Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте

 

Отделение СПО

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

ТЕМА «Депарафинизация нефтепромыслового оборудования»


 

Группа: НРт-12-(9)-1

Форма обучения: очная

Сроки выполнения курсовой: 16.09.2015-15.12.2015

 

Выполнил: Ситников Я.И. Руководитель: Басова Н.В.    

 

Сургут, 2015

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 6

1.1 Методы депарафинизации нефтепромыслового оборудования 6

1.2 Оборудование для депарафинизации скважин 11

1.3 Состав оборудования и технические характеристики АДПМ 12

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ

АДПМ 16

2.1 Схема процесса капитального ремонта насосов 16

2.2 Методы ремонта основных деталей насоса 17

2.3 Сборка, наладка и испытания насоса после ремонта 19

3. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АДПМ 24

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 26

Изм.
Лист
ФИО
подпись
Дата
Лист
2
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1  
Разработа л
Я.И.Ситников
Проверил  
Н.В.Басова
 
Курсовая работа
Лит.
Листов
28
НРт-12-(9)-1
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 28



 

ВВЕДЕНИЕ

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах. АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти. Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков. Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов. Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16 Н34 до С64 Н130 . В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

· Малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;



· Парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

· Высокопарафиновые - более 6 % мас..

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37 Н74 до С53 Н108 ) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

В состав АСВ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (мас.) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

Как правило, строение смол и асфальтенов рассматривают в виде "сэндвичевых" структур, которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои, связанные между собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данном случае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов, так как они рассматриваются как идеальные кристаллы, хотя квазикристаллическая часть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродуктытермодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

 

 

1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Методы депарафинизации нефтепромыслового оборудования

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению.

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, - низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
7
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Рисунок 1. Классификация методов борьбы с АСПО.

 

 

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
8
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
В нефтедобыче используют тепловые, химические и механические методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 500С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

· горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

· острого пара;

· электропечей наземного и скважинного исполнения;

· электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

· реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями. Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

·

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

· спиральные, возвратно-поступательного действия;

· "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия крепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-8000С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

1.2 Оборудование для депарафинизации скважин

Применяется следующее оборудование для депарафинизации скважин:

· Промысловая паровая передвижная установка ППУА-1600/100 предназначена для депарафинизации подземного и наземного оборудования скважин, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования.

· Агрегат АДПМ для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина. Агрегат можно использовать также для депарафинизации трапов, мерников, манифольдов и др.

·

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
11
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Установка УДС-1М для депарафинизации труб скребками предназначена для механической очистки от парафина подъемных труб фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных скважин.

 

 

1.3 Состав оборудования и технические характеристики АДПМ

Рисунок 2. Общий вид АДПМ: 1 - Платформа; 2 - Нагреватель; 3 - Трубопроводы нефтяные; 4 - Электрооборудование КИП и А; 5 - Трансмиссия; 6 - Подвод инертного газа; 7 - Система топливная; 8 – ДЗК.

 

Описание работы агрегата для депарафинизации скважин АДПМ.

Управление работой агрегата дистанционное, из кабины водителя, в которой расположены: щит приборов, штурвал вентиля для регулировки давления топлива, подаваемого в топку нагревателя, управление заслонкой вентилятора.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Эксплуатация агрегата сопровождается присутствием автоцистерны, из которой производится заборка нефти либо технической воды через рукав с помощью насоса установленного на палубе агрегата и прокачивается через нагреватель (котел). Доведенная до определенной температуры нефть через магистральные трубы нагнетается в скважину, где происходит расплавления парафиновых отложений и выводится в сборную линию промысла.

Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля, согласно кинематической схемы (рисунок 3)

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  

Рисунок 3 - Кинематическая схема агрегата АДПМ, 1 - КДОМ автомобиля; 2 - вал карданный; 3 - редуктор; 4 - вал карданный; 5 - насос 2НП-160; 6 - насос топливный ШФ 0,4-25Б; 7 - вентилятор.

 

Передача крутящего момента насосу 2НП-160, топливному насосу НМШФ и вентилятору осуществляется через редуктор (рисунок 4) оригинального производства.

Действие механизмов АДПМ осуществляется через коробку отбора мощности от силового двигателя шасси, за исключения случаем стационарного либо санного исполнения. Для уменьшения нагрузки на силовой агрегат используется редуктор. Электрооборудование агрегата оснащено системой пожарной безопасности.

АДПМ (агрегат передвижной модернизированный). АДПМ12/150 в большинстве случаев используется на месторождениях с дефицитом водного ресурса. Изготавливается агрегат АДПМ, как правило, на шасси автомобиля, реже в стационарном исполнении либо на санях.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  

Рисунок 4 - Редуктор установки АДПМ. 1- Колесо; 2 - Бал ведомый; 3,4 - Полумуфта; 5 - фланец; 6,7 - вал промежуточный; 8,9,10 - Шестерня; 11 - Вал ведущий; 12 - Шкив; 13 -Щуп.

 

Агрегат оборудован автоматикой безопасности, включающей в себя систему электрооборудования КИПиА и систему противопожарного оборудования.

Принцип работы агрегата заключайся в следующем.

Подготовленная нефть из автоцистерны забирается насосом ПТ и прокачивается через нагреватель.

Нагретая до определенной температуры нефть по вспомогательным трубопроводам нагнетается в скважину, где расплавляет и растворяет отложения парафина и выносит их в сборную линию промысла.

При проведении продавочных и других работ технологическая жидкость подается на выход агрегата, не проходя через нагреватель.

Маркировка агрегата приведена на табличке, прикрепленной к платформе с правой стороны. На табличке указаны: товарный знак и наименование предприятия - изготовителя, наименование и шифр агрегата, идентификационный номер, полная масса.

Воздух в нагреватель нагнетается центробежным вентилятором.

Управление заслонкой ЗП, регулирующей подачу воздуха в нагреватель, осуществляется посредством троса, выведенного в кабину водителя через заднюю стенку кабины автомобиля.

При вытяжке троса заслонка перекрывает воздуховод. Возврат троса и открытие заслонки осуществляется посредством пружины.

Максимальное давление насоса ПТ ограничивается предохранительным клапаном и регулируется на заводе - изготовителе на величину, равную 1.08 Р раб. (17 МПа).

Агрегат АДПМ-12/150 на шасси автомобиля Урал-5557 предназначен для нагрева и нагнетания горячей нефти в скважины с целью удаления парафина, а также для горячего водоснабжения в технических целях. Наличие вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключить агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 минут с момента пуска.

Агрегат прост по конструкции, имеет хороший доступ к оборудованию и механизмам, единый пульт управления, удобен в эксплуатации. В состав агрегата входят нагреватели нефти, насосы, вентилятор, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, технологические и вспомогательные трубопроводы, всасывающий рукав.

 

 

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ АДПМ

2.1 Схема процесса капитального ремонта насосов

Для объемного дозирования жидкости применяют горизонтальные трехплунжерные насосы, состоящие из электродвигателя, редуктора и гидравлической части.

Коленчатый вал таких насосов установлен на двух роликовых подшипниках, остальные подшипники - скольжения. Направляющие крейцкопфа запрессованы в корпусе.

Текущий ремонт плунжерных насосов выполняют через 1000 ч работы, капитальный - через 25920 ч.

При текущем ремонте проверяют крепление насоса к фундаменту, состояние муфты, разбирают гидроцилиндры и клапаны, контролируют затяжку и стопорение шатунных болтов, их остаточное удлинение, крепление пальца крейцкопфа, делают ревизию шатунных и крейцкопфных подшипников, контролируют расхождение щек, коленчатого вала, состояние поверхностей трения крейцкопфа и направляющих, проверяют крепление плунжера к крейцкопфу, степень износа, плунжера, седел и корпусов клапанов.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
При капитальном ремонте выполняют все работы текущего ремонта; дополнительно проводят ревизию крейцкопфа, шатуна, коленчатого вала с контролем износа и заменой негодных деталей.

Сборка и разборка плунжирного насоса

Полную разборку плунжерного насоса можно начинать с демонтажа как паровой, так и гидравлической частей. Порядок разборки насоса следующий: 1) разборка и ревизия парового цилиндра насоса; 2) вскрытие и ревизия золотниковой коробки; 3) разборка и ревизия гидравлической части; 4) разборка и ревизия узла средней части и механизма парораспределения.

Сборку ведут в том же порядке; механизм парораспределения регулируют только после полной сборки всех узлов насоса до закрытия крышек золотниковой коробки. Для облегчения последующей сборки при разборке насоса на сопрягаемых деталях необходимо проставить метки - буквенные, цифровые или кернением.

Детали насосов при разборке укладывают на легкие переносные деревянные или металлические стеллажи, а штоки плунжера - на специальные козлы с деревянными подушками.

2.2.Методы ремонта основных деталей насоса

В корпусах из чугуна ремонт привалочных поверхностей производят механической обработкой; при этом должны быть обеспечены условия прочности.

Привалочные поверхности корпусных узлов не должны иметь забоин, трещин, раковин и задиров. Мелкие риски, забоины, вмятины на плоскостях привалки разъемов устраняют зачисткой, шабровкой или опиловкой. Крупные дефекты на стальных деталях устраняют наплавкой электросваркой с последующей обработкой этих поверхностей.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Восстановление посадочных поверхностей под подшипники стальных корпусов производят наплавкой постелей с последующей расточкой. В обоснованных случаях (условия прочности, возможности конструкции) разрешается восстанавливать посадочные поверхности (стальные и чугунные) установкой гильзы. Восстановленные посадочные поверхности должны обеспечивать натяги (зазоры), соосность, параллельность отверстий согласно требованиям технической документации заводов-изготовителей.Направляющие (параллели) крейцкопфной части корпуса подлежат исправлению при наличии неравномерной выработки, превышающей 0,30 мм.

Цилиндры, цилиндровые, золотниковые и плунжерные втулки, имеющие трещины, подлежат замене.

Небольшие риски и задиры цилиндров глубиной не более 0,5 мм при протяженности не более 25% длины рабочей поверхности втулки допускается устранять шабрением или зачисткой наждачной шкуркой.

Втулки гидравлических цилиндров и золотников по мере износа допускается растачивать на величину не более 15% первоначальной толщины стенки.

Овальность и конусность зеркала цилиндра после расточки не должна превышать величины допуска на диаметр по квали-тету 1Т9 при диаметре менее 300 мм и полуторной величины допуска при диаметре более 300 мм.

Глубокие риски, раковины, вмятины и другие дефекты на уплотнительных поверхностях под крышки цилиндров, клапанов, фланцев устраняют проточкой привалочных поверхностей.

Штоки и плунжеры к дальнейшей эксплуатации не допускаются и заменяются новыми при наличии трещин любого размера и расположения.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Шатуны, имеющие трещины любого характера, а также погнутости и скручивания, подлежат замене.

При визуальном осмотре шатуна обнаруженные дефекты - забоины, риски, коррозионные повреждения, отсутствие галтелей, их некачественное выполнение должны устраняться и тщательно зашлифовываться.

Обнаруженные на теле болта и его галтелях забоины, риски, коррозионные повреждения устраняются и тщательно зашлифовываются. Шатунные болты заменяются новыми при срыве даже на одном витке и если гайки наворачиваются неравномерно или имеют качку. Шатунный болт заменяют вместе с гайкой.

 

 

2.3. Сборка, наладка и испытания насоса после ремонта

Насосные агрегаты, не имеющие общей фундаментной плиты или рамы и поступающие блоками (насос, редуктор, электродвигатель), монтируют последовательно.

Монтаж агрегата с редуктором начинают с редуктора, который выверяют и закрепляют на фундаменте в первую очередь; безредукторный агрегат начинают монтировать с машины большей массы; агрегат с турбоприводом - с турбины, с гидромуфтой (без редуктора)с гидромуфты (если нет специальных указаний предприятия-изготовителя).

Выверка всех машин агрегата, кроме базовых, заключается в обеспечении горизонтальности в направлении, перпендикулярном их осям, и сносности с базовой машиной при центровке валов по полумуфтам.

Центровку валов по полумуфтам выполняют в следующем порядке: устанавливают заданное расстояние между машинами; закрепляют на полумуфтах приспособление для проверки сносности; записывают показания при начальном положении проверяемых валов; поворачивают одновременно валы обеих машин на 90, 180, 270 и 360 и записывают замеры в каждом положении.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
При сборке упругих муфт соединительные пальцы должны от усилия руки плотно входить в отверстия ведущей полумуфты, а резиновые или кожаные кольца пальцев - входить в отверстия ведомой полумуфты свободно, без деформации. Зазор между кольцами и отверстиями должен быть одинаковым у всех пальцев.

После центровки и соединения полумуфт валов необходимо проверить возможность свободного вращения ротора.

Маслопроводы, поступающие на монтаж не закрепленными на оборудовании, перед монтажом необходимо" протравить для очистки от химических соединений, снижающих качество смазочного масла.

Травление рекомендуется выполнять раствором неядовитой, нетоксичной и не имеющей ожоговых свойств ортофосфорной кислоты (Н3РО4); при травлении таким раствором не требуются нейтрализация, добавление ингибитора и промасливание.

Перед травлением внутренние поверхности маслопроводов следует по возможности очистить от механических загрязнений обстукиванием или протаскиванием ершей. Затем маслопроводы собирают с помощью гибких шлангов в кольцевую плеть, подключают к промывочной установке и в течение 8-10 ч промывают 15-20%-ным раствором Н3Р04, нагретым до 50оС; при этом остатки механических загрязнений и ржавчины оседают в промывочном баке.

После травления маслопроводы пассивируют, т. е. промывают 2%-ным раствором Н3РО4 в течение 1 -1,5 ч, в результате чего на внутренней поверхности труб образуется защитный слой, препятствующий вторичной коррозии. Промытые маслопроводы высушивают горячим воздухом.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
20
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Смонтированные маслопроводы должны налегать к фундаменту и установленному оборудованию.

Плотность соединений системы смазки следует проверять путем промывки ее маслом от масляного насоса. Одновременно необходимо проверять поступление масла ко всем смазываемым точкам. По окончании промывки проверяют чистоту масла (путем лабораторного анализа) и фильтрующих элементов масляных фильтров.

Присоединение трубопроводов к насосам.

Внутренние поверхности трубопроводов, по которым перекачиваемая жидкость поступает в рабочие полости оборудования, до установки должны быть очищены ершами и протерты тряпками.

Не допускается передача нагрузок,от трубопроводов на патрубки оборудования.

Трубопроводы разрешается присоединять к оборудованию только после его выверки и окончательного закрепления на фундаменте.

Испытания насосных агрегатов

Смонтированные насосы должны быть подвергнуты индивидуальным испытаниям.

К началу испытаний необходимо:

· уложить перекрытие кабельных и трубопроводных каналов вокруг агрегата в соответствии с проектом;

· смонтировать, испытать, промыть всасывающий и нагнетательный трубопроводы насосов с фильтрами, обратными и предохранительными клапанами и арматурой;

· очистить приточную камеру компрессора от ржавчины, грязи и ныли;

·

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
21
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
смонтировать и опробовать системы маслосмазки, водяного охлаждения и канализации;

· смонтировать системы автоматического управления, контроля, сигнализации и защиты;

· установить все контрольно-измерительные приборы;

· подвести электропитание и проверить готовность электрической части агрегата;

· установить защитные кожухи и ограждения;

· очистить площадки обслуживания от посторонних предметов и мусора.

Испытания агрегата необходимо проводить совместно с испытаниями системы автоматического управления, контроля, сигнализации и защиты, если эти системы предусмотрены проектом.

До начала испытаний необходимо выполнить холостую обкатку электродвигателя. Обкатка должна продолжаться до установления нормальной температуры подшипников, но не менее 2 ч.

В процессе подготовки к испытаниям необходимо проверить: затяжку гаек фундаментных болтов, наличие и исправность контрольно-измерительных приборов, наличие и исправность ограждений; подготовку электродвигателя в соответствии с требованиями СНиП III-33-76; правильность и надежность установки заглушек; наличие и уровень масла в системе смазки; свободное вращение ротора (вала) поворотом на 1 - 2 оборота; поступление смазки к зубчатым соединительным муфтам; работу системы охлаждения агрегата, температуру и напор охлаждающей воды; состояние задвижек и вентилей (открыты или закрыты) на основных и вспомогательных трубопроводах вручную срабатывание противопомпажных и других защитных устройств (если такие имеются); затяжку резьбовых соединений; правильность направления вращения ротора - кратковременным включением электродвигателя (толчком).

После повторной проверки центровки валов и установления правильного направления вращения ротора электродвигателя собрать муфтовые соединения агрегата.

Индивидуальные испытания насосов всех типов заключаются в работе без заполнения жидкостью - вхолостую (если это разрешено заводской технической документацией).

Индивидуальные испытания вхолостую включают следующие виды работ: пробные испытания с остановками для проверки работы узлов и устранения неполадок; заключительное непрерывное испытание вхолостую в течение 30 мин (не менее). Поршневые компрессоры испытывают вхолостую при снятых клапанах или свободном выходе воздуха из нагнетательного патрубка.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
22
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
В результате индивидуальных испытаний вхолостую должны быть обеспечены: спокойная работа агрегата без стуков и чрезмерного шума; нормальная работа подшипников, при которой их температура, независимо от продолжительности работы, не превышает значения указанного в технической документации предприятия-изготовителя (при отсутствии специального устройства для замера температуры работу подшипников следует контролировать по температуре масла, стекающего после смазки подшипника); устойчивое давление масла в циркуляционной системе смазки, соответствующее указаниям предприятия-изготовителя; надежная блокировка электропитания двигателя компрессора с приборами давления масла; отрегулированная работа перепускного клапана маслосистемы; бесперебойное поступление масла во все места смазки цилиндров и сальников (не допускается утечка масла через соединения маслопроводов и крышки); бесперебойная работа системы водяного охлаждения; нормальная работа уплотнения вала.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
23
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Предприятие-изготовитель определяет последовательность операций при пуске; допускаемое число запусков подряд и необходимые интервалы между ними; последовательность увеличения продолжительности пробных испытаний; продолжительность заключительного непрерывного испытания вхолостую и под нагрузкой и режим испытаний.

По окончании индивидуальных испытаний насосы передают заказчику для комплексного опробования по акту, который одновременно является актом об окончании монтажных работ.

Рисунок 5. Схема трехплунжерного насоса.

 

3. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АДПМ

 

Продолжительная и надежная работа установки зависит от соблюдения правил технической эксплуатации и техники безопасности.

Машинист, обслуживающий установку, должен пройти соответствующую подготовку и иметь свидетельство на право управления установкой.

Перед вводом в эксплуатацию агрегата необходимо проверить комплектность и сохранность контрольно-измерительных приборов и регулирующей аппаратуры, провести расконсервацию оборудования агрегата, провести обкатку двигателя в соответствии с инструкцией по эксплуатации автомобиля.

Во время работы агрегата оператор должен поддерживать оптимальный режим его работы на данной передаче, контролируя нормальное функционирование систем агрегата по приборам и внешним осмотрам.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
Температура нагрева нефти не должна превышать 150С, а давление, развиваемое агрегатом, максимальных значений для данного режима работы

Агрегаты для подогрева нефти, нефтепродуктов и пара должны располагаться не ближе 25 м от устья скважин с подветренной стороны.

Выхлопные трубы агрегатов и других машин, участвующих в технологических обработках скважин, должны быть оборудованы искрогасителями.

Агрегаты должны соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления, не имеющими сварных швов и элементов не заводского исполнения. На нагнетательных линиях агрегатов для технологических обработок скважин должны быть установлены манометры, предохранительные и обратные клапаны.

Перед началом работ нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы давлением, равным полуторакратному от максимального рабочего в процессе обработки, но не превышающего допустимое, указанное в паспорте агрегата.

Во время опрессовки коммуникаций и при закачке горячих агентов запрещается нахождение рабочих в опасной зоне (ближе 10 м).

Розжиг топлива на агрегатах АДПМ и ППУ производить только после долива скважины до устья и восстановления устойчивой циркуляции, т.е. при поглощении жидкости скважиной и создании противодавления нагнетательной линии 20-30 кгс/см2

Во время проведения процессов технологических обработок скважин необходимо постоянно вести контроль за давлением, температурой и расходом технологического агента, а также состоянием напорных трубопроводов и коммуникаций.

При отклонении от номинальных параметров или выявлении неисправностей необходимо остановить работы, снизить давление в напорном трубопроводе до атмосферного, выяснить причины отложений, неисправностей и после их устранения возобновить работы.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
25
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была рассмотрена тема монтажа, технической эксплуатации и ремонта установки депарафинизации АДПМ.

К следствие, были рассмотрены следующие вопросы:

· назначение, устройство, технические параметры агрегата АДПМ;

· монтаж данной установки;

· технология капитального ремонта насосов 2НП-160, а именно разборка, дефектовка, сборка и последующие испытания;

Проанализировав затраты на осуществление всех применяемых методов борьбы с АСПО можно сделать следующие выводы:

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
26
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
- рекомендации для того или иного метода борьбы с АСПО должны осуществляться индивидуально для каждой конкретной скважины, используя сведения о её эксплуатации и анализируя затраты на ведение профилактических работ по АСПО

Тепловые методы борьбы с АСПО:

- промывка скважин горячей нефтью с использованием АДП и ППУ дают хорошие результаты, но применение этого метода без комбинирования с другими с другими методами неприемлемо из-за больших затрат. Стоимость одной промывки горячей нефтью составляет 14,1 тыс. руб.

Обработка скважин нефтедистиллятной смесью (НДС) не дает хорошего эффекта без сочетания с другими методами борьбы с АСПО, затраты на промывки скважин с использованием НДС, в среднем составляют 14,5 тыс. руб. в год на одну скважину. За счет внедрения центраторов - депарафинизаторов количество промывок скважин нефтедистиллятной смесью ежегодно сокращается. Наиболее эффективен химический метод предотвращения отложения парафина с применением ингибиторов в сочетании с промывкой нефтедистилятной смесью.

Обработка скважин ингибитором имеет сравнительно небольшую стоимость - 2393 руб.

Анализ результатов обработки скважин химическими реагентами против парафиноотложений показал, что после применения ингибиторов межочистной период работы скважин увеличивается в 3 раза и более.

На образование АСПО оказывает влияние:

· снижение давления на забое скважин;

· интенсивное газовое выделение;

· уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

· скорость движения газожидкостной смеси;

· состояние поверхности труб.

Влияние температуры в пласте и стволе скважины на АСПО. Снижение температуры связывает агрегатное состояние компонентов проводящего к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на АСПО. Зависит от интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины окружающей породы, расширения газожидкостной смеси (ГЖС) и ее охлаждение.

Влияние скорости ГЖС. При ламинарном (низкой скорости потока) характере течения формирование АСПО происходит медленно, сростом скорости при турбулезации потока интенсивность отложений возрастает, но при дальнейшем росте скорости снижается, т.к. большая скорость потока позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии, а также срывать потоком часть парафина со стенок НКТ. При больших скоростях охлаждение медленнее для смеси.

Влияние шероховатости НКТ. Когда значение шероховатости НКТ соизмеримо с размером кристаллов парафина или меньше его процесс отложения затруднен.

 

 

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
27
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 2000.

2. Ильский А.П. Буровые машины и механизмы. - М.: Академия, 2003.

3. Лесецкий В.А. Буровые машины и механизмы. - М.: Академия, 2004.

4. Молчанов А.Г. Нефтепромысловое оборудование. - М.: Недра, 1998.

5. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование. - М.: УМК, 2005.

6.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Промышленная безопасность, 2007.

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
28
СИНГ СПО.21.02.01.02.НРт-12-(9)-1 1  
7. Раабен А.А. Ремонт и монтаж бурового оборудования. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2003.

8. Рахмилевич 3.3. Насосы в химической промышленности: - М.: Химия, 1990.

9. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 2013 г. с.

10. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. 2007 г.

 



<== предыдущая | следующая ==>
Состояние функции словообразования | Стиль түрлері және олардың сипаттамалары





Date: 2016-01-20; view: 1186; Нарушение авторских прав



mydocx.ru - 2015-2022 year. (0.091 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию