Технологический процесс ремонта насосно-компрессорных труб. Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту нкт Виды ремонта насосно компрессорных труб

Изобретение относится к области горному делу, а именно к технике и технологии восстановления изношенных стальных насосно-компрессорных труб (НКТ БУ). Технический результат заключается в повышении коррозионной стойкости и несущей способности отремонтированных труб за счет их лейнирования. Способ включает радиационный контроль, очистку наружной и внутренней поверхностей труб от отложений и загрязнений, визуальный и приборный контроль качества, нарезание и контроль качества резьбы, испытание гидравлическим давлением, наворачивание муфт и предохранительных деталей, маркировку и упаковку труб в пакеты. Особенностью изобретения является то, что во внутреннюю полость трубы, предназначенной для ремонта, вводят тонкостенную электросварную трубу - лейнер, с предварительно нанесенным на ее наружную поверхность клеем-герметиком, а затем их подвергают совместному волочению в режиме раздачи путем протягивания оправки через внутреннюю полость лейнера. 1 табл.

Изобретение относится к области ремонта изделий из сталей и сплавов, бывших в эксплуатации, а именно к технике и технологии восстановления изношенных стальных насосно-компрессорных труб (НКТ).

В процессе эксплуатации НКТ подвергаются коррозионному и эрозионному износу, а также механическому истиранию. В результате воздействия на НКТ указанных факторов на их наружной и особенно внутренней поверхности образуются различные дефекты, в том числе изъязвления, каверны, риски, задиры и т.п., которые приводят к потере несущей способности труб, поэтому дальнейшее их использование по прямому назначению без соответствующего ремонта невозможно. В некоторых случаях и ремонт НКТ существующими способами не дает положительного результата из-за больших размеров дефектов.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ ремонта насосно-компрессорных труб, разработанный ОАО «Татнефть», изложенный, например, в «Положении о порядке контроля качества, реставрации и отбраковке насосно-компрессорных труб».

Этот способ получил широкое применение во всех нефтяных компаниях России.

Известный способ ремонта НКТ устанавливает определенный порядок выполнения технологических операций восстановительного ремонта и технические требования к качеству НКТ, бывших в употреблении (НКТ БУ) и подлежащих ремонту. Восстановительный ремонт осуществляется в следующей последовательности: радиационный контроль труб; очистка их внутренней и наружной поверхности от асфальтовых, солевых, парафинистых отложений (АСПО), продуктов коррозии и других загрязнений; визуальный контроль; шаблонирование; дефектоскопия физическими методами; нарезание и контроль качества резьбы на концах труб (при необходимости); наворачивание муфт; измерение длины труб; испытание гидравлическим давлением; маркировка; упаковка и отправка труб потребителям. Основные технические требования к качеству труб, бывших в эксплуатации, направляемых на ремонт, устанавливают нормы к кривизне труб и ограничения к общему и локальному их износу. Дефекты и пороки НКТ БУ должны быть не более таких, при которых обеспечивается минимальная остаточная толщина стенки труб, указанная в таблице 1.

Если на поверхности отдельных участков трубы имеются недопустимые дефекты с размерами, превышающими допускаемые, то такие участки трубы вырезаются, но длина оставшейся части трубы должна быть не менее 5,5 м.

Недостатками указанного способа ремонта НКТ являются:

Существенное ограничение объемов НКТ БУ, направляемых на восстановительный ремонт из-за наличия недопустимых дефектов;

Необходимость отрезки части НКТ с недопустимыми дефектами (такие трубы или части труб утилизируются в металлолом);

Пониженный эксплуатационный ресурс отремонтированных НКТ БУ по сравнению с новыми НКТ.

Задачей заявляемого технического решения является повышение коррозионной стойкости и несущей способности изношенных насосно-компрессорных труб за счет их лейнирования, что позволит увеличить объем ремонтопригодных труб и использовать их по прямому назначению взамен закупки и использования новых НКТ. В настоящее время на замену изношенных насосно-компрессорных труб нефтяные компании России ежегодно направляют около 200 тыс.т труб.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ включает изготовление лейнера (трубы) по специальным техусловиям, нанесение на наружную поверхность лейнера и внутреннюю поверхность НКТ БУ герметизирующего материала, введение лейнера в НКТ БУ, его раздачу, создание условий для полимеризации герметизирующего материала преимущественно на эпоксидной основе.

В качестве лейнера используется сварная или бесшовная труба из черных, цветных металлов или сплавов, обладающих повышенной коррозионной стойкостью. Наружный диаметр лейнера определяется по формуле D лн =D вн.нкт - , где D лн - наружный диаметр лейнера; D вн.нкт - фактический внутренний диаметр НКТ БУ с учетом реального их износа; - кольцевой зазор между внутренним диаметром НКТ БУ и наружным диаметром лейнера. Зазор определяется исходя из практического опыта свободного введения лейнера во внутреннюю полость НКТ БУ, как правило, он колеблется в пределах 2-5 мм. Толщина стенки лейнера определяется из технической возможности его изготовления с минимальным значением и из экономической целесообразности его применения.

Пример 1. Как указано в описании к прототипу, для восстановления НКТ БУ ремонт осуществляется в следующей последовательности: радиационный контроль; очистка труб от АСПО, обработку; визуальный и приборный контроль качества; обработка концов труб с нарезанием резьбы и наворачиванием муфт; испытание гидравлическим давлением. Статистический анализ показал, что таким способом ремонта можно восстановить до 70% НКТ БУ, остальные трубы утилизируются в металлолом. НКТ БУ после ремонта показали, что их эксплуатационный ресурс на 15-25% меньше, чем у новых НКТ.

Пример 2. Трубы НКТ БУ, не отвечающие техническим требованиям, регламентированных существующей технологией (прототип) и указанных в табл.1, подвергли ремонту в следующей последовательности: радиационный контроль; очистка труб от АСПО, включая дробеструйную обработку. Визуальным и приборным контролем установили наличие каверн, задиров и изношенных частей на внутренней поверхности, выводящих толщину стенки НКТ БУ за пределы максимально допустимого отклонения. На опытных НКТ БУ в разных местах по длине сверлением были выполнены сквозные отверстия диаметром 3 мм. В качестве лейнера использовались сварные тонкостенные трубы из коррозионностойкой стали наружным диаметром 48 мм с толщиной стенки 2,0 мм. На наружную поверхность лейнера и внутреннюю поверхность НКТ БУ наносился герметизирующий материал толщиной 2 мм. На переднем и заднем концах НКТ БУ изготовлялись раструбы, введением в НКТ БУ конусной оправки соответствующих размеров и формы. На одном конце лейнера также выполнялся раструб с таким расчетом, чтобы внутренняя поверхность раструба заднего конца НКТ БУ плотно сопрягалась с наружной поверхностью раструба лейнера. Лейнер вводился в НКТ БУ с зазором между наружным его диаметром и внутренним диаметром НКТ БУ, равным около 2,0 мм. НКТ БУ с введенным в нее лейнером устанавливались в люнеты приемного стола волочильного стана. Протягиванием оправки через внутреннюю полость лейнера осуществлялось совместное деформирование (раздача) лейнера и НКТ БУ. Рабочая цилиндрическая часть оправки выполнялась с таким расчетом, чтобы наружный диаметр НКТ БУ после лейнирования увеличивался на 0,3-0,5% от его фактического диаметра до лейнирования. Протягивание оправки через совмещенные лейнер и НКТ БУ осуществлялось с помощью тяги, на одном конце которой закреплялась оправка, а другой конец устанавливался в захватах тянущей тележки волочильного стана. После раздачи лейнера и НКТ БУ осуществлялась полимеризация герметизирующего материала при температуре цеха. Все трубы опытной партии выдержали испытания на внутреннее давление в соответствии с ГОСТ 633-80. Стендовые испытаний НКТ БУ после указанного ремонта показали увеличение эксплуатационного ресурса в 5,2 раза по сравнению с новыми НКТ. Ремонтопригодность НКТ БУ повысилась по сравнению с прототипом и составила 87,5%.

Технический результат от применения заявляемого объекта заключается в повышении коррозионной стойкости и несущей способности изношенных НКТ БУ, увеличении объема восстановления НКТ БУ за счет повышения их ремонтопригодности. Экономический результат заключается в снижении затрат на обслуживание нефтяных скважин за счет использования НКТ БУ после ремонта по прямому назначению вместо приобретения дорогостоящих новых НКТ, увеличении надежности и долговечности биметаллических НКТ за счет придания трубам высокой коррозионной стойкости, обеспечиваемой коррозионной стойкостью материала лейнера.

Предварительные исследования доступной патентной и научно-технической литературы по фонду Уральского Государственного Технического Университета, г.Екатеринбург показали, что совокупность существенных признаков предлагаемого изобретения является новой и ранее не использовались на практике, что позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критериям «новизна» и «изобретательский уровень», а его промышленную применимость считаем целесообразной и технически осуществимой, что вытекает из полного его описания.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ ремонта бывших в употреблении насосно-компрессорных труб (НКТ БУ), включающий радиационный контроль, очистку наружной и внутренней поверхностей труб от отложений и загрязнений, визуальный и приборный контроль качества, нарезание и контроль качества резьбы, испытание гидравлическим давлением, наворачивание муфт и предохранительных деталей, маркировку и упаковку труб в пакеты, отличающийся тем, что во внутреннюю полость трубы, предназначенной для ремонта, вводят тонкостенную электросварную трубу - лейнер с предварительно нанесенным на ее наружную поверхность клеем-герметиком, а затем их подвергают совместному волочению в режиме раздачи путем протягивания оправки через внутреннюю полость лейнера.

Этот способ получил широкое применение во всех нефтяных компаниях России.

Недостатками указанного способа ремонта НКТ являются:

Пониженный эксплуатационный ресурс отремонтированных НКТ БУ по сравнению с новыми НКТ.

В качестве лейнера используется сварная или бесшовная труба из черных, цветных металлов или сплавов, обладающих повышенной коррозионной стойкостью. Наружный диаметр лейнера определяется по формуле D лн =D вн.нкт -Δ, где D лн - наружный диаметр лейнера; D вн.нкт - фактический внутренний диаметр НКТ БУ с учетом реального их износа; Δ - кольцевой зазор между внутренним диаметром НКТ БУ и наружным диаметром лейнера. Зазор определяется исходя из практического опыта свободного введения лейнера во внутреннюю полость НКТ БУ, как правило, он колеблется в пределах 2-5 мм. Толщина стенки лейнера определяется из технической возможности его изготовления с минимальным значением и из экономической целесообразности его применения.

Введение

1. Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

2. Техническая часть

2.1 Назначение, техническая характеристика НКТ

2.2 Устройство и применение НКТ

2.3 Применение НКТ

2.4 Характерные отказы НКТ

2.5 Расчёт НКТ на прочность

2.6 Характеристика цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

2.7 Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

2.8 Внедрение нового оборудования для обслуживания и ремонта НКТ

3. Экономическая часть

3.1 Расчет экономического эффекта внедрения нового оборудования

3.2 Расчет экономической эффективности проекта

3.3 Сегментация рынка данной отрасли

3.3.1 Маркетинговая стратегия

3.3.2 Стратегия на развитие услуги

4 Безопасность жизнедеятельности

4.1Вредные и опасные факторы производства

4.2 Методы и средства защиты от вредных и опасных факторов

4.3 Инструкции по технике безопасности и охране труда для работника цех по обслуживанию и ремонту НКТ

4.4 Расчет освещения и вентиляции

4.5 Экологическая безопасность

4.6 Пожарная безопасность

5 Заключение

6 Список литературы

Аннотация

В данной дипломной работе проведен анализ производственной деятельности участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения, в части описания состояния с ремонтом НКТ, описания маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка, организации производственного процесса, разработки технологии ремонта НКТ, выбора инструмента, режимов обработки, типа оборудования, экономического обоснования внедрения нового оборудования или технологии, описания безопасных условий труда и экологических требований. Разработаны мероприятия по модернизации производственного процесса. Все предложенные мероприятия обоснованы, рассчитан общий экономический эффект, который получит предприятие в результате их реализации.

Введение

Рано или поздно в жизни любой насосно-компрессорной трубы (если она еще не рассыпалась от коррозии) наступает день, когда ее эксплуатация уже невозможна по причине сужения внутреннего диаметра или частичного разрушения резьбы. На переднем крае борьбы с вредными отложениями на НКТ и коррозией находятся нефтедобывающие компании. Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобывающие компании либо отправляют такие трубы в лом, либо удаляют из НКТ все отложения и заново нарезают резьбу с помощью специального оборудования в составе ремонтных комплексов.

Различные варианты оснащения таких цехов на ремонтных базах нефтедобывающих компаний предлагают несколько российских предприятий - НПП «Техмашконструкция» (Самара), «УралНИТИ» (Екатеринбург), Игринский трубно-механический завод (Игра) и др.

В России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не везде. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ – от самых примитивных до весьма совершенных.

Данный дипломный проект является учебным документом, выполненным по учебному плану на завершающем этапе обучения в высшем учебном заведении. Это самостоятельная выпускная комплексная квалификационная работа, главной целью и содержанием которой является проектированиеучастка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

Работа предусматривает решение маркетинговых, организационно-технических и экономических вопросов, защиты окружающей среды и охраны труда.

Также, в работе ставится задача изучения и решения научно-технических проблем, имеющих важное производственное значение для развития современных технологий в области нефтяного машиностроения.

В процессе работы над дипломным проектом студент обязан проявить максимум творческой инициативы и быть ответственным за содержание, объем и форму выполняемой работы.

Целью данного дипломного проекта является разработка проектаучастка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

К задачам проекта относятся:

Описание состояния проблемы;

Описание маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка;

Описание конструктивных особенностей НКТ;

Описание производственного процесса, технологии ремонта НКТ, инструмента, оборудования;

Разработка и экономическое обоснование комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности производственного процесса.

Описания безопасных условий труда и экологических требований

1.Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Защита насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) резко увеличивает срок их службы. Лучше всего это достигается применением труб с покрытиями, однако многие нефтедобытчики предпочитают «старый добрый» металл, игнорируя успехи российских новаторов.

Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобытчики применяют разные способы удаления АСПО, в первую очередь химический (ингибирование, растворение) как наименее затратный. С определенной периодичностью в затрубное пространство закачивается раствор кислоты, которая смешивается с нефтью и удаляет новообразования АСПО на внутренней поверхности НКТ. Химическая чистка также нейтрализует коррозионное разрушающее воздействие на трубу сероводорода. Такое мероприятие не мешает добыче нефти, а состав ее после реагирования с кислотой меняется незначительно.

Кислотная и другие виды обработки НКТ, конечно, применяются для их текущей очистки на скважине, но ограниченно - в России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями».

Помимо химического метода очистки труб, иногда используется механический (скребками, опускаемыми на проволоке или штангах). Другие методы, а это депарафинизация с помощью волнового воздействия (акустического, ультразвукового, взрывного), электромагнитный и магнитный (воздействие на флюид магнитными полями), тепловой (прогрев НКТ горячей жидкостью или паром, электротоком, термохимическая депарафинизация) и гидравлический (штуцированиесечений трубопроводов для инициации выделения газовой фазы - специальными и гидроструйными устройствами) применяются еще реже ввиду их относительной дороговизны.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ – от самых примитивных до весьма совершенных, а значит, они востребованы. При сильном загрязнении или повреждении НКТ коррозией (в случае если нефтедобывающая компания не имеет соответствующего оборудования для их восстановления) трубы отправляются на ремонт в специализированную компанию. Трубы, не удовлетворяющие требованиям технических условий и не имеющие соответствующих параметров, отбраковываются. Пригодные для ремонта трубы подвергаются отрезке резьбовой части, которая изнашивается сильнее всего. Нарезается новая резьба, навинчивается новая муфта и маркируется. Восстановленные трубы увязываются в пакет и отправляются поставщику.

Существуют различные технологии восстановления и ремонта НКТ. К наиболее современным относится технология восстановления и ремонта НКТ по технологии нанесения на резьбу твёрдого слоя специального антизадирного покрытия (НТС).

Ремонт НКТ по технологии НТС осуществляется в соответствии с (ТУ 1327-002-18908125-06) и обеспечивает сокращение совокупных затрат на содержание фонда НКТ в 1,8 – 2 раза за счет:

Восстановления резьбы у 70% труб без отрезания резьбовых концов и укорачивания тела трубы;

Сокращения в 2-3 раза объемов закупки новых НКТ за счет повышения ресурса восстановленных труб и сокращения отходов ремонтной деятельности.

2.Техническая часть

2.1 Назначение, техническая характеристика НКТ

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спускоподъемных работ.

Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

Проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

Достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

Требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

С высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРI 5СТ;

Гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

Гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87;

Гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

Гладкие, гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

По требованию заказчика трубы с узлом уплотнения из полимерного материала могут изготавливаться с повышенной пластичностью и хладостойкостью. По соглашению сторон трубы могут изготовляться коррозионностойкими для сред с низким содержанием сероводорода.

Условный наружный диаметр: 60; 73; 89; 114мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0мм

Группы прочности: Д, К, Е

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 73 и 89мм поставляются с треугольной резьбой (10 ниток на дюйм) или трапециидальной (НКМ, 6 ниток на дюйм) резьбой.

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 60 и 11 мм поставляются с треугольной резьбой.

Длина труб:

Исполнение А: 9,5 – 10,5м.

Исполнение Б: 1 группа: 7,5 – 8,5м; 2 группа: 8,5 – 10м.

По требованию трубы могут изготовляться – до 11,5м.

Для выпуска насосно-компрессорных труб используются бесшовные горячедеформированные трубы.

Перед нарезкой резьбы, насосно-компрессорные трубы проверяются магнитоиндукционным прибором неразрушающего контроля.

Геометрические размеры, масса труб по ГОСТ 633-80. По требованию заказчика трубы могут изготовляться с отличительной маркировкой групп прочности труб по ТУ 14-3-1718-90. Проводятся обязательные испытания: на сплющивание, на растяжение, гидродавление.

Трубы могут также изготовляться по следующим ТУ:

ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при солянокислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60С. Трубы изготовляются из стали марок: 20; 30; ЗОХМА. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное растрескивание в соответствии с NACE TM 01-77-90.

ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения. Трубы гладкие, высокогерметичные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом управления, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Группа прочности Д. Методы испытаний по ГОСТ 633-80.

ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении. Трубы гладкие, высокогерметичные группы прочности Е, предназначены для обустройства газовых месторождений северных районов Российской Федерации. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость. Остальные методы испытаний по ГОСТ 633-80.

API 5CT групп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 с нанесением монограммы (лиц. 5CT-0427).

Таблица.1. Насосно-компрессорные стальные трубы ГОСТ 633-80 - Сортамент

Таблица.2.Насосно-компрессорные трубы. Механические свойства

2.2 Устройство и применение НКТ.

Конструктивно насосно-компрессорные трубы представляют собой непосредственно трубу и муфту, предназначенную для их соединения. Также существуют конструкции безмуфтовых насосно-копрессорных труб с высаженными наружу концами.

Рис.1.Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней - (НКМ)

Рис.2.Гладкая насосно-компрессорная труба и муфта к ней

Рис.3.Насосно - компрессорная труба с высаженными наружу концами и муфта к ней- (В)

Рис.4.Насосно - копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами – НКБ

Рис. 5 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства

2.3 Применение НКТ

Наиболее распространённое применение НКТ в мировой практике нашло при штанговом насосном способе добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 633-80, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

Рис. 2.3 Скважинная штанговая насосная установка (УСШН)

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

2.4 Характерные отказы НКТ

Одной из характерных особенностей современной нефтегазодобычи является тенденция к ужесточению режимов эксплуатации скважинного оборудования, в том числе и трубных колонн. Трубы нефтяного сортамента, прежде всего насосно-компрессорные (НКТ) и нефтепроводные, в процессе эксплуатации особенно интенсивно подвергаются коррозионно-эрозионному воздействию агрессивных сред и различным механическим нагрузкам.

По данным промысловой статистики, доступным на сегодняшний день, количество аварий с НКТ в ряде случаев достигает 80% от общего числа аварий скважинного оборудования. При этом затраты на ликвидацию неблагоприятных последствий коррозионных разрушений составляют до 30% от затрат на добычу нефти и газа.

Рис. 2.4 Распределение отказов с НКТ по видам

В большинстве случаях «доминирующими» – порядка 50%, являются отказы НКТ, связанные с резьбовым соединением (разрушение, потеря герметичности и т.д.). По данным Американского нефтяного института (API) по причине разрушения резьбовых соединений количество аварий НКТ составляет 55%. На рис..3.4 представлена диаграмма распределения отказов с НКТ по видам.

Это свидетельствует об актуальности проблемы повышения коррозионной стойкости и долговечности труб нефтяного сортамента. Приобретая насосно-компрессорные трубы (НКТ), потребитель, главным образом, интересуется их сроком службы, способностью противостоять воздействию эксплуатационной среды. При этом большое значение уделяется резьбовому соединению – паре «труба-муфта».

Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

Несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

Неудовлетворительного качества труб;

Повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов;

Применения несоответствующего или неисправного оборудования и инструмента;

Нарушения технологии проведения спуско-подъемных операций или износа резьбы при многократном свинчивании - развичивании;

Усталостного разрушения по последней нитке резьбы, находящейся в сопряжении;

Применения в колонне элементов или соединений, не соответствующих техническим условиям и стандартам;

Действия определенных усилий и факторов, обусловленных особенностями способа эксплуатации скважин (вибрацией колонны, истиранием ее внутренней поверхности штангами и т.п.).

Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего агрегата.

Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент свинчивания для гладких труб.

Для фонтанного и глубиннонасосного способов добычи наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы колонны, а во втором - с периодическим удлинением колонны и большими растягивающими усилиями.

Негерметичность резьбовых соединений под воздействием внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

Повреждением или износом резьбы;

Нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций;

Применением труб, не соответствующих условиям эксплуатации и способу добычи;

Неправильным выбором смазки.

Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации месторождений.

2.5 Расчёт НКТ на прочность

Прочностной расчёт насосно-компрессорных труб (НКТ):

По страгивающей нагрузке

Под страгивающей нагрузкой резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в её поперечном сечении и без среза резьбы в её основании.

Где D ср - средний диаметр тела трубы под резьбой в её основной плоскости, м

σ т – предел текучести для материала труб, Па

D внр – внутренний диаметр трубы под резьбой, м

В – толщина тела трубы под резьбой, м

S- номинальная толщина трубы, м

α – угол профиля резьбы для НКТ по ГОСТ 633-80 α = 60º

φ – угол трения, для стальных труб = 9º

I– длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет

Р max = gLq+ Mg

Где q– масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м. Если Р ст < Р max , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Р ст i определяется предельная нагрузка Р пр

n 1 – запас прочности (для НКТ допускается n 1 = 1,3 – 1,4)

D н, D вн – наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного и внутреннего давления дополнительно к осевым σо действуют радиальные σ rи кольцевые σ к напряжения.

σ r = -Р в или σ r = -Р н

Где Р в и Р н соответственно внутреннее и наружное давление. По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

σ э = σ 1 – σ 3 ,

где σ 1 , σ 3 соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

σ э = σ о + σ r при σ о > σ к > σ r

σ э = σ к + σ r при σ к > σ о > σ r

σ э = σ о + σ к при σ о > σ r > σ к

Из рассмотренных случаев следует, что при Р н > Р в максимально возможная длина пускаемой колонны будет меньше, и ее определяют по формуле:

Где n 1 – запас прочности = 1,15

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение σ m , а по ним – амплитуду симметричного цикла (σ а). Зная (σ -1) – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения – сжатия определяют запас прочности:

Где σ -1 – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения – сжатия

к σ – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали

Ψ σ – коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31МПа при испытании в атмосфере и 16МПа – в морской воде. Коэффициент Ψ σ – 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности σ n – 370…550Мпа и Ψ σ – 0,11…0,14 – для материалов с σ n – 650…750МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой.

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если допускаемая критическая нагрузка Р кр > Р уст n ус,

Где

3,5 – коэффициент, учитывающий защемление колонны НКТ в пакере

J– момент инерции поперечного сечения трубы . D н, D вн – наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящий из секций разного диаметра, в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры d нкт.λ – коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости,

q– масса одного погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/мD обс.вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м.Если выполняется неравенство Р уст > РI max – происходит зависание труб в скважине, где РI max – предельная нагрузка, действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб.При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет рения их об осадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае, если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины

Р 1;оо = λ Iqζ 1;оо

Где ζ 1;оо = ,

α – параметр зависания

ƒ – коэффициент трения НКТ об осадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно принимать ƒ = 0,2)

r– радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной

I– длина колонны, для скважин в пределе I= Н

Если увеличивать длину колонны, то α → ∞, ζ 1;оо → 1/α и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

При свободном верхнем конце колонны НКТ (I= Н) нагрузка, передаваемая НКТ на забой:

Р 1,о = λ qН ζ 1;о

Где ζ 1;о =

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

Где F 0 – площадь опасного сечения труб, м 2

W 0 – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м 3

Р 1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН

σ m – предел текучести материала труб, МПа

n– запас прочности, принимаемый равным 1,35.

2.6 Характеристика цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ обеспечивает полный цикл ремонта и восстановления насосно-компрессорных труб с повышением ресурса их работы.

В составе цеха:

Линии мойки и дефектоскопии;

Установка механической очистки;

Станки для нарезания резьбы;

Станок муфтоотверточный

Установка гидроиспытаний;

Установки измерения длины и клеймения;

Транспортно-накопительная система и сортировка НКТ;

Установка для отрезки дефектных участков труб;

Автоматическая система учета выпуска и паспортизации труб "АСУ-НКТ";

Оборудование для ремонта и восстановления муфт.

Общие технические характеристики цеха:

Расчетная производительность, труб/часдо 30

Условный диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм60,3; 73; 89;

Длина НКТ, мм5500 ... 10500

Таблица 2.6 Основные технологические операции по обслуживанию и ремонту НКТ:

№ п/п	Наименование операций	Характеристика техпроцесса	Наименование оборудования	Размеры в плане, мм (Кол.)	Общая площадь, м 3
	Мойка и очистка НКТ от смолопарафинов и солевых отложений Сушка горячим воздухом Автоматизированная зачистка торцов муфт, считывание маркировки Механическая зачистка внутренней поверхности труб Шаблонирование Дефектоскопия и сортировка по группам прочности, автоматическое нанесение технологической маркировки Отвертывание муфт Автоматическая отрезка дефектных участков трубы Механическая обработка Контроль геометрии резьбы Навертывание новых муфт Гидроиспытание Сушка горячим воздухом Измерение длины трубы Клеймение Установка транспортных заглушек на резьбы Формирование пакетов труб заданного количества или длины с сортировкой по группам прочности Ведение учета выпуска и паспортизации НКТ	Рабочая жидкость - вода, Давление воды - до 23,0; 40 МПа Температура воды – цеховая Температура 70°...80°С Данные считывания передаются в АСУ НКТ Скорость вращения труб 80 - 100 об/мин Контроль шаблоном согласно ГОСТ 633-80 Контролируемые параметры: сплошность материала трубы, толщинометрия; разбраковка труб и муфт по группам прочности, определение границ дефектных участков трубы Мкр до 6000 кГм Отрезка биметаллической пилой 2465×27×0,9 (мм) Нарезка резьбы по ГОСТ 633-80 С электронным контролем крутящего момента Давление 30,0 МПа Температура 70°...80°С Измеряется длина труб, общая длина в пакете, число труб Нанесение клейма вдавливанием, до 20 знаков на торце муфты Конструкция заглушек определяется Заказчиком Количество и длина труб определяется установкой по п.14 Присвоение идентификационных номеров трубам, ведение компьютерных паспортов	Автоматизированная линия мойки, система оборотного водоснабжения Камера сушки Установка механической зачистки Установка зачистки Установка шаблонирования с автоматическим определением длины забракованных участков Автоматизированная линия дефектоскопии, с системой "Уран- 2000М", "Уран-3000". Автоматический маркиратор с промышленным струйным принтером. Станок муфтодоверточный Станок ленточно-отрезной с механизацией Токарный станок трубонарезной типа РТ (Тип станка уточняется с Заказчиком) Муфтодоверточный станок Установка гидроиспытания* Камера сушки Установка измерения длины Установка клеймения с программным управлением Стеллаж с накопителем Система АСУ НКТ и паспортизации	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 особо загрязнённых НКТ (вводятся дополнительные операции перед операцией п.1) 1. Нефтепарафины
Предварительная очистка труб с любой степенью загрязнённости	Выдавливание нефтепарафинов при помощи штанги. Температура нагрева трубы 50° С	Установка предварительной очистки НКТ с индукционным нагревом.
2. Твёрдые солевые отложения
2.1. Предварительная очистка внутренней поверхности труб от солевых отложения ударно-вращательным способом 2.2. Чистовая мойка труб	Рабочий инструмент - буровая коронка, ударник Окончательная очистка внутренней поверхности трубы спрейерным способом. Давление воды - до 80 МПа.	Установка предварительной очистки внутренней поверхности труб. Установка мойки и чистовой очистки труб
Ремонт муфт**
	Чистовая мойка отвернутых муфт горячим моющим раствором Механическая очистка резьбы Колтроль геометрии резьбы Зачистка торца муфты, удаление старой маркировки Термодиффузионное цинкование	Температура 60...70° С Частота вращения щетки - до 6000 мин. Предусмотрена подача СОЖ Контролируются геометрические параметры резьбы согласно ГОСТ, сортировка "годен-брак" Глубина удаляемого слоя - 0,3 ... 0,5 мм Обработка в печи с цинкосодержащей смесью (толщина слоя - 0,02мм). Полировка, пассивирование, сушка горячим воздухом (температура - 50 ...60°С)	Установка механизированной мойки Полуавтоматическая установка очистки резьбы Токарный станок Барабанная печь "Дистек", калориферная сушилка

* - по согласованию с заказчиком поставляется оборудование на давление до 70 МПа.

** - группа прочности муфт определяется на автоматизированной линии дефектоскопии НКТ или на отдельной установке, поставляемой по согласованию с заказчиком.

Ремонт насосно-компрессорных труб производится по следующейнормативно–технической документации:

ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним»; - РД 39-1-1151-84 «Технические требования на разбраковку насосно- компрессорных труб;- РД 39-1-592-81 «Типовая технологическая инструкция по подготовке к эксплуатации и ремонту насосно-компрессорных труб в цехах Центральных трубных баз производственных объединений МИННЕФТЕПРОМА»; - РД 39-2-371-80 «Инструкция по приемке и хранению бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в трубных подразделениях производственных объединений Министерства нефтяной промышленности»; - РД 39-136-95 «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб»; - Технические требования Заказчика по ремонту НКТ;- Другая нормативно-техническая документация, согласованная с Заказчиком.

Расчёт производственной площади цеха

Производственная площадь цеха рассчитывается по формуле:

F цех = К п ƒ об,

где ƒ об – суммарная площадь горизонтальной проекции технологического оборудования и организационной оснастки, ƒ об =558,57м 2

К п – коэффициент плотности расстановки оборудовании, для механических цехов, К п =4

F цех =4×558,57=2234,28м 2

Шаг колонн выберем 18м×18м. Таким образом. Фактическая площадь цеха составит 2592м 2 .

2.7 Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Количество оборудования определяется объемом выпускаемой продукции. Для выполнения операций по п.п. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (см. таблицу 3.6) предусмотрено автоматизированное оборудование.

Цех оборудован автоматизированной транспортно-накопительной системой, обеспечивающей транспортировку труб между технологическим оборудованием и создание межоперационных заделов, а также автоматизированной компьютерной системой учета выпуска труб "АСУ-НКТ" с возможностью ведения паспортизации труб.

Рассмотрим оборудование цеха:

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ЛИНИЯ МОЙКИ ТРУБ

Предназначена для очистки и мойки внутренней и наружной поверхностей НКТ перед их ремонтом и подготовкой для дальнейшей эксплуатации.

Мойка осуществляется высоконапорными струями рабочей жидкости при этом достигается необходимое качество мойки НКТ без подогрева рабочей жидкости, за счет скоростного динамического воздействия струй. В качестве рабочей жидкости применяется вода без химических добавок.

Мойке могут подвергаться НКТ, имеющие парафино-нефтяные загрязнения и отложения солей при засорении канала трубы до 20% площади.

Допускается мойка с повышенным объемом загрязнения при снижении производительности линии.

Отработанная рабочая жидкость проходит очистку, обновление состава и снова подается в камеру мойки. Предусмотрено механизированное удаление загрязнений.

Линия работает в автоматическом режиме с управлением от программируемого командо-контроллера.

Преимущества:

Достигается высокая производительность и необходимое качество мойки без подогрева рабочей жидкости, обеспечивается экономия энергозатрат;

Не происходит коагуляция и слипание удаляемых загрязнений, снижаются затраты на их утилизацию и очистку оборудования;

Улучшаются экологические условия процесса очистки НКТ за счет уменьшения выделения вредных паров, аэрозолей и тепла, что приводит к улучшение условий труда работающих.

Технические характеристики:

Диаметр обрабатываемых НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина обрабатываемых НКТ, м 5,5 ... 10,5

Количество одновременно моющихся НКТ, шт. 2

Давление моющей жидкости, МПа до 25

Насосы высокого давления:

Исполнение антикоррозионное с керамическими плунжерами

Количество рабочих 2шт.

Количество резервных 1шт.

Производительность насоса, м 3 /час 10

Материал моющих форсунок твердый сплав

Потребляемая мощность, кВт 210

Емкость баков отстойника и расходного, м 3 50

Габаритные размеры, мм 42150 × 6780 × 2900

Масса, кг 37000

КАМЕРА СУШКИ ТРУБ

Предназначена для сушки НКТ, поступающих в камеру после операции мойки или гидроипытаний.

Сушка осуществляется горячим воздухом, подаваемым под напором с торца трубы, проходящим по всей длине, с последующей рециркуляцией и частичной очисткой от паров воды.

Поддержание температуры осуществляется автоматически.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 30

Температура сушки, ºС 50 ... 60; Время сушки, мин 15

Мощность калорифера нагревателя, кВт 60, 90

Количество отводимого воздуха, м 3 /час 1000

Количество рециркулируемого воздуха, м 3 /час 5000

Характеристика НКТ

Наружный диаметр, мм 60, 73, 89

Длина, мм 5500 ... 10500

Габаритные размеры, мм 11830 × 1800 × 2010

Масса, кг 3150

УСТАНОВКА МЕХАНИЧЕСКОЙ ЗАЧИСТКИ ТРУБ

Предназначена для механической очистки внутренней поверхности НКТ от случайных твердых отложений, не удаленных при мойке труб, при их ремонте и восстановлении.

Очистка выполняется специальным инструментом (подпружиненным скребком), вводимым на штанге в канал вращающейся трубы, с одновременной продувкой сжатым воздухом. Предусматривается отсос продуктов обработки.

Технические характеристики:

Диаметр обрабатываемых НКТ, мм

Наружный 60,3; 73; 89

Длина обрабатываемых НКТ, м 5,5 - 10,5

Количество одновременно обрабатываемых НКТ, шт. 2 (с любым сочетанием длин труб)

Скорость рабочей подачи инструмента, м/мин 4,5

Частота вращения трубы (Ж73мм), мин-1 55

Давление сжатого воздуха, МПа 0,5 ... 0,6

Расход воздуха на продувку труб, л/мин 2000

Суммарная мощность, кВт 2,6

Габаритные размеры, мм 23900 × 900 × 2900

Масса, кг 5400

УСТАНОВКА ШАБЛОНИРОВАНИЯ

Предназначена для контроля внутреннего диаметра и кривизны НКТ при их ремонте и восстановлении.

Контроль осуществляется прохождением контрольной оправки с размерами по ГОСТ 633-80, вводимой на штанге в отверстие трубы. Работа установки осуществляется в автоматическом режиме.

Технические характеристики:

Производительность установки, труб/час до 30

Диаметр контролируемых НКТ, мм

Наружный 60,3; 73; 89

Внутренний 50,3; 59; 62; 75,9

Длина контролируемых НКТ, м 5,5 - 10,5

Наружный диаметр шаблонов (по ГОСТ633-80), мм 48,15; 59,85; 56,85; 72,95

Усилие проталкивания шаблона, Н 100 - 600

Скорость перемещения шаблона, м/мин 21

Мощность привода перемещения, кВт 0,75

Габаритные размеры, мм 24800 × 600 × 1200

Масса, кг 3000

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ЛИНИЯ ДЕФЕКТОСКОПИИ

Предназначена для неразрушающего контроля электромагнитным методом НКТ с муфтами при ремонте и восстановлении, с сортировкой их по группам прочности. Управление производится программируемым командо-контроллером. В состав линии входит установка дефектоскопии "УРАН-2000М".

По сравнению с существующим оборудованием линия имеет ряд преимуществ.

В автоматическом режиме осуществляется:

Наиболее комплексная дефектоскопия и контроль качества труб и муфт;

Сортировка и подбор по группам прочности НКТ и муфт;

Получение достоверных показателей качества как отечественных, так и импортных НКТ за счет использования в системе контроля прибора определения химсостава материала;

Определение границ дефектных участков трубы.

Технические характеристики:

Производительность линии, труб/час до 30

Диаметр контролируемых НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина контролируемых НКТ, м 5,5 ... 10,5

Количество контрольных позиций 4

Скорость перемещения НКТ, м/мин 20

Давление сжатого воздуха в пневмосистеме, МПа 0,5 - 0,6

Суммарная мощность, кВт 8

Габаритные размеры, мм 41500 × 1450 × 2400

Масса, кг 11700

Контролируемые параметры:

Сплошность стенки трубы;

Группы прочности трубы и муфты ("Д", "К", "Е"), определение химсостава материала;

Толщинометрия стенки трубы по ГОСТ 633-80.

Маркировка осуществляется лакокрасочным материалом по информации на мониторе установки дефектоскопии.

Данные контроля могут передаваться в автоматическую систему учета выпуска и паспортизации труб.

УСТАНОВКА ДЕФЕКТОСКОПИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ И МУФТ "УРАН-2000М"

Установка работает в составе автоматизированной линии дефектоскопии и предназначена для проверки качества НКТ по следующим показателям:

Наличие нарушений сплошности;

Контроль толщины стенки трубы;

Рассортировка по группам прочности "Д", "К", "Е" труб и муфт.

Состав установки:

Измерительный контроллер;

Рабочий стол контролёра;

Датчик контроля группы прочности трубы; пультом управления и индикацией

Датчик контроля группы прочности муфты; (монитором);

Комплект датчиков дефектоскопии;

Монитор устройства индикации;

Комплект датчиков толщинометрии;

Программное обеспечение;

Блок обработки сигналов;

Комплект рабочих образцов;

Контроллер устройства индикации;

Установка работает в следующих режимах:

Контроль нарушений сплошности (дефектоскопия) по ГОСТ 633-80;

Контроль толщины стенки трубы по ГОСТ 633-80;

Контроль химического состава муфты и трубы;

Контроль группы прочности муфты и НКТ по ГОСТ 633-80;

Вывод результатов на устройство индикации с возможностью вывода на печать;

Техническая характеристика:

Скорость контроля, м/сек 0,4

Производительность установки, труб/час 40

Характеристика ремонтируемых труб, мм

Диаметр 60,3; 73; 89; длина 5500 ... 10500

Общие технические характеристики:

Базовые процессоры контроллера - 486 DХ4-100 и Pentium 100;

Оперативная память (ОЗУ) - 16 Мб;

Накопитель на гибком магнитном диске (НГМД) - 3.5I, 1.44 Мб;

Накопитель на жестком магнитном диске (НЖМД) - 1.2 Гб;

Питание от сети переменного тока частотой 50 Гц;

Напряжение - 380/220 В; Потребляемая мощность - 2500 ВА;

Время непрерывной работы - не менее 20 часов;

Средняя наработка на отказ - не менее 3000 часов;

Устойчивость к механическим воздействиям по ГОСТ 12997-76.

СТАНОК МУФТОДОВЕРТОЧНЫЙ

Станок предназначен для довинчивания и отвинчивания муфт гладких НКТ. Довинчивание производится с контролем заданного крутящего момента (в зависимости от размера трубы).

Станок встраивается в токарный участок ремонта НКТ, но может быть использован автономно при наличии транспортных средств, обеспечивающих загрузку-разгрузку труб.

Управление станком осуществляется программируемым командо-контроллером.

Преимущества:

Конструктивная простота;

Простота и удобство переналадки на режимы довинчивания или

отвинчивания и на размер трубы;

Возможность транспортирования труб сквозь шпиндель и патрон.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 40

Диаметр труб / наружный диаметр муфт, мм 60/73; 73/89; 89/108

Частота вращения шпинделя, мин -1 10

Максимальный крутящий момент, Н×м 6000

Привод шпинделя электромеханический

Давление сжатого воздуха, МПа 0,5 ... 0,6

Масса, кг 1660

УСТАНОВКА ГИДРОИСПЫТАНИЯ

Предназначена для испытания внутренним гидростатическим давлением на прочность и герметичность НКТ с навинченными муфтами при их ремонте и восстановлении.

Герметичность испытываемой полости осуществляется по резьбам НКТ и муфты. Рабочая зона установки при испытаниях закрыта подъемными защитными экранами, что позволяет встраивать ее в технологические линии без специализированного бокса.

Работа установки осуществляется в автоматическом режиме с управлением от программируемого командо-контроллера.

Преимущества:

Повышенное качество контроля в соответствии с ГОСТ 633-80;

Надежность работы установки, предусматривается промывка канала трубы от остатков стружки;

Надежная защита производственного персонала при существенной экономии производственных площадей.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 30

Диаметр НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина НКТ, м 5,5 - 10,5

Испытательное давление, МПа до 30

Рабочая жидкость вода

Время выдержки НКТ под давлением, сек. 10

Частота вращения заглушки и НКТ при свинчивании, мин-1 180

Расчетный момент свинчивания Н×м 100

Давление воздуха в пневмосистеме, МПа 0.5

Суммарная мощность, кВт 22

Габаритные размеры, мм 17300 × 6200 × 3130

Масса, кг 10000

УСТАНОВКА ИЗМЕРЕНИЯ ДЛИНЫ

Предназначена для измерения длины НКТ с муфтами и получения информации по количеству и суммарной длине НКТ при формировании пакетов НКТ после их ремонта.

Измерение производится с помощью перемещающейся каретки, имеющей датчик и преобразователь перемещений.

Работа установки осуществляется в автоматическом режиме с управлением от программируемого командо-контроллера. Схема измерения длины трубы согласно ГОСТ633-80;

Технические характеристики:

Производительность установки, труб/час до 30

Наружный диаметр НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина НКТ, м 5,5 - 10,5

Погрешность измерения, мм +5

Дискретность измерения, мм 1

Скорость перемещения каретки, м/мин 18,75

Мощность привода перемещения каретки, Вт 90

Габаритные размеры, мм 12100 × 840 × 2100

Масса, кг 1000

УСТАНОВКА КЛЕЙМЕНИЯ

Предназначена для маркирования НКТ после их ремонта.

Маркировка наносится на открытый торец муфты трубы методом последовательного выдавливания знаков. Содержание маркировки (изменяется по желанию программно): порядковый номер трубы (3 цифры), дата (6 цифр), длина трубы в см. (4 цифры), группа прочности (одна из букв Д, К, Е), шифр предприятия (1, 2 знака) и другие по желанию пользователя (всего 20 различных знаков).

Установка встраивается в участки по ремонту труб, имеющие оборудование для дефектоскопии и измерения длины труб, при этом обмен информацией и клеймение труб осуществляется в автоматическом режиме работы, с помощью программируемого контроллера.

Преимущества:

Обеспечивается большое количество информации и хорошее ее чтение, в том числе на трубах в штабелях;

Хорошее качество маркировки, т.к. клеймение выполняется на механически обработанной поверхности;

Сохранность маркировки при эксплуатации труб;

Простое и многократное удаление старой маркировки при ремонте труб;

По сравнению с маркировкой на образующей трубы исключаются необходимость зачистки трубы и опасность возникновения микротрещин.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 30

Диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм 60, 73, 89; Длина НКТ, м до 10,5

Высота шрифта по ГОСТ 26.008 - 85, мм 4

Глубина отпечатка, мм 0,3 ... 0,5

Инструмент клейма твердосплавные ГОСТ 25726-83 с доработкой

Давление сжатого воздуха, МПа 0,5 ... 0,6

Габаритные размеры, мм 9800 × 960 × 1630; Масса, кг 2200

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УЧЕТА ТРУБ ДЛЯ ЦЕХА РЕМОНТА НКТ

Предназначена для цехов с поточными линиями ремонта НКТ по операциям с помощью командоконтроллеров.

С помощью персональных компьютеров, объединенных в локальную сеть с контроллерами, выполняются функции:

Учет поступающих пакетов НКТ в ремонт;

Формирование сменно-суточных заданий на запуск пакетов НКТ в обработку;

Текущий учет прохождения труб по важнейшим операциям потока, учет ремонта НКТ за сутки и сначала месяца;

Учет отгрузки пакетов НКТ с начала месяца;

Ведение статистики ремонта НКТ по заказчикам и скважинам;

Составление баланса обработки партии НКТ.

Техническое обеспечение системы:

1. ПЭВМ Рentium III в программном исполнении;

1-2 ПЭВМ Рentium III для руководства цеха;

1. ПринтерНРLaserjet (Printer/Copier/Seanner);

1. Источник бесперебойного питания. Сетевая арматура и кабели связи.

УСТАНОВКА ОЧИСТКИ НАСОСНЫХ ШТАНГ

Опытная установка очистки горячим воздухом от загрязнений буровых штанг после их эксплуатации на нефтепромыслах.

Очистка производится в процессе непрерывного протягивания штанги через блок форсунок, где происходит разогрев штанги до температуры плавления нефтерподуктов и сдувание их с поверхности штанги струей горячего сжатого воздуха.

Технические характеристики:

Производительность, шт/мин до 30

Скорость движения штанг (регулируемая), м/мин 2 ... 4

Давление воздуха с сети, МПа 0,6

Рабочая температура воздуха (регулируемая), °С 150 ... 400

Расход воздуха, м 3 /час 200

2.8 Внедрение нового оборудования для обслуживания и ремонта НКТ

На сегодняшний день разработаны различные технологии восстановления и ремонта НКТ, рассмотрим одну из них. Это технология восстановления и ремонта НКТ при помощи упрочнения и нанесения твёрдого антизадирного покрытия на резьбовые концы труб и муфт, так называемая технология НТС.

Технология «НТС» включает в себя операции:

Восстановление резьбы без отрезания концов НКТ;

Упрочнение резьбы;

Нанесение специальных покрытий на резьбу;

100% неразрушающий контроль 4 физическими методами.

Дополнительно к существующему оборудованию вводится станок ультразвуковой обработки, и агрегат нанесения антизадирного покрытия.

УЛЬТРАЗВУКОВОЙ СТАНОК МОДЕЛИ 40-7018.

Ультразвуковой станок модели 40-7018 используют для нарезания внутренней и наружной резьбы. В шпиндельную головку станка вмонтирован ультразвуковой преобразователь. При нарезании резьбы метчик одновременно с вращательным движением вокруг оси и поступательным вдоль оси совершает дополнительные колебания с частотой 18-24 кгц и амплитудой в несколько мкм. Для возбуждения колебаний используют ультразвуковой генератор УЗГ-10/22.

Технические характеристики:

Мощность ультразвукового преобразователя, кВт 2,5

Точночть обработки, мкм ± 15 мкм

Габаритные размеры, мм 2740 × 1350 × 1650

Масса, кг 1660

УСТАНОВКА ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ ПОКРЫТИЙ МЕТОДОМ ПЛАЗМЕННОГО НАПЫЛЕНИЯ.

Технические характеристики установки:

Выходное напряжение холостого хода - 400 В;

Максимальный ток нагрузки – 150 А;

Напряжение сети – 380 В;

Потребляемая мощность, макс. 40 кВт.

Габаритные размеры, мм 740 × 550 × 650

Вес источника тока 98 кг.

Таким образом, усовершенствованный технологический процесс восстановления и ремонта НКТ будет выглядеть следующим образом:

1. Очистка НКТ от асфальтосмолопарафинов (АСПО).

2. Механическая очистка наружной и внутренней поверхностей НКТ.

3. Шаблонирование НКТ.

4. Отвинчивание муфты НКТ.

5. Неразрушающий контроль тела НКТ (выявление дефектов продольной и поперечной ориентации в теле трубы и определение их координат, определение минимальной толщины стенки трубы, длины трубы, группы прочности трубы).

6. Отрезка дефектных концов НКТ, нарезка резьбы на трубонарезных станках с ПУ.

7. Восстановление и упрочнение резьбы ниппеля трубы.

8. Автоматизированный контроль калибрами резьбы ниппеля.

9. Восстановление и упрочнение резьбы муфты.

10. Автоматизированный контроль калибрами резьбы муфты.

11. Определение группы прочности муфты.

12. Нанесение антизадирного покрытия на резьбу трубы.

13. Навинчивание муфты.

14. Испытание НКТ гидростатическим давлением воды до 30МПа или до 70МПа с акустико-эмиссионным контролем.

15. Измерение длины НКТ и нанесение маркировочной надписи на трубу в соответствии с требованиями API, DIN, ГОСТ.

16. Консервация резьбовых элементов НКТ и установка на них предохранительных деталей.

3 . Экономическая часть

3.1 Расчет экономического эффекта внедрения нового оборудования

Ремонт НКТ по ресурсосберегающей технологии НТС осуществляется в соответствии с (ТУ 1327-002-18908125-06) и обеспечивает сокращение совокупных затрат на содержание фонда НКТ в 1,8 – 2 раза за счет:

Восстановления резьбы ниппеля и муфт у 70% труб без отрезания резьбовых концов и укорачивания тела трубы, благодаря ультразвуковой обработке ресурс упрочненной резьбы выше, чем новой;

Увеличения более чем в 10 раз (гарантии до 40 СПО для фондовой НКТ и свыше 150 СПО для технологической НКТ при условии соблюдения РД 39-136-95) ресурса износостойкости резьбы отремонтированных труб по сравнению с ресурсом резьбы новых труб;

Сокращения в 2-3 раза объемов закупки новых НКТ за счет увеличения срока эксплуатации НКТ после восстановления.

Таб. 3.1 Показатели экономической деятельности цеха по ремонту НКТ

Показатели	Годы			% соотношение 2009г. к 2007г. (в %)
Показатели	2007	2008	2009	% соотношение 2009г. к 2007г. (в %)
Количество отремонтированных насосно-компрессорных труб (НКТ), шт. в год	110 000	80 000	140 000	127
Выручка от реализации НКТ, тыс. руб.	3 740 000	2 720 000	4 760 000	127
Себестоимость выполненных работ, тыс. руб.	3 366 000	2 448 000	4 284 000	127
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	130 000	126 000	186 000	143
Фонд заработной платы, тыс. руб.	3 000	1 920	3 810	127
Среднесписочная численность работников, чел.	20	16	20	100
Прибыль от реализации услуг, тыс. руб.	374 000	272 000	476 000	127
Рентабельность реализации услуг, затраты на рубль товарной продукции	0,9	0,9	0,9	100

Основную прибыль предприятие получает за счет реализации товарной продукции, которая составляет количество отремонтированных насосно-компрессорных труб. Прибыль от реализации данной товарной продукции зависит от нескольких факторов: объёма реализации, себестоимости и уровня среднереализационных цен. Рассматривая результаты данной работы, необходимо отметить, что в течение нескольких лет цены как на продукцию, так и на материальные ресурсы, необходимые на производство этой продукции, могут изменяться. Но, если основная пропорция сохраняется, ввод коэффициентов инфляции необязателен.

Данные таблицы 3.1 показывают, что с 2007 по 2008 года количество отремонтированных труб снизилось на 30 тыс. штук. С введением нового оборудования в2009 году объем услуг увеличился до 140 тыс. штук в год, что составляет на 60 тыс. штук больше. Соответственно, и выручка от реализации данных услуг увеличилась за счет большего объема и составила в 2009 году 4760000 тыс. рублей, что на 2040000 тыс. рублей больше, чем в предыдущем году.

Сумма инвестиций, потраченных на новое оборудование, а также затраты на доставку, монтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства составили 60000 тыс. рублей, что увеличило сумму основных фондов.

Если на единицу продукции себестоимость осталась на прежнем уровне, то в целом на весь объем товарной продукции она увеличилась. Численность работников увеличилась незначительно и составила 20 человек.

Исходя из показателя рентабельности, который составляет соотношение прибыли от реализации продукции к себестоимости ее производства, данные работы приносят прибыль 10 %, а в суммовом варианте это составляет в 2009 году 476000 тыс. рублей, что на 204000 тыс. рублей больше, чем в 2008 году.

3.2 Расчет экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность – это соизмерение полученного эффекта с произведенными затратами. Численно эффективность выражается отношением величины получаемого эффекта к сумме затрат, определивших возможность получения этого эффекта. Оценка экономической эффективности капитальных вложений (единовременных затрат или инвестиций) производится по системе показателей. В данном случае, основными показателями являются цена услуг, прибыль до и после внедрения оборудования, прирост объема товарной продукции после внедрения, производительность труда после внедрения и прибыль на единицу товарной продукции.

Таблица 3.2 Показатели экономической эффективности

V 1 – количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в

год до внедрения

V 2 – количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в

год после внедрения

р – цена единицы продукции, р = 34 000 руб.

β 1 – выручка от реализации НКТ до внедрения, тыс. руб.

β 2 – выручка от реализации НКТ после внедрения, тыс. руб.

β 1 = V 1 × р

β 1 = 95000 × 34000 = 3230000

β 2 = V 2 × р

β 2 = 140000 × 34000 = 4760000

S 1 = себестоимость до внедрения, тыс. руб.

S 2 = себестоимость после внедрения, тыс. руб.

Р 1 = прибыль от реализации услуг до внедрения, Р 1 = 323000 тыс.руб.

Р 2 = прибыль от реализации услуг после внедрения, 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

И – стоимость оборудования, И = 60 000 тыс. руб.

r 1 – численность работников до внедрения, r 1 = 18 чел.

r 2 – численность работников до внедрения, r 2 = 20 чел.

t 1 – производительность труда до внедрения, шт.

t 2 – производительность труда до внедрения, шт.

шт.

Рост производительность труда рассчитывается, как разность между выработкой предприятия до и выработкой предприятия после внедрения нового оборудования.

t 2 – t 1 = 7000 – 5278 = 1722

Р ед.1 – прибыль на единицу продукции до внедрения, руб.

Р ед.2 – прибыль на единицу продукции после внедрения, руб.

Стоимость внедряемого оборудования составляет 60 000 тыс. руб.

И = 60000 тыс. руб.

Основной показатель, который лежит в основе данного экономического эффекта – это прирост объема производства, т.е. увеличение объема выпуска отремонтированных насосно-компрессорных труб на 45 000 штук в год.

V доп. – дополнительный объем продукции

V доп. = V 2 – V 1 = 45000 шт.

За счет увеличения объема, увеличилась и выручка от реализации на 1530 тыс. руб.

β ув. = β 2 – β 1

β ув. = 4760000 – 3230000 = 1530000

Соответственно, увеличилась и прибыль, так как количество работников практически не изменилось, и себестоимость на единицу осталась на прежнем уровне. До внедрения предприятие получало прибыль в сумме 323 000 тыс. руб. в год, а после внедрения – 476 000 тыс. руб. в год.

Р доп. = V доп. × р = 45000 × 3400 = 153 000 000

Р доп. – прибыль, полученная в результате увеличения объема

продукции

Таким образом, условногодовой экономический эффект от внедрения в первый год работы составляет дополнительную прибыль, полученную предприятием от дополнительного объема за минусом стоимости внедряемого оборудования с затратами за доставку, монтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства.

Э 1 = Р доп. – И

Э 1 = 153000 – 60000 = 93 000 тыс. руб.

Экономический эффект в последующие годы равен сумме дополнительной прибыли.

Э 2… = Р доп. = 153 000 тыс. руб.

Эффективность капитальных вложений достигается при условии, если расчетный коэффициент эффективности Е н больше либо равен нормативному коэффициенту эффективности Е н. Так как в расчете отсутствует нормативный коэффициент эффективности, вычисляем только расчетный Е н.

Где:р – цена единицы продукции

S ед – себестоимость единицы продукции

V 2 – количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в год после внедрения

И – стоимость инвестиций

Срок окупаемости инвестиций – это срок, за который можно возвратить инвестированные в проект средства, т.е. это период времени начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами от его осуществления.

Зная доходы от инвестиций в первый год работы оборудования, высчитываем срок окупаемости:

Где:Т р – срок окупаемости

И – стоимость инвестиций

Э 1 – доход в первый год

Таким образом, срок окупаемости данного проекта составляет меньше года.

3.3 Сегментация рынка данной отрасли

Когда трубы несколько лет назад стали дорожать, стало нецелесообразно покупать новые НКТ, дешевле было ремонтировать старые, поэтому наблюдался рост спроса на комплексы по очистке и ремонту НКТ. Сейчас металл подешевел с 45-50 тыс. руб. за тонну НКТ до 40-42 тыс. руб. Это не такое критичное снижение, но спрос на оборудование упал. Комплексный цех стоит около 130 млн. руб., его окупаемость при полной загрузке составляет 1-1,5 года в зависимости от уровня оплаты труда персонала. Ремонт одной НКТ обходится в 5-7 раз дешевле, чем закуп новой, а ресурс отремонтированной трубы – 80%. Вообще, ресурс работы НКТ зависит от глубины скважины, загрязненности нефти и т.п. В некоторых скважинах трубы стоят по 3-4 месяца, и их уже надо доставать, в других, которые выдают почти чистое топливо, они могут работать и 10 лет.

3.3.1 Маркетинговая стратегия

Характеристики ремонта НКТ: Ремонт НКТ по технологии НТС соответствует требованиям ГОСТ 633-80 и РД 39-136-95. В техпроцессе дополнительно присутствуют специальные операции (восстановление резьбы без отрезания концов, упрочнение резьбы и нанесение антизадирного покрытия), позволяющие на 40-60% сократить потери длины трубы и в 5-7 раз увеличить износостойкость резьбы по сравнению с ресурсом резьбы новых труб заводской поставки. При ремонте производится глубокая очистка труб от АСПО, твердых отложений и ржавчины, что создает необходимые условия для достоверной дефектоскопии тела НКТ четырьмя взаимодополняющими методами неразрушающего контроля.

Отзывы ОАО «Самотлорнефтегаз» (ТНК-ВР) после эксплуатации отремонтированных по новой технологии НТС НКТ за 2008-2009гг.

Характеристики готовой продукции отремонтированных НКТ:

Аварийность – обрывов по резьбе нет;

Герметичность – соответствует требованиям РД;

Ресурс СПО: контрольная технологическая подвеска из 248 труб, отремонтированных по технологии НТС, за период 2008-2009гг. прошла 183 СПО и продолжает эксплуатироваться.

Заключение: Технология ремонта НКТ ЗАО «НТС-Лидер» отвечает требованиям ОАО «Самотлорнефтегаз» и может быть рекомендована к использованию другими предприятиями.

Томскнефть ВНК (Роснефть) "О результатах внедрения технологии "НТС" ремонта НКТ в ОАО "Томскнефть" ВНК за 2008-2009гг."

За 2008-2009гг. на комплексе "НТС-200" отремонтировано свыше 400 тыс. штук НКТ. Из них более 70 тыс. штук НКТ возвращено в эксплуатацию из труб, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.

Эксплуатационные характеристики отремонтированных по технологии «НТС» НКТ показали высокие результаты. Для примера, в первое полугодие 2008г. более 50 тыс. штук труб, отремонтированных по технологии «НТС», было использовано 85-тью бригадами ПРС и КРС в качестве технологического инструмента для проведения ремонтных работ на скважинах. Средний ресурс резьбы этих труб при проведении спуско-подъемных операций (СПО) составил более 60 СПО и эксплуатируются до сих пор.

Подтвержденные практикой высокие показатели износостойкости резьбы позволили уже 2008г. дважды внести изменения в разделы регламента ОАО «Томскнефть» ВНК, касающиеся отбраковки НКТ при проведении ПРС и КРС. Нормативное число СПО труб, прошедших технологию «НТС», увеличено с 3 до 20 СПО для б/у труб и с 6 до 40 СПО для новых труб.

В 2008г. объем закупки новых труб составил 12 тыс. тонн, в 2009г. – 10 тыс. тонн. Фактически остатки объемов новых труб 2003-2004гг. составили на складах Нефтяной Компании на третий квартал 2009г. около 2 тыс. тонн. Таким образом, за два года работы по технологии НТС позволили значительно сократить затраты на закупку новой трубы на 2010 год.

Экономический эффект от применения технологии «НТС» составил за два года более 14млн.$. Инвестиционные затраты окупились в течение первого года эксплуатации комплекса «НТС-200». Затраты снижены благодаря увеличению срока службы НКТ, уменьшению потерь длины труб из-за восстановления более 60% резьбы мощным ультразвуком, а также из-за вовлечения в оборот части объемов НКТ, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.

Качество и экономические показатели ремонта НКТ по технологии НТС получили высокую оценку в Компании. Поэтому в 2008г. было принято решение о закупке передвижного комплекса «НТС-П» для обслуживания Игло-Талового месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Передвижной комплекс пущен в эксплуатацию в сентябре 2009г.

Снижение затрат Компании безусловно связано также с решением Руководства ОАО «Томскнефть» ВНК передать ремонт НКТ специализированной организации – ЗАО «НТС-Лидер», владеющей квалифицированными людскими ресурсами и материально-технической базой для обслуживания и поддержания высокого качества ремонта и производительности комплекса «НТС-200».

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь ТПП Когалымнефтегаз "О проведении испытаний НКТ с упрочненой резьбой 2008г."

С целью изучения износостойкости резьбовых соединений, в ТПП «Когалымнефтегаз» проведены испытания НКТ с упрочненной резьбой производства ЗАО «НТС-Лидер». Испытания 10 НКТ Д73 показали отсутствие выявленных дефектов после проведения 50 полных СПО (50 раз свинчивание и 50 раз развенчивание). В настоящее время НКТ с упрочненной резьбой используются в составе подвески УЭЦН на 3-х добывающих скважинах ТПП «Когалымнефтегаз».

3.3.2 Стратегия на развитие услуги

Основными потребителями трубной продукции являются дочерние предприятия ТНК-ВР, в том числе ОАО «Удмуртнефть» г. Ижевск, ОАО «Белкамнефть» г. Краснокамск, ОАО «Оренбургнефть» г. Бузулук, ОАО «Саратовнефтегаз» г.Саратов, ОАО «Нижневартовское НГДП» г.Нижневартовск, ОАО «Роснефть» г.Усинск, ОАО «Нижневолжскнефть» г.Жирновск.

Трубы производятся следующих условных размеров: 60мм, 73мм и 89мм, групп прочности «Д», «К» и «Е».

Кроме этого, цех производит насосно-компрессорные трубы с упрочненным защитным покрытием резьбовой ниппельной части. Упрочнение и повышение герметичности резьбового соединения обеспечивается за счет применения метода воздушно-плазменного напыления металлических порошковых соединений, что придаёт резьбе большую износостойкость и герметичность, не изменяя при этом геометрию профиля резьбы и свойств металла.

Данные трубы успешно применяются в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», на Самотлорском НГДУ-1 в г. Нижневартовске (прошли более 115 СПО), в Удмуртии (прошли более 150 СПО).

Также цех осуществляет инспектирование и ремонт НКТ, инспектирование насосных штанг, инспектирование и ремонт ШГН в соответствии с Техническими Требованиями действующих ГОСТ и РД. По согласованию с потребителем на ниппельную часть как новой, так и ремонтной насосно-компрессорной трубы наносится износостойкое покрытие.

4.Безопасность жизнедеятельности

4.1 Вредные и опасные факторы производства

На работников цехов по обслуживанию и ремонту НКТ в процессе их трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы. Опасные и вредные производственные факторы (ГОСТ 12.0.003-74) подразделяются на четыре группы: физические, химические, биологические и психофизиологические.

К опасным физическим факторам относятся: движущиеся машины и механизмы; различные подъемно-транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.); отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента, электрический ток, повышенная температура поверхностей оборудования и обрабатываемых материалов и т.д.

Вредными для здоровья физическими факторами являются: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; высокие влажность и скорость движения воздуха; повышенные уровни шума, вибрации, ультразвука и различных излучений - тепловых, ионизирующих, электромагнитных, инфракрасных и др. К вредным физическим факторам относятся также запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; недостаточная освещенность рабочих мест, проходов и проездов; повышенная яркость света и пульсация светового потока.

Химические опасные и вредные производственные факторы по характеру действия на организм человека подразделяются на следующие подгруппы: общетоксические, раздражающие, сенсибилизирующие (вызывающие аллергические заболевания), канцерогенные (вызывающие развитие опухолей), мутогенные (действующие на половые клетки организма). В эту группу входят многочисленные пары и газы: пары бензола и толуола, окись углерода, сернистый ангидрид, окислы азота, аэрозоли свинца и др., токсичные пыли, образующиеся, например, при обработке резанием бериллия, свинцовистых бронз и латуней и некоторых пластмасс с вредными наполнителями. К этой группе относятся агрессивные жидкости (кислоты, щелочи), которые могут причинить химические ожоги кожного покрова при соприкосновении с ними.

К биологическим опасным и вредным производственным факторам относятся микроорганизмы (бактерии, вирусы и др.) и макроорганизмы (растения и животные), воздействие которых на работающих вызывает травмы или заболевания.

К психофизиологическим опасным и вредным производственным факторам относятся физические перегрузки (статические и динамические) и нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов слуха, зрения и др.).

Между вредными и опасными производственными факторами наблюдается определенная взаимосвязь. Во многих случаях наличие вредных факторов способствует проявлению травмоопасных факторов. Например, чрезмерная влажность в производственном помещении и наличие токопроводящей пыли (вредные факторы) повышают опасность поражения человека электрическим током (опасный фактор).

Уровни воздействия на работающих вредных производственных факторов нормированы предельно-допустимыми уровнями, значения которых указаны в соответствующих стандартах системы стандартов безопасности труда и санитарно-гигиенических правилах.

Предельно допустимое значение вредного производственного фактора (по ГОСТ 12.0.002-80) - это предельное значение величины вредного производственного фактора, воздействие которого при ежедневной регламентированной продолжительности в течение всего трудового стажа не приводит к снижению работоспособности и заболеванию как в период трудовой деятельности, так и к заболеванию в последующий период жизни, а также не оказывает неблагоприятного влияния на здоровье потомства.

4.2 Методы и средства защиты от вредных и опасных факторов

Рассмотрим методы и средства защиты от вредных и опасных производственных факторов в цехе по обслуживанию и ремонту НКТ.

Механизация и автоматизация производства

Основной целью механизации является повышение производительности труда и освобождение человека от выполнения тяжелых, трудоемких и утомительных операций. В зависимости от рода работ и степени оснащения производственных процессов техническими средствами различают частичную и комплексную механизацию, которая создает предпосылки для автоматизации производства.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития производственных процессов, при которой функции управления и контроля за производственными процессами передаются приборам и автоматическим устройствам.

Различают частичную, комплексную и полную автоматизацию.

Дистанционное наблюдение и управление позволяет избежать необходимости пребывания персонала в непосредственной близости от агрегатов и применяется там, где присутствие человека затруднено, или невозможно, или для его безопасности нужны сложные средства защиты.

Дистанционное наблюдение осуществляется визуально либо с помощью телесигнализации.

Для визуального наблюдения используется промышленное телевидение, которое позволяет распространить зрительный контроль на недоступные, труднодоступные и опасные участки производства.

Оградительные средства защиты

Препятствуют попаданию человека в опасную зону или распространению опасных и вредных факторов. Оградительные устройства делятся на три группы: стационарные, передвижные и переносные.

Предохранительные устройства защиты

Служат для автоматического отключения оборудования при возникновении аварийных режимов.

Блокировочные устройства исключают возможность проникновения человека в опасную зону.

По принципу действия подразделяются на механические, электрические и фотоэлементные.

Устройства сигнализации

Предназначены для сообщения персоналу о возникающих аварийных ситуациях. Сигнализация может быть звуковая, светозвуковая и одоризационная (по запаху).

Для световой сигнализации используют измерительные приборы. Для звуковой - звонки и сирены. При одоризационной сигнализации в газы добавляют ароматические углеводороды, имеющие резкий запах при сравнительно малых концентрациях.

В красный цвет окрашиваются извещающие о нарушениях безопасности сигнальные лампочки и внутренние поверхности оградительных устройств (дверей, ниш и т.д.). В желтый цвет окрашивается оборудование, неосторожное обращение с которым представляет опасность для работающих, транспортное и подъемно-транспортное оборудование, элементы грузозахватных приспособлений. Зеленый цвет применяется для сигнальных ламп, дверей, световых табло, запасных или эвакуационных выходов.

Знаки безопасности

Разделяются на четыре группы: запрещающие, предупреждающие, предписывающие и указательные.

Средства коллективной защиты в зависимости от назначения подразделяют на классы:

Средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест (от повышенного или пониженного барометрического давления и его резкого изменения, повышенной или пониженной влажности воздуха, повышенной или пониженной ионизации воздуха, повышенной или пониженной концентрации кислорода в воздухе, повышенной концентрации вредных аэрозолей в воздухе);

Средства нормализации освещения производственных помещений и рабочих мест (пониженной яркости, отсутствия или недостатка естественного света, пониженной видимости, дискомфортной или слепящей блескости, повышенной пульсации светового потока, пониженного индекса цветопередачи);

Средства защиты от повышенного уровня электромагнитных излучений;

Средства защиты от повышенной напряженности магнитных и электрических полей;

Средства защиты от повышенного уровня шума;

Средства защиты от повышенного уровня вибрации (общей и локальной);

Средства защиты от поражения электрическим током;

Средства защиты от повышенного уровня статического электричества;

Средства защиты от повышенных или пониженных температур поверхностей оборудования, материалов, заготовок;

Средства защиты от повышенных или пониженных температур воздуха и температурных перепадов;

Средства защиты от воздействия механических факторов (движущихся машин и механизмов; подвижных частей производственного оборудования и инструментов; перемещающихся изделий, заготовок, материалов; нарушения целостности конструкций; обрушивающихся горных пород; сыпучих материалов; падающих с высоты предметов; острых кромок и шероховатостей поверхностей заготовок, инструментов и оборудования; острых углов);

Средства защиты от воздействия химических факторов

Средства защиты от воздействия биологических факторов;

Средства защиты от падения с высоты.

4.3 Инструкции по технике безопасности и охране труда для работника цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

4.3.1 Инструкция по охране труда является основным документом, устанавливающим для рабочих правила поведения на производстве и требования безопасного выполнения работ.

4.3.2. Знание Инструкции по охране труда обязательно для рабочих всех разрядов и групп квалификации, а также их непосредственных руководителей.

4.3.3. Администрация предприятия (цеха) обязана создать на рабочем месте условия, отвечающие правилам по охране труда, обеспечить рабочих средствами защиты и организовать изучение ими настоящей Инструкции по охране труда.

На каждом предприятии должны быть разработаны и доведены до сведения всего персонала безопасные маршруты следования по территории предприятия к месту работы и планы эвакуации на случай пожара и аварийной ситуации.

4.3.4. Каждый рабочий обязан:

Соблюдать требования настоящей Инструкции;

Немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии - вышестоящему руководителю о происшедшем несчастном случае и обо всех замеченных им нарушениях требований инструкции, а также о неисправностях сооружений, оборудования и защитных устройств;

Помнить о личной ответственности за несоблюдение требований техники безопасности;

Обеспечивать на своем рабочем месте сохранность средств защиты, инструмента, приспособлений, средств пожаротушения и документации по охране труда.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ выполнять распоряжения, противоречащие требованиям настоящей Инструкции.

4.3.5. К работе на данную рабочую профессию допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний к выполнению вышеуказанной работы.

4.3.6. Рабочий при приеме на работу должен пройти вводный инструктаж. До допуска к самостоятельной работе рабочий должен пройти:

Первичный инструктаж на рабочем месте;

Проверку знаний настоящей Инструкции по охране труда; действующей Инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования; по применению средств защиты, необходимых для безопасного выполнения работ; ПТБ для рабочих, имеющих право подготавливать рабочее место, осуществлять допуск, быть производителем работ, наблюдающим и членом бригады в объеме, соответствующем обязанностям ответственных лиц ПТБ;

обучение по программам подготовки по профессии.

4.3.7. Допуск к самостоятельной работе должен оформляться соответствующим распоряжением по структурному подразделению предприятия.

4.4 Расчет освещения и вентиляции

Существует три приема освещения - естественное, искусственное и совмещенное. При выборе освещения руководствуются требованиями к освещению, вытекающими из технологии производства, режима работы цеха и данных о климате места строительства.

На выбор системы естественного освещения и размеров светопроемов большое влияние оказывает продолжительность пользования естественным светом при различных режимах работы цеха. Увеличение времени работы при естественном свете связано с регулярным уходом за остеклением (очистка, смена стекла). Для этой цели при проектировании цеха необходимо предусматривать устройства, обеспечивающие удобный подход к остеклению (в виде тележек, люлек, решетчатых мостиков и др.). Эти же устройства целесообразно использовать и для ухода за осветительными приборами.

При проектировании естественного освещения производственных зданий необходимо учитывать затеняющее действие оборудования и строительных конструкций. Для этого вводится коэффициент затенения, который представляет отношение фактической освещенности в данной точке помещения к расчетной при отсутствии в цехе оборудования и несущих конструкций.

Численное среднее значение этого коэффициента при светлой отделке цеха и оборудования составляет для механических цехов 0,80.

Роль искусственного освещения возрастает в производственных помещениях с недостаточным естественным освещением и становится решающей в помещениях без естественного света. Это могут быть, например, бесфонарные и безоконные одноэтажные здания, а также многоэтажные здания большой ширины (48м и более).

Искусственное освещение цехов решается в виде систем общего и комбинированного освещения, когда к общему добавляется местное освещение рабочих мест. В архитектурном отношении наиболее рациональна система общего освещения, имитирующая при соответствующем решении дневное освещение цехов. В этой системе осветительные приборы обычно располагаются в верхней зоне помещения (на потолке, фермах и т. д.).

Осветительные устройства при системе общего освещения могут быть мобильного вида (подвесные) и стационарного; их называют осветительными установками встроенного типа.

Общее освещение обычно применяется в цехах, где работы производятся по всей площади и не требуют большого зрительного напряжения. При точных работах с высокими требованиями к качеству освещения целесообразно применять комбинированную систему освещения рабочих поверхностей.

Для использования тепла, образующегося в осветительных приборах, целесообразно совмещение в них светотехнических функций с функциями вентиляции и кондиционирования воздуха. Большой экономический эффект такие комбинированные осветительные приборы дают при высоких уровнях освещенности в помещениях (1000 лк и более). В этих осветительных установках большая часть излучаемого лампами тепла отводится системой вентиляции; это позволяет значительно уменьшить мощность установок для кондиционирования и вентилирования воздуха и улучшает условия работы источииков света.

Приборы общего освещения располагают в цехах двумя способами: равномерно, когда требуется создать одинаковую освещенность по всей площади цеха; локализовано, когда требуется обеспечить различные освещенности в разных участках цеха.

В первом случае применяются осветительные приборы одного типа с лампами одинаковой мощности, которые монтируются на одной высоте и равных расстояниях друг от друга. При локализованном приеме освещения осветительные приборы могут быть (в зависимости от расположения оборудования и его характера) разного типа с неодинаковой высотой подвеса и лампами различной мощности. Локализованное освещение весьма экономично и в зрительном отношении более рационально.

Для приближенного расчета необходимого числа люминесцентных ламп пользуются методом удельной мощности, т. е. мощности, необходимой на 1м 2 площади цеха.

Расчётная площадь цеха F цеха р. = 2234,28м 2 .

Шаг колонн выберем 12м×12м. Таким образом. Фактическая площадь цеха составит 2592м 2 .

Исходя из технологической цепочки обслуживания и ремонта НКТ выбираю общее освещение люминисцентными лампами ДРЛ

Лампы ртутные дуговые типа ДРЛ - газоразрядные ртутные лампы высокого давления, применяются для уличного освещения и освещения больших производственных площадей.

Согласно СНиП 23-05-95 «ЕСТЕСТВЕННОЕ И ИСКУССТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ» норма освещённости для механических цехов составляет 200лк.

Световой поток лампы ДРЛ-250 составляет 13200лк, таким образом, для освещения цеха площадью S=2234,28м 2 необходимо 40 ламп ДРЛ-250.

По норме освещённости выбираем удельную мощность освещения

Р уд = 16Вт/м 2

Определяем общую мощность освещения:

Р общ = Р уд · S

Р общ = 16 · 2234,28 = 34560Вт

Намечаем 108 светильников по 36 ламп в каждом ряду, тогда мощность одной лампы определим по формуле:

Р = (Р уд · S)/N

где, N- количество светильников

Р ==(16 · 2234,28)/108= 331Вт

Следовательно выбираем светильники с лампами ДРЛ мощность 400Вт

Р осв = Р л · N

Р осв = 400 · 108 = 43200Вт

Расчёт вентиляции

Существует два типа вентиляции – общеобменная и местная (местные отсосы и т.п.). Общеобменная вентиляция прекрасно справляется только с тепловыделениями, т.е. когда нет поступления значительных вредностей в атмосферу цеха.

Если при производстве выделяются газы, пары и пыль применяют смешанную вентиляцию – общеобменная плюс местные отсосы.

Однако, бывают случаи, когда практически отказываются от общеобменной вентиляции. Такое происходит на предприятиях со значительными пылевыделениями и в случае выделения особо вредных веществ. В обоих случаях мощная общеобменная вентиляция может разнести пыль или вредности по объему цеха, поэтому основу составляет вытяжная промышленная вентиляция.

Вообще, общая концепция построения вентиляции промышленных объектов – удалить максимум вредности с помощью метных отсосов (а это основа, на которой строится вытяжная промышленная вентиляция), а оставшиеся вредности разбавить в помещении свежим воздухом, чтобы довести концентрацию вредностей до предельно допустимых концентраций. Если вы поймете эту идею, вы поймете суть проектирования промышленной вентиляции.

Поскольку выделения вредностей чаще всего сопровождается тепловыделениями, поэтому частицы загрязнений (которые не попали в местный отсос) уходят наверх, под потолок. Именно поэтому под потолком цехов находится зона с максимальными загрязнениями, а внизу – с минимальными. В связи с этим и вентиляция промышленных помещений устроена чаще всего следующим образом – приток подается вниз, в рабочую зону, а общеобменная вытяжка – под кровлей. Однако, когда выделяется тяжелая пыль, то она оседает сразу, создавая максимальную загрязненность внизу.

Существует главное правило вентиляции цехов и любой промышленной вентиляции: «Подавай воздух в чистую зону и извлекай из грязной»

Второе правило: Проектирование промышленной вентиляции должно стремиться к минимизации расходов воздуха с помощью максимального укрытия источников вредностей.

Определение расхода воздуха местного отсоса: При проектировании местных отсосов нужно руководствоваться главнейшим правилом – отсос должен иметь такую форму и должен быть так расположен, чтобы вытягиваемый поток вредностей не проходил через область дыхания человека.

Расчет системы вентиляции в общем случае проводится так:

1. Определяется количество воздуха, необходимое для эффективной работы отсосов.

2. Вытягиваемый через отсосы воздух компенсируется таким же притоком.

3. В дополнение к этому, проектируется общеобменная вентиляция с кратностью 2-3.

При данном типе производства целесообразно установление индивидуальных отсосов на каждую технологическую единицу оборудования.

Обычно расход воздуха через отсасывающую воронку, подсоединяемую к сплошному кожуху или укрытию, находится в пределах 1000-1700 м 3 /ч. Дополнительно к индивидуальным отсосам установим общеобменную вентиляцию через бортовые, верхнебоковые и др. отсосы. Расход воздуха в этом случае составляет 6000-9000 м 3 /ч с 1м 2 .

4.5 Экологическая безопасность

Сбор и хранение отходов производства в цехах по обслуживанию и ремонту НКТ требует специальной подготовки с точки зрения экологической безопасности и знания требований техники безопасности для предотвращения нанесения ущерба окружающей природной среде и травмирования работников производства.

Предельное количество отходов разрешенных к накоплению на территории предприятия определяется по согласованию с управлением природных ресурсов на основании классификации отходов:

По классу опасности веществ-компонентов отходов;

По их физико-химическим свойствам (агрегатному состоянию, летучести, реакционной способности);

Накопление и хранение отходов на территории предприятия допускается временно в следующих случаях:

При использовании отходов в следующем технологическом цикле с целью их полной утилизации;

Накопление необходимого минимального количества отходов для вывоза их на переработку; - накопление отходов в емкостях между периодами их обслуживания.

В ходе технологических процессов производства на каждом предприятии образуются отходы производства и потребления. Отходы собираются в специально определенных местах с соблюдением всех необходимых мер безопасности.

При заполнении контейнеров производится определение объема накопленных отходов, который регистрируется в специальном журнале ОТХ-1, ОТХ-2.

По мере накопления отходы направляются на утилизацию в специализированные организации или на городской полигон для захоронения.

На предприятии должен осуществляться селективный (раздельный) сбор отходов (нефтезагрязненные, промышленные, металлолом, ТБО и т.д.). Промышленные отходы собираются тоже раздельно.

Места временного хранения должны быть оборудованы согласно санитарным нормам.

Все контейнеры и емкости должны быть покрашены, подписаны, указан объем и вместимость (м3, тонн, штук).

Все контейнеры и накопители должны быть установлены на твердом покрытии (бетон, асфальт и др.)

На предприятии запрещается захламление территории производственных баз, помещений и прилегающих к ним территорий промышленными и бытовыми отходами.

4.6 Пожарная безопасность

Одно из основных правил пожарной безопасности в цехе по обслуживанию и ремонту НКТ - содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория не должна загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Легковоспламеняющиеся и горючие и горючие жидкости не должны храниться в открытых ямах и амбарах.

Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состояние. У пожарных гидрантов должны устанавливаться надписи-указатели.

На территории цеха запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожароопасных и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждающиеся надписи: "Курить запрещается".

Руководители предприятий и организаций в чьём непосредственном подчинении находятся цеха обязаны:

Создать пожарно-техническую комиссию и добровольные пожарные формирования (ДПФ), а также обеспечить их регулярную работу в соответствии с действующими положениями.

Обеспечить разработку, а также выполнение мероприятий, направленных на повышение пожарной безопасности, с выделением необходимых ассигнований на утвержденные мероприятия.

Установить соответствующий их пожарной опасности противопожарный режим на территории, в производственных помещениях (цехах, лабораториях, мастерских, складах и т.п.), а также в административных и вспомогательных помещениях.

Определить конкретный порядок организации и проведения сварочных и других огнеопасных работ при ремонте оборудования

Установить порядок регулярной проверки состояния пожарной безопасности предприятия, исправности технических средств тушения пожара, систем водоснабжения, оповещения, связи и других систем противопожарной защиты. Принимать необходимые меры к устранению обнаруженных недостатков, которые могут привести к пожару.

Назначить ответственных лиц за пожарной безопасностью по каждому производственному участку и помещению и разграничить зоны обслуживания между цехами для постоянного надзора работниками предприятия за техническим состоянием, ремонтом и нормальной эксплуатацией оборудования водоснабжения, установок обнаружения и тушения пожара, а также других средств пожаротушения и пожарной техники.

Таблички с указанием фамилии и должности лица, ответственного за пожарную безопасность, должны быть вывешены на видном месте.

На энергетических предприятиях должны применяться знаки пожарной безопасности, предусмотренные НПБ 160-97 "Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности.

При нарушениях пожарной безопасности на участке работы, в других местах цеха или предприятия, использовании не по прямому назначению пожарного оборудования каждый работник предприятия обязан немедленно указать об этом нарушителю и сообщить лицу, ответственному за пожарную безопасность, или руководителю предприятия.

Каждый работающий на энергетическом предприятии обязан знать и соблюдать установленные требования пожарной безопасности на рабочем месте, в других помещениях и на территории предприятия, а при возникновении пожара немедленно сообщить вышестоящему руководителю или оперативному персоналу о месте пожара и приступить к его ликвидации имеющимися средствами пожаротушения с соблюдением мер безопасности.

Выбор средств пожаротушения

Производственные, административные, складские и вспомогательные здания, помещения и сооружения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения (ручными и передвижными): огнетушителями, ящиками с песком (при необходимости), асбестовыми или войлочными покрывалами и др.

Требования к размещению и нормам первичных средств пожаротушения на энергетических предприятиях регламентированы приложением 11.

Первичные средства пожаротушения, находящиеся в производственных помещениях, лабораториях, мастерских, складах и других сооружениях и установках передаются на сохранность начальникам цехов, мастерских, лабораторий, складов и другим должностным лицам соответствующих структурных подразделений предприятий.

Регулярный контроль за содержанием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей и других первичных средств тушения пожара, находящихся в цехах, мастерских, лабораториях, складах и других сооружениях, должны осуществлять назначенные ответственные лица предприятия, работники объектовой пожарной охраны, члены добровольных пожарных формирований объекта (при отсутствии пожарной охраны).

Для обозначения мест расположения первичных средств пожаротушения следует устанавливать специальные знаки, отвечающие требованиям НПБ 160-97 “Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования.” на видных местах.

Огнетушители, имеющие полную массу менее 15 кг, должны быть установлены таким образом, чтобы их верхняя часть располагалась на высоте не более 1,5 м от пола; огнетушители имеющие полную массу 15 кг и более, должны устанавливаться на высоте не более 1,0 м от пола. Они могут устанавливаться на полу, с обязательной фиксацией от возможного падения при случайном воздействии. Огнетушители не должны создавать препятствий при перемещении людей в помещениях.

Для размещения первичных средств тушения пожара в производственных и других помещениях, а также на территории предприятия, как правило, должны устанавливаться специальные пожарные щиты (посты).

Одиночное размещение огнетушителей с учетом их конструктивных особенностей допускается в небольших помещениях.

На пожарных щитах (постах) должны размещаться только те первичные средства тушения пожара, которые могут применяться в данном помещении, сооружении или установке. Средства пожаротушения и пожарные щиты должны быть окрашены в соответствующие цвета по действующему Государственному стандарту.

Пожарные щиты (посты) с набором первичных средств тушения пожара и инвентарем (багры, ломы, топоры, ведра и др.) следует применять только на лесоскладах, стройбазах, хозяйственных складах, во временных жилых поселках с деревянными жилыми постройками и т.п.

Порядок обслуживания и применения огнетушителей должен соответствовать техническим условиям предприятий-изготовителей, а также требованиям "Типовой инструкции по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на объектах энергетической отрасли" и НПБ 166-97 “Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации”.

Запорная арматура (краны, рычажные клапаны, крышки горловин) углекислотных, химических, воздушно-пенных, порошковых и других огнетушителей должна быть опломбирована.

Использованные огнетушители, а также огнетушители с сорванными пломбами должны быть немедленно изъяты для проверки или перезарядки.

Пенные огнетушители всех типов, расположенные на улице или в холодном помещении, с наступлением морозов должны быть перенесены в отапливаемое помещение, а на их месте установлены знаки с указанием нового местонахождения.

Углекислотные и порошковые огнетушители разрешается устанавливать на улице и в не отапливаемых помещениях при температуре не ниже минус 20° С.

Запрещается установка огнетушителей любых типов непосредственно у обогревателей, горячих трубопроводов и оборудования для исключения их нагрева сверх допустимых температур.

Асбестовое полотно, войлок, кошма должны размещаться только в тех местах, где их необходимо применять для защиты отдельного оборудования от огня или изоляции от искр и очагов загорания при аварийной ситуации.

Запрещается использование пожарной техники для хозяйственных, производственных и прочих нужд, не связанных с тушением пожара или обучением добровольных пожарных формирований объекта, рабочих и служащих.

При авариях и стихийных бедствиях, не связанных с пожарами, применять пожарную технику допускается по специально согласованному плану или разрешению органов Государственного пожарного надзора.

Передвижная пожарная техника (мотопомпы и пожарные машины), находящаяся в расчете ДПФ, должна находиться в специальных отапливаемых помещениях и поддерживаться в готовности к работе.

Не реже одного раза в месяц должна проводиться проверка состояния агрегатов с запуском двигателя, о чем делается запись в специальном журнале, хранящемся в помещениях, где установлена эта техника.

Выбор типа огнетушителей, их размещение, эксплуатация и проведение регламентных работ по техническому обслуживанию должны соответствовать требованиям НПБ 166-97 “Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации”.

Нормы средств пожаротушения согласно РД 153.-34.0-03.301-00 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий представлены в таблице:

Таблица. 6. Нормы средств пожаротушения

Анализ вредных и опасных факторов

К опасным и вредным производственным факторам при обслуживании и ремонте труб НКТ относятся: шум, подвижные части оборудования, передвигающиеся изделия, острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок, инструментов и оборудования, тепловыделения от электродвигателей, людей, солнца, аэрозоли масла и эмульсии, пары от охлаждающих жидкостей, металлическая и наждачная пыль, лучистое тепло, пары масла и воды, и т.п.

Для обеспечения безопасных условий труда в цехе применяются различные меры:

Воздушное отопление, совмещенное с вентиляцией;

Защитные экраны и ограждения;

Электронная сигнализация;

Системы видеонаблюдения;

Средства индивидуальной защиты персонала (рукавицы, каски, очки, респираторы и т. д.)

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен проект цеха по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб НКТ, произведён анализ производственной деятельности участка по обслуживанию и НКТ на предприятии нефтяного машиностроения, в части описания состояния с ремонтом НКТ, описания маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка, организации производственного процесса, разработки технологии ремонта НКТ, выбора инструмента, режимов обработки, типа оборудования, экономического обоснования внедрения нового оборудования или технологии, описания безопасных условий труда и экологических требований. Разработаны мероприятия по модернизации производственного процесса. Все предложенные мероприятия обоснованы, рассчитан общий экономический эффект, который получит предприятие в результате их реализации.

В процессе работы над данным курсовым проектом мною были получены навыки в области организации производственного процесса на участке по обслуживанию и ремонту НКТ, экономического обоснования от внедрения нового оборудования. Достаточно глубоко изучены область применении НКТ, конструкция, причины отказов, сегмент рынка применения НКТ и т. д.

Список литературы

1. ГОСТ 633-80Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним.

2. ГОСТ 8732-75. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные.

3. ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения.

4. ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении.

5. ТУ 14-3-1032-81. Трубы насосно-компрессорные с термоупрочненными концами.

6. ТУ 14-3-1094-82. Трубы насосно-компрессорные с противозадирным уплотнительным покрытием резьбы муфт.

7. ТУ 14-3-1352-85. Трубы насосно-компрессорные стальные с узлом уплотнения из полимерного материала.

8. ТУ 14-3-1242-83. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним, стойкие к сероводородному растрескиванию.

9. ТУ 14-3-1229-83. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных скважин.

10. ТУ 14-3-999-81. Трубы насосно-компрессорные с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных скважин (наружный диаметр 73мм, толщина стенки 5,5 и 7мм).

11. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

12. Сароян А.Е., Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. и др.

Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Изд. 2, перераб. и доп. Под ред. Сарояна А.Е.. М., «Недра», 1976. 504 с.

13. Ишмурзин А.А. Оборудование и инструменты для подземного ремонта, освоения и увеличения производительности скважин: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. -225 с.

14. РД 39-0147014-217-86 «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб»

15. РД 39-136-95 «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб»

16. В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А.Сабиров В.С.Каштанов, С.С.Пекин – Оборудование для добычи нефти и газа. М.: Из-во «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина», 2002

17. Л.Г.Чичеров и др. – Расчёт и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Из-во «Недра». 1987

18. Мельников Г.И., Вороненко В.П. Проектирование механосборочных цехов. – М: Машиностроение, 1990. - 352 с.

19. Чарнко Д.В., Хабаров Н.Н. Основы проектирования механосборочных цехов. - М.: Машиностроение, 1975.-352 с.

20. СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование. - М.: Стройиздат, 1996.

21. СН и П 23-05-95 «ЕСТЕСТВЕННОЕ И ИСКУССТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ»

22. Ерёмкин А.И. Тепловой режим зданий

23. Волков О.Д. Проектирование вентиляции промышленного здания. - Харьков: Высшая школа, 1989.

24. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения

25. РД 153.-34.0-03.301-00 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий

26. НПБ 166-97 “Пожарная техника. Огнетушители. Требования к эксплуатации”.

27. НПБ 160-97 “Цвета сигнальные. Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры, общие технические требования.”

28. ОНТП 09-93 Нормы технологического проектирования предприятий машиностроения, приборостроения и металлообработки. Ремонтно-механические цехи.

29. Непомнящий Е.Г. Инвестиционное проектирование. Уч. пособие. -Таганрог, 2003

30. Стародубцева В.К. Экономика предприятия. - М.: Эксмо, 2006

31. Титов В.И. Экономика предприятия. Учебник. – М.: Эксмо, 2008

Удалить АСПО на скважине

На переднем крае борьбы с вредными отложениями на НКТ и коррозией находятся нефтедобывающие компании. Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобытчики применяют разные способы удаления АСПО, в первую очередь химический (ингибирование, растворение) как наименее затратный. С определенной периодичностью в затрубное пространство закачивается раствор кислоты, которая смешивается с нефтью и удаляет новообразования АСПО на внутренней поверхности НКТ. Химическая чистка также нейтрализует коррозионное разрушающее воздействие на трубу сероводорода. Такое мероприятие не мешает добыче нефти, а состав ее после реагирования с кислотой меняется незначительно.

«Кислотная и другие виды обработки НКТ, конечно, применяются для их текущей очистки на скважине, но ограниченно - в России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не везде, считает Иосиф Лифтман, главный инженер проекта ОАО " УралНИТИ" (Екатеринбург). - Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями».

Помимо химического метода очистки труб, иногда используется механический (скребками, опускаемыми на проволоке или штангах). Другие методы, а это депарафинизация с помощью волнового воздействия (акустического, ультразвукового, взрывного), электромагнитный и магнитный (воздействие на флюид магнитными полями), тепловой (прогрев НКТ горячей жидкостью или паром, электротоком, термохимическая депарафинизация) и гидравлический (штуцирование сечений трубопроводов для инициации выделения газовой фазы - специальными и гидроструйными устройствами) применяются еще реже ввиду их относительной дороговизны.

Распределение отказов в НКТ по видам (рис. ОАО «Интерпайп Нижнеднепровский трубопрокатный завод», Украина)

Все эти мероприятия отвлекают финансовые средства и замедляют (кроме химического способа) процесс добычи нефти. Поэтому усилия трубной промышленности по выпуску неметаллических НКТ и специальных, с защитными покрытиями их внутренней поверхности и особенно муфт, встречают понимание нефтедобытчиков.

Хотя в последнее время, в связи с резким снижением доходности нефтедобычи, интерес к новым технологиям изготовления труб стал сугубо теоретическим, есть и исключения. «На сегодняшний день по ряду скважин, где наиболее выражено коррозионное воздействие, мы используем стеклопластиковые трубы, которые прошли успешное испытание у нас в 2007-2008 годах, - говорит Алексей Крякушин, зам. начальника Управления добычи нефти и газа ОАО " Удмуртнефть" (Ижевск). - Производители труб с полимерными, силикатно-эмалевыми покрытиями постоянно предлагают свою продукцию, но если она стоит в два раза больше, а служит дольше только в 1,5 раза (условно говоря), то и покупать ее нет смысла. В любом случае это вопрос экономической эффективности».

Надо отметить, что «Удмуртнефть» - одно из немногих предприятий, регулярно испытывающих и применяющих новые типы НКТ в своей производственной деятельности.

Восстановление НКТ

Рано или поздно в жизни любой трубы (если она еще не рассыпалась от коррозии) наступает день, когда ее эксплуатация уже невозможна по причине сужения внутреннего диаметра или частичного разрушения резьбы. Нефтедобывающие компании либо отправляют такие трубы в лом, либо удаляют из НКТ все отложения и заново нарезают резьбу с помощью специального оборудования в составе ремонтных комплексов. Различные варианты оснащения таких цехов на ремонтных базах нефтедобывающих компаний предлагают несколько российских предприятий - НПП «Техмашконструкция» (Самара), «УралНИТИ» и др.

«Соли мало кто чистит, трубные склады некоторых компаний забиты непригодными НКТ, - рассказывает Иосиф Лифтман. - В поставляемый нами комплексно-механизированный цех по очистке и ремонту НКТ входит все необходимое оборудование, в том числе для очистки труб от АСПО и солей, дефектоскопии, обрезки изношенных резьбовых соединений и нарезки новых, нанесения новой маркировки. Также мы разработали отдельный технологический блок для удаления солей и особо вязких АСПО. Возможно и нанесение диффузионного цинкового покрытия на отдельном оборудовании.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ - от самых примитивных до весьма совершенных, а значит, они востребованы. Только нашим предприятием поставлено 20 таких цехов. Когда трубы несколько лет назад стали дорожать, стало нецелесообразно покупать новые НКТ, дешевле было ремонтировать старые, поэтому наблюдался рост спроса на нашу продукцию. Сейчас металл подешевел с 45-50 тыс. руб. за тонну НКТ до 40-42 тыс. руб. Это не такое критичное снижение, но спрос на оборудование упал. Комплексный цех стоит около 130 млн. руб., его окупаемость при полной загрузке составляет 1-1,5 года в зависимости от уровня оплаты труда персонала. Ремонт одной НКТ обходится в 5-7 раз дешевле, чем закуп новой, а ресурс отремонтированной трубы - 80%. Вообще, ресурс работы НКТ зависит от глубины скважины, загрязненности нефти и т.п. В некоторых скважинах трубы стоят по 3-4 месяца, и их уже надо доставать, в других, которые выдают почти чистое топливо, они могут работать и 10 лет».

При сильном загрязнении или повреждении НКТ коррозией (в случае если нефтедобывающая компания не имеет соответствующего оборудования для их восстановления) трубы отправляются на ремонт в специализированную компанию. «Трубы, поступающие от заказчика, проходят гидротермическую обработку с целью очистки их поверхности от АСПО, - рассказывает Владимир Прозоров, главный инженер ООО " Игринский трубно-механический завод", ИТМЗ (пос. Игра, Удмуртия). - Трубы, не удовлетворяющие требованиям технических условий и не имеющие соответствующих параметров, отбраковываются. Пригодные для ремонта трубы подвергаются отрезке резьбовой части, которая изнашивается сильнее всего. Нарезается новая резьба, навинчивается новая муфта и маркируется. Восстановленные трубы увязываются в пакет и отправляются поставщику».

«Гидронефтемашем» (Краснодарский край) для удаления отложений с природными радионуклилидами опробован гидромеханический метод очистки. Его преимущества: возможность удаления комплексных отложений (солевых, с органическими соединениями нефти) без ограничений по химическому составу, прочности и толщине отложений; исключение деформирования и разрушения очищаемых НКТ.

Различные напыления

Внутреннее диффузионное цинковое покрытие (ДЦП) имеет высокую адгезию к железу и низкую к парафинам. Слоистая конструкция, образованная в результате взаимной диффузии атомов цинка и железа, показала высокую коррозионную и эрозионную стойкость, улучшенную герметичность резьбовых соединений (допускается до 20 операций свинчивания-развинчивания) и увеличенный в 3-5 раз срок их службы.

Внедрению таких НКТ в практику еще несколько лет назад препятствовала ограниченная длина труб (6,3 м), которые можно было обрабатывать на российском оборудовании, что увеличивало число стыков и снижало срок эксплуатации всего объекта. «В 2004 году мы ввели в действие производство по диффузионному оцинкованию труб в г. Орске (Оренбургская область), - рассказывает Андрей Сакардин, коммерческий директор ООО " Проминнтех" (Москва). - Стало возможным наносить ДЦП на трубы нефтяного сортамента длиной 10,5 м. По сравнению с полимерными, ДЦП не склонно к старению, обладает высокой твердостью и износостойкостью, не требуют периодической принудительной очистки. Цинковая составляющая обеспечивает покрытию достаточную пластичность, протекторные свойства и выступает как твердая смазка. Такие трубы легко транспортировать без повреждения покрытия, в отличие от труб с неметаллическими покрытиями, особенно эмалевыми или стеклоэмалевыми.

НКТ с цинковым покрытием сейчас эксплуатируются " Лукойлом", " Роснефтью" и другими компаниями. Однако в связи с падением цен на сырье денег у добывающих компаний стало намного меньше, поэтому и спрос на трубы с ДЦП снизился».

Помимо относительно высокой цены, можно отметить и технические недостатки таких труб - это шероховатость цинкового покрытия и его неприменимость на скважинах, нефть которых имеет щелочную реакцию. В итоге ситуация складывается так, что цинковое покрытие наносится сейчас исключительно на муфты и реже - на резьбу самой НКТ. «Новые муфты с термодиффузионным цинкованием уже предлагаются трубными заводами, изготовляющими муфты, и такая продукция востребована, - утверждает Иосиф Лифтман. - Можно сказать, что выпуск таких муфт стал стандартной опцией. Все зависит от глубины скважины и нагрузки на резьбы, для мелких скважин применение таких муфт не так актуально, как для глубоких. Вообще, все виды напылений имеют повышенную хрупкость, за исключением диффузионного цинкового, который не портит металл трубы и обладает антизадирными свойствами».

Резьба с напыленным металлическим порошком (фото ООО «ИТМЗ»)

Игринский трубно-механический завод освоил метод воздушно-плазменного напыления металлических порошков (смесь вольфрама, кобальта, молибдена и латуни) на резьбу НКТ без изменения геометрии и свойств металлической основы, с целью придания ей улучшенных эксплуатационных свойств износо-коррозионностойкости. Покрытие ниппельной части резьбы заметно повышает страгивающую нагрузку. При испытании на растяжение НКТ 73Ч5.5-Д фактическая нагрузка составила 560 кН, а усилие растяжения до полного разрушения - 704 кН, что превышает норматив по группе прочности Е.

Но в связи с оптимизацией расходов «нефтедобытчикам стало невыгодно покупать НКТ с плазменным напылением на резьбу, - делится Владимир Прозоров. - Технология достаточно дорогая и востребована сейчас только специализированными организациями, которые занимаются ремонтом скважин - например, ЗАО " КРС" (ОАО " Удмуртнефть"). При ремонте часто повторяется процесс подъема-опускания подвесок, и резьбовая часть труб подвергается сильному износу. Поэтому нужны термоупрочненные резьбы, что и достигается напылением на них металлического порошка. Обычная же НКТ, в общем, не требует этого».

Силикатно-эмалевое покрытие
С технической точки зрения эмалирование - процесс адгезии силикатной эмали на поверхности металла, при этом прочность сцепления полученного композита выше прочности самой эмали. К достоинствам труб с эмалевым покрытием относятся широкий температурный диапазон эксплуатации (от -60°С до +350°С), высокая стойкость к абразивному износу и стойкость к коррозионному воздействию.

Фрагменты эмалированных НКТ (фото ЗАО «Эмант»)

Технологии нанесения эмали не позволяют наносить ее на муфты, но можно использовать фосфатирование [создание на поверхности изделий из углеродистой и низколегированной стали пленки нерастворимых фосфатов толщиной 2-5 мкм, предохраняющей металл, при дополнительном нанесении лакокрасочного покрытия, от коррозии, - прим. EnergyLand.info], либо термодиффузионное оцинкование, что нивелирует этот недостаток.
«Фосфатированные муфты предусмотрены ГОСТ 633-80, и их обычно и используют. Наша компания использует ДЦП-муфты собственного производства, и только если клиент просит удешевить товар, навинчиваем фосфатированные», - говорит Дмитрий Боровков, Генеральный директора ЗАО «Эмант» (Москва).
«Силикатно-эмалевые трубы (эмНКТ) дороже " черных", спектр их применения достаточно узок, но в экстремальных условиях усложненной добычи, где по коррозии обычные НКТ стоят менее года или где для очистки от АСПО приходится скребковать внутреннюю поверхность трубы несколько раз в сутки, эмНКТ - кардинальное решение проблемы и однозначно себя окупают, -уверен Александр Переседов, зам. Генерального директора ЗАО " Эмант". - Считается, что силикатно-эмалевые НКТ не применяются в комплексе со станком-качалкой, который истирает это покрытие, но это неверно».

НКТ с покрытием из фритты ЭСБТ-9 (фото ООО «Советскнефтеторгсервис»)

«Патент на эмНКТ принадлежит лично мне и используется только ЗАО " Эмант", - продолжает Дмитрий Боровков. - На скважинах со штанговыми глубинными насосами эмНКТ применял ЛУКОЙЛ-Коми. Эффект очень высок, но наши трубы дороги, и их рентабельно применять на весьма узком сегменте остро-проблемных скважин с высоким дебитом. Там, где " черные" НКТ, хотя и в коррозионном исполнении, превращаются в сито менее чем за 100 суток, эмНКТ стоит уже более четырех лет. Правда, таких бедовых скважин не так много, к нашему сожалению, но разница во времени эксплуатации уже составила 16 раз.
В Западной Сибири считается, что скважина парафинистая, если в нее опускают скребок каждые две недели. Но, например, в Коми нефть настолько вязкая, что есть месторождения где ее в шахтах добывают. А если извлекают по НКТ, то скребок в " черных" трубах опускают от 10 до 16 раз в сутки, плюс низкая температура в забое (не выше 40єС), т.е почти сразу происходит кристаллизация парафина. В эмНКТ скребок опускается один раз в сутки для извлечения отложений из муфтового кармана. Сейчас нами освоено производство труб с резьбой НКМ (никелевый сплав), что позволит снять и эту проблему. Также нефтяникам мы предлагаем в комплект к нашим трубам эмалированные скребки, так как в условиях добычи высоковязкой нефти обычный скребок сам быстро превращается в тампон».
Между тем ООО «Советскнефтеторгсервис» (Набережные Челны) также разработало технологию нанесения однослойного внутреннего силикатно-эмалевого покрытия на основе фритты [богатый кремнеземом стеклянный состав, обожженный на малом огне до спекания (но не сплавления) массы, - прим. EnergyLand.info] марки ЭСБТ-9 толщиной не менее 200 мкм, которое было успешно испытано Уральским институтом металлов (Екатеринбург).
«В результате эксплуатации НКТ с эмалевым покрытием на месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ - Коми" с октября 2004 года по январь 2007 года из 583 НКТ (группа прочности Д) отбраковано 41 (7%), в то время как при использовании обычных труб отбраковывается до 25-30%, - говорит Сахиб Шакаров, директор ООО " Советскнефтеторгсервис". - Основной характерный дефект эмалевого покрытия - его разрушение в районе резьбовой (ниппельной) части НКТ. Это обусловлено отсутствием контроля усилий свинчивания НКТ при спускоподъемных операциях, заклиниванием резьбы в результате чрезмерного усилия затягивания (при работе с эмалированными НКТ обязательно применение ключей с динамометрами).
После эксплуатации на сложных месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ - Коми" НКТ с эмалевым покрытием в течение 400 суток и более, удовлетворительная средняя наработка НКТ с эмалевым покрытием составила 416-750 суток, НКТ без покрытия 91-187 суток. В настоящее время имеются наработки ОАО " Уральский институт металлов" по ремонту НКТ с эмалевым покрытием на нефтяных месторождениях».

Полимерное покрытие

Для создания такого покрытия применяется два типа пластмасс: термопластичные (поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, фторопласт и т.д.) и термореактивные (фенопласты, эпоксидные, полиэфирные). Такие покрытия имеют высокую коррозионную стойкость (в т.ч. в высокоминерализованных средах) и длительный срок службы.

«Анализ применения НКТП (НКТ с полимерным покрытием) показывает, что такие трубы имеют высокие защитные свойства при эксплуатации как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, - считает Олег Мулюков, начальник службы научно-технической информации Бугульминского механического завода (ОАО " Татнефть"). - Причина возникновения дефектов покрытия в большинстве случаев - нарушение правил эксплуатации (режимов тепловой обработки, кислотных промывок и т.д.). Анализ причин ремонтов нагнетательных скважин, оборудованных НКТП, показывает, что они обычно не связаны с состоянием покрытия. При обследовании самых первых труб, 1998 и 1999 годов выпуска, после их эксплуатации признаков химической деструкции покрытий обнаружено не было, только сколы - на торцах труб (возникающие при спуске-подъеме). Вспучивание покрытия зафик¬сировано на НКТП после их пропаривания при температуре выше 80°С, что недопустимо по техноло¬гическому регламенту.

НКТП комплектуются высокогерметичными муфтами (ВГМ) с применением полиуретановых уплотнительных колец, значительно повышающих надежность резьбовых соединений в агрессивных средах».

Фрагменты НКТ с внутренним полимерным покрытием (фото ОАО «БМЗ»)

Повысить верхний температурный предел эксплуатации для полимерных покрытий удалось компании «Плазма» (также из Бугульмы), которая разработала внутреннее полиуретановое покрытие PolyPlex-P и наладила его нанесение на НКТ. «Покрытие надежно работает в течение длительного срока при температурах среды до +150°С, имеет высокую коррозионной стойкостью к агрессивным пластовым жидкостям, - рассказывает Александр Чуйко, технический директор компании " Плазма". - После полимеризации покрытие имеет очень гладкую поверхность, что обеспечивает хорошую защиту от АСПО и солей, значительно снижает гидравлическое сопротивление стенок трубы. Износостойкость полиуретана в несколько раз выше, чем нержавеющей стали.

Характерное свойство покрытия - очень высокая эластичность, оно практически нечувствительно к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. Покрытие не склонно к сколам и трещинообразованию, экологически чисто. Что важно, при очистке и ремонте НКТ допустимы кратковременная (до 1000 часов) обработка паром с температурой до 200°С и кислотная промывка».

НКТ с внутренним покрытием PolyPlex-P (фото Кирилла Чуйко, ООО «Плазма»)

Некоторые нефтедобывающие компании, рассчитывая сэкономить, самостоятельно занялись нанесением полимерных покрытий на трубы. Например, ОАО «Татнефть» использует порошковые и жидкие составы на основе эпоксидных смол отечественного производства, которые имеют экономичные режимы отверждения и соответствуют экологическим требованиям. Покрытие труб выдерживает транспортировку и погрузочно-разгрузочные работы, не осыпается при захвате инструментом в ходе спускоподъемных операций, не отслаивается при тепловой обработке до 60°С.

В целом гладкая пленка внутреннего покрытия значительно снижает гидравлическое сопротивление и, как следствие, энергозатраты на подъем нефти на поверхность. Применение НКТП позволяет увеличивать межремонтный период на скважинах с парафинопроявлениями в среднем в четыре раза. Пониженная адгезия АСПО с покрытием позволяет обходиться практически без применения высокотемпературных обработок, а отложения в виде подвижной тонкой корки легко удаляются при гидроструйной промывке.

Полимерные трубы: под гнетом металла

Чисто полимерные (стеклопластиковые) трубы высокого давления считаются альтернативой металлическим, поскольку они позволяют полностью избежать коррозии. Стеклопластики характеризуются низкой плотностью и теплопроводностью, не намагничиваются, обладают антистатическими свойствами, высокой стойкостью к температуре и агрессивным средам.

Крупные производители - ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб» (Казань), ОАО «РИТЭК» (Москва) и «Роснефть».

«Отложение парафинов на внутренней поверхности стеклопластиковой трубы (СПТ) в 3,6 раза ниже, чем на металле (это в статике), - говорит Сергей Волков, ген. директор ООО НПП " ЗСТ". - Удельная прочность СПТ в 4 раза выше, чем у стали. По опыту эксплуатации, а это около 600 скважин (1500 км), спуск труб не представляет проблем и выполняется на обычном оборудовании. Для соединения НКТ используем стандартную трубную резьбу с восемью нитками на дюйм (в этом вопросе, можно сказать, достигнуто совершенство). Для соединения с металлическими трубами, имеющими 10 ниток, используется переводник. Производство стеклопластиковых труб требует высокой технологической культуры. Полимеры - совершенно новый уровень качества, это будущее трубной промышленности».

Закачивание сточной сернистой воды по СПТ под давлением 100 атм в нагнетательную скважину системы поддержания пластового давления (фото ОАО «Татнефтепром»)

АСПО при хорошей динамике нефтедобычи также почти не откладывается на поверхности НКТ, поскольку полимер не имеет адгезии с парафинами. Но в случае необходимости можно проводить химическую промывку трубы как кислотными, так и щелочными составами.

Нанесение любого покрытия - это в своем роде промежуточный вариант защиты металла от коррозии для увеличения срока службы НКТ. Однако полностью избавиться от проблемы разрушения межфазного слоя и стыка трубы с помощью нанесения покрытий нереально. Другое дело, что вечного в любом случае ничего нет, и достигнутое качество НКТ с полимерными и силикатно-эмалевыми покрытиями пока устраивает большинство нефтедобытчиков. Кроме того, «борьба с коррозией - самостоятельный бизнес, он всегда будет нам противостоять, - считает Сергей Волков. - Интересы металлургов активно лоббируются теми, кто занят борьбой с коррозией, а, значит, на ней зарабатывает. Это большая и устойчивая группа предприятий, коллективов, снабженческих фирм, подрядных организаций, даже целых городов, которая имеет многомиллиардные обороты, науку, долю в бюджетах всех уровней и т.д. Против нашей продукции - и технологические обычаи, привычки, даже система подготовки кадров».

«Стальные НКТ занимают примерно 90% всего парка труб, применяемых на добыче нефти, - говорит Иосиф Лифтман. - Металл ничто не заменит, и не потому, что он дешев - прочность трубы НКТ при механических нагрузках, особенно в наклонных и глубоких скважинах, не может обеспечить никакой пластик. Труба ведь подвергается не только коррозии, но и серьезным механическим нагрузкам. Поэтому пока все НКТ с покрытиями и стеклопластиковые можно считать экзотикой. На фонтанной добыче нефти их, наверное, можно применять, но при других способах вряд ли, причем оправдает ли дороговизна таких НКТ их применение, неизвестно. Металлу нет равноценной замены. Даже в особо коррозионных скважинах с повышенным содержанием сероводорода, где не выдерживает отечественные НКТ, ставят трубы из импортной сверхдорогой стали вместо стеклопластиковых».

«Нельзя согласиться с утверждением, что металлу альтернативы нет, - возражает Сергей Волков. - Стеклопластик и металл, трубы с покрытиями занимают определенные ниши. К примеру, на некоторых скважинах для систем поддержания пластового давления уже сегодня альтернативы нет именно стеклопластику. Когда и в каких объемах он будет применяться - во многом зависит от технической, технологической и организационной культуры нефтяных компаний. У нас не возникает проблем с фирмами, например, Казахстана, которые много общаются и сотрудничают с западными коллегами. Там мы не занимаемся " ликбезом", а ведем профессиональный разговор. Многое зависит и от позиции государства в области технического регулирования и промышленности композиционных материалов. Провозглашен приоритет нанотехнологий, но надо создать рыночную потребность в таких продуктах, особенно в области конструирования материалов с заранее заданными свойствами - например, без нанотехнологии мы бы и не создали надежных соединений труб. Если сегодня промышленность, рынок не готовы принять композиты, то будут ли они способны принять продукты нанотехнологий, которые потребуют более высокой культуры?»

Неудачи тоже важны

Несколько лет назад в России еще выпускались НКТ, футерованные полиэтиленом, и трубы со стеклоэмалевым покрытием. Первые не нашли широкого применения из-за низкой прочности защитного покрытия, повышенных затрат на монтаж и ремонт вследствие сложности крепежей, склонности к просачиванию газов под покрытие. Пробные партии таких труб изготовило ООО «ИТМЗ», применялись они ОАО «Удмуртнефть».

«Очагов коррозии при этом не возникало, у трубы оставалась сухая и чистая поверхность, - рассказывает Владимир Прозоров. - Максимальный срок работы подвески ограничивался постоянным давлением в скважине. Как только давление падало по эксплуатационным причинам, происходило " схлопывание" полиэтилена, который перекрывал проходное отверстие в трубе. В качестве эксперимента использовали TUX100 (лучший п/э того времени, предназначенный специально для газовиков). В настоящее время эта технология не востребована».

Остеклованные трубы также уже не делают, несмотря на высокие защитные свойства покрытия. Пробные партии таких труб применялись ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Причина снятия их с производства - крайне низкая устойчивость к кручению, изгиб и температурным деформациям, неремонтопригодность в условиях нефтепромысла. Были даже случаи разрушения стеклоэмали при разгрузочных работах.

Для справки

Параметры НКТ определяются ГОСТом 633-80:
внешние диаметры, мм: 48, 60, 73, 89, 102, 114;
длина, мм: 5500-10500.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Подобные документы

Назначение, техническая характеристика насосно-компрессорных труб, их устройство и применение. Характерные отказы и методы их предотвращения и устранения. Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ. Новые технологии и эффективность их применения.

дипломная работа , добавлен 07.01.2011

Анализ классификации оборудования, предназначенного для подъема продукции пласта из скважины, принципы и обоснование его выбора. Колонная и трубная колонка. Неполадки при работе фонтанных скважин и пути их устранения. Типы насосно-компрессорных труб.

дипломная работа , добавлен 13.07.2015

Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.

контрольная работа , добавлен 25.03.2015

Основные способы устранения неполадок при компрессорной эксплуатации. Конструкции и принцип действия воздушных подъемников, методы снижения пусковых давлений, оборудование устьев компрессорных скважин. Расчет лифтов при различных условиях работы.

курсовая работа , добавлен 11.07.2011

Схема деформации металла на роликовых станах холодной прокатки труб, ее аналогичность холодной прокатке труб на валковых станах. Конструкция роликовых станов. Технологический процесс производства труб на станах холодной прокатки. Типы и размеры роликов.

реферат , добавлен 14.04.2015

Общая характеристика завода, состав основных производственных цехов, структура производства ВТ. Обоснование расширения сортамента производимых труб. Перевалка прокатных клетей. Технологический инструмент стана PQF. Расчет усилия металла на валок.

дипломная работа , добавлен 14.11.2014

Организация рабочего места. Понятие свариваемости сталей. Оборудование, инструменты и приспособления, используемые при газовой сварке. Материалы, применяемые для сварки. Технологический процесс сварки труб с поворотом на 90. Амортизация основных средств.

курсовая работа , добавлен 15.05.2013