховує властивості матеріалу та характер навантаження деталі.

Межа витривалості для сталі групи міцності Д дорівнює 31МПа при випробуванні в атмосфері та 16МПа – у морській воді. Коефіцієнт Ψ σ – 0,07…0,09 для матеріалів з межею міцності σ n – 370…550Мпа та Ψ σ – 0,11…0,14 – для матеріалів з σ n – 650…750МПа.

По стискаючому навантаженні під час опори НКТ про пакер чи забій.

При опорі низу колони НКТ про забій або пакер може виникати поздовжній вигин труб. При перевірці труб на поздовжній вигин визначають критичне навантаження, що стискає, можливість зависання труб у свердловині і міцність вигнутої ділянки.

Колона НКТ витримує стискаючі навантаження, якщо допустиме критичне навантаження Р кр > Р вуст n ус,

Де

3,5 – коефіцієнт, що враховує защемлення колони НКТ у пакері

J– момент інерції поперечного перерізу труби . D н, D вн – зовнішній і внутрішній діаметр труби, при колоні НКТ, що складається з секцій різного діаметра, у розрахунок приймаються розміри нижньої секції, у разі параметри d нкт.λ – коефіцієнт, що враховує зменшення ваги труб у рідини,

q– маса одного погонного метра труб з муфтами в повітрі, кг/мD обс.вн – внутрішній діаметр обсадної колони, м.Якщо виконується нерівність Р вуст > РI max – відбувається зависання труб у свердловині, де РI max – граничне навантаження, що діє на забій, при будь-якому збільшенні стискаючого зусилля у верхньому кінці колони труб. При згинанні труб на великій довжині можливе зависання вигнутих труб НКТза рахунок ведення їх облогову колону. При цьому на пакер передається не вся вага зігнутої колони. У цьому випадку, якщо на верхньому кінці колони необмежено збільшувати стискаючу зусилля, то навантаження, що передається колоною НКТ на забій, не перевищить величини

Р 1;оо = Iqζ 1;оо

Де ζ 1;оо = ,

α – параметр зависання

ƒ – коефіцієнт тертя НКТ про облогову колону при незапарафованій колоні (для розрахунків можна приймати ƒ = 0,2)

r– радіальний зазор між НКТ та обсадною колоною

I - довжина колони, для свердловин в межі I = Н

Якщо збільшувати довжину колони, то α → ∞, ζ 1;оо → 1/α і отримуємо граничне навантаження, що передається на забій колоною НКТ:

При вільному верхньому кінці колони НКТ (I= Н) навантаження, що передається НКТ на забій:

Р 1,о = λ qН ζ 1;

Де ζ 1;

Умова міцності для вигнутої ділянки колони НКТ записується як:

Де F 0 - площа небезпечного перерізу труб, м 2

W 0 - осьовий момент опору небезпечного перерізу труб, м 3

Р 1сж - осьове зусилля, що діє на вигнуту ділянку труб, МН

σ m – межа плинності матеріалу труб, МПа

n- запас міцності, що приймається рівним 1,35.

2.6 Характеристика цеху з обслуговування та ремонту НКТ

Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ забезпечує повний цикл ремонту та відновлення насосно-компресорних труб із підвищенням ресурсу їх роботи.

У складі цеху:

Лінії миття та дефектоскопії;

Установка механічної очистки;

Верстати для нарізування різьблення;

Верстат муфтовикрутковий

Установка гідровипробувань;

Установки вимірювання довжини та таврування;

Транспортно-накопичувальна система та сортування НКТ;

Установка для відрізання дефектних ділянок труб;

Автоматична система обліку випуску та паспортизації труб "АСУ-НКТ";

Устаткування для ремонту та відновлення муфт.

Загальні технічні характеристикицехи:

Розрахункова продуктивність, труб/година 30

Умовний діаметр НКТ згідно з ГОСТ 633-80, мм60,3; 73; 89;

Довжина НКТ, мм5500...10500

Таблиця 2.6 Основні технологічні операції з обслуговування та ремонту НКТ:

№ п/п	Найменування операцій	Характеристика техпроцесу	Найменування обладнання	Розміри у плані, мм (Кол.)	Загальна площа, м 3
	Миття та очищення НКТ від смолопарафінів та сольових відкладень Сушіння гарячим повітрям Автоматизована зачистка торців муфт, зчитування маркування Механічна зачистка внутрішньої поверхні труб Шаблонування Дефектоскопія та сортування за групами міцності, автоматичне нанесення технологічного маркування Викрутка муфт Автоматична відрізка дефектних ділянок труби Механічна обробка Контроль геометрії різьблення Навертання нових муфт Гідровипробування Сушіння гарячим повітрям Вимірювання довжини труби Таврування Установка транспортних заглушок на різьблення Формування пакетів труб заданої кількості або довжини із сортуванням за групами міцності Ведення обліку випуску та паспортизації НКТ	Робоча рідина - вода, Тиск води – до 23,0; 40 МПа Температура води – цехова Температура 70 ° ... 80 ° С Дані зчитування передаються до АСУ НКТ Швидкість обертання труб 80 - 100 об/хв Контроль за шаблоном згідно з ГОСТ 633-80 Контрольовані параметри: суцільність матеріалу труби, товщинометрія; розбраковування труб та муфт за групами міцності, визначення меж дефектних ділянок труби Мкр до 6000 кГм Відрізка біметалічної пилкою 2465×27×0,9 (мм) Нарізка різьблення за ГОСТ 633-80 З електронним контролем крутного моменту Тиск 30,0 МПа Температура 70 ° ... 80 ° С Вимірюється довжина труб, загальна довжина в пакеті, кількість труб Нанесення тавра вдавлюванням, до 20 знаків на торці муфти. Конструкція заглушок визначається Замовником Кількість та довжина труб визначається установкою за п.14 Присвоєння ідентифікаційних номерів трубам, ведення комп'ютерних паспортів	Автоматизована лінія миття, система оборотного водопостачання Камера сушіння Установка механічної зачистки Встановлення зачистки Установка шаблонування з автоматичним визначенням довжини забракованих ділянок Автоматизована лінія дефектоскопії, із системою "Уран-2000М", "Уран-3000". Автоматичний маркіратор із промисловим струминним принтером. Верстат муфтодовертковий Верстат стрічково-відрізний з механізацією Токарний верстат трубонарізного типу РТ (Тип верстата уточнюється із Замовником) Муфтодовертковий верстат Установка гідровипробування * Камера сушіння Встановлення вимірювання довжини Установка таврування з програмним керуванням Стелаж з накопичувачем Система АСУ НКТ та паспортизації	42150×6780×2900 11830×1800×2010 23900×900×2900 23900×900×2900 24800×600×1200 41500×1450×2400 2740×1350×1650 2740×1350×1650 2740×1350×1650 2740×1350×1650 17300×6200×3130 11830×1800×2010 12100×840×2100 2740×1350×1650
Ремонт особливо забруднених НКТ (вводяться додаткові операції перед операцією п.1) 1. Нафтопарафіни
Попереднє очищення труб з будь-яким ступенем забрудненості	Видавлювання нафтопарафінів за допомогою штанги. Температура нагрівання труби 50°	Встановлює попереднє очищення НКТ з індукційним нагріванням.
2. Тверді сольові відкладення
2.1. Попереднє очищення внутрішньої поверхні труб від сольових відкладень ударно-обертальним способом 2.2. Чистове миття труб	Робочий інструмент – бурова коронка, ударник Остаточне очищення внутрішньої поверхні труби спрейєрним способом. Тиск води – до 80 МПа.	Встановлює попереднє очищення внутрішньої поверхні труб. Установка миття та чистового очищення труб
Ремонт муфт**
	Чистове миття відгорнутих муфт гарячим миючим розчином Механічна очистка різьблення Контроль геометрії різьблення Зачищення торця муфти, видалення старого маркування Термодифузійне цинкування	Температура 60...70° Частота обертання щітки – до 6000 хв. Передбачено подання СОЖ Контролюються геометричні параметри різьблення згідно з ГОСТ, сортування "годен-шлюб" Глибина шару, що видаляється - 0,3 ... 0,5 мм Обробка в печі з сумішшю цинку (товщина шару - 0,02мм). Полірування, пасивування, сушіння гарячим повітрям (температура - 50...60°С)	Установка механізованого миття Напівавтоматична установка очищення різьблення Токарний верстат Барабанна піч "Дістек", калориферна сушарка

* - за погодженням із замовником постачається обладнання на тиск до 70 МПа.

** - група міцності муфт визначається на автоматизованій лінії дефектоскопії НКТ або окремій установці, що поставляється за погодженням із замовником.

Ремонт насосно-компресорних труб проводиться за наступною нормативно-технічною документацією:

ГОСТ 633-80 «Труби насосно-компресорні та муфти до них»; - РД 39-1-1151-84 «Технічні вимоги на розбраковування насосно-компресорних труб;- РД 39-1-592-81 «Типова технологічна інструкція з підготовки до експлуатації та ремонту насосно-компресорних труб у цехах Центральних трубних баз виробничих об'єднань »; - РД 39-2-371-80 «Інструкція з приймання та зберігання бурильних, обсадних та насосно-компресорних труб у трубних підрозділах виробничих об'єднань Міністерства нафтової промисловості»; - РД 39-136-95 «Інструкція з експлуатації насосно-компресорних труб»; - Технічні вимоги Замовника щодо ремонту НКТ; - Інша нормативно-технічна документація, погоджена із Замовником.

Розрахунок виробничої площі цеху

Виробнича площа цеху розраховується за такою формулою:

F цех = К п ƒ про,

де ƒ про – сумарна площа горизонтальної проекції технологічного обладнання та організаційного оснащення, ƒ про =558,57м 2

К п - коефіцієнт щільності розміщення обладнання, для механічних цехів, К п =4

F цех =4×558,57=2234,28м2

Крок колон оберемо 18м×18м. Таким чином. Фактична площа цеху становитиме 2592м2.

2.7 Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ

Кількість обладнання визначається обсягом продукції, що випускається. Для виконання операцій із п.п. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (див. таблицю 3.6) передбачено автоматизоване обладнання.

Цех обладнано автоматизованою транспортно-накопичувальною системою, що забезпечує транспортування труб між технологічним обладнанням та створення міжопераційних заділів, а також автоматизованою комп'ютерною системою обліку випуску труб "АСУ-НКТ" з можливістю ведення паспортизації труб.

Розглянемо обладнання цеху:

МЕХАНІЗОВАНА ЛІНІЯ МИЙКИ ТРУБ

Призначена для очищення та миття внутрішньої та зовнішньої поверхонь НКТ перед їх ремонтом та підготовкою для подальшої експлуатації.

Миття здійснюється високонапірними струменями робочої рідини, при цьому досягається необхідна якість миття НКТ без підігріву робочої рідини, за рахунок швидкісного динамічного впливу струменів. Як робоча рідина застосовується вода без хімічних добавок.

Мийці можуть піддаватися НКТ, що мають парафіно-нафтові забруднення та відкладення солей при засміченні каналу труби до 20% площі.

Дозволяється миття з підвищеним об'ємом забруднення при зниженні продуктивності лінії.

Відпрацьована робоча рідина проходить очищення, оновлення складу та знову подається в камеру миття. Передбачено механізоване видалення забруднень.

Лінія працює в автоматичному режимі з керуванням від програмованого командо-контролера.

Переваги:

Досягається висока продуктивність та необхідна якість миття без підігріву робочої рідини, забезпечується економія енерговитрат;

Не відбувається коагуляція і злипання забруднень, що видаляються, знижуються витрати на їх утилізацію та очищення обладнання;

Поліпшуються екологічні умовипроцесу очищення НКТ за рахунок зменшення виділення шкідливих парів, аерозолів та тепла, що призводить до покращення умов праці працюючих.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5...10,5

Кількість НКТ, що одночасно миються, шт. 2

Тиск миючої рідини, МПа до 25

Насоси високого тиску:

Виконання антикорозійне з керамічними плунжерами

Кількість робітників 2шт.

Кількість резервних 1шт.

Продуктивність насоса, м 3 /год 10

Матеріал миючих форсунок твердий сплав

Потужність, що споживається, кВт 210

Місткість баків відстійника та видаткового, м 3 50

Габаритні розміри, мм 42150×6780×2900

Маса, кг 37000

КАМЕРА СУШКИ ТРУБ

Призначена для сушіння НКТ, що надходять у камеру після операції миття або гідровипробувань.

Сушіння здійснюється гарячим повітрям, що подається під напором з торця труби, що проходить по всій довжині, з подальшою рециркуляцією та частковим очищенням від пар води.

Підтримка температури здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Температура сушіння, ºС 50...60; Час сушіння, хв 15

Потужність калорифера нагрівача, кВт 60, 90

Кількість повітря, що відводиться, м 3 /годину 1000

Кількість повітря, що рециркулюється, м 3 /година 5000

Характеристика НКТ

Зовнішній діаметр, мм 60, 73, 89

Довжина, мм 5500...10500

Габаритні розміри, мм 11830 × 1800 × 2010

Маса, кг 3150

ВСТАНОВЛЕННЯ МЕХАНІЧНОГО ЗАЧИЩЕННЯ ТРУБ

Призначена для механічного очищення внутрішньої поверхні НКТ від випадкових твердих відкладень, не віддалених під час миття труб, при їх ремонті та відновленні.

Очищення виконується спеціальним інструментом (підпружиненим скребком), що вводиться на штанзі в канал труби, що обертається, з одночасною продуванням стисненим повітрям. Передбачається відсмоктування продуктів обробки.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм

Зовнішній 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5 - 10,5

Кількість одночасно оброблюваних НКТ, прим. 2 (з будь-яким поєднанням довжин труб)

Швидкість робочої подачі інструменту, м/хв 4,5

Частота обертання труби (Ж73мм), мін-155

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Витрата повітря на продування труб, л/хв 2000

Сумарна потужність, кВт 2,6

Габаритні розміри, мм 23900×900×2900

Маса, кг 5400

ВСТАНОВЛЕННЯ ШАБЛОНУВАННЯ

Призначена для контролю внутрішнього діаметра та кривизни НКТ при їх ремонті та відновленні.

Контроль здійснюється проходженням контрольної оправки з розмірами ГОСТ 633-80, що вводиться на штанзі в отвір труби. Робота установки здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм

Зовнішній 60,3; 73; 89

внутрішній 50,3; 59; 62; 75,9

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5 – 10,5

Зовнішній діаметр шаблонів (ГОСТ633-80), мм 48,15; 59,85; 56,85; 72,95

Зусилля проштовхування шаблону, Н 100 - 600

Швидкість переміщення шаблону, м/хв 21

Потужність приводу переміщення, кВт 0,75

Габаритні розміри, мм 24800×600×1200

Маса, кг 3000

АВТОМАТИЗОВАНА ЛІНІЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ

Призначена для неруйнівного контролю електромагнітним методом НКТ з муфтами при ремонті та відновленні, із сортуванням їх за групами міцності. Управління виконується програмованим командо-контролером. До складу лінії входить установка дефектоскопії "УРАН-2000М".

Порівняно з існуючим обладнанням лінія має низку переваг.

В автоматичному режимі здійснюється:

Найбільш комплексна дефектоскопія та контроль якості труб та муфт;

Сортування та підбір за групами міцності НКТ та муфт;

отримання достовірних показників якості як вітчизняних, так і імпортних НКТ за рахунок використання в системі контролю приладу визначення хімскладу матеріалу;

Визначення меж дефектних ділянок труби.

Технічні характеристики:

Продуктивність лінії, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5...10,5

Кількість контрольних позицій 4

Швидкість переміщення НКТ, м/хв 20

Тиск стисненого повітря у пневмосистемі, МПа 0,5 - 0,6

Сумарна потужність, кВт 8

Габаритні розміри, мм 41500×1450×2400

Маса, кг 11700

Контрольовані параметри:

Суцільність стінки труби;

Групи міцності труби та муфти ("Д", "К", "Е"), визначення хімскладу матеріалу;

Товщинометрія стінки труби за ГОСТ 633-80.

Маркування здійснюється лакофарбовим матеріалом за інформацією на моніторі установки дефектоскопії.

Дані контролю можуть передаватися в автоматичну системуобліку випуску та паспортизації труб.

ВСТАНОВЛЕННЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ НАСОСНО-КОМПРЕСОРНИХ ТРУБ І МУФТ "УРАН-2000М"

Установка працює у складі автоматизованої лінії дефектоскопії та призначена для перевірки якості НКТ за такими показниками:

Наявність порушень суцільності;

Контролює товщину стінки труби;

Розсортування за групами міцності "Д", "К", "Е" труб та муфт.

Склад установки:

Вимірювальний контролер;

Робочий стіл контролера;

Датчик контролю міцності труби; пультом керування та індикацією

Датчик контролю міцності муфти; (Монітором);

Комплект датчиків дефектоскопії;

Монітор влаштування індикації;

Комплект датчиків товщинометрії;

Програмне забезпечення;

Блок обробки сигналів;

Комплект робочих зразків;

Контролер устрою індикації;

Установка працює у таких режимах:

Контроль порушень суцільності (дефектоскопія) згідно з ГОСТ 633-80;

Контроль за товщиною стінки труби за ГОСТ 633-80;

Контроль хімічного складумуфти та труби;

Контроль групи міцності муфти та НКТ за ГОСТ 633-80;

Виведення результатів на пристрій індикації з можливістю виведення на друк;

Технічна характеристика:

Швидкість контролю, м/сек 0,4

Продуктивність установки, труб/година 40

Характеристика труб, що ремонтуються, мм

Діаметр 60,3; 73; 89; довжина 5500...10500

Загальні технічні характеристики:

Базові процесори контролера - 486 DХ4-100 та Pentium 100;

Оперативна пам'ять (ОЗП) – 16 Мб;

Накопичувач на гнучкому магнітному диску (НГМД) – 3.5I, 1.44 Мб;

Накопичувач на жорсткому магнітному диску (НЖМД) – 1.2 Гб;

Живлення від мережі змінного струму частотою 50 Гц;

Напруга – 380/220 В; Потужність - 2500 ВА;

Час безперервної роботи – не менше 20 годин;

Середнє напрацювання на відмову - не менше 3000 годин;

Стійкість до механічних впливів згідно з ГОСТ 12997-76.

ВЕРСТАН МУФТОДОВЕРТКОВИЙ

Верстат призначений для догвинчування та відгвинчування муфт гладких НКТ. Догвинчування проводиться з контролем заданого моменту, що крутить (залежно від розміру труби).

Верстат вбудовується в токарну ділянку ремонту НКТ, але може бути використаний автономно за наявності транспортних засобів, що забезпечують завантаження-розвантаження труб

Управління верстатом здійснюється програмованим командо-контролером.

Переваги:

Конструктивна простота;

Простота та зручність переналагодження на режими догвинчування або

відгвинчування та розмір труби;

Можливість транспортування труб крізь шпиндель та патрон.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 40

Діаметр труб/зовнішній діаметр муфт, мм 60/73; 73/89; 89/108

Частота обертання шпинделя, хв -1 10

Максимальний момент, що крутить, Н×м 6000

Привід шпинделя електромеханічний

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Маса, кг 1660

ВСТАНОВЛЕННЯ ГІДРОВИПРОБУВАННЯ

Призначена для випробування внутрішнім гідростатичним тиском на міцність та герметичність НКТ з нагвинченими муфтами під час їх ремонту та відновлення.

Герметичність випробуваної порожнини здійснюється за різьбленнями НКТ та муфти. Робоча зонаустановки при випробуваннях закриті підйомними захисними екранами, що дозволяє вбудовувати її в технологічні лінії без спеціалізованого боксу.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера.

Переваги:

Підвищена якість контролю відповідно до ГОСТ 633-80;

Надійність роботи установки передбачається промивання каналу труби від залишків стружки;

Надійний захист виробничого персоналуза значної економії виробничих площ.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Випробувальний тиск, МПа до 30

Робоча рідина вода

Час витримки НКТ під тиском, с. 10

Частота обертання заглушки та НКТ при звинчуванні, мін-1180

Розрахунковий момент свинчування Н×м 100

Тиск повітря у пневмосистемі, МПа 0.5

Сумарна потужність, кВт 22

Габаритні розміри, мм 17300×6200×3130

Маса, кг 10000

ВСТАНОВЛЕННЯ ВИМІРУ ДОВЖИНИ

Призначена для вимірювання довжини НКТ з муфтами та отримання інформації щодо кількості та сумарної довжини НКТ при формуванні пакетів НКТ після їх ремонту.

Вимірювання проводиться за допомогою каретки, що переміщається, має датчик і перетворювач переміщень.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера. Схема вимірювання довжини труби згідно з ГОСТ633-80;

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Зовнішній діаметр НКТ, 60,3 мм; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Похибка вимірювання, мм +5

Дискретність вимірювання, мм 1

Швидкість переміщення каретки, м/хв 18,75

Потужність приводу переміщення каретки, Вт 90

Габаритні розміри, мм 12100×840×2100

Маса, кг 1000

ВСТАНОВЛЕННЯ КЛЕЙМЕННЯ

Призначена для маркування НКТ після їхнього ремонту.

Маркування наноситься на відкритий торець труби муфти методом послідовного видавлювання знаків. Зміст маркування (змінюється за бажанням програмно): порядковий номертруби (3 цифри), дата (6 цифр), довжина труби в див. (4 цифри), група міцності (одна з букв Д, К, Е), шифр підприємства (1, 2 знаки) та інші за бажанням користувача (всього 20 різних знаків).

Установка вбудовується в ділянки по ремонту труб, що мають обладнання для дефектоскопії та вимірювання довжини труб, при цьому обмін інформацією та таврування труб здійснюється в автоматичному режимі роботи за допомогою програмованого контролера.

Переваги:

Забезпечується велика кількістьінформації та хороше її читання, у тому числі на трубах у штабелях;

Гарна якість маркування, т.к. таврування виконується на механічно обробленій поверхні;

Збереження маркування під час експлуатації труб;

Просте та багаторазове видалення старого маркування під час ремонту труб;

У порівнянні з маркуванням на трубі, що утворює, виключаються необхідність зачистки труби і небезпека виникнення мікротріщин.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ згідно з ГОСТ 633-80, мм 60, 73, 89; Довжина НКТ, м до 10,5

Висота шрифту згідно з ГОСТ 26.008 - 85, мм 4

Глибина відбитка, мм 0,3...0,5

Інструмент тавра твердосплавні ГОСТ 25726-83 з доробкою

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Габаритні розміри, мм 9800×960×1630; Маса, кг 2200

АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА ОБЛІКУ ТРУБ ДЛЯ ЦЕХУ РЕМОНТУ НКТ

Призначений для цехів з потоковими лініями ремонту НКТ за операціями за допомогою командоконтролерів.

За допомогою персональних комп'ютерів, об'єднаних у локальну мережу з контролерами, виконуються функції:

Облік пакетів НКТ, що надходять, у ремонт;

формування змінно-добових завдань на запуск пакетів НКТ в обробку;

Поточний облік проходження труб за найважливішими операціями потоку, облік ремонту НКТ за добу та на початку місяця;

Врахування відвантаження пакетів НКТ з початку місяця;

Ведення статистики ремонту НКТ за замовниками та свердловинами;

Упорядкування балансу обробки партії НКТ.

Технічне забезпечення системи:

1. ПЕОМ Рentium III у програмному виконанні;

1-2 ПЕОМ Рentium III для керівництва цеху;

1. Принтер НР Laserjet (Printer/Copier/Seanner);

1. Джерело безперебійного живлення. Мережева арматура та кабелі зв'язку.

ВСТАНОВЛЕННЯ ОЧИЩЕННЯ НАСОСНИХ ШТАНГ

Досвідчене встановлення очищення гарячим повітрям від забруднень бурових штанг після їх експлуатації на нафтопромислах.

Очищення проводиться в процесі безперервного протягування штанги через блок форсунок, де відбувається розігрів штанги до температури плавлення нафторподуктів та здування їх з поверхні штанги струменем гарячого стисненого повітря.

Технічні характеристики:

Продуктивність, шт/хв до 30

Швидкість руху штанг (регульована), м/хв 2...4

Тиск повітря з мережі, МПа 0,6

Робоча температура повітря (регульована), °С 150...400

Витрата повітря, м 3 /годину 200

2.8 Впровадження нового обладнання для обслуговування та ремонту НКТ

На сьогоднішній день розроблено різні технології відновлення та ремонту НКТ, розглянемо одну з них. Це технологія відновлення та ремонту НКТ за допомогою зміцнення та нанесення твердого антизадирного покриття на різьбові кінці труб та муфт, так звана технологія НТС.

Технологія «НТС» включає операції:

Відновлення різьблення без відрізання кінців НКТ;

Зміцнення різьблення;

Нанесення спеціальних покриттів на різьблення;

100% неруйнівний контроль 4 фізичними методами.

Додатково до існуючого обладнання вводиться верстат ультразвукової обробки та агрегат нанесення антизадирного покриття.

УЛЬТРАЗВУКОВИЙ ВЕРСТАТ МОДЕЛІ 40-7018.

Ультразвуковий верстат моделі 40-7018 використовують для нарізування внутрішнього та зовнішнього різьблення. У шпиндельну головку верстата вмонтовано ультразвуковий перетворювач. При нарізанні різьблення мітчик одночасно з обертальним рухом навколо осі і поступальним уздовж осі здійснює додаткові коливання з частотою 18-24 кгц і амплітудою в кілька мкм. Для порушення коливань використовують ультразвуковий генератор УЗГ-10/22.

Технічні характеристики:

Потужність ультразвукового перетворювача, кВт 2,5

Точність обробки, мкм ± 15 мкм

Габаритні розміри, мм 2740×1350×1650

Маса, кг 1660

ВСТАНОВЛЕННЯ ДЛЯ НАНЕСЕННЯ ПОКРИТТІВ МЕТОДОМ ПЛАЗМОВНОГО НАПИЛЕННЯ.

Технічні характеристики установки:

Вихідна напруга холостого ходу – 400 В;

Максимальний струм навантаження – 150 А;

Напруга мережі – 380 В;

Потужність, макс. 40 квт.

Габаритні розміри, мм 740×550×650

Вага джерела струму 98 кг.

Таким чином, удосконалений технологічний процес відновлення та ремонту НКТ виглядатиме так:

1. Очищення НКТ від асфальтосмолопарафінів (АСПО).

2. Механічна очистка зовнішньої та внутрішньої поверхонь НКТ.

3. Шаблонування НКТ.

4. Відгвинчування муфти НКТ.

5. Неруйнівний контроль тіла НКТ (виявлення дефектів поздовжньої та поперечної орієнтації в тілі труби та визначення їх координат, визначення мінімальної товщини стінки труби, довжини труби, групи міцності труби).

6. Відрізка дефектних кінців НКТ, нарізка різьблення на труборізних верстатах з ПУ.

7. Відновлення та зміцнення різьблення ніпеля труби.

8. Автоматизований контролькалібрами різьблення ніпелю.

9. Відновлення та зміцнення різьблення муфти.

10. Автоматизований контроль калібрами різьблення муфти.

11. Визначення групи міцності муфти.

12. Нанесення антизадирного покриття на різьблення труби.

13. Нагвинчування муфти.

14. Випробування НКТ гідростатичним тиском води до 30МПа або до 70МПа з акустико-емісійним контролем.

15. Вимірювання довжини НКТ та нанесення маркувального напису на трубу відповідно до вимог API, DIN, ГОСТ.

16. Консервація різьбових елементів НКТ та встановлення на них запобіжних деталей.

3 . Економічна частина

3.1 Розрахунок економічного ефекту запровадження нового обладнання

Ремонт НКТ за ресурсозберігаючою технологією НТС здійснюється відповідно до (ТУ 1327-002-18908125-06) та забезпечує скорочення сукупних витрат на утримання фонду НКТ у 1,8 – 2 рази за рахунок:

Відновлення різьблення ніпелю та муфт у 70% труб без відрізання різьбових кінців та укорочування тіла труби, завдяки ультразвуковій обробці ресурс зміцненого різьблення вищий, ніж новий;

Збільшення більш ніж у 10 разів (гарантії до 40 СПО для фондової НКТ та понад 150 СПО для технологічної НКТза умови дотримання РД 39-136-95) ресурсу зносостійкості різьблення відремонтованих труб порівняно з ресурсом різьблення нових труб;

Скорочення у 2-3 рази обсягів закупівлі нових НКТ за рахунок збільшення терміну експлуатації НКТ після відновлення.

Таб. 3.1 Показники економічної діяльностіцехи з ремонту НКТ

Показники	Роки			% Співвідношення 2009р. до 2007р. (У %)
	2007	2008	2009
Кількість відремонтованих насосно-компресорних труб (НКТ), прим. на рік	110 000	80 000	140 000	127
Виручка від НКТ, тис. крб.	3 740 000	2 720 000	4 760 000	127
Собівартість виконаних робіт, тис. руб.	3 366 000	2 448 000	4 284 000	127
Середньорічна вартість основних фондів, тис. руб.	130 000	126 000	186 000	143
Фонд заробітної плати, тис. руб.	3 000	1 920	3 810	127
Середньооблікова чисельність працівників, чол.	20	16	20	100
Прибуток від послуг, тис. крб.	374 000	272 000	476 000	127
Рентабельність реалізації послуг, витрати на карбованець товарної продукції	0,9	0,9	0,9	100

Основний прибуток підприємство отримує за рахунок реалізації товарної продукції, що становить кількість відремонтованих насосно-компресорних труб. Прибуток від цієї товарної продукції залежить від кількох чинників: обсягу реалізації, собівартості і рівня среднереализационных цін. Розглядаючи результати цієї роботи, слід зазначити, що протягом кількох років ціни як у продукцію, і на матеріальні ресурси, необхідних виробництва цієї продукції, можуть змінюватися. Але, якщо основна пропорція зберігається, введення коефіцієнтів інфляції є необов'язковим.

Дані таблиці 3.1 показують, що з 2007 до 2008 року кількість відремонтованих труб знизилася на 30 тис. штук. Із запровадженням нового обладнання у 2009 році обсяг послуг збільшився до 140 тис. штук на рік, що становить на 60 тис. штук більше. Відповідно, і виручка від цих послуг збільшилася з допомогою більшого обсягу і становить 2009 року 4760000 тис. рублів, що у 2040000 тис. рублів більше, ніж у попередньому року.

Сума інвестицій, витрачених на нове обладнання, а також витрати на доставку, монтаж, технічну підготовку, налагодження та освоєння виробництва склали 60000 тис. рублів, що збільшило суму основних фондів.

Якщо одиницю продукції собівартість залишилася колишньому рівні, то цілому на весь обсяг товарної продукції вона збільшилася. Чисельність працівників збільшилася незначно та становила 20 осіб.

Виходячи з показника рентабельності, який становить співвідношення прибутку від реалізації продукції до собівартості її виробництва, дані роботи приносять прибуток 10%, а в сумовому варіанті це становить 2009 року 476000 тис. рублів, що на 204000 тис. рублів більше, ніж у 2008 році .

3.2 Розрахунок економічної ефективності проекту

Економічна ефективність – це порівняння отриманого ефекту з виконаними витратами. Чисельно ефективність виражається ставленням величини одержуваного ефекту до суми витрат, які визначили можливість цього ефекту. Оцінка економічної ефективності капітальних вкладень (одноразових витрат чи інвестицій) проводиться у системі показників. В даному випадку, основними показниками є ціна послуг, прибуток до та після впровадження обладнання, приріст обсягу товарної продукції після впровадження, продуктивність праці після впровадження та прибуток на одиницю товарної продукції.

Таблиця 3.2 Показники економічної ефективності

V 1 – кількість відремонтованих насосно-компресорних труб

рік до впровадження

V 2 – кількість відремонтованих насосно-компресорних труб

рік після впровадження

р - вартість одиниці виробленої продукції, р = 34 000 крб.

β 1 – прибуток від реалізації НКТ до застосування, тис. крб.

β 2 - прибуток від реалізації НКТ після застосування, тис. руб.

β 1 = V 1 × р

β 1 = 95000 × 34000 = 3230000

β 2 = V 2 × р

β 2 = 140000 × 34000 = 4760000

S 1 = собівартість до застосування, тис. руб.

S 2 = собівартість після застосування, тис. руб.

Р 1 = прибуток від послуг до застосування, Р 1 = 323000 тыс.руб.

Р 2 = прибуток від послуг після застосування, Р 2 =476000 тыс.руб.

S 1 = β 1 - Р 1

S 1 = 3230000 - 323000 = 2907000

S 2 = β 2 - Р 2

S 2 = 4760000 - 476000 = 4284000

І - вартість обладнання, І = 60 000 тис. руб.

r 1 – чисельність працівників до застосування, r 1 = 18 чол.

r 2 – чисельність працівників до застосування, r 2 = 20 чол.

t 1 – продуктивність праці до застосування, прим.

t 2 – продуктивність праці до застосування, прим.

шт.

шт.

Зростання продуктивність праці розраховується, як різниця між виробленням підприємства до виробленням підприємства після впровадження нового обладнання.

t 2 - t 1 = 7000 - 5278 = 1722

ред.1 - прибуток на одиницю продукції до впровадження, руб.

ред.2 - прибуток на одиницю продукції після впровадження, руб.

Ціна впроваджуваного устаткування становить 60 000 тис. крб.

І = 60000 тис. руб.

Основний показник, який є основою даного економічного ефекту – це приріст обсягу виробництва, тобто. збільшення обсягу випуску відремонтованих насосно-компресорних труб на 45000 штук на рік.

V дод. - Додатковий обсяг продукції

V дод. = V 2 - V 1 = 45000 прим.

За рахунок збільшення обсягу, збільшилася і прибуток від реалізації на 1530 тис. руб.

β ув. = β 2 – β 1

β ув. = 4760000 - 3230000 = 1530000

Відповідно, збільшилася і прибуток, оскільки кількість працівників мало змінилося, і собівартість на одиницю залишилася колишньому рівні. До застосування підприємство отримувало прибуток у сумі 323 000 тис. руб. на рік, а після застосування – 476 000 тис. руб. на рік.

Р дод. = V дод. × р = 45000 × 3400 = 153000000

Р дод. – прибуток, отриманий внаслідок збільшення обсягу

продукції

Таким чином, умовний економічний ефект від впровадження в перший рік роботи становить додатковий прибуток, отриманий підприємством від додаткового обсягу за мінусом вартості впроваджуваного обладнання з витратами за доставку, монтаж, технічну підготовку, налагодження та освоєння виробництва.

Е 1 = Р дод. – І

Е 1 = 153 000 - 60 000 = 93 000 тис. руб.

Економічний ефект у наступні роки дорівнює сумі додаткового прибутку.

Е 2 ... = Р дод. = 153000 тис. руб.

Ефективність капітальних вкладень досягається за умови, якщо розрахунковий коефіцієнт ефективності Ен більший або дорівнює нормативному коефіцієнту ефективності Ен. Оскільки у розрахунку відсутня нормативний коефіцієнт ефективності, обчислюємо лише розрахунковий Е зв.

Де: р - ціна одиниці продукції

S од – собівартість одиниці продукції

V 2 – кількість відремонтованих насосно-компресорних труб на рік після застосування

І – вартість інвестицій

Термін окупності інвестицій – це термін, протягом якого можна повернути інвестовані у проект кошти, тобто. це період часу, починаючи з якого початкові вкладення та інші витрати, пов'язані з інвестиційним проектом, покриваються сумарними результатами від його здійснення.

Знаючи доходи від інвестицій у перший рік роботи обладнання, вираховуємо термін окупності:

Де:Т р - термін окупності

І – вартість інвестицій

Е 1 – дохід у перший рік

Таким чином, термін окупності даного проекту становить менше ніж рік.

3.3 Сегментація ринку цієї галузі

Коли труби кілька років тому стали дорожчати, стало недоцільно купувати нові НКТ, дешевше було ремонтувати старі, тому спостерігалося зростання попиту на комплекси з очищення та ремонту НКТ. Зараз метал подешевшав із 45-50 тис. руб. за тонну НКТ до 40-42 тис. руб. Це не таке критичне зниження, але попит на обладнання впав. Комплексний цех коштує близько 130 млн. руб., його окупність при повному завантаженні становить 1-1,5 року, залежно від рівня оплати праці персоналу. Ремонт однієї НКТ коштує в 5-7 разів дешевше, ніж закупівля нової, а ресурс відремонтованої труби – 80%. Загалом, ресурс роботи НКТ залежить від глибини свердловини, забрудненості нафти тощо. У деяких свердловинах труби стоять по 3-4 місяці, і їх треба діставати, в інших, які видають майже чисте паливо, вони можуть працювати і 10 років.

3.3.1 Маркетингова стратегія

Характеристики ремонту НКТ: Ремонт НКТ за технологією НТС відповідає вимогам ГОСТ 633-80 та РД 39-136-95. У техпроцесі додатково присутні спеціальні операції (відновлення різьблення без відрізання кінців, зміцнення різьблення та нанесення антизадирного покриття), що дозволяють на 40-60% скоротити втрати довжини труби і в 5-7 разів збільшити зносостійкість різьблення в порівнянні з ресурсом різьблення нових труб заводської. При ремонті проводиться глибока очищення труб від АСПО, твердих відкладень та іржі, що створює необхідні умови для достовірної дефектоскопії тіла НКТ чотирма методами неруйнівного контролю, що взаємодоповнюють.

Відгуки ВАТ «Самотлорнафтогаз» (ТНК-ВР) після експлуатації відремонтованих за новою технологією НТС НКТ за 2008-2009рр.

Характеристики готової продукції відремонтованих НКТ:

Аварійність – урвищ з різьблення немає;

Герметичність - відповідає вимогам РД;

Ресурс СПО: контрольна технологічна підвіска з 248 труб, відремонтованих за технологією НТС за період 2008-2009рр. пройшла 183 СПО та продовжує експлуатуватися.

Висновок: Технологія ремонту НКТ ЗАТ «НТС-Лідер» відповідає вимогам ВАТ «Самотлорнафтогаз» та може бути рекомендована для використання іншими підприємствами.

Томскнафта ВНК (Роснефть) "Про результати впровадження технології "НТС" ремонту НКТ у ВАТ "Томскнафта" ВНК за 2008-2009рр."

За 2008-2009рр. на комплексі НТС-200 відремонтовано понад 400 тис. штук НКТ. З них понад 70 тис. штук НКТ повернуто в експлуатацію із труб, списаних старою технологією ремонту та накопичених протягом кількох років.

Експлуатаційні характеристики відремонтованих за технологією «НТС» НКТ показали високі результати. Наприклад, у перше півріччя 2008р. понад 50 тис. штук труб, відремонтованих за технологією «НТС», було використано 85-ма бригадами ПРС та ВРХ як технологічний інструмент для проведення ремонтних робіт на свердловинах. Середній ресурс різьблення цих труб під час проведення спуско-підйомних операцій (СПО) становив понад 60 СПО та експлуатуються досі.

Підтверджені практикою високі показники зносостійкості різьблення дозволили вже 2008р. двічі внести зміни до розділів регламенту ВАТ «Томскнафта» ВНК, що стосуються відбраковування НКТ під час проведення ПРС та ВРХ. Нормативне число СПО труб, що пройшли технологію «НТС», збільшено з 3 до 20 СПО для б/в труб та з 6 до 40 СПО для нових труб.

У 2008р. обсяг закупівлі нових труб становив 12 тис. тонн, у 2009р. - 10 тис. Тонн. Фактично залишки обсягів нових труб 2003-2004рр. склали на складах Нафтової Компанії на третій квартал 2009р. близько 2 тис. Тонн. Таким чином, за два роки роботи за технологією НТС дозволили значно скоротити витрати на закупівлю нової труби на 2010 рік.

Економічний ефект від застосування технології "НТС" склав за два роки більше 14 млн. $. Інвестиційні витрати окупилися протягом першого року експлуатації комплексу НТС-200. Витрати знижені завдяки збільшенню терміну служби НКТ, зменшенню втрат довжини труб через відновлення понад 60% різьблення потужним ультразвуком, а також через залучення в обіг частини обсягів НКТ, списаних старою технологією ремонту та накопичених протягом кількох років.

Якість та економічні показники ремонту НКТ за технологією НТС отримали високу оцінку у Компанії. Тож у 2008р. було прийнято рішення про закупівлю пересувного комплексу «НТС-П» для обслуговування голко-талового родовища ВАТ «Томськнафта» ВНК. Пересувний комплекс пущено в експлуатацію у вересні 2009р.

Зниження витрат Компанії безумовно пов'язане також із рішенням Керівництва ВАТ «Томськнафта» ВНК передати ремонт НКТ спеціалізованої організації – ЗАТ «НТС-Лідер», яка володіє кваліфікованими людськими ресурсами та матеріально-технічною базою для обслуговування та підтримки високої якостіремонту та продуктивності комплексу «НТС-200».

ЛУКОЙЛ-Західний Сибір ТПП Когалимнафтогаз "Про проведення випробувань НКТ зі зміцненим різьбленням 2008р."

З метою вивчення зносостійкості різьбових з'єднань, у ТПП «Когалимнафтогаз» проведено випробування НКТ із зміцненим різьбленням виробництва ЗАТ «НТС-Лідер». Випробування 10 НКТ Д73 показали відсутність виявлених дефектів після проведення 50 повних СПО (50 разів свинчування та 50 разів розвінчування). В даний час НКТ із зміцненим різьбленням використовуються у складі підвіски УЕЦН на 3-х видобувних свердловинах ТПП «Когалимнафтогаз».

3.3.2 Стратегія на розвиток послуги

Основними споживачами трубної продукції є дочірні підприємства ТНК-ВР. » м.Нижньовартовськ, ВАТ «Роснефть» м.Усинськ, ВАТ «Нижньоволжськнафта» м.Жирновськ.

Труби виробляються наступних умовних розмірів: 60мм, 73мм та 89мм, груп міцності «Д», «К» та «Е».

Крім цього, цех виробляє насосно-компресорні труби із зміцненим захисним покриттям різьбової ніпельної частини. Зміцнення та підвищення герметичності різьбової сполуки забезпечується за рахунок застосування методу повітряно-плазмового напилення металевих порошкових сполук, що надає різьблення велику зносостійкість та герметичність, не змінюючи при цьому геометрію профілю різьблення та властивостей металу.

Дані труби успішно застосовуються в ТОВ «ЛУКОЙЛ-Нижньоволжськнафта», на Самотлорському НГДУ-1 в м. Нижньовартовську (минули понад 115 СПО), в Удмуртії (минули понад 150 СПО).

Також цех здійснює інспектування та ремонт НКТ, інспектування насосних штанг, інспектування та ремонт ШГН відповідно до Технічних Вимог діючих ГОСТ та РД. За погодженням із споживачем на ніпельну частину як нової, так і ремонтної насосно-компресорної труби наноситься зносостійке покриття.

4.Безпека життєдіяльності

4.1 Шкідливі та небезпечні фактори виробництва

На працівників цехів з обслуговування та ремонту НКТ у процесі їх трудової діяльностіможуть впливати небезпечні (що викликають травми) та шкідливі ( викликають захворювання) виробничі фактори. Небезпечні та шкідливі виробничі фактори (ГОСТ 12.0.003-74) поділяються на чотири групи: фізичні, хімічні, біологічні та психофізіологічні.

До небезпечних фізичним факторамвідносяться: рухомі машини та механізми; різні підйомно-транспортні пристрої та вантажі, що переміщуються; незахищені рухливі елементи виробничого обладнання (привідні та передавальні механізми, ріжучі інструменти, пристосування, що обертаються і переміщаються та ін.); відлітають частинки оброблюваного матеріалу та інструменту, електричний струм, підвищена температура поверхонь обладнання та матеріалів, що обробляються і т.д.

Шкідливими здоров'ю фізичними чинниками є: підвищена чи знижена температура повітря робочої зони; високі вологість та швидкість руху повітря; підвищені рівні шуму, вібрації, ультразвуку та різних випромінювань - теплових, іонізуючих, електромагнітних, інфрачервоних та ін. До шкідливих фізичних факторів відносяться також запиленість та загазованість повітря робочої зони; недостатня освітленість робочих місць, проходів та проїздів; підвищена яскравість світла та пульсація світлового потоку.

Хімічні небезпечні і шкідливі виробничі чинники характером на організм людини поділяються на такі підгрупи: загальнотоксичні, дратівливі, сенсибилизирующие (які викликають алергічні захворювання), канцерогенні (що викликають розвиток пухлин), мутогенні (які діють статеві клітини організму). У цю групу входять численні пари і гази: пари бензолу і толуолу, окис вуглецю, сірчистий ангідрид, оксиди азоту, аерозолі свинцю та ін, токсичні пилу, що утворюються, наприклад, при обробці різанням берилію, свинцевих бронз і латунів наповнювачами. До цієї групи відносяться агресивні рідини (кислоти, луги), які можуть завдати хімічних опіків шкірного покриву при зіткненні з ними.

До біологічних небезпечних та шкідливих виробничих факторів відносяться мікроорганізми (бактерії, віруси та ін.) та макроорганізми (рослини та тварини), вплив яких на працюючих викликає травми або захворювання.

До психофізіологічних небезпечних та шкідливих виробничих факторів відносяться фізичні навантаження (статичні та динамічні) та нервово-психічні навантаження (розумове перенапруга, перенапруга аналізаторів слуху, зору та ін).

Між шкідливими та небезпечними виробничими факторами спостерігається певний взаємозв'язок. У багатьох випадках наявність шкідливих факторівсприяє прояву травмонебезпечних факторів. Наприклад, надмірна вологість у виробничому приміщенні та наявність струмопровідного пилу (шкідливі фактори) підвищують небезпеку ураження людини електричним струмом (небезпечний фактор).

Рівні впливу на працюючих шкідливих виробничих факторів нормовані гранично-допустимими рівнями, значення яких зазначені у відповідних стандартах системи стандартів безпеки праці та санітарно-гігієнічних правилах.

Гранично допустиме значення шкідливого виробничого фактора (за ГОСТ 12.0.002-80) - це граничне значення величини шкідливого виробничого фактора, вплив якого при щоденній регламентованій тривалості протягом усього трудового стажуне призводить до зниження працездатності та захворювання як у період трудової діяльності, так і до захворювання у наступний період життя, а також не надає несприятливого впливу на здоров'я потомства.

4.2 Методи та засоби захисту від шкідливих та небезпечних факторів

Розглянемо методи та засоби захисту від шкідливих та небезпечних виробничих факторів у цеху з обслуговування та ремонту НКТ.

Механізація та автоматизація виробництва

Основною метою механізації є підвищення продуктивності праці та звільнення людини від виконання важких, трудомістких та стомлюючих операцій. Залежно від роду робіт та ступеня оснащення виробничих процесів технічними засобами розрізняють часткову та комплексну механізацію, що створює передумови для автоматизації виробництва.

Автоматизація виробничих процесів є найвищою формоюрозвитку виробничих процесів, при якій функції управління та контролю за виробничими процесами передаються приладам та автоматичним пристроям.

Розрізняють часткову, комплексну та повну автоматизацію.

Дистанційне спостереження та управління дозволяє уникнути необхідності перебування персоналу в безпосередній близькості від агрегатів та застосовується там, де присутність людини утруднена, або неможлива, або для її безпеки потрібні складні засоби захисту.

Дистанційне спостереження здійснюється візуально чи з допомогою телесигналізації.

Для візуального спостереження використовується промислове телебачення, яке дозволяє поширити зоровий контроль на недоступні, важкодоступні та небезпечні ділянки виробництва.

Запобіжні засоби захисту

Перешкоджають попаданню людини в небезпечну зонуабо поширенню небезпечних та шкідливих факторів. Огороджувальні пристрої поділяються на три групи: стаціонарні, пересувні та переносні.

Запобіжні пристрої захисту

Служать для автоматичного відключення обладнання у разі виникнення аварійних режимів.

Блокувальні пристрої унеможливлюють проникнення людини в небезпечну зону.

За принципом дії поділяються на механічні, електричні та фотоелементні.

Пристрої сигналізації

Призначені для повідомлення персоналу про які виникають аварійних ситуаціях. Сигналізація може бути звукова, світлозвукова та одоризаційна (за запахом).

Для світлової сигналізації використовують вимірювальні прилади. Для звукової - дзвінки та сирени. При одоризаційної сигналізації гази додають ароматичні вуглеводні, мають різкий запах при порівняно малих концентраціях.

У червоний колір фарбуються сигнальні лампочки і внутрішні поверхні огорожних пристроїв (дверей, ніш і т.д.), що сповіщають про порушення безпеки. У жовтий колір фарбується обладнання, необережне поводження з яким становить небезпеку для працюючих, транспортне та підйомно-транспортне обладнання, елементи вантажозахоплювальних пристроїв. Зелений колірзастосовується для сигнальних ламп, дверей, світлових табло, запасних чи евакуаційних виходів.

Знаки безпеки

Поділяються на чотири групи: заборонні, попереджувальні, наказні та вказівні.

Засоби колективного захистузалежно від призначення поділяють на класи:

засоби нормалізації повітряного середовища виробничих приміщень та робочих місць (від підвищеного або зниженого барометричного тиску та його різкої зміни, підвищеної або зниженої вологості повітря, підвищеної або зниженої іонізації повітря, підвищеної або зниженої концентрації кисню в повітрі, підвищеної концентрації шкідливих аерозолів у повітрі);

засоби нормалізації освітлення виробничих приміщень та робочих місць (зниженої яскравості, відсутності або нестачі природного світла, зниженої видимості, дискомфортної або сліпучої блискості, підвищеної пульсації світлового потоку, зниженого індексу кольору);

засоби захисту від підвищеного рівня електромагнітних випромінювань;

Засоби захисту від підвищеної напруженості магнітних та електричних полів;

Засоби захисту від підвищеного шуму;

Засоби захисту від підвищеного рівня вібрації (загальної та локальної);

Засоби захисту від ураження електричним струмом;

засоби захисту від підвищеного рівня статичної електрики;

засоби захисту від підвищених або знижених температур поверхонь обладнання, матеріалів, заготовок;

Засоби захисту від підвищених або знижених температур повітря та температурних перепадів;

Засоби захисту від впливу механічних факторів (рухомих машин і механізмів; рухомих частин виробничого обладнання та інструментів; переміщуваних виробів, заготовок, матеріалів; порушення цілісності конструкцій; гірських порід, що обрушуються; сипучих матеріалів; падаючих з висоти предметів; гострих кромок і шорсткостей поверхонь заготовок, інструментів та обладнання, гострих кутів);

Засоби захисту від впливу хімічних факторів

засоби захисту від впливу біологічних факторів;

Засоби захисту від падіння із висоти.

4.3 Інструкції з техніки безпеки та охорони праці для працівника цеху з обслуговування та ремонту НКТ

4.3.1 Інструкція з охорони праці є основним документом, що встановлює для робітників правила поведінки на виробництві та вимоги безпечного виконання робіт.

4.3.2. Знання Інструкції з охорони праці є обов'язковими для робітників усіх розрядів та груп кваліфікації, а також їх безпосередніх керівників.

4.3.3. Адміністрація підприємства (цеху) зобов'язана створити на робочому місці умови, що відповідають правилам з охорони праці, забезпечити робочі засоби захисту та організувати вивчення ними цієї Інструкції з охорони праці.

На кожному підприємстві повинні бути розроблені та доведені до відома всього персоналу безпечні маршрути проходження по території підприємства до місця роботи та плани евакуації на випадок пожежі та аварійної ситуації.

4.3.4. Кожен робітник зобов'язаний:

Дотримуватись вимог цієї Інструкції;

Негайно повідомляти свого безпосереднього керівника, а за його відсутності - вищестоящого керівника про нещасний випадок і про всі помічені ним порушення вимог інструкції, а також про несправності споруд, обладнання та захисних пристроїв;

Пам'ятати про особисту відповідальність за недотримання вимог техніки безпеки;

Забезпечувати на своєму робочому місці збереження засобів захисту, інструменту, пристроїв, засобів пожежогасіння та документації з охорони праці.

ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ виконувати розпорядження, що суперечать вимогам цієї Інструкції.

4.3.5. До роботи на цю робочу професію допускаються особи не молодші 18 років, які пройшли попередній медичний огляд і не мають протипоказань до виконання вищезгаданої роботи.

4.3.6. Робочий під час прийому працювати повинен пройти вступний інструктаж. До допуску самостійної роботиробітник повинен пройти:

Первинний інструктаж на робочому місці;

Перевірку знань цієї Інструкції з охорони праці; чинної Інструкції з надання першої допомоги постраждалим у зв'язку з нещасними випадками під час обслуговування енергетичного обладнання; щодо застосування засобів захисту, необхідних для безпечного виконання робіт; ПТБ для робітників, які мають право готувати робоче місце, здійснювати допуск, бути виробником робіт, спостерігачем та членом бригади в обсязі, що відповідає обов'язкам відповідальних осіб ПТБ;

навчання за програмами підготовки за фахом.

4.3.7. Допуск до самостійної роботи повинен оформлятися відповідним розпорядженням структурного підрозділу підприємства.

4.4 Розрахунок освітлення та вентиляції

Існує три прийоми освітлення - природне, штучне та поєднане. При виборі освітлення керуються вимогами до освітлення, що випливають із технології виробництва, режиму роботи цеху та даних про клімат місця будівництва.

На вибір системи природного освітлення та розмірів світлопройомів великий вплив надає тривалість користування природним світлом при різних режимах роботи цеху. Збільшення часу при природному світлі пов'язані з регулярним доглядом за склінням (очищення, зміна скла). Для цієї мети при проектуванні цеху необхідно передбачати пристрої, що забезпечують зручний підхід до скління (у вигляді візків, колисок, гратчастих містків та ін.). Ці пристрої доцільно використовувати і для догляду за освітлювальними приладами.

При проектуванні природного освітлення виробничих будівель необхідно враховувати затінювальну дію обладнання та будівельних конструкцій. Для цього вводиться коефіцієнт затінення, який представляє відношення фактичної освітленості в даній точці приміщення до розрахункової за відсутності в цеху обладнання та конструкцій, що несуть.

Чисельне середнє значення цього коефіцієнта при світлій обробці цеху та устаткування становить для механічних цехів 0,80.

Роль штучного освітлення зростає в виробничих приміщенняхз недостатнім природним освітленням і стає вирішальною у приміщеннях без природного світла. Це можуть бути, наприклад, безфонарні та безвіконні одноповерхові будинки, а також багатоповерхові будинки великої ширини (48м і більше).

Штучне висвітлення цехів вирішується у вигляді систем загального та комбінованого висвітлення, коли до загального додається місцеве висвітлення робочих місць. В архітектурному відношенні найбільш раціональна система загального освітлення, що імітує за відповідного рішення денне освітлення цехів. У цій системі освітлювальні прилади зазвичай розміщуються у верхній зоні приміщення (на стелі, фермах тощо).

Освітлювальні пристрої при системі загального освітлення можуть бути мобільного вигляду (підвісні) та стаціонарного; їх називають освітлювальними установками вбудованого типу.

Загальне освітлення зазвичай застосовується в цехах, де роботи виробляються по всій площі та не вимагають великої зорової напруги. При точних роботах із високими вимогами до якості освітлення доцільно застосовувати комбіновану систему освітлення робочих поверхонь.

Для використання тепла, що утворюється в освітлювальних приладах, доцільно поєднання в них світлотехнічних функцій з функціями вентиляції та кондиціювання повітря. Великий економічний ефект такі комбіновані освітлювальні прилади дають за високих рівнів освітленості в приміщеннях (1000 лк і більше). У цих освітлювальних установках більшість випромінюваного лампами тепла відводиться системою вентиляції; це дозволяє значно зменшити потужність установок для кондиціювання та вентилювання повітря та покращує умови роботи джерел світла.

Прилади загального освітлення розташовують у цехах двома способами: рівномірно, коли потрібно створити однакову освітленість по всій площі цеху; локалізовано, коли потрібно забезпечити різні освітленості у різних ділянках цеху.

У першому випадку застосовуються освітлювальні прилади одного типу з лампами однакової потужності, які монтуються на одній висоті та рівних відстанях один від одного. При локалізованому прийомі освітлення освітлювальні прилади можуть бути (залежно від розташування обладнання та його характеру) різного типуз неоднаковою висотою підвісу та лампами різної потужності. Локалізоване освітлення дуже економічно і в зоровому відношенні раціональніше.

Для наближеного розрахунку необхідної кількості люмінесцентних ламп користуються методом питомої потужності, тобто потужності, необхідної на 1м2 площі цеху.

Розрахункова площа цеху F цеху нар. = 2234,28 м2.

Крок колон оберемо 12м×12м. Таким чином. Фактична площа цеху становитиме 2592м2.

Виходячи з технологічного ланцюжка обслуговування та ремонту НКТ вибираю загальне освітленнялюмінісцентними лампами ДРЛ

Лампи ртутні дугові типу ДРЛ - газорозрядні ртутні лампи високого тиску, що застосовуються для вуличного освітлення та освітлення великих виробничих площ.

Відповідно до СНиП 23-05-95 «Природне та штучне освітлення» норма освітленості для механічних цехів становить 200лк.

Світловий потік лампи ДРЛ-250 становить 13200лк, таким чином, для освітлення цеху площею S = 2234,28 м2 необхідно 40 ламп ДРЛ-250.

За нормою освітленості вибираємо питому потужність освітлення

Руд = 16Вт/м 2

Визначаємо загальну потужність освітлення:

Р заг = Р уд · S

Р заг = 16 · 2234,28 = 34560Вт

Намічаємо 108 світильників по 36 ламп у кожному ряду, тоді потужність однієї лампи визначимо за формулою:

Р = (Руд · S) / N

де, N- кількість світильників

Р == (16 · 2234,28) / 108 = 331Вт

Отже, вибираємо світильники з лампами ДРЛ потужність 400Вт.

Р осв = Р л · N

Р осв = 400 · 108 = 43200Вт

Розрахунок вентиляції

Існує два типи вентиляції – загальнообмінна та місцева (місцеві відсмоктувачі тощо). Загальнообмінна вентиляція чудово справляється лише з тепловиділеннями, тобто. коли немає надходження значних шкідливостей у атмосферу цеху.

Якщо при виробництві виділяються гази, пари та пил застосовують змішану вентиляцію – загальнообмінна плюс місцеві відсмоктувачі.

Проте бувають випадки, коли практично відмовляються від загальнообмінної вентиляції. Таке відбувається на підприємствах із значними пиловиділеннями та у разі виділення особливо шкідливих речовин. В обох випадках потужна загальнообмінна вентиляція може рознести пил або шкідливість за обсягом цеху, тому основу становить витяжна промислова вентиляція.

Взагалі, загальна концепціяпобудови вентиляції промислових об'єктів – видалити максимум шкідливості за допомогою мітних відсмоктувачів (а це основа, на якій будується витяжна промислова вентиляція), а шкідливості, що залишилися, розбавити в приміщенні свіжим повітрям, щоб довести концентрацію шкідливостей до гранично допустимих концентрацій. Якщо ви зрозумієте цю ідею, ви зрозумієте суть проектування промислової вентиляції.

Оскільки виділення шкідливостей найчастіше супроводжується тепловиділеннями, тому частинки забруднень (які не потрапили до місцевого відсмоктування) йдуть нагору, під стелю. Саме тому під стелею цехів знаходиться зона з максимальними забрудненнями, а знизу – з мінімальними. У зв'язку з цим і вентиляція промислових приміщень влаштована найчастіше в такий спосіб – приплив подається вниз, у робочу зону, а загальнообмінна витяжка – під дахом. Проте, коли виділяється важка пил, вона осідає відразу, створюючи максимальну забрудненість внизу.

Існує головне правило вентиляції цехів та будь-якої промислової вентиляції: «Подавай повітря в чисту зону та витягай із брудної»

Друге правило: Проектування промислової вентиляції має прагнути мінімізувати витрати повітря за допомогою максимального укриття джерел шкідливостей.

Визначення витрати повітря місцевого відсмоктування: При проектуванні місцевих відсмоктувачів потрібно керуватися найголовнішим правилом- відсмоктування повинен мати таку форму і повинен бути так розташований, щоб потік шкідливостей, що витягується, не проходив через область дихання людини.

Розрахунок системи вентиляції у випадку проводиться так:

1. Визначається кількість повітря, необхідне для ефективної роботивідсмоктувачів.

2. Повітря, що витягується через відсмоктування, компенсується таким же припливом.

3. На додаток до цього проектується загальнообмінна вентиляція з кратністю 2-3.

При даному типі виробництва доцільно встановлення індивідуальних відсмоктувачів на кожну технологічну одиницю обладнання.

Зазвичай витрата повітря через відсмоктуючу вирву, що приєднується до суцільного кожуха або укриття, знаходиться в межах 1000-1700 м 3 /год. Додатково до індивідуальних відсмоктувачів встановимо загальнообмінну вентиляцію через бортові, верхньобокові та інші відсмоктувачі. Витрата повітря у разі становить 6000-9000 м 3 /год з 1м 2 .

4.5 Екологічна безпека

Збирання та зберігання відходів виробництва в цехах з обслуговування та ремонту НКТ вимагає спеціальної підготовкиз точки зору екологічної безпекита знання вимог техніки безпеки для запобігання завданню шкоди навколишньому природному середовищу та травмування працівників виробництва.

Гранична кількість відходів дозволених для накопичення на території підприємства визначається за погодженням з управлінням природних ресурсів на підставі класифікації відходів:

За класом небезпеки речовин-компонентів відходів;

За їх фізико-хімічними властивостями (агрегатним станом, летючістю, реакційною здатністю);

Накопичення та зберігання відходів на території підприємства допускається тимчасово у таких випадках:

При використанні відходів у наступному технологічному циклі з метою їхньої повної утилізації;

Нагромадження необхідної мінімальної кількості відходів для вивезення їх у переробку; - Нагромадження відходів в ємностях між періодами їх обслуговування.

У результаті технологічних процесів виробництва кожному підприємстві утворюються відходи виробництва та споживання. Відходи збираються у спеціально визначених місцях із дотриманням усіх необхідних заходів безпеки.

При заповненні контейнерів проводиться визначення обсягу накопичених відходів, що реєструється у спеціальному журналі ОТХ-1, ОТХ-2.

У міру накопичення відходи спрямовуються на утилізацію спеціалізовані організаціїабо на міський полігон для поховання.

На підприємстві має здійснюватися селективний (роздільний) збір відходів (нафтозабруднені, промислові, металобрухт, ТПВ тощо). Промислові відходи збираються також окремо.

Місця тимчасового зберігання повинні бути обладнані відповідно до санітарних норм.

Всі контейнери та ємності повинні бути пофарбовані, підписані, зазначений обсяг та місткість (м3, тонн, штук).

Усі контейнери та накопичувачі повинні бути встановлені на твердому покритті (бетон, асфальт та ін.)

На підприємстві забороняється захаращення території виробничих баз, приміщень та прилеглих до них територій промисловими та побутовими відходами.

4.6 Пожежна безпека

Одне з основних правил пожежної безпеки в цеху з обслуговування та ремонту НКТ - утримання виробничих об'єктіву чистоті та порядку. Виробнича територія не повинна забруднюватися легкозаймистими та горючими рідинами, а також сміттям та відходами виробництва. Легкозаймисті та горючі та горючі рідини не повинні зберігатися у відкритих ямах та коморах.

Дороги, проїзди та під'їзди до виробничим об'єктам, водойм, пожежним гідрантам та засобам пожежогасіння слід підтримувати в належному стані. У пожежних гідрантів повинні встановлюватися написи-покажчики.

На території цеху забороняється розведення багать, крім місць, де це дозволено наказом керівника підприємства за погодженням із місцевою пожежною охороною. На пожежонебезпечних та вибухонебезпечних об'єктах забороняється куріння та вивішуються застережливі написи: "Курити забороняється".

Керівники підприємств та організацій у чиєму безпосередньому підпорядкуванні перебувають цехи зобов'язані:

Створити пожежно-технічну комісію та добровільні пожежні формування (ДПФ), а також забезпечити їх регулярну роботу відповідно до чинних положень.

Забезпечити розробку, а також виконання заходів, спрямованих на підвищення пожежної безпеки з виділенням необхідних асигнувань на затверджені заходи.

Встановити відповідний їх пожежної небезпекипротипожежний режим на території, у виробничих приміщеннях (цехах, лабораторіях, майстернях, складах тощо), а також в адміністративних та допоміжних приміщеннях.

Визначити конкретний порядок організації та проведення зварювальних та інших вогненебезпечних робіт під час ремонту обладнання

Встановити порядок регулярної перевірки стану пожежної безпеки підприємства, справності технічних засобів гасіння пожежі, систем водопостачання, оповіщення, зв'язку та інших систем протипожежного захисту. Вживати необхідних заходів для усунення виявлених недоліків, які можуть призвести до пожежі.

Призначити відповідальних осіб за пожежною безпекою по кожній виробничій ділянці та приміщенні та розмежувати зони обслуговування між цехами для постійного нагляду працівниками підприємства за технічним станом, ремонтом та нормальною експлуатацією обладнання водопостачання, установок виявлення та гасіння пожежі, а також інших засобів пожежогасіння та пожежної техніки.

Таблички із зазначенням прізвища та посади особи, відповідальної за пожежну безпеку, мають бути вивішені на видному місці.

На енергетичних підприємствах повинні застосовуватись знаки пожежної безпеки, передбачені НПБ 160-97 "Кольори сигнальні. Знаки пожежної безпеки.

При порушеннях пожежної безпеки на ділянці роботи, в інших місцях цеху або підприємства, використання не за прямим призначенням пожежного обладнання кожен працівник підприємства зобов'язаний негайно вказати про це порушнику та повідомити особу, відповідальну за пожежну безпеку, або керівника підприємства.

Кожен працюючий на енергетичному підприємстві зобов'язаний знати та дотримуватись встановлених вимог пожежної безпеки на робочому місці, в інших приміщеннях та на території підприємства, а при виникненні пожежі негайно повідомити вищестоящого керівника або оперативного персоналу про місце пожежі та приступити до його ліквідації наявними засобами пожежогасіння з дотриманням безпеки.

Вибір засобів пожежогасіння

Виробничі, адміністративні, складські та допоміжні будівлі, приміщення та споруди повинні бути забезпечені первинними засобами пожежогасіння (ручними та пересувними): вогнегасниками, ящиками з піском (при необхідності), азбестовими або повстяними покривалами та ін.

Вимоги щодо розміщення та норм первинних засобів пожежогасіння на енергетичних підприємствах регламентовані додатком 11.

Первинні засоби пожежогасіння, що знаходяться у виробничих приміщеннях, лабораторіях, майстернях, складах та інших спорудах та установках передаються на збереження начальникам цехів, майстерень, лабораторій, складів та іншим посадовим особам відповідних структурних підрозділівпідприємств.

Регулярний контроль за утриманням, підтриманням гарного естетичного вигляду та постійною готовністю до дії вогнегасників та інших первинних засобів гасіння пожежі, що перебувають у цехах, майстернях, лабораторіях, складах та інших спорудах, повинні здійснювати призначені відповідальні особи підприємства, працівники об'єктової пожежної охороничлени добровільних пожежних формувань об'єкта (за відсутності пожежної охорони).

Для позначення місць розташування первинних засобів пожежогасіння слід встановлювати спеціальні знаки, що відповідають вимогам НПБ 160-97 “Кольори сигнальні. Знаки пожежної безпеки. Види, розміри, загальні технічні вимоги. на помітних місцях.

Вогнегасники, що мають повну масу менше 15 кг, повинні бути встановлені таким чином, щоб їхня верхня частина розташовувалась на висоті не більше 1,5 м від підлоги; вогнегасники, що мають повну масу 15 кг і більше, повинні встановлюватися на висоті не більше 1,0 м від підлоги. Вони можуть встановлюватися на підлозі з обов'язковою фіксацією від можливого падіння при випадковому впливі. Вогнегасники не повинні створювати перешкод під час переміщення людей у ​​приміщеннях.

Для розміщення первинних засобів гасіння пожежі у виробничих та інших приміщеннях, а також на території підприємства, як правило, повинні встановлюватись спеціальні пожежні щити (пости).

Поодиноке розміщення вогнегасників з урахуванням їх конструктивних особливостей допускається у невеликих приміщеннях.

На пожежних щитах (постах) повинні розміщуватись тільки ті первинні засоби гасіння пожежі, які можуть застосовуватись у даному приміщенні, спорудження або встановлення. Засоби пожежогасіння та пожежні щити мають бути пофарбовані у відповідні кольори за чинним Державним стандартом.

Пожежні щити (пости) з набором первинних засобів гасіння пожежі та інвентарем (багри, ломи, сокири, відра та ін.) слід застосовувати лише на лісоскладах, будбазах, господарських складах, у тимчасових житлових селищах з дерев'яними житловими спорудами тощо.

Порядок обслуговування та застосування вогнегасників повинен відповідати технічним умовам підприємств-виробників, а також вимогам Типовий інструкціїщодо утримання та застосування первинних засобів пожежогасіння на об'єктах енергетичної галузі" та НПБ 166-97 “ Пожежна техніка. Вогнегасники. Вимоги до експлуатації”.

Запірна арматура (крани, важільні клапани, кришки горловин) вуглекислотних, хімічних, повітряно-пінних, порошкових та інших вогнегасників має бути опломбована.

Використані вогнегасники, а також вогнегасники із зірваними пломбами повинні бути негайно вилучені для перевірки чи перезаряджання.

Пінні вогнегасники всіх типів, розташовані на вулиці або в холодному приміщенні, з настанням морозів повинні бути перенесені в приміщення, що опалюється, а на їх місці встановлені знаки із зазначенням нового місцезнаходження.

Вуглекислотні і порошкові вогнегасники дозволяється встановлювати на вулиці і в приміщеннях, що не опалюються, при температурі не нижче мінус 20°С.

Забороняється встановлення вогнегасників будь-яких типів безпосередньо в обігрівачів, гарячих трубопроводів та обладнання для виключення їх нагрівання понад допустимі температури.

Асбестове полотно, повсть, кошма повинні розміщуватися тільки в тих місцях, де їх необхідно застосовувати для захисту окремого обладнання від вогню або ізоляції від іскор та вогнищ загоряння при аварійній ситуації.

Забороняється використання пожежної техніки для господарських, виробничих та інших потреб, не пов'язаних із гасінням пожежі або навчанням добровільних пожежних формувань об'єкта, робітників та службовців.

При аваріях та стихійних лих, не пов'язаних із пожежами, застосовувати пожежну техніку допускається за спеціально узгодженим планом або дозволом органів Державного пожежного нагляду.

Пересувна пожежна техніка (мотопомпи та пожежні машини), що знаходиться в розрахунку ДПФ, повинна перебувати в спеціальних опалювальних приміщеннях та підтримуватися у готовності до роботи.

Не рідше одного разу на місяць повинна проводитися перевірка стану агрегатів із запуском двигуна, про що робиться запис у спеціальному журналі, що зберігається у приміщеннях, де встановлена ​​ця техніка.

Вибір типу вогнегасників, їх розміщення, експлуатація та проведення регламентних робіт з технічного обслуговування мають відповідати вимогам НПБ 166-97 “Пожежна техніка. Вогнегасники. Вимоги до експлуатації”.

Норми засобів пожежогасіння згідно з РД 153.-34.0-03.301-00 Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств представлені в таблиці:

Таблиця. 6. Норми засобів пожежогасіння

Аналіз шкідливих та небезпечних факторів

До небезпечних і шкідливих виробничих факторів при обслуговуванні та ремонті труб НКТ відносяться: шум, рухомі частини обладнання, пересувні вироби, гострі кромки, задирки та шорсткість на поверхнях заготовок, інструментів та обладнання, тепловиділення від електродвигунів, людей, сонця, аерозолі олії та емульсії, пари від охолодних рідин, металевий і наждачний пил, променисте тепло, пари олії та води, тощо.

Для забезпечення безпечних умов праці в цеху застосовуються різні заходи:

Повітряне опалення, поєднане із вентиляцією;

Захисні екрани та огорожі;

Електронна сигналізація;

Системи відеонагляду;

Засоби індивідуального захиступерсоналу (рукавиці, каски, окуляри, респіратори тощо)

Висновок

У даному дипломному проекті розглянуто проект цеху з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб НКТ, проведено аналіз виробничої діяльності ділянки з обслуговування та НКТ на підприємстві нафтового машинобудування, в частині опису стану з ремонтом НКТ, опису маркетингової стратегії розвитку даного сегменту ринку, організації виробничого процесу , розроблення технології ремонту НКТ, вибору інструменту, режимів обробки, типу обладнання, економічного обґрунтування впровадження нового обладнання чи технології, опису безпечних умов праці та екологічних вимог. Розроблено заходи щодо модернізації виробничого процесу. Усі запропоновані заходи обґрунтовані, розрахований загальний економічний ефект, який отримає підприємство у результаті реалізації.

У процесі роботи над цим курсовим проектом мною були отримані навички в галузі організації виробничого процесу на ділянці з обслуговування та ремонту НКТ, економічного обґрунтування запровадження нового обладнання. Досить глибоко вивчені область застосування НКТ, конструкція, причини відмов, сегмент ринку застосування НКТ тощо.

Список літератури

1. ГОСТ 633-80Труби насосно-компресорні та муфти до них.

2. ГОСТ 8732-75. Труби сталеві безшовні гарячедеформовані.

3. ТУ 14-161-158-95. Труби насосно-компресорні типу НКМ та муфти до них із удосконаленим вузлом ущільнення.

4. ТУ 14-161-159-95. Труби насосно-компресорні та муфти до них у холодостійкому виконанні.

5. ТУ 14-3-1032-81. Труби насосно-компресорні з термозміцненими кінцями.

6. ТУ 14-3-1094-82. Труби насосно-компресорні з протизадирним покриттям ущільнювачем різьби муфт.

7. ТУ 14-3-1352-85. Труби насосно-компресорні сталеві із вузлом ущільнення із полімерного матеріалу.

8. ТУ 14-3-1242-83. Труби насосно-компресорні та муфти до них, стійкі до сірководневого розтріскування.

9. ТУ 14-3-1229-83. Труби насосно-компресорні та муфти до них із покращеною ходимістю в експлуатаційних колонах похило спрямованих свердловин.

10. ТУ 14-3-999-81. Труби насосно-компресорні з покращеною ходимістю в експлуатаційних колонах похило спрямованих свердловин (зовнішній діаметр 73мм, товщина стінки 5,5 та 7мм).

11. ПБ 08-624-03 Правила безпеки у нафтовій та газовій промисловості.

12. Сароян А.Є., Щербюк Н.Д., Якубовський Н.В. та ін.

Труби нафтового сортаменту. Довідкове керівництво. Вид. 2, перероб. та дод. За ред. Сарояна А.Е.. М., "Надра", 1976. 504 с.

13. Ішмурзін А.А. Обладнання та інструменти для підземного ремонту, освоєння та збільшення продуктивності свердловин: Навч. допомога. - Уфа: Вид-во УДНТУ, 2003. -225 с.

14. РД 39-0147014-217-86 «Інструкція з експлуатації насосно-компресорних труб»

15. РД 39-136-95 «Інструкція з експлуатації насосно-компресорних труб»

16. В.М. Івановський, В.І. Дарищев, А.А.Сабіров В.С.Каштанов, С.С.Пекін – Обладнання для видобутку нафти та газу. М.: З-во «Нафта та газ РГУ нафти та газу ім. І.М.Губкіна», 2002

17. Л.Г.Чічеров та ін. – Розрахунок та конструювання нафтопромислового обладнання. М: З-во «Надра». 1987

18. Мельников Г.І., Вороненко В.П. Проектування механозбірних цехів. - М: Машинобудування, 1990. - 352 с.

19. Чарнко Д.В., Хабаров Н.М. Основи проектування механозбірних цехів. - М: Машинобудування, 1975.-352 с.

20. БНіП 2.04.05-91 *. Опалення, вентиляція та кондиціювання. - М.: Будвидав, 1996.

21. СН і П 23-05-95 «Природне та штучне освітлення»

22. Єрьомкін А.І. Тепловий режим будівель

23. Волков О.Д. Проектування вентиляції промислової будівлі. – Харків: Вища школа, 1989.

24. Кабишев А.В., Обухів С.Г. Розрахунок та проектування систем електропостачання

25. РД 153.-34.0-03.301-00 Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств

26. НПБ 166-97 “Пожежна техніка. Вогнегасники. Вимоги до експлуатації”.

27. НПБ 160-97 “Кольори сигнальні. Знаки пожежної безпеки. Види, розміри, загальні технічні вимоги.

28. ОНТП 09-93 Норми технологічного проектування підприємств машинобудування, приладобудування та металообробки. Ремонтно-механічні цехи.

29. Непомнящий Є.Г. Інвестиційне проектування. Уч. допомога. -Таганрог, 2003

30. Стародубцева В.К. Економіка підприємства. - М: Ексмо, 2006

31. Титов В.І. Економіка підприємства. Підручник - М: Ексмо, 2008

Кількість обладнання визначається обсягом продукції, що випускається. Для виконання операцій із п.п. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (див. таблицю 3.6) передбачено автоматизоване обладнання.

Цех обладнано автоматизованою транспортно-накопичувальною системою, що забезпечує транспортування труб між технологічним обладнанням та створення міжопераційних заділів, а також автоматизованою комп'ютерною системою обліку випуску труб "АСУ-НКТ" з можливістю ведення паспортизації труб.

Розглянемо обладнання цеху:

МЕХАНІЗОВАНА ЛІНІЯ МИЙКИ ТРУБ

Призначена для очищення та миття внутрішньої та зовнішньої поверхонь НКТ перед їх ремонтом та підготовкою для подальшої експлуатації.

Миття здійснюється високонапірними струменями робочої рідини, при цьому досягається необхідна якість миття НКТ без підігріву робочої рідини, за рахунок швидкісного динамічного впливу струменів. Як робоча рідина застосовується вода без хімічних добавок.

Мийці можуть піддаватися НКТ, що мають парафіно-нафтові забруднення та відкладення солей при засміченні каналу труби до 20% площі.

Дозволяється миття з підвищеним об'ємом забруднення при зниженні продуктивності лінії.

Відпрацьована робоча рідина проходить очищення, оновлення складу та знову подається в камеру миття. Передбачено механізоване видалення забруднень.

Лінія працює в автоматичному режимі з керуванням від програмованого командо-контролера.

Переваги:

• - досягається висока продуктивність та необхідна якість миття без підігріву робочої рідини, забезпечується економія енерговитрат;
• - не відбувається коагуляція і злипання забруднень, що видаляються, знижуються витрати на їх утилізацію та очищення обладнання;
• - покращуються екологічні умови процесу очищення НКТ за рахунок зменшення виділення шкідливих парів, аерозолів та тепла, що призводить до покращення умов праці працюючих.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5...10,5

Кількість НКТ, що одночасно миються, шт. 2

Тиск миючої рідини, МПа до 25

Насоси високого тиску:

• - виконання антикорозійне з керамічними плунжерами
• - кількість робітників 2шт.
• - кількість резервних 1шт.
• - продуктивність насоса, м 3/година 10

Матеріал миючих форсунок твердий сплав

Потужність, що споживається, кВт 210

Місткість баків відстійника та видаткового, м 3 50

Габаритні розміри, мм 42150 6780 2900

Маса, кг 37000

КАМЕРА СУШКИ ТРУБ

Призначена для сушіння НКТ, що надходять у камеру після операції миття або гідровипробувань.

Сушіння здійснюється гарячим повітрям, що подається під напором з торця труби, що проходить по всій довжині, з подальшою рециркуляцією та частковим очищенням від пар води.

Підтримка температури здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Температура сушіння, єС 50...60; Час сушіння, хв 15

Потужність калорифера нагрівача, кВт 60, 90

Кількість повітря, що відводиться, м 3 /годину 1000

Кількість повітря, що рециркулюється, м 3 /година 5000

Характеристика НКТ

• - Зовнішній діаметр, мм 60, 73, 89
• - Довжина, мм 5500 ... 10500

Габаритні розміри, мм 11830 1800 2010

Маса, кг 3150

ВСТАНОВЛЕННЯ МЕХАНІЧНОГО ЗАЧИЩЕННЯ ТРУБ

Призначена для механічного очищення внутрішньої поверхні НКТ від випадкових твердих відкладень, не віддалених під час миття труб, при їх ремонті та відновленні.

Очищення виконується спеціальним інструментом (підпружиненим скребком), що вводиться на штанзі в канал труби, що обертається, з одночасною продуванням стисненим повітрям. Передбачається відсмоктування продуктів обробки.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм

• - Зовнішній 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5 - 10,5

Кількість одночасно оброблюваних НКТ, прим. 2 (з будь-яким поєднанням довжин труб)

Швидкість робочої подачі інструменту, м/хв 4,5

Частота обертання труби (Ж73мм), мін-155

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Витрата повітря на продування труб, л/хв 2000

Сумарна потужність, кВт 2,6

Габаритні розміри, мм 23900×900×2900

Маса, кг 5400

ВСТАНОВЛЕННЯ ШАБЛОНУВАННЯ

Призначена для контролю внутрішнього діаметра та кривизни НКТ при їх ремонті та відновленні.

Контроль здійснюється проходженням контрольної оправки з розмірами ГОСТ 633-80, що вводиться на штанзі в отвір труби. Робота установки здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм

• - Зовнішній 60,3; 73; 89
• - Внутрішній 50,3; 59; 62; 75,9

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5 – 10,5

Зовнішній діаметр шаблонів (ГОСТ633-80), мм 48,15; 59,85; 56,85; 72,95

Зусилля проштовхування шаблону, Н 100 - 600

Швидкість переміщення шаблону, м/хв 21

Потужність приводу переміщення, кВт 0,75

Габаритні розміри, мм 24800 600 1200

Маса, кг 3000

АВТОМАТИЗОВАНА ЛІНІЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ

Призначена для неруйнівного контролю електромагнітним методом НКТ з муфтами при ремонті та відновленні, із сортуванням їх за групами міцності. Управління виконується програмованим командо-контролером. До складу лінії входить установка дефектоскопії "УРАН-2000М". насосний компресорний труба ремонт

Порівняно з існуючим обладнанням лінія має низку переваг.

В автоматичному режимі здійснюється:

• - найбільш комплексна дефектоскопія та контроль якості труб та муфт;
• - сортування та підбір за групами міцності НКТ та муфт;
• - Отримання достовірних показників якості як вітчизняних, так і імпортних НКТ за рахунок використання в системі контролю приладу визначення хімскладу матеріалу;
• - Визначення меж дефектних ділянок труби.

Технічні характеристики:

Продуктивність лінії, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5...10,5

Кількість контрольних позицій 4

Швидкість переміщення НКТ, м/хв 20

Тиск стисненого повітря у пневмосистемі, МПа 0,5 - 0,6

Сумарна потужність, кВт 8

Габаритні розміри, мм 41500×1450×2400

Маса, кг 11700

Контрольовані параметри:

• - суцільність стінки труби;
• - групи міцності труби та муфти ("Д", "К", "Е"), визначення хімскладу матеріалу;
• - Товщинометрія стінки труби за ГОСТ 633-80.

Маркування здійснюється лакофарбовим матеріалом за інформацією на моніторі установки дефектоскопії.

Дані контролю можуть передаватися до автоматичної системи обліку випуску та паспортизації труб.

ВСТАНОВЛЕННЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ НАСОСНО-КОМПРЕСОРНИХ ТРУБ І МУФТ "УРАН-2000М"

Установка працює у складі автоматизованої лінії дефектоскопії та призначена для перевірки якості НКТ за такими показниками:

• - Наявність порушень суцільності;
• - Контроль товщини стінки труби;
• - Розсортування за групами міцності "Д", "К", "Е" труб та муфт.

Склад установки:

• - вимірювальний контролер;
• - робочий стіл контролера;
• - датчик контролю групи міцності труби; пультом керування та індикацією
• - датчик контролю групи міцності муфти; (Монітором);
• - комплект датчиків дефектоскопії;

• - монітор пристрою індикації;
• - комплект датчиків товщинометрії;
• - Програмне забезпечення;
• - блок обробки сигналів;
• - комплект робочих зразків;
• - контролер пристрою індикації;

Установка працює у таких режимах:

Контроль порушень суцільності (дефектоскопія) згідно з ГОСТ 633-80;

Контроль за товщиною стінки труби за ГОСТ 633-80;

Контроль хімічного складу муфти та труби;

Контроль групи міцності муфти та НКТ за ГОСТ 633-80;

Виведення результатів на пристрій індикації з можливістю виведення на друк;

Технічна характеристика:

Швидкість контролю, м/сек 0,4

Продуктивність установки, труб/година 40

Характеристика труб, що ремонтуються, мм

Діаметр 60,3; 73; 89; довжина 5500...10500

Загальні технічні характеристики:

Базові процесори контролера - 486 DХ4-100 та Pentium 100;

Оперативна пам'ять (ОЗП) – 16 Мб;

Накопичувач на гнучкому магнітному диску (НГМД) – 3.5I, 1.44 Мб;

Накопичувач на жорсткому магнітному диску (НЖМД) – 1.2 Гб;

Живлення від мережі змінного струму частотою 50 Гц;

Напруга – 380/220 В; Потужність - 2500 ВА;

Час безперервної роботи – не менше 20 годин;

Середнє напрацювання на відмову - не менше 3000 годин;

Стійкість до механічних впливів згідно з ГОСТ 12997-76.

ВЕРСТАН МУФТОДОВЕРТКОВИЙ

Верстат призначений для догвинчування та відгвинчування муфт гладких НКТ. Догвинчування проводиться з контролем заданого моменту, що крутить (залежно від розміру труби).

Верстат вбудовується в токарну ділянку ремонту НКТ, але може бути використаний автономно за наявності транспортних засобів, що забезпечують завантаження-розвантаження труб.

Управління верстатом здійснюється програмованим командо-контролером.

Переваги:

• - конструктивна простота;
• - простота та зручність переналагодження на режими догвинчування або

відгвинчування та розмір труби;

Можливість транспортування труб крізь шпиндель та патрон.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 40

Діаметр труб/зовнішній діаметр муфт, мм 60/73; 73/89; 89/108

Частота обертання шпинделя, хв -1 10

Максимальний момент, що крутить, НЧм 6000

Привід шпинделя електромеханічний

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Габаритні розміри, мм 2740×1350×1650

Маса, кг 1660

ВСТАНОВЛЕННЯ ГІДРОВИПРОБУВАННЯ

Призначена для випробування внутрішнім гідростатичним тиском на міцність та герметичність НКТ з нагвинченими муфтами під час їх ремонту та відновлення.

Герметичність випробуваної порожнини здійснюється за різьбленнями НКТ та муфти. Робоча зона установки при випробуваннях закрита захисними підйомними екранами, що дозволяє вбудовувати її в технологічні лінії без спеціалізованого боксу.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера.

Переваги:

• - підвищена якість контролю відповідно до ГОСТ 633-80;
• - надійність роботи установки, передбачається промивання каналу труби від залишків стружки;
• - надійний захиствиробничого персоналу за значної економії виробничих площ.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Випробувальний тиск, МПа до 30

Робоча рідина вода

Час витримки НКТ під тиском, с. 10

Частота обертання заглушки та НКТ при звинчуванні, мін-1180

Розрахунковий момент згвинчування НЧм 100

Тиск повітря у пневмосистемі, МПа 0.5

Сумарна потужність, кВт 22

Габаритні розміри, мм 17300 6200 3130

Маса, кг 10000

ВСТАНОВЛЕННЯ ВИМІРУ ДОВЖИНИ

Призначена для вимірювання довжини НКТ з муфтами та отримання інформації щодо кількості та сумарної довжини НКТ при формуванні пакетів НКТ після їх ремонту.

Вимірювання проводиться за допомогою каретки, що переміщається, має датчик і перетворювач переміщень.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера. Схема вимірювання довжини труби згідно з ГОСТ633-80;

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Зовнішній діаметр НКТ, 60,3 мм; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Похибка вимірювання, мм +5

Дискретність вимірювання, мм 1

Швидкість переміщення каретки, м/хв 18,75

Потужність приводу переміщення каретки, Вт 90

Габаритні розміри, мм 12100 840 2100

Маса, кг 1000

ВСТАНОВЛЕННЯ КЛЕЙМЕННЯ

Призначена для маркування НКТ після їхнього ремонту.

Маркування наноситься на відкритий торець труби муфти методом послідовного видавлювання знаків. Зміст маркування (змінюється за бажанням програмно): порядковий номер труби (3 цифри), дата (6 цифр), довжина труби см. (4 цифри), група міцності (одна з букв Д, К, Е), шифр підприємства (1 , 2 знаки) та інші за бажанням користувача (всього 20 різних знаків).

Установка вбудовується в ділянки по ремонту труб, що мають обладнання для дефектоскопії та вимірювання довжини труб, при цьому обмін інформацією та таврування труб здійснюється в автоматичному режимі роботи за допомогою програмованого контролера.

Переваги:

• - забезпечується велика кількість інформації та гарне її читання, у тому числі на трубах у штабелях;
• - Хороша якість маркування, т.к. таврування виконується на механічно обробленій поверхні;
• - збереження маркування під час експлуатації труб;
• - просте та багаторазове видалення старого маркування при ремонті труб;
• - у порівнянні з маркуванням на утворювальній трубі виключаються необхідність зачистки труби та небезпека виникнення мікротріщин.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ згідно з ГОСТ 633-80, мм 60, 73, 89; Довжина НКТ, м до 10,5

Висота шрифту згідно з ГОСТ 26.008 - 85, мм 4

Глибина відбитка, мм 0,3...0,5

Інструмент тавра твердосплавні ГОСТ 25726-83 з доробкою

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Габаритні розміри, мм 9800 960 1630; Маса, кг 2200

АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА ОБЛІКУ ТРУБ ДЛЯ ЦЕХУ РЕМОНТУ НКТ

Призначений для цехів з потоковими лініями ремонту НКТ за операціями за допомогою командоконтролерів.

За допомогою персональних комп'ютерів, об'єднаних у локальну мережу з контролерами, виконуються функції:

• - облік пакетів НКТ, що надходять, в ремонт;
• - Формування змінно-добових завдань на запуск пакетів НКТ в обробку;

Поточний облік проходження труб за найважливішими операціями потоку, облік ремонту.