Ремонтное предприятие нефтяной и газовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Структура предприятия, назначение и взаимодействие подразделений

2. Система сбора и транспорта продукции скважин на предприятии

3. Схема обвязки оборудования на ЦППН

4. Профессиональный, квалификационный, численный состав бригады по монтажу нефтегазодобывающего оборудования

5. Монтаж оборудования для добычи нефти штанговыми насосами

6. Монтаж оборудования для погружных электронасосов

7. Монтаж оборудования для сбора и хранения нефти

8. Ремонт нефтепромыслового оборудования (БУ-3000)

9. Техническая документация

10. Техника безопасности

11. Противопожарная безопасность

12. Охрана окружающей среды

Список использованной литературы

оборудование нефтяной предприятие монтаж



1. Структура предприятия, назначение и взаимодействие подразделений

Ремонтные предприятия нефтяной и газовой промышленности предназначены для поддержания оборудования в работоспособном состоянии. Они различаются по назначению и характеру выполняемых ремонтных работ.

Машиностроительные и ремонтно-технические заводы выполняют капитальный ремонт оборудования, изготовляют запасные части и метизы, нестандартное и серийное оборудование.

В территориальных нефтегазодобывающих объединениях все работы по правильному использованию оборудования и поддержанию его в работоспособном состоянии выполняют следующие подразделения:

- база производственного обслуживания (БПО) и управления буровых работ (УБР);

- ремонтное подразделение управления технологического транспорта;

- ремонтные подразделения тампонажных контор;

- ремонтные бригады, осуществляющие текущее ремонтное обслуживание в районных инженерно-технических службах (РИТС).

Базы производственного обслуживания УБР осуществляют прокат находящегося на их балансе механического и энергетического оборудования, инструмента, средств и систем автоматизации, телемеханики и КИП, поддерживают их в работоспособном состоянии и обеспечивают своевременное материально-техническое и текущее ремонтное обслуживание.

Базы производственного обслуживания УБР состоят на правах цеха и подчиняются непосредственно начальнику УБР.

На базы производственного обслуживания возложены следующие функции:

- проведение плановых осмотров состояния оборудования и его ремонт согласно утвержденным планам-графикам;

- изготовление в запланированном объеме установленной номенклатуры запасных частей, инструмента, метизов, крепежных деталей и др.;

- ликвидация аварий и установление их причин;

- подготовка к отправке оборудования и приборов в капитальный ремонт, а также прием их из ремонта.

Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования осуществляет обслуживание и плановый ремонт бурового и другого механического оборудования основного и вспомогательного производств, изготовляет приспособления и нестандартное оборудование, выполняет пусконаладочные работы перед началом бурения и определяет техническое состояние оборудования после его окончания, производит комплектацию буровых установок, находящихся на монтаже, и др.

Прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров своевременно и бесперебойно обеспечивает объекты бурения турбобурами и трубами нефтяного сортамента, проводит ремонт турбобуров, турбодолот, бурильных труб и других элементов бурильной колонны.

Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения обеспечивает производственные объекты электроэнергией, производит техническое обслуживание и ремонт электрооборудования буровых установок и объектов БПО.

Иногда в состав базы производственного обслуживания УБР входит прокатно-ремонтный цех электробуров (ПРЦЭ). Инструментальная площадка обеспечивает бригады бурения и освоения скважин необходимыми материалами, инструментом и запасными частями.

В состав базы производственного обслуживания обычно входят следующие цехи: прокатно-ремонтный эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный электрооборудования и электроснабжения, подземного и капитального ремонта скважин, автоматизации производства.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС) выполняет своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению производительности нагнетательных скважин, а также испытания новых образцов глубинного оборудования.

Структуру и штаты баз производственного обслуживания устанавливают исходя из объема и условий работы УБР. Деятельность БПО организуется в соответствии с утвержденными текущими и перспективными планами подготовки и обеспечения основного производства, а также оперативными указаниями центральной инженерно-технологической службы при изменении производственной обстановки или возникновении аварийных ситуаций.

Техническое и методическое руководство механоремонтной службой УБР осуществляет отдел главного механика, который разрабатывает и обосновывает проекты перспективных и оперативных планов ремонтов. Проводит их анализ и оценивает выполнение, осуществляет контроль за обслуживанием и ремонтом на основе инструкций и требований системы ПНР, определяет потребность в капитальном ремонте оборудования, составляет заявку на ремонтные предприятия, выполняющие работы подрядным и хозяйственным способом, и т.д.



Таблица 1 - Типы оборудования, применяемые в ЗАО «Оренбургбурнефть»

Буровые установки для районов	Параметры
	Максимальная оснастка талевой системы	Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН	Диаметр талевого каната, мм	Кронблок	Талевый блок
БУ2500БД	5x6	210	28	УКБА-6-200	УТБА-5-170
БУ4000ДГУ	5x6	250	32	УКБА-6-250	УТБА-5-200
«Уралмаш ЗД-76»	5x6	273	32	УКБА-6-270	УТБА-5-225
БУ5000ДГУ-1	6x7	250	32	УКБА-7-320	УТБА-5-250
БУ3000БЭ	5x6	210	28	УКБА-6-200	УТБА-5-170
БУ4000ЭУ	5x6	250	32	УКБА-6-250	УТБА-5-200
«Уралмаш 4Э-76»	5x6	273	32	УКБА-6-270	УТБА-5-225
БУ5000ЭУ	6x7	250	32	УКБА-7-320	УТБА-5-250

База производственного обслуживания ЗАО «ОБН» оснащена следующими типами оборудования:

БУ 2500 ЭП с серийным номером № 08 и 40. Введены в эксплуатацию с 12.87г.

БУ 3200/200 ДГУ-1 с серийным номером № 14206, 14347, 14478. Введены в эксплуатацию с 12.87г.

БУ 3000 ЭП с серийным номером № 14515, 14560. Введены в эксплуатацию с 11.89г.

БУ 3200/200 ЭУ-1 с серийным номером № 14512, 14509, 14510. Введены в эксплуатацию с 11.89г.



2. Система сбора и транспорта продукции скважин на предприятии

Промысловая система сбора продукции скважин представляет собой комплекс инженерных сооружений и коммуникаций, который обеспечивает замер, транспортирование продукции скважин к технологическим аппаратам и пунктам ее реализации, сепарацию и подготовку нефти, газа и воды до требуемого качества.

На УПН нефть готовится до товарной кондиции.

Первая ступень сепарации производится на ДНС при давлении 0,2-0,5 МПа. Предварительное обезвоживание производится на установке предварительного сброса воды (УПСВ), установленной при дожимной насосной станции.

С целью снижения вязкости продукции скважин и уменьшения гидравлических потерь в трубопроводах - на ГЗУ производится ввод в газожидкостной поток деэмульгаторов ДИН-4, Реапон-И, ПАФ-13А.

Для защиты нефтесборных сетей и оборудования от внутренней коррозии - на удаленных ГЗУ и в систему нефтесбора вводится ингибитор коррозии СОНКОР.

Современная система нефтегазосбора на месторождении должна отвечать комплексу требований, обеспечивающих снижение материальных затрат, а также повышения качества добываемой нефти:

а) максимальное использование пластовой энергии и напора, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до сборных пунктов и установки подготовки продукции скважин;

б) при недостаточности пластовой энергии или напора скважинных насосов, газонасыщенные или частично разгазированные нефти перекачивают дополнительными насосами дожимных насосных станций (ДНС) на сборные пункты (СП) или установки подготовки нефти (УПН);

в) система сбора и транспорта продукции скважин проектируется однотрубная, герметизированная с минимальной протяженностью трубопроводов и исключающая условия для передиспергирования перекачиваемой эмульсии;

д) высокая степень надежности автоматизации управления технологическими процессами и оборудованием всех видов на групповых замерных установках (ГЗУ), сепарационных установках, ДНС и установках очистки газа от сероводорода;

е) полная герметизация резервуаров и аппаратов на СП и ДНС с применением технологии УЛФ;

ж) минимальное количество и размеры технологических площадок и число технологических аппаратов за счет применения средств для интенсификации процессов сепарации, разрушения эмульсий, обезвоживания нефти и отстоя воды. Перед ступенями предварительного сброса пластовой воды на ДНС и УПН применять концевой делитель фаз (КДФ);

к) обеспечение равномерных режимов перекачки газированных водонефтяных эмульсий в интервале «ДНС-УПН-ТП» для исключения пиковых перегрузок функциональных аппаратов по воде, нефти или газу;

л) система нефтегазосбора должна обеспечивать высокую производительность объектов и безопасность труда, а также минимальную потребность в обслуживающем персонале;

м) максимальная экологическая безопасность, исключающая попадание вредных веществ (углеводороды, сероводород, соленая вода) в атмосферу, водоемы, почву, подземные воды и открытые водоемы за счет повышения надежности трубопроводов и оборудования систем сбора и транспорта обводненной газированной нефти.

Систему сепарации, подготовки нефти и воды необходимо рассматривать как единый технологический процесс в интервале «скважина-ГЗНУ-ДНС-ТП-УПН».

Основные требования к системе подготовки нефти и воды сводятся к следующему:

а) на ДНС осуществлять первую ступень сепарации в составе концевого делителя фаз (КДФ), оснащенного устройством предварительного отбора газа из подводящего трубопровода, и сепарационной установки. Нефтяной газ утилизировать путем транспорта по газопроводу при избыточном давлении, достаточном для подачи его потребителю;

б) при использовании на ДНС для предварительного обезвоживания нефти резервуаров их необходимо герметизировать установкой УЛФ;

в) на установке подготовки нефти осуществлять сепарацию на первой ступени с использованием КДФ и сепарационной установки. Концевую сепарацию осуществлять в резервуарах УПС с использованием перед ними вертикальных газоотделителей согласно РД 39-0147585-194-99 "Инструкция по применению технологии сепарации нефти и утилизации низконапорного нефтяного газа";

д) нефтяной газ, получаемый при сепарации нефти на УПН, утилизировать путем транспортирования по газопроводу; из КДФ и сепарационной установки - под собственным давлением, из газоотделителей и резервуаров - с помощью установки УЛФ с подачей газа в напорный газопровод;

е) подготовку нефтяного газа осуществлять с использованием газосепараторов при естественной температуре;

ж) аппараты для сепарации нефти и подготовки газа должны иметь специальные устройства для интенсификации процессов разгазирования нефти, разрушения пены, очистки газа от капельной жидкости. Резервуары должны быть оснащены устройствами ввода-вывода продуктов, обеспечивающими равномерное распределение эмульсии (ввод) и разделившихся фаз (вывод) по сечению резервуаров;

з) все аппараты для сепарации нефти должны быть снабжены приборами контроля давления, уровня, включающими соответствующие датчики и исполнительные механизмы. Технологические параметры в резервуарах (давление, положение уровня) должны быть выведены на пульт диспетчерского пункта или компьютер;

и) подбор марки, расхода и обоснование точек подачи деэмульгатора в системе сбора и транспорта, позволяющего эффективно разрушать эмульсию с минимальными затратами;

к) основные критерии при подборе марки и расхода деэмульгатора - высокая эффективность при низких температурах, минимальное количество точек подачи с учетом обработки всего объема перекачиваемой эмульсии, низкая стоимость, четкий раздел фаз «нефть-вода», достаточно высокое качество товарной нефти и очищенной воды;

л) расслоение эмульсии на нефть, газ и воду на конечном участке сборного или напорного трубопровода и предварительный сброс пластовой воды в условиях ДНС и УПН;

м) применение в качестве технологических отстойных аппаратов для предварительного сброса пластовой воды резервуаров и горизонтальных отстойников, оснащенных гидрофильными фильтрами;

н) разрушение тонкодисперсной эмульсии после ее нагрева на УПН в линейных или секционных каплеобразователях, монтируемых перед отстойными аппаратами;

о) полная герметизация резервуаров, отстойников, буферных аппаратов и резервных аварийных емкостей путем подключения их к системе УЛФ;

п) применение на очистных сооружениях для подготовки сточных вод самоочищаемого потенциала добываемой жидкости путем использования для этих целей гидрофильных и гидрофобных фильтров на базе резервуаров и аппаратов типа ОГ-100 или ОГ-200;

р) при необходимости доведения качества воды до (20-30) мг/л использовать для очистки энергию изначально растворенного в воде и глобулах нефти газа, способного флотировать загрязняющие частицы. Реализуются эти процессы в аппаратах очистки воды - АОСВ;

с) при необходимости более глубокая очистка сточных вод с учетом коллекторских свойства пласта осуществляется по каскадной технологии с использованием последовательно расположенных аппаратов: КДФ, резервуар, ОЖГФ, АОСВ, циклон, фильтр.

Групповая замерно-сепарационная установка типа «Спутник А» предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключённых к групповой установке, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Установка состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором проходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин, и переключение их на замер. Установка работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочерёдное подключение на замер скважин на строго определённое время.

Поочерёдное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя обеспечивает поступление продукции одной из подключённых скважин через замерный патрубок в гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости.

Дебит жидкости подключённой на замер скважины измеряется путём кратковременных пропусков накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный счётчик типа ТОР-1-50, установленный выше уровня жидкости в технологической ёмкости гидроциклонного сепаратора.

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск её до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора до верхнего уровня, вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора в турбинный счётчик.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счётчик за время замера зависят от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путём регистрации накапливаемых объёмов жидкости в куб. м, прошедших через турбинный счётчик, на индивидуальном счётчике импульсов в блоке БМА. Переключение на замер следующей скважины осуществляется с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода типа ГП-1 и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в следующее положение.

Турбинный счётчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдаёт аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей типа ОКГ.

Установка «Спутник Б», в отличии от установки «Спутник А», предназначена не только для измерения дебита жидкости, но и для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной поток. По конструкции установка «Спутник Б» аналогична установке «Спутник А» и отличается от последней наличием прибора для определения содержания воды в нефти (влагомера), насосов-дозаторов, специальных устройств для ловли депарафинизационных шаров. Насос дозатор предназначен для подачи регента в общий коллектор для деэмульсации нефти.

Обработка поступающей продукции скважин осуществляется на следующих технологических ступенях:

- предварительное обезвоживание нефти (раздельно по потокам);

- глубокое обезвоживание нефти (совместно);

- электрообессоливание нефти (совместно);

- дополнительная обработка дренажных эмульсий и ловушечной нефти (совместно);

- товарный парк (совместно).

Для обеспечения процесса подготовки нефти в состав установки подготовки нефти входят реагентное хозяйство, узел подачи пресной воды для обессоливания, компрессорное хозяйство, станция пенотушения.

Давление в сепараторах регулируется клапанами, установленными на линиях выхода газа из сепараторов. Выходящий из сепаратора газ используется на собственные нужды или сбрасывается на факел.

Установленные средства автоматизации позволяют осуществлять:

- контроль и регистрацию текущих значений давления газа в сепараторах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-1 (РYIA1б) и Свх-2(РYIA3б);

- контроль и сигнализацию текущих значений уровня жидкости в сепараторах с отслеживанием и сигнализацией предельных значений Свх-1 (LY2б) и Свх-2(LY4б);

- автоматическое регулирование давление газа в сепараторах Свх-1, Свх-2 с помощью регулирующих клапанов PCV-01, PCV-02 соответственно;

- автоматическое регулирование уровня жидкости в сепараторах Свх-1, Свх-2 с помощью регулирующих клапанов LCV-01, LCV-02 соответственно;

- местный контроль давления и температуры жидкости в сепараторах (манометр технический МП4-У и термометр биметалический А5526-63-50-G1/2А-230).



3. Схема обвязки оборудования на ЦППН

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-5) расположен на территории центрального пункта сбора предназначен для приема сырой, сепарации нефти от газа, обезвоживания, обессоливания, т.е. доведения ее до товарной нефти согласно требованиям перекачки нефти через узлы учета в систему магистральных нефтепроводов управления магистральных нефтепроводов (НУМН), а также отпуска нефти сторонним организациям на собственные нужды с узла отпуска нефти (УОН ).

Газ после сепарации с ЦППН поступает на компрессорную станцию цеха сбора, подготовки и транспортировки газа (ЦСП и ТГ) для дальнейшего компримирования, осушки и подачи его в качестве топлива. Также газ используется на собственные нужды, как топливо для котельных расположенных на территории ЦППН и печей-нагревателей ПТБ-10 для процесса подготовки нефти.

Подтоварная вода, отделившаяся от сырой нефти в процессе ее обезвоживания, подается в резервуары для очистки от нефти, механических примесей и последующей откачки в систему ППД.

Цех состоит из четырех блоков, размещенных на отдельных территориях на расстоянии нескольких сот метров друг от друга и имеющих свои операторные.

Первый блок-блок нагрева сырья и предварительного сброса пластовой воды состоит из:

- четырёх печей ПТБ-10;

- девяти аппаратов УПС-6300;

Схемой предусмотрена возможность приема нефти со всех месторождений на аппараты УПС 1-8 без предварительного нагрева, также в аварийных случаях предусмотрена возможность перевода всего количества жидкости после блока УПС через блок аварийных сепараторов АС 1-5 в резервуарный парк РВС 3-7.

Для предупреждения солеобразования в змеевиках печей 11 5-8 предусмотрена подача ингибитора солеотложения ПАФ-13А на вход нефти в змеевики печей из блока реагентного хозяйства (БРХ)

С аппаратов УПС 1-8 вода, с содержанием нефтепродуктов до 1000 мг. литр, посту пает в резервуары подготовки подтоварной воды РВС 1,2,9.10 где по лучевому распределителю, установленному на высоте 4 м., равномерно распределяется по резервуару. Резервуары оборудованы поплавковыми ультразвуковыми уровнемерами У-1500 и преобразователями измерительными избыточного давления “Сапфир-22ДОГ (РВС 1,2), “EJA210A” (РВС 9,10).

Информация с приборов передается на щит контроля в операторную Резервуарного парка, а так же выведена на щит АСУ ТП центральной операторной с передачей данных на ПК.

В случае поступления эмульсии с промысла без предварительной сепарации на ДПС, а также при выделении значительного количества газа при нагреве нефтяной эмульсии на первой ступени нагрева, аппараты УПС 1-8

Рисунок 2 - Технологическая схема ЦППН

Подготовленная подтоварная вода через лучевой распределитель, установленный на высоте 150 см от днища поступает но трубопроводу откачивается в систему ППД. Схемой обвязки РВС-1,2,9,10 предусмотрена возможность работы этих резервуаров самостоятельно друг от друга, т.с. как резервуар-отстойник и буферный одновременно. На узлах учета подтоварной воды установлены диафрагма перепада давления, преобразователь “Сапфир” на КНС-6,13 и счетчик НОРД-150 на КНС-9. Данные с приборов передаются на щит контроля и управления в операторную Резервуарного парка.

Сброс воды из электродегидра торов, а также откачка промышленно-ливневой канализации с блока глубокого обезвоживания производится в общий трубопровод выхода воды из УПС 1-8, а затем в РВС-1, 2, 9, 10, либо сразу на очистные сооружения РВС-1, 2, 9, 10, где происходит ее подготовка в систему ППД.

4. Профессиональный, квалификационный, численный состав бригады по монтажу нефтегазодобывающего оборудования

Состав вышкомонтажных бригад

Численный состав вышкомонтажной бригады зависит от уровня концентрации буровых работ, механизации труда, применения способа крупноблочного строительства и монтажа буровых, а также объема выполняемых работ.

Организация труда при сооружении буровых во многом зависит от численного и квалификационного состава вышкомонтажной бригады. Правильно расставить людей и обеспечить их работой в соответствии со знаниями и специальностью можно только при наличии в бригадах необходимого числа рабочих по квалификации.

Согласно нормативному ряду для рабочих вышкомонтажных бригад при сооружении буровых установок утверждены следующие нормативы численности (таблица 1).

Таблица 1 - Численный и квалификационный состав вышкомонтажной бригады

При сооружении буровых установок с электроприводом один вышкомонтажник 4-го разряда и один 3-го разряда заменяются вышкомонтажниками электромонтерами соответствующих разрядов. 2. При одновременном сооружении одной вышкомонтажной бригадой двух и более буровых установок норма обслуживания увеличивается на 6 человек (5-го разряда -- 1; 4-го разряда -- 2; 3-го разряда -- 2; 2-го разряда -- 1).

Состав бригад по монтажу нефтепромыслового оборудования

Монтаж и демонтаж нефтепромыслового оборудования выполняют рабочие специализированных бригад. При комплектовании численного состава бригад исходят из обеспечения максимальной занятости рабочих в целях исключения простоев.

Численный и квалификационный состав звена определяют в зависимости от вида работ, перечень которых приведен в сборнике «Единые нормы времени на монтаж и демонтаж нефтепромыслового оборудования», утвержденном Министерством нефтяной промышленности для применения на всех предприятиях министерства.

5. Монтаж оборудования для добычи нефти штанговыми насосами

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами -- наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий свыше 62 % действующего фонда скважин.

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или нескольких пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости до нескольких сотен тонн в сутки.

Штанговая насосная установка для эксплуатации однопластового месторождения состоит из станка-качалки, оборудования устья скважины, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного штангового насоса.

Для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважиной выпускаются установки УГР -- с последовательно соединенными насосами, УГПР -- с двумя параллельно подвешенными насосами и УНР -- с одним насосом. Наземное оборудование установок типа УГР и УНР однотипно применяемому для добычи нефти из одного пласта скважины. В установках УГПР используется оборудование устья, позволяющее осуществлять подвеску параллельных рядов подъемных труб и параллельных рядов насосных штанг.

Рисунок 3 - Штанговая насосная установка

Штанговая насосная установка (рисунок 3) состоит из скважинного насоса 2, насосных штанг 3, насосно-компрессорных труб 4, тройника 5, устьевого сальника 6, сальникового штока 7, канатной подвески 8, станка-качалки 9.

В нижней части на приеме скважинного насоса устанавливают фильтр для сепарации нефти от свободного газа и песка, вредно влияющих на подачу насоса. Скважинный насос опускают в скважину под уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При содержании в продукции скважины парафина на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных труб.

В зависимости от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают станок-качалку, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают необходимую длину хода и число качаний.

Наземное оборудование штанговой насосной установки состоит из оборудования устья скважины и станка-качалки. В подземное оборудование входят насосно-компрессорные трубы, штанги и скважинный плунжерный насос -- невставной или вставной.

При однотрубной системе сбора и транспорта нефти и газа для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами и расположенных в районах с умеренным и холодным климатом, предназначены сальники устьевые СУС.

Отличительная особенность сальника -- наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 -- с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений); СУС2 -- с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газо-проявлениями) .

Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рисунок 4, а) состоит из шаровой головки с помещенными в ней нижней и верхней втулками с вкладышами из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка. В верхней части крышки головки над грундбуксой имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо. Два стопора в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки. Шаровая головка крепится к тройнику двумя откидными болтами, укрепленными на тройнике пальцами, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

а -- СУС1--73--25; б -- СУС2--73--40; 1 -- тройник; 2-- втулки нижняя; 3-- вкладыш; 4 -- стопор; 5 -- кольцо уплотнительное; 6 -- манжетодержатель; 7 -- крышка шаровая; 8 -- уплотнительная набивка; 9 -- головка шаровая; 10 --вкладыш;. 11 -- грундбукса; 12-- крышка головки; 13-- гайка; 14 -- болт откидной; 15 -- палец; 16 -- шплинт; 17 -- гайка накидная; 18 -- ниппель; 19 -- наконечник; 20 -- сальниковый шток

Рисунок 4 - Устьевой самоустанавливающий сальник

Устьевой сальник СУС2 (рисунок 4, б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами. При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе с штоком находится на мостках. Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой. При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

Запорное устройство оборудования -- проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок (рисунок 5).

1 -- крестовина; 2 -- конусная подвеска; 3 -- резиновые уплотнения; 4 -- разъемный фланец; 5 -- патрубок; 6 -- тройник; 7 -- задвижка; 8 -- устьевой сальник СУС2; 9 и 11 -- обратный клапан; 10 -- кран; 12 -- пробка .

Рисунок 5 - Оборудование устьевое ОУ-140--146/168--65Б и ОУ-140--146/168--65ХЛ:

Подъемные трубы подвешены на конусе и смещены относительно оси скважины. Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.

В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему сбора и предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Рисунок 6 - Канатная подвеска для штанг

Канатная подвеска на 10 т (рисунок 6) состоит из нижней траверсы 2, в которую вварены две втулки; клиновидных зажимов 10 для крепления концов каната 7; нажимной гайки 11 подъемных винтов 3 с конусной заточкой в верхней части и отверстием для вставки ворота (нижние концы винтов имеют нарезку, которой они ввинчиваются в отверстие с нарезкой в нижней траверсе); верхней траверсы 5 с вваренной в нее втулкой 4; клиновидных плашек 6 для зажима сальникового штока 8; зажимной гайки 9 с отверстиями для вставки ворота при креплении сальникового штока. В верхней траверсе расположены отверстия для пропускания концов каната и конусные выточки для упора конусной части винтов.

При подвеске колонны насосных штанг к головке балансира станка-качалки выбирают необходимую длину каната, концы которого обрубают и вводят сначала в отверстие верхней траверсы, а затем во втулки нижней траверсы таким образом, чтобы они немного выступали из втулок. После этого канат закрепляют, нажимая на клиновидные зажимы нажимной гайки.

Верхнюю часть канатной подвески надевают на блок балансира станка-качалки, а траверсу соединяют с сальниковым штоком, захватывая его плашками.

После сборки установки включают станок-качалку и проверяют работу насосов. Затем, останавливая качалку, к тройнику-сальнику присоединяют нагнетательную линию.

В нашей стране применяют только редукторные станка-качалки: балансирные (рисунок 7, а) и безбалансирные (рисунок 7, б). Их устанавливают на фундаменты, которые делятся на три группы:

а) бутобетонные или бетонные;

б) из бетонных труб;

в) металлические постаменты различных конструкций.

Бутобетонные фундаменты для станков-качалок нормального ряда сооружают с использованием деревянной опалубки; стены цоколя выкладывают из бутового камня.

При сооружении бутобетонного фундамента с устройством деревянной опалубки рекомендуется соблюдать следующую очередность работ: спланировать местность под фундамент, разметить место под котлованы и вырыть их; устроить деревянную опалубку цоколя; промазать щели опалубки, обваловать низ опалубки землей; доставить бутовый камень; приготовить цементный раствор; сложить гнезда для анкерных болтов (патрубков) из бутового камня; раздробить бутовый камень, выложить котлован и опалубку цоколя бутовым камнем и залить цементным раствором; после затвердевания цемента разобрать деревянную опалубку цоколя; выровнять поверхность цоколя цементным раствором.

При сооружении бутобетонного фундамента с кладкой стен цоколя из бутового камня соблюдается та же очередность работ, что и при сооружении фундамента с деревянной опалубкой.

При сооружении фундамента из бетонных тумб порядок работ следующий: планировка местности под фундамент; разметка мест под котлованы и рытье их; засыпка гравия на дно котлованов и разравнивание по уровню; подтаскивание бетонных тумб к месту установки; установка в котлованы бетонных тумб с проверкой по уровню.

Установку металлического постамента на деревянных брусьях ведут в такой последовательности: планируют местность под фундамент, размеряют место под котлован и роют его; укладывают в котлован четыре бруса размером 2,5Х0,ЗХ Х0,4 м, выравнивают их по уровню и засыпают гравием; привязывают канат к металлическому постаменту, приподнимают его и подносят к котловану; затаскивают постамент на брусья, цементируют его и засыпают котлованы с постаментом землей при помощи бульдозера.

Очередность работ при установке металлического постамента на бетонные плиты та же, что и при установке его на деревянные брусья. В этом случае на дно котлована укладывают 12 бетонных плит, которые до установки на них постамента засыпают слоем земли или гравия.

Перед монтажом станка-качалки проверяют комплектность поставки узлов и крепежного материала (болтов, гаек, шайб). Доставленные к месту монтажа узлы станка-качалки располагают с учетом последовательности сборки.

а -- балансирный: 1 -- фланец (планшайба); 2 -- тройник; 3 -- сальниковый шток; 4 -- подвеска; 5 -- головка; 6 -- балансир; 7 -- ось балансира; 8-- траверса; 9 -- электродвигатель; 10 -- 11 -- редуктор; 12 -- шкив; 13--кривошип; 14контргруз; б -- безбалансир-рама; 2 --стойка; 3 -- винтовое приспособление; 4 -- канатный шкив; 5 -- 6 -- шатун; 7 -- кривошип; 8 -- редуктор; 9 -- противовесы; 10 -- злектродвигатель

Рисунок 7 - Конструкция станков - качалок:

Монтаж начинается с установки рамы на фундамент затаскиванием ее по уложенным накатам из труб или краном, смонтированным на тракторе.После установки рамы выверяют ее положение относительно центра скважины и горизонтальность в продольном и поперечном направлениях.

При наличии на скважине вышки или мачты монтаж стойки и балансира можно выполнять при помощи подъемника, в других случаях -- грузоподъемными средствами. Перед установкой балансира проверяют горизонтальность верхней плиты стойки в двух направлениях и крепление к раме. Балансир поднимают и устанавливают на плиту стойки вместе с его опорой. При этом продольная ось балансира должна совпадать с продольной осью симметрии станка, а плоскость качания балансира -- быть перпендикулярной к плоскости основания. Правильность положения балансира относительно центра скважины проверяют отвесом, прикрепленным к центру траверсы канатной подвески.

Небольшие отклонения устраняют перемещением балансира при помощи регулировочных болтов. Закрепляя балансир, поднимают траверсу с двумя шатунами и ее опорой для присоединения к балансиру. Верхние головки должны свободно вращаться на пальцах во втулках траверсы. Пальцы должны быть надежно застопорены в верхних головках шатунов. После сборки тормозного устройства проворачивают шкив редуктора до установки кривошипов в горизонтальное положение и затормаживают их. На кривошипы устанавливают противовесы и закрепляют их болтами с гайками и контргайками. Нижние головки шатунов присоединяют к кривошипам и закрепляют их в определенном положении, затягивая гайку специальным патронным ключом. Гайки после крепления шпинтуют. Расстояние между шатунами и кривошипами с обеих сторон станка должно быть одинаковым. После проверки параллельности продольных осей | кривошипов и совпадения наружных поверхностей шкивов редуктора и электродвигателя надевают клиновые ремни. Натяжение ремней регулируют, поднимая или опуская поворотные салазки. По окончании сборки и проверки ее качества устанавливают фундаментные шпильки, концы которых должны выступать над верхней плоскостью рамы для установки гайки и контргайки. При заливке цементного раствора под раму станка-качалки фундаментные болты затягивают после затвердения раствора.

По окончании монтажа электрооборудования, ограждения кривошипа и площадки с лестницей для обслуживания электродвигателя, а также проверки смазки в подшипниках и в редукторе разрешается выполнить пробный пуск станка-качалки и обкатку на холостом ходу в течение 3 ч.

В процессе обкатки проверяют вертикальность движения I шатунов, точки подвеса штанг, величину торцевого и радиального биения шкивов, наличие шума и стуков в узлах. При удовлетворительной работе и отсутствии дефектов присоединяют штанги скважинного насоса и включают станок под нагрузкой.

Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками -- ограждение движущихся частей станка-качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважин, опробованное и принятое к серийному призводству, в частности, устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС1--73--25, рассчитанные на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС2--73--40--на давление 4,0 МПа.



6. Монтаж оборудования для погружных электронасосов

При эксплуатации высокодебитных скважин применяют погружные центробежные электронасосы (рис. 86). Наземное оборудование электронасосов не требует монтажа фундаментов и других сооружений.

Погружной насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Перед спуском на устье необходимо выполнить следующие работы:

1) установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его на устье скважины и снять предохранительную крышку;

2) установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем;

3) снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины;

4) снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала шлицевым ключом;

5) поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода электродвигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию;

6) установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода, соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения;

7) вывинтить пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввинтить на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса; закачать в двигатель жидкое масло до появления его в отверстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты; вывинтить штуцер заправочного насоса и ввинтить на место пробку обратного клапана головки двигателя;

8) ввинтить пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; опустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя включением в электросеть;

9) навинтить патрубок-переводник на насос, поднять насос с мостков; снять предохранительную крышку с конца насоса, вывинтить пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протектором;

10) снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны; вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом; вывинтить пробку из спускного отверстия протектора и закачать жидкое масло до его появления в спускном отверстии протектора.

11) ввинтить пробку в спускное отверстие протектора и продолжать закачивать жидкое масло до появления его в отверстии основания насоса;

12) ввинтить в отверстие основания насоса манометр и опрессовать агрегат;

13) при отсутствии утечек масла в соединениях вывинтить манометр и штуцер заправочного бачка;

14) ввинтить воздушную пробку протектора и открыть перепускной клапан протектора на 1,5--2 оборота;

15) при появлении густого масла в отверстии основания насоса закрыть пробку, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи;

1 -- электродвигатель; 2 -- протектор; 3 -- фильтр-сетка; 4 -- центробежный насос; 5 -- обратный клапан; 6 -- кабель; 7 -- сливной клапан; 8 -- пояс; 9 -- специальная планшайба; подвесной ролик; 11 --барабан для кабеля; 12 - автотрансформатор; 13 - станция управления

Рисунок 8 - Схема оборудования скважин для эксплуатации бесштанговым погружным электроцентробежным насосным агрегатом

16) подключить кабель и произвести пробный запуск насоса.

Так как к насосно-компрессорным трубам необходимо хомутами крепить кабель питания электродвигателя, обычный автомат АПР-2ВБ не может быть применен для свинчивания труб. Для механизации работ по спуску погружных электроцентробежных агрегатов ВНИИнефтемашем разработан автомат АПР-2ЭПН, представляющий собой сочетание автомата АПР-2 с автоматической приставкой, оснащенной автоматическим центрирующим устройством и системой съема и надевания хомутов.

После спуска труб при их подвеске на планшайбе следует провести заключительные операции:

1) ввинтить подъемный патрубок в планшайбу, поднять ее с мостков и навинтить на колонну труб;

2) приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины и посадить колонну труб на колонный фланец;

3) вывинтить подъемный патрубок из муфты планшайбы;

4) установить и закрепить сектор планшайбы;

5) поднять и ввинтить арматуру (тройник и задвижку) в муфту планшайбы;

6) соединить нагнетательную линию арматуры и проверить работу насоса и станции управления.

При подвеске труб и переводной катушки необходимо:

1) снять кабель с подвесного ролика;

2) поднять переводной патрубок вместе с переводной катушкой и навинтить на колонну труб;

3) приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины;

4) протащить свободный конец кабеля в отверстие катушки;

5) посадить колонну труб на крестовик и закрепить переводную катушку с крестовиком болтами;

6) установить сальниковое уплотнение;

7) отсоединить переводной- патрубок от переводной катушки;

8) поднять елку арматуры и соединить ее с переводной катушкой;

9) соединить нагнетательные линии арматуры.

Автотрансформатор и станция управления имеют салазки, и для них не требуется изготовлять фундаменты. Их устанавливают на полу дощатой будки, которая защищает их от атмосферных осадков и заносов зимой.

В последнее время для скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН), вместо планшайб применяют специальную арматуру, которая отличается от обычной фонтанной конструкцией катушки, предназначенной для пропуска кабеля. Для этого в катушку вварена сальниковая камера, уплотненная набивкой. Подвеска насосных труб аналогична подвеске подъемных труб в фонтанных скважинах. Эту арматуру выпускают тройниковой и крестовой.

Для транспортировки оборудования погружных центробеленых электронасосов используют специальные агрегаты. Погружное оборудование (насос, двигатель и гидрозащиту) доставляют на скважину не соединенными друг с другом. Все перевозимое оборудование должно быть закреплено. При отсутствии специальных машин оборудование установок погружных центробежных электронасосов перевозят на бортовых машинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель должны транспортироваться в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки ПЭЦН специально изготовленные сани. Кабель перевозят намотанным на барабан.

Кантовать и сбрасывать оборудование установок погружных центробежных электронасосов категорически запрещается.

Станции управления необходимо перевозить, соблюдая правила транспортировки контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.

Погрузку и разгрузку двигателя и секций насоса производят специальным приспособлением с захватом в двух местах (расстояние между точками захвата должно быть не менее 1,5 мм).

Техника безопасности при монтаже и эксплуатации ПЭЦН

1. Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок необходимо выполнять в строгом соответствии с правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности, правилами устройства электроустановок, правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

2. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, следует осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

3. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

4. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

5. Установка включается и выключается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.

6. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке «рубильник-предохранитель», со снятыми предохранителями; эти работы должны выполняться двумя рабочими с квалификацией не ниже III группы.

7. Монтаж оборудования для сбора и хранения нефти

Основными элементами систем промыслового сбора и хранения нефти и нефтепродуктов являются резервуарные парки. В состав резервуарных парков входят стальные, железобетонные и бетонные резервуары. Наибольшее распространение на промыслах получили наземные стальные вертикальные цилиндрические резервуары вместимостью от 25 до 100 000 м3, которые делятся на следующие группы:

-без давления (с плавающей крышей, понтоном и др.);

-низкого давления (до 2 кПа);

-повышенного давления.

Разработаны конструкции понтонов из синтетических материалов для вертикальных стальных резервуаров со щитовой кровлей вместимостью 100--400; 700; 1000; 2000; 5000 м3. Конструкция понтона сборная из отдельных элементов, что дает возможность монтировать его в резервуарах без огневых работ.

Основная часть такого понтона -- эластичный ковер, изготовленный из полимерного материала, который крепится по периферии к коробам и собран на уголке в кольцо жесткости.

Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары со сферической крышей и сфероидальные (рис. 87). Последние более экономичны для хранения под давлением, так как отношение поверхности резервуара к объему (при одинаковой вместимости) у них ниже, чем у цилиндрических. Кроме того, равномерное распределение напряжений позволяет уменьшить толщину стенки.

К цилиндрическим резервуарам со сферической крышей относятся резервуары ДИСИ вместимостью до 2000 м3 и типа «Гибрит» вместимостью до 5000 м3.

Рисунок 9 - Резервуар со сфероидальной несущей кровлей и плоским днищем

Железобетонное резервуаростроение получило распространение с 1950 г. Монтаж железобетонных резервуаров, как и стальных, основан на двух принципах: максимальном использовании сборных элементов заводского изготовления при минимальном объеме работ на строительной площадке и наиболее полной унификации конструктивных элементов. Решающим в железобетонном резервуаростроении является применение синтетических материалов.

При хранении нефтей и нефтепродуктов используют железобетонные цилиндрические резервуары вместимостью 100; 250; 500; 1000; 2000; 3000; 5000; 6000; 10 000; 20 000; 30 000; 40 000 м3, рассчитанные на давление 2 кПа и вакуум 18 МПа.

Монтаж металлических вертикальных резервуаров

Различают два метода монтажа вертикальных цилиндрических резервуаров:

1) полистовой;

2) индустриальный из рулонных и укрупненных заготовок.

Полистовой метод монтажа. При таком методе на строительную площадку доставляют отдельные листы для монтажа корпуса, днища и кровли, а также отдельные элементы из профильного проката (швеллеры, двутавры, уголки), являющиеся частями ферм перекрытия, поддерживающих листы кровли. На строительной площадке организуют работы по вальцовке листов корпуса и укрупнению узлов ферм перекрытия.

На выбранной для резервуара площадке по диаметру основания бульдозером снимают верхний слой грунта (растительный грунт). Затем на подготовленную почву тонкими слоями насыпают песчаный грунт, причем каждый слой тщательно уплотняют катком. Верхний слой основания, непосредственно соприкасающийся с листами днища резервуара, должен быть гидрофобным, не пропускающим влагу к неизолируемым поверхностям стальных листов днища. Этот слой толщиной 80-- 100 мм представляет собой смесь песчаного грунта и нефтяных остатков (мазута, битума).

На подготовленное основание, соблюдая необходимую осторожность, укладывают листы центральной части днища и более толстые листы -- окрайки, на которые опирается первый пояс корпуса резервуара.?

Сборку всех листов днища, за исключением периферийных участков окраин, осуществляют внахлестку с помощью коротких швов-прихваток или специальных сборочных приспособлений. Сварку внахлестку осуществляют только с одной, верхней (наружной) стороны, так как внутренняя (нижняя) сторона днища опирается непосредственно на песчаное основание. Соединяют листы днища ручной электродуговой сваркой или автоматической сваркой под флюсом с помощью сварочного трактора ТС-17М или ТС-17Р.