Наземное оборудование скважин по способам эксплуатации

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ

Отчет по практике

Наземное оборудование скважин по способам эксплуатации

Выполнила студентка гр. НРТ-09(11)-1

Губкина Надежда Сергеевна

Тюмень 2010 г.



Общая характеристика предприятия

нефтяной оборудование скважина

(организационно- правовая форма)

Сегодня ЛУКОЙЛ:

1,3% общемировых запасов нефти и 2,1% общемировой добычи нефти

18,0% общероссийской добычи нефти и 18,3% общероссийской переработки нефти

Компания №2 среди крупнейших мировых частных нефтяных компаний по размеру доказанных запасов углеводородов

Компания №6 среди крупнейших мировых частных нефтяных компаний по объему производства углеводородов

Крупнейшая российская нефтяная бизнес-группа с ежегодным оборотом свыше 30 млрд. долл.

Компания, акции которой занимают первое место по объемам торгов среди акций иностранных компаний, торгуемых на Лондонской фондовой бирже (IOB), по результатам 2005 г. 

Компания, акции которой занимают первое место по объемам торгов среди акций всех эмитентов в РТС по результатам 2005 г. 

Лидер среди российских компаний по информационной открытости и прозрачности. Первая российская компания, акции которой получили полный листинг на Лондонской фондовой бирже

Единственная частная российская нефтяная компания, в акционерном капитале которой доминируют миноритарные акционеры.

Современная нефтяная компания - это нечто большее, чем сложнейшие высокие технологии на всех стадиях от разведки месторождений до транспортировки и переработки нефти плюс не менее сложная система управления и принятия решений. Крупная нефтяная компания сегодня - это, прежде всего высочайшая ответственность, поскольку ее сверхзадача - бережное использование подземных богатств, эффективное превращение их в необходимый потребителю конечный продукт и его своевременная доставка по назначению. Масштаб этой деятельности - в прямом географическом смысле и в финансовом измерении - столь велик, что неизбежно воздействует на жизнь всей страны, а иногда и планеты. Хорошо известно, под каким пристальным (и иногда и пристрастным) вниманием прессы, экологов, просто активных граждан работает вся нефтяная отрасль. Не стоит забывать и про ответственность компании перед своими акционерами.

Требования и принципы устойчивого развития крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний стали сейчас актуальными для большинства стран мирового сообщества. Но можно ли их применить к условиям России, находящейся в переходном периоде к рыночному хозяйству? Опыт крупнейшей нефтяной компании России « ЛУКОЙЛ » говорит, что это не только можно, но и нужно. Что переход к устойчивому развитию крупных промышленных, в том числе нефтяных компаний - основной путь для российской экономики.

Миссия: ЛУКОЙЛ создан, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека. Способствовать в регионах деятельности Компании долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов

Обеспечить стабильный и долгосрочный рост бизнеса, трансформировать ЛУКОЙЛ в лидирующую мировую энергетическую компанию. Быть надежным поставщиком углеводородных ресурсов на глобальном рынке энергопотребления.

Цель: ЛУКОЙЛ считает своей целью создание новой стоимости, поддержание высокой прибыльности и стабильности своего бизнеса, обеспечение акционеров высоким доходом на инвестированный капитал путем повышения стоимости активов Компании и выплаты денежных дивидендов. Для достижения этих целей ЛУКОЙЛ будет использовать все доступные возможности, включая дальнейшие усилия по сокращению затрат, росту эффективности своих операций, улучшению качества производимой продукции и предоставляемых услуг, применению новых прогрессивных технологий. ЛУКОЙЛ - одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Приоритетными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, главной ресурсной базой является Западная Сибирь. Значительная часть продукции Компании реализуется на международном рынке. ЛУКОЙЛ занимается сбытом нефтепродуктов в России, Восточной Европе, странах СНГ и США. ЛУКОЙЛ является второй крупнейшей частной нефтяной компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти - около 2,1%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18% общероссийской добычи нефти и 18% общероссийской переработки нефти.

По состоянию на начало 2005 года доказанные запасы нефти Компании составили 15 972 млн. барр., газа - 24 598 млрд. фут3, что в совокупности составляет 20 072 млн. барр. н.э. В секторе разведки и добычи ЛУКОЙЛ располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. Новым быстрорастущим регионом является Тимано - Печора, где за последние пять лет добыча нефти выросла более чем в 1,6 раза. ЛУКОЙЛ также реализует ряд проектов в секторе разведки и добычи за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Иране, Колумбии, Венесуэле, Ираке. С введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания начала реализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа в среднесрочной перспективе будет расти ускоренными темпами. Ресурсной базой для реализации этой программы являются месторождения Большехетской впадины и Каспийского моря, а также международные газовые проекты: Кандым - Хаузак - Шады в Узбекистане и Шах-Дениз в Азербайджане.

ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ - в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини - НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 41,8 млн. т/год нефти. Зарубежные НПЗ Компании расположены на Украине, в Болгарии и Румынии, их совокупная мощность составляет 16,7 млн. т/год нефти. В 2004 году на собственных заводах Компании было переработано 44,0 млн. тонн нефти, в том числе на российских - 35,5 млн. тонн. На конец 2004 года сбытовая сеть Компании охватывает 17 стран мира, включая Россию, страны СНГ (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина), государства Европы (Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Румыния, Чехия, Эстония) и США. Насчитывает 199 объектов нефтегазового хозяйства и 5 405 автозаправочных станций. Сбытовая сеть Компании на территории России включает 10 организаций нефтепродуктообеспечения, осуществляющих свою деятельность в 59 субъектах РФ. Схема организационной структуры НК ЛУКОЙЛ подтверждает факт тот, что изменения стратегий и организационная структура находятся в тесной взаимосвязи. Стратегия компании является основным фактором, определяющим ее организационную структуру; многоцелевая стратегия усложняет организационную структуру компании, совершенствуя которую компания обеспечивает эффективность решения стратегических задач. Нефтяная компания ЛУКойл находится на высшем уровне своего развития, т.е. компания занимает ведущее место среди НК на национальном рынке, и постепенно завоевывает позиции на мировом, расширяя сеть филиалов и представительств.

ООО «КогалымНИПИнефть»

Карточка предприятия

Наименование ООО «КогалымНИПИнефть»

предприятия

Форма собственности Частная собственность

Территория Тюменская область

Юридический адрес РФ, 625000, г. Тюмень, ул. Республики, 41

Почтовый адрес РФ, 625000, г. Тюмень, ул. Республики, 41

Телефон (3452) 45-24-45

Факс (3452) 45-24-50

Ф.И.О. Генерального директора Шкондратов Виктор Владимирович

Ф.И.О. Главного бухгалтера Конищев Михаил Зинофеевич



Введение

Цель практики - закрепление теоретических знаний по изученным дисциплинам, ознакомление студентов с характером и особенностями их будущей специальности.

Основные задачи:

Приобретение практических навыков работы с информацией и персоналом организации.

Сбор информации о среде, состоянии и социально-экономических проблемах организации.

Систематизация полученных данных.



Процесс эксплуатации нефтяных месторождений включает работы, начиная от освоения эксплуатационных скважин, законченных бурением, и кончая подготовкой, замером и выдачей продукции (нефти и газа) на транспортирование к потребителю.

В основном это работы по освоению скважин, выводу их на заданный технологический режим эксплуатации, отбору продукции из скважин. Работы по поддержанию основных параметров режима эксплуатации воздействием на призабойную зону пласта и на весь пласт в целом; разнообразные ремонтные работы на скважине и в промысловых мастерских; сбор продукции скважин (нефть, газ, вода); разделение смеси на её составляющие; доведение до товарных параметров нефти и газа и передача их на транспортирование.

При всех этих многочисленных работах различны и параметры каждого из отдельных процессов, будь то, например, отбор жидкости из скважины, ремонтные работы или какая-то другая работа. На выполнение некоторых из этих работ большое влияние оказывают климатические условия. Для их выполнения необходимо весьма разнообразное оборудование.

По технологическому назначению оборудование можно разделить на шесть групп:

Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах (оборудование ствола и устья скважины, законченной бурением; трубы; приводы; скважинные уплотнители).

Оборудование для освоения скважин (насосные агрегаты; компрессорные агрегаты; оборудование для свабирования скважин).

Оборудование для подъема продукции пластов из скважин (при фонтанировании; при компрессорной добыче; при насосной эксплуатации установками бесштанговых и штанговых насосов; при одновременной и раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной).

Оборудование для воздействия на пласт (при вытеснении нефти водой, газом, реагентами; при термических, термохимических, химических методах воздействия; при механическом воздействии на коллектор пласта; при одновременной и раздельной обработке нескольких пластов через одну скважину).

Оборудование для ремонтных работ на скважине (вышки и мачты; подъемники и самоходные агрегаты с вышкой; механизмы для свинчивания и развинчивания труб, штанг и пр.; инструмент; агрегаты для обслуживания и ремонта поверхностного оборудования скважин).

Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию (оборудование для сбора продукции скважин; оборудование для подготовки нефти и газа к транспортированию; оборудование для обработки и использования пластовых и сточных вод).

Наземное оборудование по способам эксплуатации скважин. Рассмотрим несколько способов эксплуатации скважин, в которых требуется наземное оборудование: для освоения скважин, для подъема продукции пластов из скважин, для ремонтных работ на скважине, для сбора и подготовки нефти и газа к транспортировке.

Для освоения (бурения) и ремонта скважин используют буровые установки. Буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает в себя:

Буровые сооружения (буровая вышка - сооружение, являющееся частью буровой установки и предназначенное для: 1. проведение спускоподъемных операций (СПО); 2. поддержания бурильной колонны на талевой системе при бурении с разгрузкой; 3. размещение комплекта бурильных труб и утяжеленных бурильных труб (УБТ), извлеченных из скважины; 4. размещение талевой системы; 5. размещение средств механизации СПО, в частности механизмов АСП (может не устанавливаться), платформы верхнего рабочего, устройства экстренной эвакуации верхнего рабочего, вспомогательного оборудования; 6. размещения системы верхнего привода (может не устанавливаться). Буровые вышки подразделяются на башенные и мачтовые.

Спускоподъемное оборудование (лебёдка, кронблок, крюкоблок);

силовое оборудование для привода лебедки, ротора и буровых насосов (двигатели электрические или дизельные),

оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, СВП);

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

оборудование циркуляционной системы (емкости, буровые насосы, манифольд, вертлюг); Вертлюг (рис. 11) - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус 2 вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа 4. В центре корпуса проходит напорная труба 5, переходящая в ствол 7, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав (рис. 11) для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе на подшипниках , чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Герметизируют зазоры между неподвижной и подвижной частями вертлюга сальниками.

оборудование для очистки бурового раствора от выбуренной породы (вибросита, пескоотделители, илоотделители, центрифуги);

оборудование для приготовления бурового раствора (гидроворонки, гидромешалки, шламовые насосы);

противовыбросовое оборудование (превенторы), привышечные сооружения (котельная, склад ГСМ).

Ключи. Выпускаются для ручного свинчивания и развинчивания труб и штанг и для механизированной работы. Трубные ключи для работы вручную выпускаются типов КТН и КТНМ, КТД, КТГУ и цепные.

Оборудование для подъема из скважин продукции пласта весьма разнообразно. Это вызвано различными условиями добычи нефти. При всех методах добычи продукция пласта поднимается на какую-то высоту в стволе скважины за счет пластовой энергии. В большинстве эксплуатируемых скважин пластовой энергии не хватает на интенсивное фонтанирование, и тогда применяют оборудование для фонтанных скважин.

Центробежные насосы с электроприводом (ЭЦН) - разработаны для эксплуатации двух пластов (работают по схеме фонтан-насос).

Бесштанговые насосы имеют скважинный насос и скважинный привод насоса, соединенные между собой.

(ШСН) штанговые насосы имеют станок-качалку (привод), скважинный насос (исполнительный механизм) и длинную колонну из металлических штанг (механических связей). Это наиболее распространенное насосное оборудование для добычи нефти, обусловленное простотой и удобствами эксплуатации мало - и среднедебитных скважин.

Расширяется применение компрессорного газлифта.

Винтовых насосов с электроприводом.

Гидропоршневых насосов.

Наземное оборудование фонтанных скважин состоит из устья законченного бурением и оборудованного колонной головкой. На колонной головке крепиться арматура для фонтанных скважин (ГОСТ 13846-74). Арматура делиться на трубную головку и фонтанную елку. Основными деталями и узлами арматуры являются: 1крестовина, 2 тройник, 3 переводник или катушка, 4запорное устройство, 5 фланец или манометр или буфер, 6 кран, 7 дроссель, 8 ответный фланец.

Оборудование скважин, эксплуатируемых компрессорным способом (газлифт, оборудование устья имеет арматуру, на оборудование устья устанавливается монтажная мачта). Газлифт отличается высокими капитальными вложениями из-за необходимости строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов. К наиболее распространенным компрессорам относят газомоторкомпрессоры типа 10ГКН.

Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортировке, а пластовой воды к использованию или захоронению имеет большое значение в сокращении потерь нефти и газа и требует большого внимания и затрат. На долю систем сбора и подготовки нефти приходиться около 50% всех затрат на промысловое обустройство. Эти системы включают в себя большую сеть трубопроводов, сепараторов (сепарационных установок), отстойников и резервуаров, имеющих обычно большие габариты. Технологическая схема позволяет выделить две основные группы оборудования. В оборудовании сбора - это замерные установки, первичные сепараторы газа, устройство для подачи реагентов, промысловые насосные станции и трубопроводы. В оборудовании подготовки продукции скважин - это сепараторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резервуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к транспортировке продукции промысла.



Межгосударственный стандарт

Система стандартов безопасности труда. Оборудование наземное для освоения и ремонта скважин. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.088-83 Дата введения 01.07.84

Настоящий стандарт распространяется на вновь проектируемое и модернизируемое наземное оборудование, предназначенное для освоения и ремонта скважин, и устанавливает общие требования безопасности к его конструкции.

1. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ К ОСНОВНЫМ ЭЛЕМЕНТАМ КОНСТРУКЦИИ

1.1. Общие требования

1.1.1. Оборудование должно соответствовать требованиям настоящего стандарта, и .

Требования безопасности к оборудованию конкретного вида, не установленные настоящим стандартом, должны быть установлены в стандартах и технических условиях на это оборудование.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.1.2. Требования безопасности при эксплуатации оборудования должны быть изложены в эксплуатационных документах по , а при ремонте оборудования - по ГОСТ 2.602 с учетом требований «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденных Госгортехнадзором СССР 31 марта 1973 г.

1.1.3. Гидроприводы должны соответствовать требованиям .

1.1.4. Пневмоприводы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.101.

1.1.5. Шумовые характеристики на рабочих местах - по .

1.1.6. Вибрационные характеристики на рабочих местах - по .

1.1.7. Компрессоры, применяемые для освоения нефтяных и газовых скважин, должны соответствовать требованиям .

1.1.8. Буровое оборудование, применяемое для освоения и ремонта скважин, должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.0411.

1) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 12.2.141-99.

1.1.9. Оборудование для освоения и капитального ремонта скважин должно быть оборудовано лебедками или другими механизмами для выполнения вспомогательных работ по подтаскиванию грузов к устью.

Примечание. Необходимость установки лебедки для вспомогательных работ на установках грузоподъемностью до 32 т должна быть установлена в техническом задании на разработку.(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.1.10. Силовые агрегаты с двигателями внутреннего сгорания должно быть оборудовано системой искрогашения.

1.1.11. Конструкция установки должна обеспечивать возможность проведения капитального ремонта скважин с применением противовыбросового оборудования.

1.1.12. Установки для ремонта скважин должны быть укомплектованы механизмами для свинчивания-развинчивания труб и штанг и другими устройствами, обеспечивающими безопасность труда.

1.1.13. Все грузоподъемные системы подъемных установок, а также вертлюги и роторы должны быть рассчитаны на возможность испытательной нагрузки, превышающей в 1,25 раза номинальную грузоподъемность.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

1.2. Требования к вышкам (мачтам)

1.2.1. Конструкция вышки (мачты) и ее крепления к основанию без оттяжек должны быть рассчитаны с коэффициентом устойчивости 1,4 на опрокидывающий момент при скорости ветра 33,5 м/с с учетом наличия комплекта труб за пальцами.

Условия крепления оттяжек или возможность работы без них должны быть указаны в эксплуатационной документации.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.2.2. В конструкции телескопических вышек (мачт) должны быть предусмотрены: упоры, фиксирующие вышку (мачту) в выдвинутом положении, ограничитель выдвижения верхней секции и сигнализация выдвижения упоров.

1.2.3. Упоры верхней секции телескопической вышки (мачты) должны позволять беспрепятственное ее выдвижение и посадку.

1.2.4. Конструкция механизмов и системы управления подъемом вышки (мачты) и выдвижением верхней секции должна обеспечивать возможность останова и фиксации их в любом промежуточном положении при прекращении воздействия на органы управления, а также при прекращении подачи энергоносителя.

1.2.5. При наличии в конструкции механизма выдвижения вращающихся канатных роликов канат должен быть предохранен от соскакивания с роликов.

1.2.6. Конструкция вышки (мачты) должна исключать возможность задевания каких-либо ее частей талевым блоком, ходовой и неподвижными ветвями талевого каната при спускоподъемных операциях.

1.2.7. В конструкции вышки (мачты) должно быть предусмотрено устройство для безопасного подвешивания промывочного шланга.

Примечание. В конструкции вышки установок, предназначенных для ремонта скважин, оснащенных электроцентробежными или электровинтовыми скважинными насосами, должен быть дополнительно установлен ролик для подвески кабеля.

1.2.8. Конструкция вышки (мачты), установленной на транспортной базе, в рабочем положении должна обеспечивать расстояние от оси устья скважины до установки в пределах рабочей зоны не менее 1,0 м.

1.2.9. Вышки (мачты), смонтированные на шасси транспортной базы, должны быть рассчитаны с коэффициентом устойчивости 1,4 при работе с оттяжками на опрокидывающий момент при скорости ветра 33,5 м/с с учетом наличия комплекта труб за пальцами на установках, где это предусмотрено.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

1.3. Требования к талевой системе

1.3.1. Шкивы кронблока и талевого блока должны быть снабжены предохранительными устройствами, исключающими самопроизвольное соскакивание каната и попадание его между шкивами.

Конструкция предохранительных устройств должна обеспечивать удобный доступ к шкивам при их обслуживании, ремонте, а также при оснастке талевой системы. Зазоры между предохранительным устройством и ребордами шкивов должны быть не более 0,25 диаметра каната.

1.3.2. Коэффициент запаса прочности талевого каната (отношение разрывного усилия к номинальному тяговому усилию) должен быть не менее 3.

1.3.3. Резьбовое соединение ствола крюка с упорной гайкой должно иметь стопорение, исключающее самопроизвольное отвинчивание гайки. Резьбовое соединение должно закрываться кожухом.

1.3.4. Конструкция крюка должна исключать самопроизвольное выпадение элеваторных штропов из зева.

1.3.5. Центр тяжести талевого блока должен быть расположен ниже оси канатных шкивов.

1.3.6. Диаметр приспособления для крепления и перепуска неподвижной ветви талевого каната должен составлять не менее 18 диаметров каната.

Устройства крепления талевого каната, не предусматривающие перепуск, должны иметь радиус изгиба каната, не менее предусмотренного для соответствующего коуша по .

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.3.7. Длина каната талевой системы должна обеспечивать наличие на барабане лебедки не менее трех витков каната при нижнем положении талевого блока (крюко - блока).

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

1.4. Требования к лебедкам

1.4.1. Конструкция барабана лебедки должна обеспечивать надежное и удобное крепление ходовой ветви каната и исключать возможность смятия или перегиба в месте его крепления.

1.4.2. Тормозная система должна обеспечивать: надежное удержание в статическом состоянии колонны труб максимальной массой; плавную посадку инструмента при спуске труб.

1.4.3. Конструкция тормоза должна исключать самопроизвольное торможение (расторможение) барабана лебедки.

1.4.4. Конструкция тормоза лебедки должна исключать возможность обратного удара рычага ручного управления тормоза.

1.4.5. Конструкция лебедки должна обеспечивать удобный доступ к тормозным лентам для регулирования их натяжения и обслуживания в процессе эксплуатации.

1.4.6. Конструкция тормозной системы должна обеспечивать в расторможенном состоянии равномерный зазор между тормозной лентой и шкивом.

1.4.7. Фрикционные пары тормозной системы и лебедки должны быть предохранены от попадания в них воды и масла.

1.4.8. Фрикционная муфта лебедки должна иметь запас сцепления не менее 1,25 максимального крутящего момента.

1.4.9. Составные части тормозной системы должны быть предохранены от попадания в них посторонних предметов.

1.4.10. Конструкция лебедки должна обеспечивать возможность длительного удержания груза на весу в аварийных случаях.

1.4.11. Конструкция лебедки должна обеспечивать правильную укладку талевого каната на барабан лебедки.

1.4.12. Конструкция системы управления лебедкой должна обеспечивать автоматическое отключение привода с одновременным включением тормоза при поступлении сигнала предохранительных устройств (например, ограничителя грузоподъемности, ограничения подъема талевого блока и др.). Отключение привода и торможение лебедки должны исключать разгрузку и разматывание подвижной ветви талевого каната.

1.5. Требования к вертлюгу

1.5.1. Штроп вертлюга должен иметь ограничение поворота его на пальцах в пределах 25° - 50°, отсчитываемых от продольной оси вертлюга.

1.5.2. Уплотнительные элементы гидравлической части вертлюга должны выдерживать давление, равное полуторакратному рабочему давлению.

1.6. Требования к ротору

1.6.1. Конструкция ротора должна предусматривать устройство для стопорения стола ротора.

1.6.2. Зажимы ротора должны иметь устройства, предотвращающие их выпадение из гнезд, в столе ротора.

1.7. Требования к насосным блокам и оборудованию для приготовления растворов

1.7.1. Конструкция элементов гидравлической части насосов должна предусматривать преломление струи жидкости при повреждении уплотнений.

1.7.2. Конструкции гидравлической части насосов, предохранительных устройств, манифольда насосов и элементов обвязки должны быть надежными и обеспечивать герметизацию на всех режимах работы, а также при гидравлическом испытании пробным давлением.

1.7.3. На нагнетательном трубопроводе насоса должен быть предусмотрен манометр, а на насосе - предохранительное устройство.

1.7.4. Конструкция предохранительного устройства насоса должна исключать возможность его отказа из-за накопления рабочего агента на срабатываемом органе.

1.7.5. Конструкция клапанной коробки насоса должна обеспечивать слив жидкости.

1.7.6. Силовая установка должна быть снабжена безопасными устройствами, позволяющими производить легкий запуск установки в зимнее время.

1.7.7. Конструкция мерных емкостей установок должна предусматривать уровнемер и запорное устройство для регулирования слива жидкости.

1.7.8. Загрузочные люки емкостей должны иметь крышки с надежными запорными устройствами. Люки емкостей, предназначенных для хранения жидкостей, должны быть герметичными, а бункеры для сыпучих материалов должны иметь дополнительно металлические решетки с ячейками размером не более 150Ч150 мм.Люки, расположенные на высоте 1250 мм и более, должны быть оснащены площадками площадью не менее 0,6 м2, имеющими перила.

1.8. Требования к органам управления

1.8.1. Органы управления должны соответствовать требованиям .

1.8.2. Органы управления, расположенные в кабине транспортного средства и в дополнительной кабине, должны быть расположены удобно - так, чтобы исключать лишние движения работающего. Не влиять на выполнение технологического процесса, а также не мешать входу и выходу работающего на рабочее место.

1.8.3. Направление движения органов управления преимущественно должно соответствовать направлению движения механизмов.

1.8.4. Органы управления механизмами не следует устанавливать на часто снимаемые при обслуживании составные части оборудования.

1.8.5. Конструкция органов управления оборудованием должна исключать возможность самопроизвольного включения (отключения) элементов управления под действием вибрации.

1.8.6. Усилие для включения рычагов управления не должно превышать значений, установленных ГОСТ 21752, ГОСТ 21753 и .

1.8.7. Высота расположения рычагов управления и рукояток - по и .

1.8.8. У рукояток (кнопок) органов управления должны быть четкие и несмываемые надписи, указывающие направление и назначение производимых движений.

Символы органов управления - по ГОСТ 12.4.040. При расстоянии надписи от оператора до 900 мм высота шрифта надписи должна быть 6 мм, при расстоянии от 900 мм до 1250 мм - 8 мм.

1.8.9. Органы управления подъемом вышки (мачты) передвижных установок должны быть расположены вне кабины транспортного средства. Допускается расположение в кабине органов управления выдвижением верхней секции вышек (мачт) телескопической конструкции.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.9. Требования к кабинам передвижных установок

1.9.1. Конструкция дополнительной кабины передвижных установок должна обеспечивать микроклимат внутри кабины в соответствии с ГОСТ 12.2.019.

1.9.2. Световые проемы кабины должны быть выполнены из стекла по ГОСТ 5727.

1.9.3. Окна кабины должны позволять производить обзор рабочей площадки и всего пути движения талевого блока.

1.9.4. Верхние окна и окна кабины, обращенные к устью скважины, должны быть защищены металлической решеткой, не ухудшающей обзорность с рабочего места.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.9.5. Кабина установки должна обеспечивать видимость водителю при передвижении и подаче ее к устью скважин.

1.9.6. Кабины должны быть оборудованы стеклоочистителями стекол, обращенных к устью. Стеклоочистители должны работать независимо от режима работы двигателя установки.

1.9.7. Кабины должны быть оборудованы устройствами, исключающими возможность запотевания и обледенения стекол.

1.9.8. Стекла кабины должны быть оборудованы солнцезащитными устройствами.

1.9.9. Кабины должны быть оборудованы плафонами внутреннего освещения с автономным включением.

1.9.10. Дверь дополнительной кабины должна открываться наружу. Для входа в кабину должна быть предусмотрена лестница-стремянка, которая не должна препятствовать свободному перемещению установки.

1.10. Требования к лестницам и площадкам

1.10.1. Вышки (мачты) передвижных установок, имеющие площадки верхнего рабочего для вертикальной расстановки труб, должны иметь до площадки лестницы тоннельного типа с переходными площадками, а от площадки верхнего рабочего до кронблока должны иметь лестницы-стремянки со страховочным устройством.

1.10.2. Лестницы и площадки должны соответствовать требованиям . Высота перил должна быть не менее 1000 мм.

1.10.3. Вышки (мачты) передвижных установок, у которых предусмотрен сброс труб на мостки, должны иметь на нижней секции лестницы-стремянки со страховочным устройством.

1.11. Требования к светильникам и электропроводке

1.11.1. Оборудование для освоения и ремонта скважин должно быть оснащено системой освещения, обеспечивающей уровень освещения в соответствии с табл. 1.

1.11.2. Светильники должны иметь защитную оболочку не ниже IP-54 по ГОСТ 14255.

1.11.3. Способ ввода проводов должен исключать замыкание их между собой или контактирование с металлическими частями арматуры. Корпус патрона светильника должен быть выполнен из изоляционных и влагостойких материалов и не должен допускать самоотворачивание лампы.

1.11.4. Установки должны иметь световой прибор для безопасного маневрирования при заднем ходе и плохой видимости.

1.11.5. Светильники, установленные на вышках (мачтах) и в пределах взрывоопасной зоны, должны быть взрывозащищенными. Уровень взрывозащиты - повышенная надежность против взрыва для смесей категории 11 А группы ТЗ по ГОСТ 12.1.0111).

1.11.6. Изоляция проводов и кабелей, применяемых при электропроводке, должна быть рассчитана на номинальное напряжение сети, а защитные оболочки соответствовать способу прокладки.

1.11.7. Электропроводка должна быть выполнена кабелем с медными жилами, изоляция которых должна быть маслобензостойкой и негорючей.

Примечание. Допускается выполнение электропроводки из отдельных гибких медных изолированных проводов, собранных в жгуты, заправленные в шланговую оболочку.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ К СРЕДСТВАМ ЗАЩИТЫ

2.1. Требования к защитным ограждениям

2.1.1. Механические передачи (цепные, карданные, зубчатые и др.), муфты сцепления, шкивы и другие, вращающиеся и движущиеся элементы оборудования должны иметь прочно закрепленные металлические ограждения.

Общие требования к конструкции ограждений - ПО. Примечание. Ширина пазов на кожухе талевого блока (крюкоблока) должна быть не более 2,4 диаметра талевого каната.

2.1.2. Ограждения оборудования, подлежащего частому осмотру, должны быть быстросъемными или открывающимися, для чего в конструкции должны быть предусмотрены рукоятки, скобы и другие специальные устройства, обеспечивающие быстрое и безопасное снятие и установку ограждения. Открывающиеся ограждения должны снабжаться приспособлениями, надежно удерживающими ограждения в открытом положении.

2.1.3. При использовании в качестве ограждения металлической сетки в оправе диаметр проволоки сетки должен быть не менее 2,0 мм. Размеры отверстий металлической сетки, решетки и т.п. не должны превышать значений, указанных в табл. 2.

2.2. Требования к системам блокировки и сигнализации

2.2.1. В конструкции систем управления установок на транспортной базе для ремонта нефтяных и газовых скважин должны быть предусмотрены: ограничитель выдвижения вышки (мачты); ограничитель подъема талевого блока (крюкоблока); ограничитель грузоподъемности; блокировка отдельных положений рычагов и рукояток управления; блокировка предотвращения падения вышки (мачты) при обрыве рукавов или трубопроводов гидросистемы подъема вышки. Примечание. Допускается ограничитель грузоподъемности не устанавливать, если грузоподъемность установки ограничивается максимальным крутящим моментом двигателя механизма подъема.

2.2.2. Система управления должна быть снабжена предупредительной сигнализацией. Уровень звука сигнала в рабочей зоне должен быть на 8 дБА выше уровня звука, создаваемого основным оборудованием.

2.3. Сигнальные цвета и знаки безопасности - по ГОСТ 12.4.0261.

1) На территории Российской Федерации действует .

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТНЫХ РАБОТАХ, ТРАНСПОРТИРОВАНИИ И ХРАНЕНИИ

3.1. На оборудовании и его составных частях массой 15 кг и более, имеющих неудобную для зачаливания конструкцию, должны быть предусмотрены устройства или специальные места для строповки при подъеме.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.2. В комплект оборудования должны быть включены приспособления и устройства, обеспечивающие безопасность работающих при ремонте и обслуживании быстроизнашивающихся деталей и сборочных единиц оборудования.

3.3. Перед транспортированием все выдвижные части оборудования должны быть установлены в транспортное положение и застопорены.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.4. Хранение оборудования - в соответствии с требованиями нормативно-технической документации на оборудование конкретного типа.

4. КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Соответствие оборудования требованиям безопасности следует контролировать при: экспертизе технического задания и конструкторской документации; испытании опытных образцов (партий); испытании оборудования серийного производства; испытании после модернизации и капитального ремонта, монтаже оборудования и пуске его в эксплуатацию;

аттестации оборудования; согласовании и утверждении государственных и отраслевых стандартов и технических условий.

4.2. Контроль шумовых характеристик должен быть указан в нормативно-технической документации на оборудование конкретного вида и соответствовать ГОСТ 12.1.0261.

1) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51401-99.

4.3. Контроль механических колебаний должен быть указан в нормативно-технической документации на оборудование конкретного вида и соответствовать .

4.4. Для измерения давлений при испытаниях следует применять манометры по - класса точности не ниже 2,5.

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР, Министерством химического и нефтяного машиностроения СССР

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 28.03.83 № 1487

3. Снято ограничение срока действия Постановлением Госстандарта от 23.11.88 № 3782

4. ИЗДАНИЕ (ноябрь 2001 г.) с Изменением № 1, утвержденным в ноябре 1988 г. (ИУС 2-89)

СОДЕРЖАНИЕ

1. Требования безопасности к основным элементам конструкции

2. Требования безопасности к средствам защиты

3. Требования безопасности при ремонтных работах, транспортировании и хранении

4. Контроль выполнения требований безопасности



Заключение

Во время прохождения практики я полностью выполняла задания предусмотренные программой. Подчинялась действующим на предприятии правилам, внутреннего распорядка; изучила и соблюдала правила охраны труда и техники безопасности; ежедневно заполняла дневник практики; полностью отвечала за выполнение работы и за ее результаты.



Список использованной литературы

Л. Г. Чичеров - «Нефтепромысловые машины и механизмы».1983 - 312 с.

В.Ф Бочарников., Анашкина А.Е. Сквозная программа практик. Методические указания для студентов "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" 1998. - 23 с.

А. А. Коршак, А. М Шамазов - «Основы нефтегазового дела».2007-528 с.



Приложение 1

Рис. 1. Штанговая насосная установка:

1 - станок-качалка; 2 - сальник устьевой; 3 - колонна НКТ; 4 - колонна насосных штанг;5 - вставной скважинный насос; 6 - невставной скважинный насос; 7 - опора.

Приложение 2

Рис.2. Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;

4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень;

9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение;

12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса;

16 - тормоз



Размещено на www.allbest.ru