Структура и длительность циклов капитального и текущего ремонта

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 7Следующая ⇒

Некоторых типов нефтепромыслового оборудования

№ пп

Оборудование

Рабочая среда

Структура ремонтных циклов

Длительность циклов (маш-час)

Капитального ремонта

Текущего ремонта

Станки-качалки

Сырая нефть

К 14 ТК

54 000

3600

Насосы центробежные: - типа ЦН - типа ЦНС - типа К

К 5 ТК К 5 ТК К 7 ТК

19 440 17 280 17 280

3240 2880 2160

Насосы поршневые: -типа 9 МГр - типа НГР 250/50

К 7ТК К 7ТК

17 280 17 280

2160 2160

Резервуары стальные

Ремонт по тех состоянию

25 920

Насосы центробежные: - типа ЦН - типа ЦНС - типа К

Сырая сернистая нефть

К 5 ТК К 3ТК К 3ТК

12960 8640 8640

2160 2160 2160

Насосы поршневые: - типа 9 МГр - типа НГР 250/50

К 8ТК К 5ТК

12 960 8 640

1440 1440

Резервуары стальные

Ремонт по тех состоянию

8640

Насосы центробежные: - типа ЦН - типа ЦНС - типа К

Пресная вода

К 7ТК К 6ТК К 6ТК

23 040 20 160 20 160

2880 2880 2880

Насосы поршневые - типа 9 МГр-61

К 3ТК

8640

2160

Примечание: К - капитальный ремонт;

Т – текущий ремонт.

Организация технического обслуживания и ремонта нефтепромыслового оборудования по фактическому техническому состоянию

Одним из путей повышения эффективности использования оборудования является применение системы технического обслуживания и ремонта нефтепромыслового оборудования по фактическому техническому состоянию, позволяющей снизить удельные эксплуатационные затраты при полном использовании ресурса деталей.

Сущность технического обслуживания и ремонта оборудования по фактическому техническому состоянию заключается в том, что ремонтные работы производятся только при снижении прогнозируемых параметров до предельно допустимого значения, т.е. используется принцип предупреждения отказов с обеспечением максимально возможной наработки изделий при минимальных эксплуатационных затратах. При этом проводятся работы по техническому обслуживанию с регламентированной периодичностью в соответствии с фактическим состоянием оборудования.

Организация технического обслуживания и ремонта по фактическому состоянию предполагает периодический или непрерывный мониторинг оборудования для обеспечения заданного уровня надежности и работоспособности в соответствии с установленными правилами по определению режимов и регламента диагностирования оборудования, и принятию решений по изменению его фактического состояния в зависимости от полученной информации. При этом рассматривается не только мгновенное состояние объекта, но и тренд измеряемых величин, позволяющего определять время очередного обслуживания или ремонта.

Применение системы ТО и Р, ориентированной на состояние объекта должно обеспечивать:

- остановку оборудования или системы только при необходимости, исходя из предотвращения аварийной ситуации или экономической целесообразности;

- замену деталей и узлов при достижении предельного износа или отклонения рабочих параметров оборудования за допустимые пределы;

- техническое обслуживание объекта ( по возможности: регулировку, балансировку, центровку элементов, замену быстроизнашивающихся деталей и т.д);

- определение слабого узла машины, лимитирующего время между обслуживанием или ремонтом, и выдачи рекомендаций по повышению его надежности;

- объективный контроль качества выполнения ремонта, монтажа, регулировок.

Реализация структурной схемы ТО и Р по фактическому состоянию с контролем параметров требует:

- выбора минимально достаточного числа контролируемых параметров для получения обоснованной информации о состоянии объекта диагностирования на текущий момент времени;

- обоснование области допустимых изменений контролируемых параметров;

- разработку алгоритмов и программ диагностирования технического состояния объекта;

- создание условий и технических средств диагностирования для оперативного распознавания и выявления неисправностей на основе автоматизированной системы контроля.

Основой такого вида ТО и Р является техническое диагностирование (ТД) и прогнозирование состояния объекта. Периодичность диагностического контроля может быть жесткой или гибкой. При жесткой системе последовательность проверок регламентируется и остается неизменной в процессе всего времени эксплуатации. При гибкой – межконтрольная наработка определяется в ходе диагностического процесса и принимается на основе анализа результатов предыдущего контроля и прогнозных оценок. Для обеспечения достаточной надежности оборудования величина межконтрольной наработки не должна превышать наработки на отказ наиболее слабого узла объекта. Прогнозирование выполняют при непрерывном контроле для определения времени, в течение ко

торого сохранится работоспособное состояние, а при периодическом контроле для определения момента времени следующего контроля. Результаты диагностирования и контроля являются основой для принятия решений о необходимости ТО и ремонта, времени проведения и объеме, а также планирования очередного диагностического контроля.

Реализация ТО и Р по фактическому состоянию связана с затратами на диагностирование и прогнозирование, поэтому одним из условий применения метода является также преобладание у данного вида оборудования постепенных и предупреждаемых отказов над внезапными и не предупреждаемыми отказами.

Экзаменационный билет № 4

1.Классификация фонтанных арматур, схемы и область применения.

Фонтанная арматура – это фланцевое соединение разнообразных соединительных устройств, запорных устройств, тройников, крестовин и других. Фланцевое соединение, при обустройстве арматуры, уплотняется путем прокладывания металлических прокладок из стали с низким содержанием углерода. Данное кольцо вкладывается в специальные выемки во фланцах, в свою же очередь фланцы стягиваются между собой болтами.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным признакам [9, 34]:

1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют арматуру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа;

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм. Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин;

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые. На рис. 3.3 представлены схемы арматуры. Боковые отводы в этих видах арматуры при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками;

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные. На рис. 3.3 показана фонтанная арматура для однорядного подъемника;

5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на нефтяных скважинах, а краны — на газовых.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арматуры одним из следующих способов:

· промывка — замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более легкую, например, глинистого раствора на воду, воды — на нефть;

· продавливание сжатым газом (воздухом) — насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности;

· аэрация — замена жидкости в скважине на газожидкостную смесь.

Фонтанная елка, дает возможность отобрать продукты скважины, жидкость и газ, который поступает в манифольд. Также данная елка следит за тем, чтобы контролировался процесс фонтанной арматуры целиком.

Её закрепляют на трубной головке. Кроме этого, она несет в себе следующие задачи. Прежде всего, она контролирует давление. Сюда же входит контроль над температурными скачками и проведение необходимых технологических проверок и различных исследований.

Также осуществляется контроль и отвод продуктов скважины в промышленный трубопровод.

С учётом большого давления, фонтанную арматуру, конструкция и назначение которой описаны выше, как часть довольно важного промышленного оборудования, арматуру проверяют на выносливость в процессе давления, которое в полтора или в пару раз выше давления, указанного в эксплуатационном паспорте.

Фонтанная арматура, прежде всего, предназначена для придания герметичности устью скважины, а так же для контроля работы последней. Фонтанная арматура несет в себе выполнение следующих задач:

Удержание в подвешенном состоянии насосно-компрессорных труб, которые опущены в скважину
Герметизация труб, затрубного пространства
Фонтанная арматура обеспечивает управление рабочими режимами скважины, работу скважины в непрерывном режиме
Контроль над состоянием, измерение параметров, скважины, как во внутренней части, так и внешней.

· Арматура фонтанная имеет следующие назначения. С ее помощью происходит обвязка одного или нескольких трубопроводов, происходят контролирующие процессы и управление потоками среды в скважине. Так же с помощью фонтанной арматуры выполняют герметизирующие работы на скважине и проводят отводы для выкидной линии. Таким образом, использование данного оборудования имеет большое значение и влияет на продуктивность всей работы по прокладыванию трубопроводов.

·
Как правило, использование фонтанной арматуры необходимо в определенных условиях, например, когда при больших нагрузках, которые создаются при избыточном давлении. Или в тех случаях, когда в скважине возможно агрессивное воздействие таких веществ как сероводород, вода минерального характера либо воздействие углекислого газа.

· Нередко использование фонтанной арматуры происходит при сильных абразивных нагрузках, когда вода в больших количествах смешана с фракциями разных пород. При использовании фонтанной арматуры важно учитывать то, что данное вспомогательное оборудование должно иметь очень высокие прочностные характеристики и долговечность. Основными видами работ, при которых происходит применение данного оборудования, являются прокладывание нефтяных трубопроводов и при добыче газа.

Фонтанная арматура является многофункциональным устройством. Довольно часто ее применяют для обвязки труб. Таким образом, гораздо легче управлять и контролировать процессами, которые происходят в скважине. Также она подходит для проводки отводов выкидных линий. Без нее сложно обойтись при прокладке трубопроводов. При этом неважно, какой тип работ проводится.

Фонтанная арматура для скважин является незаменимым элементом. Она обеспечивает ей герметизацию. Также применяется для того, чтобы сформировать отвод продукции или регулировать дебит, образовавшийся в скважине. Позволяет получить доступ к ее забою.

Обязательной процедурой при функционировании любой скважины является забор проб. Важно, чтобы для этого не требовалось останавливать основной процесс, менять давление и температуру. Фонтанная арматура позволяет это выполнить легко и быстро.

Кроме этого, стоит отметить, что подобное устройство хорошо использовать, если создано избыточное давление в системе. При этом оно образуется под влиянием больших нагрузок. Также она подходит для конструкций, где преобладают агрессивные среды. Она хорошо справляется с наличием в воде большого количества соединений, имеющих разную породу.

Фонтанная арматура достаточно прочна и долговечна. Это важное ее достоинство, которое благоприятно влияет на весь процесс производства. Она повышает его эффективность. Если говорить о самом распространенном применении подобных устройств, то это газовая и нефтяная промышленность. С помощью фонтанной арматуры прокладываются трубопроводы.

Фонтанная арматура бывает разных видов. Они определены государственным стандартом. Выделяют тройниковую, двухрядную, однорядную и с кранами. Первая по своей конфигурации похожа на фронтальную елку. Вторая определяется рядами насосных элементов на конструкции. Третья нашла свое применение при оборудовании скважин для добычи и нефти.

Также выделяют разные типы фонтанной арматуры в зависимости от конструктивных особенностей и степени прочности. Обвязка может отличаться по рабочему давлению и размеру сечения ствола, которое отвечает за проход. При выборе подобной детали стоит учесть и материал, из которого она изготовлена. Это играет важную роль при использовании. Если среда использования пожароопасна, то стоит отдать предпочтение элементам из чугуна. Типовые схемы фонтанной арматуры изображены на фото, которое приведено ниже.

Производство данной конструкции регулируется на государственном уровне. Есть ряд требований, которым она должна отвечать. В противном случае не будет допущена к эксплуатации. В основном для ее соединения применяют тройниковый и крестовой типы схемы.

Сама конструкция состоит из нескольких основных деталей. К ним относят трубную головку, фонтанную елку, запорное устройство, которое оборудовано управлением ручного типа и дросселями. Каждый элемент выполняет свою роль. В итоге получается прочная и надежная деталь.

Фонтанная арматура очень важна в подобных системах, так как она препятствует проникновению в окружающую среду и почву того, что содержится в трубопроводе. В основном это газ или нефть. Они окажут пагубное влияние, если выйдут.

2.Подъёмные установки и лебёдки.

В настоящие время в нефтедобывающей промышленности используются в основном два вида подземных агрегатов для подземного, капитального ремонта и бурения скважин. Стационарные и передвижные, предназначенные для выполнения спуско-подъёмных операций, подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб при ремонтных работах, проводимых на скважине.

В свою очередь передвижные подъёмные агрегаты на базе гусеничных или автомобильных шасси.

Остановимся на общих принципах устройства и действия подъёмных устройств для КРС и ПРС. Основные узлы и параметры подъёмных устройств и принципы их действия при СПО в КРС и ПРС.

В последние годы промышленность выпускает самоходные агрегаты на гусеничном и пневматическом ходу в связи с освоением месторождений в Западной Сибири и севере Урала.

Агрегаты применяемые при ремонте скважин делятся по назначению и по конструкции шасси.

Агрегаты с грузоподъемностью до 40 тонн используются в ПРС; Агрегаты с грузоподъемностью более 40 тонниспользуются в КРС;

Гусеничное шасси: Бакинец-ЗМ, Азинмаш-43, УПТ-32, УПТ-50, А-50, Колесное автомобильное шасси: Азинмаш-37, А-50, АКРО-80; А-50М.

Схематическое устройство и принцип действия агрегатов для СПО:

Существуют подъемники для бурения и ремонта скважин с применением гибких труб (колтюбинговая технология).

- каната на лебедке от 19,5 до 25мм

Индикатор веса устанавливают на мертвом конце троса.

Уклон подъемника, в установленном состоянии, не более 3-5

Вторая секция мачты поднимается с помощью лебедки

Азинмаш-43

Подъёмник 1БА-15

Подъемник 1Б А-15 применяется для установки мачты в вертикальное положение. Этот подъемник служит для бурения артезианских скважин.

Для того, чтобы талевый блок не бился о верхний конец мачты применяют специальное предохранительное устройство - противозатаскиватель.

Принцип действия: при подъеме талевого блока на "опасную высоту" противозатаскиватель включает тормоза двигателя лебедки.

В подъемниках до 40 тонн толщина каната19-22,5 мм

В подъемниках более 40 тонн толщина каната 25 мм

Рисунок поперечного среза каната:

Сердечник (из волокна для впитывания масла)

Пряди каната

Зависимость скорости подъема труб от их массы:

№ Передачи	I	II	III	IV
Масса (тонны)

Чем больше вес труб, тем меньше скорость подъема труб

Схема оснастки лебедки:

АПР (аппарат подземного ремонта скважин)

Гидро-ротор - используется для вращения колонны труб.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 797; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!