Разработка новой конструкции протектора установки погружного винтового насоса для добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Темой данной квалификационной работы является разработка новой конструкции протектора установки погружного винтового насоса для добычи нефти. Данный узел особенно интересен для рассмотрения с точки зрения повышения его надежности. В настоящее время гидрозащита является одним из самых слабых звеньев погружных насосных установок, уступая по числу отказов только кабельной линии и резиновым обоймам статоров винтовых насосов.

Актуальность этой разработки заключается в том, что существующее в настоящее время оборудование практически не приспособлено для добычи нефти в тех условиях, которые принято называть осложненными. В то же время на многих месторождениях нашей страны нефтяники сталкиваются с проблемой высокого содержания в пластовой жидкости воды, растворенного газа, механических примесей, а также различных смол парафинов.

Благодаря нечувствительности к свободному газу, винтовые насосы идеальны для перекачки высокогазированных жидкостей. Они являются более износостойкими при добыче нефти, содержащей механические примеси, т.к. твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается. По сравнению с центробежными насосами при эксплуатации насосов винтовых имеет место весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости (жидкость перекачивается практически без пульсации), что предотвращает образование стойкой эмульсии из нефти с водой. Отсутствие клапанов и сложных проходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери.

Основными требованиями, предъявляемыми к проектируемой установке, являются:

- обеспечение заданных подачи и напора жидкости на выходе из установки;

- способность нормально работать в условиях высоких температур;

-межремонтного периода при перекачке жидкости с высоким содержанием газа, воды и механических примесей;

- способность перекачивать жидкости высокой вязкости.

В ходе проектирования установки решаются задачи повышения надежности и долговечности нового объекта по сравнению с базовым, улучшения его эксплуатационных характеристик и технико-экономических показателей.



Глава 1

Для данных условий подойдет добыча винтовыми насосными установками Они были разработаны для добычи нефти для месторождений с осложненными условиями [I]. К таким условиям относятся:

- повышенная вязкость нефти;

- большое содержание газа;

- низкий коэффициент продуктивноти;

- значительное содержание механических примесей;

- высокая обводненность нефти.

Проанализировав данные геологических условий, я выбираю добычу с помощью винтовой насосной установки.

1.1 Выбор НКТ, устьевого и скважинного оборудования

Рекомендуются следующие соотношения между диаметром НКТ и пропускной способностью труб [2]:

Диаметр
НКТ, мм	48	60	73	89	102...114
Дебит,
т/сут.	20...40	40...50	50...250	250...350	>350

Так как планируемый дебит скважины составляет 55 т/сут., то диаметр НКТ составит 73мм. Выбираю НКТ 73 х 5,5.

Колонная головка ОКК-2-350-146x245x324. Фонтанная арматура АФК65х210.

Геолого-технический наряд на бурение скважины представлен в графической части (лист 1).



2. Основные положения технического задания на разгрузочный узел (протектор)

1 .Наименование и область применения.

1.1. Наименование изделия и его шифр.

Разгрузочный узел гидрозащиты (протектор).

1.2. Назначение и область применения.

Разгрузочный узел гидрозащиты предназначен для восприятия осевых нагрузок.

1.3. Возможность использования изделия для постановки на экспорт.

Изделие может поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты установки по стране поставок.

2.0снования для разработки.

2.1. Организация, утвердившая документ.

Кафедра НГМО в лице заведующего кафедрой Сысоева Н.И.

2.2. Тема, этап отраслевого и тематического плана в рамках которого будет выполняться задание.

Дипломный проект.

3. Цель и назначение разработки.

3.1. Заменяемое старое или создание нового.

Разгрузочный узел создается для замены старых.

3.2. Ориентировочная потребность по годам с начала серийного производства. По заказу предприятия «СНГ».

3.3. Источник финансирования. Предприятие «СНГ».

3.4. Количество и сроки изготовления.

I гидрозащита, 2.06.2008.

3.5. Предлагаемые исполнители.

Алпатов Юрий Юрьевич.

4. Источники разработки.

4.1. Протоколы лабораторных испытаний.

Отсутствуют.

4.2. Конструктивные проработки.

Отсутствуют.

4.3 Перечень других источников.

Ивановский В.Н., Дардищев В.И., Каштанов И.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Москва, 2002.

Протасов В.Н., Султанов В.З., Кривенков СВ. Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи. Москва, 2004.

5.Технические требования.

5.1. Стандарты и нормативно-техническая документация. Технические условия на скважинные установки ТУ 26-06-1464-86, технические требования на погружные электродвигатели ТУ 16-652.016-85.

5.2. Состав изделия, требования к изделию.

Протектор содержит корпус, гермитичную камеру с сообщающимися полостями, заполненными гидравлическим маслом, которое обеспечивает охлаждение и смазку радиальных подшипников и основных опорных элементов. Герметичность камеры обеспечивают торцовые уплотнения, система клапанов и диафрагма, служащая для выравнивания давления внутри полости с давлением пластовой жидкости.

5.3.Требования к показателям назначения, надежности, ремонтопригодности.

Основные технические параметры установки, определяющие его целевое использование и применение изложены в 1.2 и 5.2 данного технического задания. Винтовой насос должен удовлетворять следующим требованиям:

- Насос должен обеспечивать подачу 55 м³/сут;

- Глубина спуска насоса должна не превышать 1125 м;

- Насос должен обеспечивать откачку вязкой нефти до 200 сП

5.4 Требования к унификации.

Основные сборочные единицы протектора должны быть максимально унифицированы с протекторами более ранних конструкий.

5.5 Требования к безопасности.

Эксплуатацию протектора необходимо выполнять в соответствии с Правилами безопасности в нефтегазовой отрасли, правилами технической эксплуатации электроустановок, правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Эргономические и эстетические требования

5.6. Эргономические показатели должны обеспечивать максимальную эффективность, безопасность и комфортность труда.

5.7. Требования к патентной чистоте .

Протектор должен обладать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, США, Англии, Франции, Японии, Германии.

.8.Требования к эксплуатации.

Установка работает от сети переменного тока напряжением 380 В при частоте тока 50 Гц.

Жидкость должна поступать через сетку в нижнюю часть насоса,

Электроэнергия с поверхности должна подаваться около насоса по плоскому кабелю,

К насосу кабель должен крепиться металлическими поясами,

Над насосом должны устанавливаться обратный и сливной клапаны,

Насос, электродвигатель и гидрозащита должны соединяться между собой фланцами и шпильками,

Валы насоса, двигателя и протектора должны иметь на концах шлицы, для их соединения шлицевыми муфтами.

б.Экономические показатели.

6.1 Ориентировочный экономический эффект от применения одной установки.

6.2Срок окупаемости затрат - один год с начала их серийного производства.

6.3Цена договорная.

6.4Предполагаемая годовая потребность не рассчитывается. 7.Стадии и этапы разработки.

7. Разработка конструкторской документации для изготовления опытной партии протекторов.

7.2Изготовление и предварительные испытания опытной партии протекторов.

Приёмочные испытания опытной партии протекторов.

Корректировка конструкторской документации на установочную серию.

Изготовление установочной серии протекторов.



3. Краткий обзор и анализ конструкций проектируемого изделия

3.1 Анализ конструкций погружных винтовых насосов

Сравнение параметров насосов с различным числом заходов винтовой поверхности. Основными геометрическими параметрами винтового насоса являются:

шаг винтовой поверхности винта t и обоймы Г;

диаметр винта R;

эксцентриситет е;

длина винта L;

Рисунок 3.1.1 Схема рабочих органов винтового насоса, а - обойма (статор); б - винт (ротор). В настоящее время винтовые насосы выпускаются в однозаходном и многозаходном исполнении.

Наиболее перспективным является применение винтовых насосов с многозаходными рабочими органами. Многозаходные винтовые насосы обладают повышенными значениями критериев эффективности, чем определяются приимущества использования насосов с многозаходными рабочими органами по сравнению со стандартными насосами Муаносоднозаходным ротором [6,7]

Рисунок 3.1.2 Поперечные сечения рабочих органов винтового насоса с различным кинематическим соотношением

Винтовые насосы с многозаходными органами предназначены для эксплуатации скважин (штанговой и бесштанговой) в широком диапазоне свойств пластовой жидкости, в том числе нефти высокой вязкости и повышенного газосодержания.

Многозаходные насосы имеют существенные конструктивные и эксплуатационные преимущества по сравнению с традиционными винтовыми насосами с однозаходным ротором:

увеличенную подачу (в 2 - 3 раза) при одинаковой частоте вращения и наружном диаметре насоса;

уменьшенный осевой габарит (до 3-5 раз) при одинаковых давлениях;

увеличенное давление при одинаковых осевых габаритах;

высокие значения КПД при перекачки жидкостей высокой вязкости.

Все перечисленные выше преимущества говорят о том, что применение в разрабатываемой конструкции рабочих органов, выполненных по многозаходной схеме, будет наиболее перспективным решением, отвечающим современным требованиям к нефтедобывающему оборудованию.

Сравнение параметров схем с одной и двумя парами винтовых рабочих органов.

Установки погружных винтовых насосов с одной парой рабочих органов были разработаны раньше, чем двухвинтовые, которые обладают рядом преимуществ перед ними.

Во-первых, сдвоенные насосы позволяют создавать на выходе насоса удвоенную подачу по сравнению с одновинтовыми насосами. В условиях, когда радиальные габариты насоса жестко ограничены диаметром обсадной колонны скважины, это является важным преимуществом.

Во-вторых, сдвоенные насосы изготавливают так, что направление винтовых поверхностей у двух пар рабочих органов различно (у одной левое, а у другой правое). Благодаря этому достигается гидравлическое уравновешивание осевых нагрузок на рабочие органы и практически исключается их передача на опорные пяты насоса.

В дополнение к вышесказанному можно добавить, в настоящее время погружные одновинтовые насосы применяются в основном в составе установок для добычи нефти поверхностным приводом, а сдвоенные насосы - в составе установок с приводом от погружного двигателя.

Установки погружных винтовых насосов с поверхностным приводом.

Установки погружных винтовых насосов с поверхностным приводом выполняются в основном по схеме с одной парой многозаходных рабочих органов и передачей вращения к ним через понижающую передачу (зубчатая или клиноременная передача), расположенную на устье и колонну насосных штанг. Эти установки эксплуатируются в нефтяных скважинах с глубиной до 2000 м.

Установки погружных винтовых насосов с поверхностным приводом способны откачивать жидкость со следующими параметрами:

Вязкость --до 10 Па-с;

Содержание механических примесей - до 2,5 г/л;

Содержание свободного газа - до 60%;

Принципиальная схема оборудования винтовой насосной установки типа УНВП приведена на рисунке 3.1.1. Установка состоит из наземного и глубинного скважинного оборудования. В качестве скважинного оборудования использовался сдвоенный винтовой насос 2, соединённый с помощью фланцевого соединения и снабженный на приемной части обратным клапаном. Ротор насоса спускается в скважину на колонне штанг 3, а статор на колонне НКТ 4, которая закрепляется в колонной головке 5.

Поверхностное оборудование винтовойнасосной установки состоит из устьевогосальникового превентора 6, вращателя 7 смодульной вставкой и электродвигателя 8. Устьевой сальниковый превентор обеспечивает герметизацию устья скважины при помощи самоуплотняющегося сальникового узла. Особенностью привода является то, что он обладает возможностью ступенчатого и плавного регулирования частоты вращения приводной штанговой колонны за счет изменения передаточного отношения в редукторах в широких пределах. Опытная эксплуатация винтовой насосной установки УНВП показала ее работоспособность и надежность. Фирма «GRIFFIN PUMPS» также разработала типоразмерный ряд установок погружных винтовых насосов для добычи нефти с поверхностным механическим приводом. Для передачи вращения используются насосные штанги диаметром 22 и 25 мм, обоймы насосов закреплены на НКТ диаметром 73 мм и спущены на глубину от 1200 до 1500.

Установки погружных винтовых насосов с поверхностным приводом обладают достаточно высокими значениями подач. Поскольку привод находится на поверхности, все операции, связанные с обслуживанием и регулированием привода, выполняются значительно проще. Способность УВНП перекачивать жидкости с высоким содержанием песка, воды и газа позволяет использовать их в самых различных условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Установки погружных винтовых насосов с погружным приводом

В России первые погружные установки винтового насоса по принципу Муано для добычи нефти были разработаны в ОКБ БН в 60-х годах. Это были одновинтовые насосы с частотой вращения 3000 мин"¹ в комплекте с двигателями типа ПЭД, применяемые в установках типа УЭЦН.

Однако промысловые испытания показали низкую надежность резинометаллической обоймы из-за большой частоты вращения и значительных осевых усилий, возникающих при напоре 1000 м и более.

С 1974 года были разработаны установки с двигателями на частоту 1500 мин^-1 в габарите 123 мм. Выпуск установок, которых освоило ПО «Ливгидромаш».

С 1984 года ПО «Ливгидромаш» выпускает широкий ряд типоразмеров установок погружных винтовых сдвоенных электронасосов УЭВН5 (рис.3.1.2) с подачей от 16 до 200 м /сутки и напором 900-1200 м. Преимущество такой сдвоенной схемы расположения рабочих органов заключается в удвоении подачи при одном и том же поперечном габарите.

Другим преимуществом такой схемы является то, что в данном случае рабочие органы взаимно гидравлически уравновешены. Это исключает передачу значительных осевых усилий на опорные подшипники насосов или пяты I электродвигателей.

Установки типа УЭВН5 выпускаются в модификациях А, Б, В и Г:

А - для жидкости с температурой до 30°С;

Б - для жидкости с температурой от 30 до 50°С;

В - для жидкости с температурой от 50 до 70°С;

Г - для жидкости с температурой от 50 до 70°С или вязкостью до 10"³ м²/с.

Кроме того, установки УЭВН5-25-1000 и УЭВН5-100-1000 выпускаются в модификациях А1 и К:

А1 - для жидкости с вязкостью до 10³м²/с: комплектуются двигателем повышенной мощности и отличаются от остальных отсутствием золотникового устройства в насосе;

К - для жидкости с вязкостью до 10³м²/с (с узлом-приставкой, в котором пусковая муфта помещена в область чистого масла)



Типоразмеры некоторых УЭВН приведены в табл. 3.1.1 [1].

Тип установки	Техническая характеристика	Изготовители
	Подача м3/сут	Напор,м	Частота вращения об/мин.	Двигатель	Длина установки, мм	Масса кг
УЭВН5-16-1200 А,Б,В	16	1200	1380	ПЭД5,5 - 117/4В5	8359	341	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-25-1200 А,Б	25	1000	1380	ПЭД5,5 - 117/4В5	8359	342	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-25-1000 А1,В,К	25	1000	1380	ПЭД22 - 117/4В5	10671	522	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-63-1200 В,К	63	1200	1380	ПЭД22 - 117/4В5	11104	546	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-100-1000 А,Б,В	100	1000	1380	ПЭД32- 117/4В5	10671	556	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-100-1000 А1,К	100	1000	1380	ПЭД32 - 117/4В5	13071	684	ПО ”Ливгидромаш”
УЭВН5-200-900 А,Б,В	200	900	1380	ПЭД32 - 117/4В5	13677	713	ПО ”Ливгидромаш”

другим преимуществом такой схемы является то, что в данном случае рабочие органы взаимно гидравлически уравновешены. Это исключает передачу значительных осевых усилий на опорные подшипники насосов или пяты I электродвигателей.

Установки типа УЭВН5 выпускаются в модификациях А, Б, В и Г.

А - для жидкости с температурой до 30°С;

Б - для жидкости с температурой от 30 до 50°С;

В - для жидкости с температурой от 50 до 70°С;

Г - для жидкости с температурой от 50 до 70°С или вязкостью до 10"³ м²/с.

Кроме того, установки УЭВН5-25-1000 и УЭВН5-100-1000 выпускаются в модификациях А1 и К:

А1 - для жидкости с вязкостью до 10"³ м²/с: комплектуются двигателем повышенной мощности и отличаются от остальных отсутствием золотникового устройства в насосе;

К - для жидкости с вязкостью до 10"³ м²/с (с узлом-приставкой, в котором пусковая муфта помещена в область чистого масла).

Типоразмеры некоторых УЭВН приведены в табл. 3.1.1 [1].

Многие зарубежные фирмы также выпускают различные модификации винтовых насосов в зависимости от назначения, но рабочие органы во всех насоса одного и того же типа. Они состоят из резиновой обоймы и стального винта. Винт, как правило, имеет однозаходную спираль, обойма двухзаходную. Значительно реже встречаются насосы с двухзаходным винтом и трехзаходной обоймой.

Фирма «Robbins and Myers» (США) создала погружной одновинтовой насос для добычи нефти из скважин преимущественно с повышенным содержанием механических примесей. Приводом насоса служит погружной электродвигатель. Электроэнергия с поверхности подается по специальному кабелю [1].

Имеются также патенты на насосную установку, предназначенную для откачки нефти из скважины и нагнетания жидкости в скважину и в нефтяной пласт с целью очистки скважин от песчаных пробок.

В 1972 г. фирма «Husky Oil Ltd.» (Канада) получила патент на насосную установку для добычи из скважин вязкой нефти, преимущественно с механическими примесями. В качестве насоса в этой установке применен одновинтовой насос с одним рабочим органом, состоящим из резинометаллической обоймы и стального винта. В состав всего погружного агрегата входят погружной двигатель, редуктор, компенсатор и насос [3].

Компоновка составных частей установки такая же, как и в установках, работающих в нашей стране. Отличие состоит лишь в том, что в установках фирмы «Husky Oil Ltd.» для снижения частоты вращения вала насоса используется планетарный редуктор. Применение редуктора позволяет получить оптимальную частоту вращения вала насоса, в зависимости от рода откачиваемой жидкости. Такое устройство обеспечивает сравнительно высокую износостойкость рабочих органов при откачке пластовой жидкости с большим содержанием механических примесей за счет значительного снижения скорости скольжения поверхностей рабочих органов и скорости течения жидкости в каналах насоса.

Компенсатор, установленный над редуктором, снабжен упругой диафрагмой и заполнен жидким маслом, которое служит смазкой для редуктора и электродвигателя

3.2 Анализ конструкций протекторов

Для увеличения работоспособности погружной, электродвигателя и насоса большое значение имеет надежная работа его гидрозащиты, который состоит из протектора и компенсатора. Гидрозащита предохраняет электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирует изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а так же при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Кроме того, протектор гидрозащиты воспринимает осевые нагрузки и гасит их[1].

В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространены гидрозащиты типа Г,П ПД.

Гидрозащиты (протекторы) изготавливаются:

- обычного и коррозионностойкого исполнения

- по теплостойкости - обычного исполнения для работы в среде с температурой до 90 °С, теплостойкого исполнения для работы в среде с температурой до 120 °С

- крепеж ресурсный из ЗОХГСА класса прочности 10.9

- с головкой верхней обычной или совмещенной с приемным устройством насоса с шести или восьми шпилечным соединением на торце верхней головки

- с узлом усиленного подпятника, выдерживающего осевую нагрузку до 700 кг, или обычным подпятником

- с полиэтиленовой пробкой и обычным клапаном в перепускном канале компенсатора.

Гидрозащиты (протекторы) типов П92Д, П92ДМ.

Однокорпусная гидрозащита с осевой опорой вала выполненной по схеме диафрагма-диафрагма. Подшипники металлофторопластовые, на валу установлены защитные втулки. На верхней части каждой диафрагмы имеется клапанное устройство, обеспечивающее сброс давления из внутренней полости диафрагмы при р = 0,3 - 1,7 кгс/см2. Узел пяты расположен в нижней части протектора. Нижний подпятник имеет усиленную конструкцию и рассчитан на осевую нагрузку 700 кг. Подпятник установлен на каркас охладителя. Охладитель имеет каналы для перетоков масла. При работе нагретое масло двигателя поступает вдоль вала в зону узла пяты, проходит вниз по винтовому каналу охладителя и, за счет разности температур с омывающей жидкостью, охлаждается, механические примеси оседают на фильтре.

Однокорпусная гидрозащита с осевой опорой вала выполненной по схеме Диафрагма-диафрагма. Подшипники бронзовые, на валу установлены защитные втулки. На верхней части каждой диафрагмы имеется клапанное устройство, обеспечивающее сброс давления из внутренней полости диафрагмы при р - 0,3 - 1,7 кгс/см². Узел пяты расположен в нижней части протектора. Нижний подпятник имеет усиленную конструкцию и рассчитан на осевую нагрузку 700 кг.

Однокорпусный бескомпенсаторный протектор. В верхней камере установленадиафрагма с рабочим диапазоном температур от -45 °С до + 170 °С в камере лабиринт, выполненный виде блока из трубок, соединенных последовательно по определенной схеме, что многократно увеличивает защиту двигателя. Выравнивание давления внутренней полости диафрагмы осуществляется клапаном, установленном в верхнем ниппеле. С увеличенным объемом масла для двигателей свыше 125 кВт.

Гидрозащита представляет собой систему, состоящую из двух узлов: протектора и компенсатора. Подшипники выполнены из материалов на основе меди методом порошковой металлургии, на валу имеются защитные втулки в зоне работы радиальных подшипников. Подпятники стальные с баббитовым слоем на рабочей поверхности, установлены на регулировочные гайки. Точность изготовления деталей узла пяты позволяет установить требуемый зазор между пятой и подпятником.

Известна конструкция разгрузочного узла, содержащего корпус, вал с размещнными на нем опорными элементами (рис.3.2.6).

Изобретение относится к машиностроению, в частности принимающим повышенные осевые нагрузки. Опорный узел содержит корпус 1, вал 2, вдоль оси которого расположены по крайней мере две опорные секции 7 Каждая опорная секция содержит упругий элемент 14, закрепленный на валу упор 8 я закрепленную в корпусе опору 9. На торцевых поверхностях упоров 8 выполнены проточки для размещения с наружной поверхности упора упругого элемента, а на внутренней торцевой поверхности упора - антифрикционного кольца 17, контактирующего с антифрикционным кольцом 21, установленным в держателе 20 основания опоры.

На конце вала размена секция предельного поджатия упругих элементов 31, полненная так же, как опорная секция, и размещенная на конце вала с возможностью соприкасания наружной торцевой поверхности ее основания и наружной торцевой поверхности основания последней опорной секции. На валу усыновлены верхняя и нижняя головки с подшипниками и распорные втулки с компенсирующими шайбами для фиксации неподвижных опор в корпусе. Изобретение увеличивает грузоподъемность опоры. Недостатком данной конструкции опорного узла можно считать низкую надежность при восприятии осевых нагрузок, создаваемых винтовым насосом, так как его опорные элементы находятся в контакте с пластовой жидкостью, что также неблагоприятно влияет на работу устройства.

На рис.3.2.7 изображен разгрузочный узел для погружных винтовых насосов. Разгрузочный узел содержит корпус 1, герметичную камеру с сообщающимися полостями 2,3, заполненными гидравлическим маслом, обеспечивающим охлаждение и смазку радиальных подшипников 4 вала 5. подшипников скольжения 6 вала 7, а также основных опорных элементов. Герметичность камеры обеспечивают торцовые уплотнения 8, система клапанов 9 и диафрагма 10. служащая также для выравнивания давления внутри полости 2 с давлением пластовой жидкости.

Расположенные в верхней части камеры клапаны 9 позволяют также обеспечить выброс излишков масла при температурном расширении диафрагмы 10. Опорные элементы выполнены в виде осевых упорных подшипников 11,12,13, расположенных в нижней части камеры и обеспечивающих восприятие осевых нагрузок. Они снабжены регулировочными винтами 14,15, затяжкой которых достигается равномерное распределение нагрузок от винтового насоса. Валы 5,7 жестко сочленены муфтой 16 со штифтами 17. При запуске электродвигателя крутящий момент передается через валы 7,5 к винтовому насосу. При этом радиальные нагрузки воспринимаются и гасятся подшипниками 12,13. а нагрузки, направленные вверх, - подшипником. При этом осевые нагрузки через подшипники 11,12,13 и регулировочные винты 14,15 передаются на корпус 1 и гасятся им.

Из представленного ряда разгрузочных узлов, я выбираю узел представленный на рис.3.2.7, так как данный узел при своей сравнительно простой конструкции, обеспечит надежную работу при восприятии осевых нагрузок. Кроме того, упорные элементы в нем смазываются маслом, которое заливается в протектор, что так же благоприятно сказывается на работу узла.



4. Выбор прототипа на основе анализа однотипных конструкций

4.1 Выбор прототипа установки

В качестве прототипа установки, наиболее рационально, на мой взгляд, будет принять установку погружного винтового насоса УЭВН5.Такой выбор обоснован тем, что данная установка обладает рядом преимуществ:

- унифицированная база запасных частей и Теи и комплектующих изделий отделочного производства;

- значительный опыт эксплуатации установок на месторождениях нашей страны;

- относительная простота и дешевизна конструкции по сравнению с зарубежными аналогами.

Кроме того данная установка является двухвинтовой. Сдвоенные насосы позволяют создавать на выходе насоса удвоенную подачу по сравнению с одновинтовыми насосами. В условиях, когда радиальные габариты насоса жестко ограничены диаметром обсадной колонны скважины, это является важным преимуществом. Так же сдвоенные насосы изготавливают так, что направление винтовых поверхностей у двух пар рабочих органов различно (у одной левое, а у другой правое). Благодаря этому достигается гидравлическое уравновешивание осевых нагрузок на рабочие органы и практически исключается их передача на опорные пяты насоса.

4.2 Выбор прототипа протектора

Протектор гидрозащиты предохраняет электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирует изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а так же при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Кроме того, протектор воспринимает осевые нагрузки и гасит их.

Установка погружного винтового насоса УЭВН5 комплектуется гидрозащитой 1Г51[3]. Протектор гидрозащиты 1Г51 состоит из головки, верхнего, среднего подшипника скольжения Осевые нагрузки через пяту воспринимался верхним и нижним подпятником. Осевые усилия, передаваемые винтовым насосом, разрушительно действуют гидрозащиты электродвигателя.

Цель моего проекта - разработка конструкции протектора повышенной надежности.

Поставленная цель достигается тем, что в разгрузочном узле протектора имеется герметичная камера, заполненная гидравлическим маслом, с системой обратных клапанов и диафрагмой, служащей для выравнивания давления внутри камеры с давлением пластовой жидкости, при этом опорные элементы выполнены в виде осевых упорных подшипников, размещенных в герметичной камере, тем самым повышая надежность протектора.



5. Расчет и конструирование разгрузочного узла (протектора 1Г51М)

Исходные данные:

Планируемый дебит =55 м³/сут

Глубина скважины =2492 м

Пластовое давление =25,7 10⁶ Па

Обводнённость = 0,8

Диаметр обсадной колонны (ОК) =146 мм

Толщина стенки ОК =8 мм

Типоразмер НКТ 73 х 5,5 мм

Газовый фактор =110 м³/м³

Коэффициент расширения нефти =1,18

Давление насыщения =810⁶ Па

Пластовая температура = 75 °С

Температурный градиент = 0,02 °С/м

Коэффициент продуктивности = 5 м³/МПа

Буферное давление = 2,5-10 Па

Плотность:

- нефти = 900 кг /м³

- воды = 1010 кг /м³

- газа = 1,1 кг /м³

Газосодержание = 0,5

5.1 Выбор электромеханического оборудования

Расчет производим по следующим формулам [1].

Плотность смеси (нефть, вода и газ) Добываемой из скважины рассчитаем по формуле:

(5.1.1)

=1010·0,8 + 900.(1 -0,8)(1,1 -0,5) ₊ 1,1·0,5 = 898 кг/м³

Давление на забое определяем из зависимости:

(5.1.2)

=25,7-55/4= 11,95·10⁶ Па

Вычисляем динамический уровень жидкости в скважине:

(5.1.3)

Вычисляем предельное давление, при котором газосодержание на приеме насоса является максимально допустимым:

(5.1.4)

=(1-0,5)⁴·8·10⁶=0,5·10⁶ Па

Определяем минимальную глубину подвески насоса по формуле:

(5.1.5)

=1125+=1165 м

Рассчитываем температуру жидкости на приеме насоса:

(5.1.6)

=75-(2492-1165)·0,02=48,5 °С



Определяем коэффициент объемного расширения продукции скважины при снижении давления с величины до давления на входе в насос ()

(5.1.7)

==1,0113

Расход жидкости на приеме насоса определяем по формуле:

=· (5.1.8)

=55·1,013=55,5 м³/с

Вычисляем газовый фактор на приеме насоса:

=108,2 м³/м³

Определяем газосодержание на входе в насос:

=0.64

Работу газа по подъему жидкости на участке "забой - насос" рассчитываем по эмпирической формуле:

= Па

Вычисляем газовый фактор в буфере:

=102,5 м³/м³

Определяем газосодержание в буфере:

=0,27

Работу газа по подъему жидкости на участке "насос - буфер" рассчитываем по эмпирической формуле:

=0,97 Па

Для обеспечения непрерывного подъема жидкости на поверхность насос должен развивать давление:

=898·9,81·1125+2,5-1,7-0,97=9,73 Па

По результатам расчета, а именно величине давления, притока и напора, выбираю из каталога выпускаемых винтовых насосов ВН5-63-1200 [5]

Определяется коэффициент изменения подачи насоса, нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

=0.97

где - эффективная вязкость смеси; - оптимальная подача насоса на воде.

Вычисляя коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

=0,82

Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где - площадь кольца, образованного внутренней стенкой колонны и корпусом насоса, м².

где -площадь сечения насоса, м²



где - диаметр насоса, м.

м²

= 3,14·0,13²/4=0,013 м²

=0,013·0,0083=0,005 м²

=0,57

Определяется относительная подача жидкости на выходе в насос:

,

,

- подача в оптимальном режиме по «водной» характеристики насоса.

Определяется коэффициет изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

.

Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

.

=0,025

=0,68

Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

=1751 м

Определяется КПД насоса с учетом вязкости, свободного газа и режима работы:

,

где - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

=0,41

Определяется мощность насоса:

.

15,2 кВт

Определяется мощность погружного двигателя:

.

где - КПД погружного электродвигателя

=15,2/0,76=20 кВт

Выбираю двигатель ПЭД22-117/4В5 [1].

Установка проверяется на максимально допустимую температуру на пиеме насоса:

Т[Т].

7048,5

где [Т]. - максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлождающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока жидкости:

.

=0,0063 м²

=0,00064/0,0063=0,1м/с

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС

Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе.

Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130. При необходимости мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей среды и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90. Обычно желательно снизить нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

Проверка параметров кабеля и НКТ.

При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске; 3) габарит кабеля.

При потери энергии в кабеле (кВт) определяются из следующей зависимости:

,

где - сила тока двигателя ( 27,8А для ПЭД22-117/4В5), А;

- вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности);

- активное сопративление 1 м длины кабеля,

=+50?

=1125+50=1175 м,

где - удельное сопротивление жилы кабеля, мм²;

- температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,004/;

- температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.

=0.57 Ом/км

=75,34 Вт

Выбираю кабель УБ-13 [3].

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим учетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно _м0*но ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение.

Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости

,

где - индуктивное удельное сопративление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм² равно Ом/м;

и - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86-0,9.

- сила тока при пусковом режиме(её можно принять 65 А).

697 В.

Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора ( в кВ·А).

При работе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые условия.

Выбираю станцию управления «Борец 11-М1» [3].

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5-6% полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления выбираются из зависимости:



.

где - коэффициент Дарси,

- диаметр насоса, мм.

=0,021/0,103^0,3=0,04

=0,00026 Па

5.2 Расчет на прочность вала протектора

В протекторе для передачи крутящего момента от двигателя к насосу имеется вал. Учитывая механические характеристики выбранного материала (сталь 38 ХА, улучшение и закалка ТВЧ) и динамический характер нагружения принимаем допускаемое напряжение кручения: [] = 85 МПа [4].

Подставляя в формулу значение крутящего момента, получим:

Принимаем: = 25 мм



5.3 Подбор шариковых упорных подшипников

Подшипники работают при n > 10 мин^-1 значит ведем выбор по динамической грузоподъёмности. При выборе учитываем чтобы внутренний диаметр d > 25 мм. Проверим, не будет ли осевая = 6 кН [6] нагрузка на подшипник превышать динамическую грузоподъемность указанную в каталоге [10]:

?=25,5 кН, следовательно принимаем упорные одинарные подшипники 8206Н ГОСТ 7872-89.

Определим долговечность выбранных подшипников для данных условий [10]:

=4797 ч

Подшипник пригоден, так как расчетный ресурс больше требуемого:

=4320 ч

5.4 Расчет шлицевого соединения

Расчет производим по формуле [10]:

;

- 6 - число зубьев шлицевого соединения;

- 85 МПа - допускаемое напряжение смятия для стали 38ХА (улучшение и закалка ТВЧ) в условиях динамического нагружения в неподвижном соединении;

=240 Н-мм²- крутящий момент, передаваемый шлицевым соединением тихоходного вала;

D^т, d^m - диаметр выступов и впадин зубьев шлицевого соединения.

Принимаем по ГОСТ 1139-80 шлицы средней серии (:

d^m=21 мм;

D^т=25 мм;

- фаска на зубьях шлицевого соединения быстроходного вала. Для данного вала величина фаски:

=0,2 мм.

Подставляя числовые значения в формулу, получим необходимую длину шлицевого соединения для быстроходного вала:

=3,5 м

Принимаем: _л=40мм.

5.5 Прочностной расчет фланцевого соединения

Болтовое соединение воспринимает нагрузку, обусловленную реактивным моментом, возникающим на корпусе насоса, и осевую нагрузку от давления создаваемого насосом.

Расчетная схема соединения при действии реактивного момента представлена на рис. 5.5.1.

Из исследований [7] известно Т=3,5 Н м при длине насоса 1м и давлении 1 МПа. Для конкретного случая примем Т=120 Н м. Тогда расчетная нагрузка от действия реактивного момента составит:

==506,3 Н

где - число установленных болтов (=6);

- диаметр окружности установки болтов. =79 мм.

Условия прочности по напряжениям среза определим по формуле [9]:

где - число плоскостей среза (=1);

- диаметр болта (d=10 мм);

=0,3·=0,3·200=60 МПа

- допустимое напряжение среза.

=6,44 МПа60 МПа

Условия прочности болтов по напряжению смятия:

-=0,8=0,8·200=160 МПа

- допускаемое напряжение смятия;

где - ширина фланца (=20 мм).



Принимаем Р=9,63 МПа, тогда суммарное расчетное усилие контактирующих фланцев, с учетом усилия затяжки, будет равно:

==161354 H

где - диаметр центрирующего выступа (=65 мм);

- коэффициент затяжки (=2.5).

Условия прочности примет вид:

,

- внутренний диаметр резьбы болта (=8,773 мм).

435 МПа

=0,6=500 МПа

где -предел текучести на растяжение стали 35 ХМ (=830 МПа).

500 МПа.

Расчетная схема при действии избыточного внутреннего давления представлена на рис. 5.5.2.

Проверим прочность фланцев. При расчете на прочность фланец рассматривают как стержень сечения АВ(рис.5.5.2) и упруго связанный с трубой. изгибающий момент в сечении АВ:

=1·25700·0.01=257 Н м



где -внешнее усилие, действующее на фланец от внутреннего давления, Н.

=32271 H

где -коэффициент уменьшения изгибающего момента за счет упругой связи фланца и трубы (=1).

Напряжение изгиба во фланце (в сечении АВ) должно быть:

0.6

96 МПа

Предел прочности материала фланца для стали 45 =640 МПа.

Изгибающий момент в сечении LN:

=183 H м

=4,88

Напряжение изгиба во фланце (в сечении LN) должно быть:

=11 МПа ? 0.6 .

Работоспособность фланцевого соединения обеспечивается установкой шести болтов из легированной стали 35ХМ с резьбой М10 и шагом 1 мм, материалом фланца служит сталь 45.

6. Основные требования к транспортировке, монтажу и эксплуатации ППГ-280Х700

6.1 Разработка графика планово-предупредительных ремонтов (ППР)

Система планово-предупредительных ремонтов является основой для поддержания всего оборудования нефтяных и газовых промыслов в работоспособное состояние. Прежде всего, составляется перечень оборудования, находящегося в работе, и устанавливается: место нахождения его в планируемый срок, номер по паспорту, время ввода его в эксплуатацию, фактический срок службы и какие виды ремонтов были проведены на момент планирования. Все эти данные заносятся в график.

Для каждой машины заводом-изготовителем разрабатывается ремонтная цепочка, которая предусматривает при ремонтном обслуживании (РО) замену деталей первой группы стойкости, при сложном ремонте Т₁ - замену деталей второй группы стойкости, при сложном ремонте Т₂ - третьей группы стойкости. Ремонтная цепочка машины является основным аргументом при расчете всех параметров ремонтного цикла.

Определяется межремонтный период по формуле:

ПР = Ц_Р / Г

где Ц_р - длительность ремонтного цикла, ч;

Г- количество ремонтов в ремонтном цикле, без учета капитального.

Календарное время работы машины между ремонтами Т_кап дн., определяется по зависимости:

Т_кал = ПР / п*1*К_кал*К_маш



Где n- количество смен;

t - продолжительность смены;

К_кал , К_маш - коэффициент календарного и машинного времени использования машины.

Время, необходимое на ремонт машины t_рем ч., определяется по зависимости.

T_рем =T/c*d*n*p,

где Т - трудоемкость выполнения ремонта, чел-ч

с- число ремонтных рабочих в смене;

d- продолжительность смены;

n- число смен;

в-коэффициент выполнения нормы выработки (в=05-1,1)

Винтовой насос (скважина №4г)

К-2РО-Т₂-2РО-К

Т_кал =4320/3*8*0,75*0,98=243 дней

(РО) t_рем =20/l*8*3*1,08=0,83 сут.

Винтовой насос (скважина №5г)

Т_кал =4320/3*8*0,75*0,98=243 дней

(РО) t_рем =20/l*8*3*1,08=0,83 сут.

К-2РО-Т₂-2РО-К

Погружной электродвигатель (скважина №4г)

К-2РО-Т₂-2РО-К

Т_кал =4320/3*8*0,75*0,98=243 дней

(РО) t_рем =25/l*8*3*l,08=l,l сут.

Погружной электродвигатель (скважина №5г)

К-2РО-Т₂-2РО-К

Т_кал =4320/3*8*0,75*0,98=243 дней

(РО) t_рем =25/l*8*3*l,08=l,l сут.

Протектор (скважина №4г)

К-2РО-Т₂-2РО-К

Т_кап.=4320/3*8*0,75*0,98=243дней

(РО) t_рем =30/l*8*3*l,08=l,16cyт.

Протектор (скважина №5г)

К-2РО-Т₂-2РО-К

Т_кап.=4320/3*8*0,75*0,98=243 дней

(РО) t_рем =30/l*8*3*l,08=l,16cyт.

Колонна НКТ (скважина №4г)

К-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2Р0-Т1-2РО-Т1-2РО-К

Т_кал =2880/3*8*0,75*0,95=174 дня

(РО) t_рем =250/4*8*3* 1,08=2,5 сут

(Т1) t_рем =300/5*8*3*1,08=2,3 сут

Колонна НКТ (скважина №5г)



К-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-Т1-2РО-К

Т_кал =2880/3*8*0,75*0,95=174 дня

(РО) t_рем =250/5*8*3* 1,08=2,5 сут

(ТО1) t_рем =300/5*8*3*l,08=2,3 сут

Руководствуясь приложением из методического указания [1], для вышеперечисленного оборудования принимаю межремонтный период 8 месяцев, т к. это позволит в значительной степени уменьшить время простоя оборудования.

Колонная головка (скважина №4г)

К-2[2(9РО-Т1)-9РО-Т2]-9РО-Т1-9РО-К

Т_кал =720/3*8*0,8*0,97=39 дней

(РО) t_рем =5/1*8*3*1,08=0,2сут

(Т1)=15/1*8*3*1,08=0,6 сут

(Т2) t_peм =30/l*8*3*l,08=l сут

Колонная головка (скважина №5г)

К-2[2(9РО-Т1)-9РО-Т2]-9РО-Т1-9РО-К

Т_кал=720/3*8*0,8*0,97=39 дней

(РО) t_peм=5/1*8*3*1,08=0,2 сут

(T1) t_рем=15/l*8*3*l,08=0,6 cyт

(Т2) t_peM=30/l*8*3* 1,08=1 сут

Трубная головка (скважина №4г)

K-2[2(9PO-T1)-9PO-T2]-9PO-T1-9PO-K

Т_кал =720/3*8*0,8*0,97=39 дней

(РО) t_рем =5/l *8*3* 1,08=0,2 сут

(T1) t_рем =15/1*8*3*1,08=0,6сут

(T2) t_рем =30/l*8*3* 1,08=1 сут

Кабельный барабан (скважина №4г)

К-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т2-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-К

Т_кал =720/3*8*0,5*0,7=85 дней

(РО) t_рем =3/l*8*3*l,08=0,l cyт

(Т,) t_рем =5/l*8*3* 1,08=0,2 сут

(Т2) t_рем =10/1*8*3*1,08=0,4 сут

Кабельный барабан (скважина №5г)

К-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-Т2-ЗРО-Т1-ЗРО-Т1-ЗРО-К

Т_кал =720/3*8*0,5*0,7=85 дней

(РО) t_рем =3/l*8*3*l,08=0,lcyT

(Т1) t_рем =5/l*8*3*l,08=0,2cyT

(Т2) t_рем =10/l*8*3* 1,08=0,4 сут

Станция управления (скважина №4г)

К-2(10РО-Т1-10РО-Т₂)-10РО-Т1-10РО-К

Т_кал=360/3*8*0,5*0,7=42 дней

(РО) t_рем =5/1*8*3*1,08=0,2сут

(Т1) t_рем =10/l*8*3*l,08=0,5 сут

(Т2) t_рем =20/l*8*3*l,08=0,8cyт



Станция управления (скважина №5г)

К-2(10РО-Т1-10РО-Т2)-10РО-Т1-10РО-К

Т_кал =360/3*8*0,5*0,7=42 дней

(Р0) t_рем =5/l *8*3*1,08=0,2 сут

(Т1) t_рем =10/l*8*3* 1,08=0,5 сут

(Т2) t_рем =20/l*8*3*l,08=0,8cyт

Автотрансформатор (скважина №4г)

К-3[3(ЗРО-Т,)-ЗРО-Т₂]-3(ЗРО-Т,)-ЗРО-К

Т_кал =720/3*8*0,7*0,95=45 дней

(РО) t_рем =5/l*8*3*l,08=0,2cyт

(Т1) t_рем =10/l*8*3*l,08=0,4cyт

(Т2) t_рем =15/l*8*3*l,08=0,6cyт

Автотрансформатор (скважина №5г)

К-3[3(ЗРО-Т,)-ЗРО-Т₂]-3(ЗРО-Т,)-ЗРО-К

Т_кал=720/3*8*0,7*0,95=45 дней

(РО) t_рем =5/l*8*3*l,08=0,2 сут

(Т1) t_рем =10/l*8*3*l,08=0,4 сут

(Т2) t_рем =15/1*8*3*1,08=0,6сут

Сепаратор

К-4РО-Т,-4РО-Т_Г4РО-Т₂-4РО-Т,-4РО-К

Т_кал=720/3*8*0,55*0₎97=46 дней

(РО) t_рем =10/l*8*3*l,08=0,4 cyт

(Т,) t_рем =20/l*8*3* 1,08=0,8 сут

(Т₂) t_рем =40/2*8*3*l,08=0,8 cyт

Нагреватель

К-4РО-Т1-4РО-Т1-4РО-К

Т_кал=720/3*8*0,5*0,9=45 дней

(РО) t_рем =10/l*8*3*l,08=0,4cyт

(Т1) t_рем =20/l *8*3* 1,08=0,8 сут

Отстойник

K-4PO-T1-4PO-T1-4PO-T2-4PO-T1-4PO-K

Т_кал=720/3*8*0,8*0,45=85 день

(ТО) t_рем =l0/1*8*3*1,08=0,4 сут

(Т1) t_рем=20/l*8*3*l,08=0,9 сут

(Т2) t_рем =40/2*8*3* 1,08=0,9 сут

руководствуясь приложением из методического указания [1], для вышеперечисленного оборудования принимаю межремонтный период 45 дней кабельного барабана и отстойника 90 дней, т.к. это позволит в значительной зелени уменьшить время простоя оборудования.

6.2 Определение штата ремонтных мастерских

Ремонтная служба нефтяных и газовых промыслов включает механические мастерские со штатом ремонтников, а также средства и персонал для технического обслуживания машин и оборудования непосредственно на месте его работы. Расчет ремонтной службы произведем методом нормативной трудоемкости.



,

Трудоемкость всех видов работ за 1год для двух скважин составляет 3380 чел-ч.

Трудовые затраты на ремонтное обслуживание подсчитывают по| зависимости:

где - коэффициент, учитывающий ремонт неучтенного оборудования, выполнение срочных заказов и др.

=3380*5,1=17238 маш-ч

Зная трудовые затраты, можно определить необходимое количество людей М, чел., занятых на ремонте и обслуживании оборудования по зависимости

где - коэффициент выполнения норм выработки, принимается 1.05 -1.1;

- годовой фонд рабочего времени одного рабочего, ч.

где d - продолжительность рабочей смены (необходимость учитывать продолжительность рабочей недели 41 ч.);

В - число выходных дней в году;

П - число праздничных дней в году;

О - число дней отпуска;

- число предпраздничных дней;

- продолжительность укорочения предпраздничного дня.

=[8(Зб5-104-8-30)-8]*0,95=1653чел-ч.

М=17238/1653*1,05=11 чел

Ориентировочный штат производственных рабочих распределяется профессиям в %:

- слесари и электрослесари-70;

- токари-станочники-10;

- кузнецы, прессовщики и бурозаправщики-8;

- электрогазосварщики-5;

- прочие (бригады контрольного осмотра и т.д.)-7.

Число такелажников и подсобных рабочих принимаем 10 % от штата производственных рабочих. Штат ИТР берётся 8 % от производственных рабочих.

3 чел - такелажники и подсобные рабочие;

7 чел - слесари и электрослесари, прочие, штат ИТР;

2 чел - токари-станочники, электрогазосварщики;

1 чел- кузнец;

Общий штат мастерских составляет:

М_общ._м=1,18М

М_общ._м =1,18*11=13 чел;

Штат рабочих для технического обслуживания машин чел., определяется по зависимости:



,

=4386/1653*1,02=3 чел

с учетом ИТР

М_{ОБЩ ТО}=1.08*=1,08*3=3 чел

Общий штат ремонтно-механической службы предприятия определяется по зависимости:

Мс= М_{ОБЩ ТО} +

Мс =13+3=16чел

В достаточном приближении затраты труда по станочным работам, станко/ч определяют по формуле:

=0,43*17238=7412 станко/ч

Число моечных машин или выварочных ванн:

где N - число машин, подлежащих разборке,

=(0,25-0,4)Q - масса промываемых деталей из одной машины, кг;

Q - масса разбираемой машины, кг;

=0,4* 126=54 кг

- время мойки деталей, ч. (время мойки в ванне - 2-3 ч.);

g=500-2000 - масса одновременно загружаемых в моечную машину или ванну деталей, кг;

К_им -коэффициент использования моечной машины или ванны (К_им=0.8-0,9 для моечных машин и ванн).

=8*116*3*0,94=2616

N=21*54*3/2616*500*0,9=0,2 принимаем 1

Общее число металлорежущих станков рассчитывают по формуле:

где - коэффициент использования станков.

=7412/2616*0,5=5,6

Принимаем 6 станков.

Число постов для различных видов сварки определяется по формуле:

где =0.05-0.1 - коэффициент сварочно-наплавных работ;

=0,5-0,7 - коэффициент использования поста механизированной наплавки.

принимаем 1



Распределение станков по типу в % от общего числа ориентировочно определяем соотношение и переносим в таблицу