Откачка пластовой жидкости из нефтяных скважин

Шлицевое соединение проверяется на смятие по формуле:

усм.=Т (3.22)

0,75z Асм*Rср.

где, Т - передаваемый вращаемый момент;

z - число шлицев;

Ам - расчетная поверхность смятия;

Rср. - средний радиус шлицевого соединения.

Средний радиус шлицевого соединения определяется как:

Rср.=0,25 (D+d) (3.23)

где, d-диаметр впадин шлицев, ;

D-максимальный диаметр шлицев;

D=0,017 м

d=0,0137 м

Rср.=0,25 (0,017+0,137)

Rср.=0,007675 м

Расчетная поверхность смятия равна:

Асм.=(D-d-2ѓ)*l (3.24)

2

где, ѓ-фаска на шлицах;

l-длина контактирующей поверхности шлицевого соединения;

ѓ=0,003 м

l=0,04 м

Асм.= (0,017-0,0137 - 2*0,0003)*0,04

2

Асм.=0,000042 м²

Т=Nдв (3.25)

n

где, Nдв.- мощность двигателя;

n - число оборотов вала;

Nдв.=20 КВт=20000Вт

n=2840 об/мин=47,33 об/сек

Т=20000

47,33

Т=422,6 Н*м

усм.= 422,6

0,75*6*0,000042**0,007675

усм=291308000 Н/м

усм=291,308 Мпа.

Вал насоса изготовлен из высоколегированной стали.

[усм]вала=500-1100 МПа.

Следовательно, шлицевое соединение, рассчитанное нами и проверенное на смятие удовлетворяет нашему насосу.

3.4 Расчет вала ЭЦН

Различают валы прямые, коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение имеют прямые валы. Коленчатые валы применяют в поршневых машинах. Гибкие валы допускают передачу вращения при больших перегибах. По конструкции различают валы и оси гладкие, фанонные или ступенчатые, а так же сплошные и полые. Образование ступеней на валу связано с закреплением деталей или самого вала в осевом направлении, а также с возможностью монтажа детали при подсадках с натягом. Полые валы изготавливают для уменьшения массы или в тех случаях, когда через вал пропускают другую деталь, подводят масло и пр. Прямые валы изготавливают преимущественно из углеродных и легированных сталей.

Валы рассчитывают на прочность.

Расчет вала на прочность.

Во время работы вал насоса подвергается воздействию крутящего момента, осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки. Радиальная нагрузка на вал вызывается насосным расположением валов секций насоса и протектора и возможность неточного изготовления шлицевого соединения.

Предварительно оценивают средний диаметр вала по внутреннему диаметру шлицев d концентрационных напряжений и изгиба вала:

фкр=Mкр.max=Mкр.max (3.26)

Wр=0,2*d³ вн.

где, dвн.=Мкр.max (3.27)

0,2*фкр

Максимальный крутящий момент:

Мкрmax=Nmax (3.28)

w

где, N max- приводная мощность двигателя, 13 т;

w= р*n - угловая скорость, сек;

30

п-частота вращения электродвигателя, об/мин.

Напряжение на кручение определяем по пределу текучести материала ут.

Допустимое касательное напряжение при кручении принимаем с коэффициентом запаса прочности з=1,5;

ф=[ф]= фт = ут (3.18)

з 2з

Для вала насоса ЭЦН берем сталь 40ХН с пределом текучести ф=750 Мпа.

Насосное соединение валов и некомпенсированные зазоры создают радиальную нагрузку в 60-130 кг.с, действующую на шлицевой конец вала насоса.

Радиальная нагрузка Р, находится по формуле:

Р1=K[3E*J*?у] (3.29)

C³

где, К - коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров и равный 0,45-0,85;

Е - модуль упругости материала вала, Па.

J - момент инерции вала, принимаемый с учетом тела втулки. М;

?у - стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванная неспособностью в сочленении насоса и протектора, принимается равным 25*10 м;

С - расстояние от центра подшипника до середины муфты, м;

Момент инерции вала:

насос муфта центробежный

J=р*d⁴вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z (3.30)

64

где, а - ширина шлицы, м;

D - наружный диаметр шлицев, м;

z - число шлицев.

Радиальная нагрузка на вал Р2, зависящая от неравномерной передачи крутящего момента шлицами малы и ею можно пренебречь.

Пять работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где

Рокр.=2*Мкр.max (3.31)

dср.

где, D - средний диаметр шлицев.

Р2=0,2*Рокр. (3.32)

Изгибающий момент на шлицевом конце вала:

Мизгб.max=(Р1+Р2)*b (3.33)

где, b-расстояние от середины муфты или от точки приложения силы Р до проточки под стопорное кольцо, м.

Мизг.max.=(Р1-Р2)*b.

Зная момент изгиба и момент кручения, можно определить напряжение изгиба и кручения в опасном сечении вала (под проточку на стопорное кольцо).

уизг.max=Мизг.max (3.34)

Wx

Wх=р*d⁴кр. (3.35)

32*D

где, Wх- момент сопротивления в месте проточки под стопорное кольцо, м;

dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное кольцо, м;

уизгб.min=Мизг.min (3.36)

Wx

Напряжение кручения

фкр.=Мкр.max (3.37)

Wp

Wр=2*Wx - полярный момент сопротивления вала в месте проточки под стопорное кольцо;

Эквивалентное напряжение находим по четвертной прочности:

уэкв.=vу²изг.max+3ф² (3.38)

По этой величине и пределу текучести материала вала устанавливается запас прочности с учетом статистических нагрузок:

п=ут?1,3 (3.39)

уэкв

Исходные данные:

Приводная мощность двигателя N = 2000Вт. Частота оборотов двигателя п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала у=750 МПа. Модуль упругости материала вала У=20*10 МПа. По данной методике произведем расчет с цифровыми значениями:

Момент инерции вала:

J= р*d⁴вн.+ а (D-dвн) * (D +dвн)²*z

64

J= 3,14*0,012⁴ + 0,0035 (0,017 - 0,012)*(0,017+0,012) ²*6

64

J=2,3*10^-10 м;

Нагрузка создаваемая работающими шлицами:

Р2=0,2*Рокр.

Р2=0,2* Mкр.max

dср

Р2=0,2 * 2*67,28

0,0155

Р2= 1736,2584.

Максимальный изгибающий момент в месте проточки под стопорное кольцо:

Мизг.max= (Р1+Р2)*b

Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035

Мизг.max=69,83 Н*м.

Минимальный изгибающий момент в этом сечении:

Мизг.min=(Р1-Р2)*b

Мизг.min=(258,957-1736,258)*0,035

Мизг.min=51,74 Н*м;

Напряжение изгиба в опасном сечении:

уизг.max=Мизг.max

Wx

где, W= р*d⁴кр

32*D

W=3,14*0,0157⁴

32*0,017

W=3,51*10^-7 м³;

Это мы нашли осевой момент сопротивления вала:

уизг.max.= 69,83

3,51*10^-7

уизг.max =198,945Мпа

Минимальное напряжение изгиба

уизг.min.= 51,71

3,51*10^-7

уизг.min.= 147,321 МПа

Напряжение кручения:

фкр=Мкр.max

Wp

где, Wр=2*Wх

Wр=2*3,51*10^-7

Wр=7,02*10^-7 м

Это мы нашли полярный момент сопротивления вала

фкр.= 67,28

7,02*10^-7

фкр.=96,114 Мпа;

Эквивалентное напряжение:

уэкв=vу² изг.max + фкр²

уэкв=v198,945²+3*96,114²

уэкв.=259,409 Мпа;

Запас прочности по пределу текучести:

п= ут ? 1,3

уэкв

п= 750

259,409

п=2,8;

Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40 ХН диаметром 17 мм со шлицем и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает заданные нагрузки с коэффициентом запаса прочности п=2,8, который удовлетворяет условию 2,8>[1,4].

3.5 Прочностной расчет

3.5.1Прочностной расчет корпуса насоса

Корпусы погружных центробежных насосов изготавливают из трубных заготовок точением или из холодных комбинированных труб повышенной точности длиной 2100, 3600 и 5000 мм.

Корпус насоса будет рассчитываться в следующей последовательности.

1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса насоса.

Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08 м

2.Определяем предварительную затяжку пакета ступеней с учетом коэффициента запаса плотности верхнего стыка по формуле:

T=рКсgНrвн.[1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)] (3.40)

где К - коэффициент запаса плотности стыка;

К=1,4

с - плотность воды;

с=1000м/кг

g - ускорение свободного падения;

g = 9,8 м/с

H- максимальный напор насоса;

Н =1300 м

r - внутренний радиус расточки корпуса насоса;

r=0,04 м

Ек- модуль упругости материала корпуса насоса;

Ек=0,1х10 ⁶Мпа

Fк - площадь поперечного сечения корпуса насоса;

Fк=1,62х10 ^-3 м ²

Ена- модуль упругости материала направляющего аппарата;

Ена=1,45х10 ⁵МПа

Fна - площадь поперечного сечения направляяющего аппарата;

Fна=6,08х10^-4 м²

Т=3,14х1,4х1000х9,81х1160х0,04² [1-2,1х10⁶ х1,62[10^-3 /2(2,1х10⁶ х1,62х10^-3 +1,45х10⁵ х6,08х10^-4 ) ]=48256Н

3.Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса по выражению:

Q=Т+сgНrвн ² EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + рКсgНrвн (3.41)

где Т - предварительная затяжка пакета ступеней, определенная по формуле (3.40)

Т=48256Н

G - масса погружного агрегата;

G =20505 Н;

Hmax - максимальный напор насоса;

Нmax =3500 м

Q = 268519Н

4.Вычисляем осевое напряжение в опасных сечениях корпуса по формуле

у=Q/Fк (3.42)

где Q - общее усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по выражению (3.41)

Q=268591 Н

Fк - площадь ослабленного сечения корпуса по наружному диаметру трубы;

Fк =1,24х10^-3 м²

уz=268519/1,24х10^-3=220МПа

5.Определяем тангенциальное напряжение в опасных сечения, по выражению:

у=pgHmaxrвн/S-MT/F' (3.43)

где S - толщина корпуса в опасном сечении;

S=0,009 м

M - коэффициент Пуассона;

M=0,28

ут=142 МПа

3.5.2 Прочностной расчет винтов страховочной муфты

Расчет винтов на срез произведем по формуле:

ф?[ф] (3.44)

где ф - напряжение среза действующее на винты страховочной муфты;

[ф] - допускаемое напряжение среза.

Допускаемое напряжение среза определяется по формуле:

[ф]=0,4ут

где ут - предел текучести материала винта, для стали 35 из которой изготовлены винты

ут=360МПА.

[ф]=0,4х360=144МПа

Напряжение среза действующее на винты определяем по формуле

ф=4S/пdхz (3.45)

где S - сила среза действующая на винты;

d - внутренний диаметр резьбы;

d=0,0085 м;

z -количество винтов, z=2;

Находим силу среза по выражению

S=mхg (3.46)

где m - масса насосного агрегата

m=709 кг

g - ускорение свободного падения;

g =9,8 м/с

S=709х9,81=6955,29 кгм/с² =6955,29 Н

Определяем напряжение среза, действующее на винты страховочной муфты по формуле (3.45)

ф=6955,29х4/3,14х0,0085⁵ х2=61285468 Па=61,29 МПа.

Прочностной рачсет винтов на срез является допустимой, так как 61,29<144

Коэффициент запаса прочности винтов определяем из выражения

n=[ф]/ ф (3.47)

где [ф] - допускаемое напряжение среза, [ф]=144 МПА

ф - напряжение среза действующее на винты страховочной муфьы, ф=61,29 МПа

П=144/61,29=2,35

Полученный коэффициент заппса прочности является достаточным.

3.5.3 Прочностной расчет корпуса полумуфты

Расчет корпуса полумуфты будет рассчитываться на растяжение в опасном сечении. Расчет полумуфты в опасном сечении произведем по формуле:

у?[у] (3.48)

где у - сопротивление при растяжении действующее в опасном сечении полумуфты;

[у] - допустимое сопротивление при растяжении.

Допустимое сопротивление при растяжении определяется из выражения

у=0,3ут (3.49)

где ут - предел текучести материала для материала сталь 30 Л, из которого отлита полумуфта ут=240 МПа

[у]=0.3х240=72 МПа

Определяем напряжение, получамемое давлением максимальной нагрузки на площадь по формуле:

у=S/F (3.50)

где S - максимальная нагрузка действующая на полумуфту, определенная по формуле (3.46)

S=6955,29Н

F - площадь полумуфты в опасном сечении;

F=5,68х10^-4 м ²

у=6955,29/5,68х10^-4=12245228Па=12,25МПА

Прочность полумуфты в опасном сечении является допустимой, так как 12,25 МПа<72 Мпа

Коэффициент запаса прочности определяем из выражения

П= [у] /у (3.51)

где [у] - допускаемое сопротивление при растяжении;

[у]=72 МПА

у- сопротивление при растяжении действующее в опасном сечении муфты;

у=12,25 МПА

П=72/12,25=5,87

Полученный коэффициент запаса прочности является допустимым.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

На месторождениях, разрабатываемых и эксплуатируемых НГДУ “Сургутнефтегаз” дебет скважин по сравнению с прошлыми годами падает, что дает основанием использовать на скважинах электроцентробежные насосы с меньшей подачей.

При эксплуатации скважин УЭЦН М-30-1300 повышается межремонтный период и наработка на отказ.

Совершенствование электроцентробежного насоса с подачей 50 м/сут состоит в том, что в корпус электроцентробежного насоса с подачей на 50 м/сут мы ставим рабочие колеса и направляющие аппараты, рассчитанные на подачу 30 м/сут. Этим мы получаем насос с подачей 30 м/сутки для использования на малодебетных скважинах. За счет этого мы получаем экономию денежных средств, так, как не приходится запускать с заводов электроцентробежные насосы для малодебетных скважин.

Экономический эффект ожидается за счет:

-увеличение наработки на отказ;

-уменьшение числа текущих ремонтов;

-предотвращение затрат, связанных с закупкой УЭЦН-30 на заводах.

Методика расчета экономического эффекта

Экономический эффект определяется по формуле

Эт=Рг-Зг (4.1.)

Кр+Ен

где, Рг - стоимостная оценка годовых результатов

Зг - неизменные по годам годовые затраты;

Кр - норма амортизации с учетом фактора времени

Ен - норматив для приведения к расчетному году

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов

Рг1=(365 - 365 ) *Срем. (4.2.)

МРПб МРПсов.

где, МРП_б - базовый межремонтный период;

МРП_сов.-межремонтный период усовершенствованного оборудования

С_рем. - стоимость текущего ремонта

Неизменные по годам годовые затраты:

Зг=Иг+(Кр+Ен)*К (4.3)

где, Иг - годовые текущие затраты

К - капитальные затраты

Годовые текущие затраты:

К1=1,2 ( Зср. *L + 0,395 * Зср. * L) (4.4)

166 166

где, К1 - капитальные затраты, связанные с изготовлением рабочей ступени;

Зср - средняя затрата

L - длительность изготовления

Капитальные затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

К2=m*c*Kи (4.5)

где, m - масса материалов;

c - стоимость материалов;

Ки- коэффициент, учитывающий, что часть материалов расходуется

при изготовлении.

К=К1+К2 (4.6)

К=n*(К1+К2) (4.7)

где, -n - количество рабочих ступеней.

Годовая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht (4.8)

где, Bt - выручка от реализации продукции, полученной с применением

мероприятий НТП, без акцизов и налогов на добавочную стоимость;

Ct - себестоимость продукции;

Ht - налоги, общая сумма.

Срок возврата затрат:

Т= К (4.9)

П+А

где, П - прибыль чистая, получаемая за счет реализации мероприятия за год;

А - сумма амортизации за год.

Исходные данные:

Стоимость ЭЦН - 50-1300 - 1320400 руб

Стоимость ЭЦН - 30-1300 - 18900000 руб

m1 - масса рабочего колеса, изготовляемого из полиамида.

m1=0,158 г

С - стоимость полиамида

С=1500000 руб за тонну

m₂ - масса направляющего аппарата, изготовляемого из полиамида.

m₂=320 г.

Средняя заработная плата:

Зср.=1800 руб

Длительность изготовления рабочей ступени

L=1 час

Межремонтный период базовый:

МРПб=316 суток

Межремонтный период совершенствованного оборудования:

МРПсов.=358 суток

Стоимость текущего ремонта (одного):

Т = 72 часа

Среднесуточный дебит :

Q=35 м/сут

Стоимость нефти на внутреннем рынке:

С = 500000 резв./тонну

Себестоимость нефти:

Ct=287274 руб/т

Расчет экономического эффекта

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов:

Рг1= ( 365 - 365 ) *Срем.

МРПб МРПсов.

МРПб=316 суток

МРПсов.=358 суток

Ср=1150000 резб.

Рг1= (365 - 365) *1150000

358

Рг1=156400 руб

Рг2 берем из 40% от стоимости ЭЦН - 50-1300 и стоимости ЭЦн - 30-1300.

Рг2=0,4*13204000+18900000=2418600 руб

Рг=Рг1+Рг2

Рг=156400+24181600=24338000 руб

Расчет затрат:

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Иг=ДР*Т*Q*Сп

Сп3=55% от себестоимости 287274 руб/т

Иг=0,136*3,0830,0*0,55*287274

Иг=1933928,5 руб

Затраты на изготовление рабочей ступени

К1=1,2 *(1,395 * Зср. *L)

166

Зср.=1800000 руб

L=1 час

К1=1,2 * 1,395 * 1800000*1

166

К1=18151,719 руб

Затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

К2=m*С*Ки

m=m1+m2

m=0,320+0,158

m=0,478

К2=0,478*10^-3 *1500000*1,5=1075,5 руб

К=112*19227,219

К=2153449 руб

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Зг=1933928,5 + (1+0,1)*2153449

Зг=4292722,4 руб.

Эффект рассчитывается для срока в 5 лет, срока амортизации оборудования типа УЭЦН

Кр=0,1638

Ен=0,1

Эт=24338000 - 4292722,4

0,1638 + 0,1

Эт=7598647 руб

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht

Формула (4.8) общая для расчета, ее можно разложить:

Пт=Рг2Иг (4.10)

где, Пт - прибыль без налогов

Текущая чистая прибыль:

Пч=0,65 * Пт

Рг2=24181600 руб

Иг=1933928,5 руб

Пt=24181600 - 1933928,5

Пt=22247671 руб

Пч=0,65* Пт

Пч=0,65 * 22247671

Пч=14460986 руб.

Срок возврата затрат

Т = К

П+А

К=2153449 руб

Пч=14460986 руб

А=20% от К

А=430689,8 руб

Т= 2153449

14460986+430689,8

Т = 2153449

14891675

Т=0,15 года

Т=1,8 месяца

Сводная таблица экономических показателей

Таблица 4.1.

Показатели	Значение
Капитальные затраты, руб	2153449
Текущие годовые затраты, руб	1933928,5
Межремонтный период до совершенствования, сутки	316
Межремонтный период после усовершенствования, сутки	358
Экономический эффект, руб	75986647
Чистая прибыль, руб	14460986
Срок окупаемости, год	0,15

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ ЭЦН

На месторождениях, разрабатываемых и эксплуатируемых НГДУ «Лянторнефть» дебет скважин по сравнению с прошлыми годами падает, что дает основанием использовать на скважинах электроцентробежные насосы с меньшей подачей.

При эксплуатации скважин УЭЦН М-30-1300 повышается межремонтный период и наработка на отказ.

Переводим подачу на 30 м/сут. Этим мы получаем насос с подачей 30 м/сутки для использования на малодебетных скважинах. За счет этого мы получаем экономию денежных средств, так, как не приходится запускать с заводов электроцентробежные насосы для малодебетных скважин.

Экономический эффект ожидается за счет:

-увеличение наработки на отказ;

-уменьшение числа текущих ремонтов;

-предотвращение затрат, связанных с закупкой УЭЦН-30 на заводах.

Методика расчета экономического эффекта

Экономический эффект определяется по формуле

Эт=Рг-Зг (4.1.)

Кр+Ен

где, Рг - стоимостная оценка годовых результатов

Зг - неизменные по годам годовые затраты;

Кр - норма амортизации с учетом фактора времени

Ен - норматив для приведения к расчетному году

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов

Рг1=(365 - 365 ) *Срем. (4.2.)

МРПб МРПсов.

где, МРП_б - базовый межремонтный период;

МРП_сов.-межремонтный период усовершенствованного

оборудования

С_рем. - стоимость текущего ремонта

Неизменные по годам годовые затраты:

Зг=Иг+(Кр+Ен)*К (4.3)

где, Иг - годовые текущие затраты

К - капитальные затраты

Годовые текущие затраты:

К1=1,2 ( Зср. *L + 0,395 * Зср. * L) (4.4)

166 166

где, К1 - капитальные затраты, связанные с изготовлением рабочей ступени;

Зср - средняя затрата

L - длительность изготовления

Капитальные затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

К2=m*c*Kи (4.5)

где, m - масса материалов;

c - стоимость материалов;

Ки- коэффициент, учитывающий, что часть материалов расходуется при изготовлении.

К=К1+К2 (4.6)

К=n*(К1+К2) (4.7)

где, -n - количество рабочих ступеней.

Годовая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht (4.8)

где, Bt - выручка от реализации продукции, полученной с применением мероприятий НТП, без акцизов и налогов на добавочную стоимость;

Ct - себестоимость продукции;

Ht - налоги, общая сумма.

Срок возврата затрат:

Т= К (4.9)

П+А

где, П - прибыль чистая, получаемая за счет реализации мероприятия за год;

А - сумма амортизации за год.

Исходные данные:

Стоимость ЭЦН - 50-1300 - 1320400 руб

Стоимость ЭЦН - 30-1300 - 18900000 руб

m1 - масса рабочего колеса, изготовляемого из полиамида.

m1=0,158 г

С - стоимость полиамида

С=1500000 руб за тонну

m₂ - масса направляющего аппарата, изготовляемого из полиамида.

m₂=320 г.

Средняя заработная плата:

Зср.=1800 руб

Длительность изготовления рабочей ступени

L=1 час

Межремонтный период базовый:

МРПб=316 суток

Межремонтный период совершенствованного оборудования:

МРПсов.=358 суток

Стоимость текущего ремонта (одного):

Т = 72 часа

Среднесуточный дебит :

Q=35 м/сут

Стоимость нефти на внутреннем рынке:

С = 500000 резв./тонну

Себестоимость нефти:

Ct=287274 руб/т

Расчет экономического эффекта

Стоимостная оценка годовых результатов:

от количества ремонтов:

Рг1= ( 365 - 365 ) *Срем.

МРПб МРПсов.

МРПб=316 суток

МРПсов.=358 суток

Ср=1150000 резб.

Рг1= (365 - 365) *1150000

358

Рг1=156400 руб

Рг2 берем из 40% от стоимости ЭЦН - 50-1300 и стоимости ЭЦн - 30-1300.

Рг2=0,4*13204000+18900000=2418600 руб

Рг=Рг1+Рг2

Рг=156400+24181600=24338000 руб

Расчет затрат:

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Иг=ДР*Т*Q*Сп

Сп3=55% от себестоимости 287274 руб/т

Иг=0,136*3,0830,0*0,55*287274

Иг=1933928,5 руб

Затраты на изготовление рабочей ступени

К1=1,2 *(1,395 * Зср. *L)

166

Зср.=1800000 руб

L=1 час

К1=1,2 * 1,395 * 1800000*1

166

К1=18151,719 руб

Затраты на материалы, примененные при изготовлении рабочей ступени:

К2=m*С*Ки

m=m1+m2

m=0,320+0,158

m=0,478

К2=0,478*10^-3 *1500000*1,5=1075,5 руб

К=112*19227,219

К=2153449 руб

Зг=Иг + (Кр+Ен)*К

Зг=1933928,5 + (1+0,1)*2153449

Зг=4292722,4 руб.

Эффект рассчитывается для срока в 5 лет, срока амортизации оборудования типа УЭЦН

Кр=0,1638

Ен=0,1

Эт=24338000 - 4292722,4

0,1638 + 0,1

Эт=7598647 руб

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

Пt=Bt - Ct - Ht

Формула (4.8) общая для расчета, ее можно разложить:

Пт=Рг2Иг (4.10)

где, Пт - прибыль без налогов

Текущая чистая прибыль:

Пч=0,65 * Пт

Рг2=24181600 руб

Иг=1933928,5 руб

Пt=24181600 - 1933928,5

Пt=22247671 руб

Пч=0,65* Пт

Пч=0,65 * 22247671

Пч=14460986 руб.

Срок возврата затрат

Т = К

П+А

К=2153449 руб

Пч=14460986 руб

А=20% от К

А=430689,8 руб

Т= 2153449

14460986+430689,8

Т = 2153449

14891675

Т=0,15 года

Т=1,8 месяца

Сводная таблица экономических показателей

Таблица 4.1.

Показатели	Значение
Капитальные затраты, руб	2153449
Текущие годовые затраты, руб	1933928,5
Межремонтный период до совершенствования, сутки	316
Межремонтный период после усовершенствования, сутки	358
Экономический эффект, руб	75986647
Чистая прибыль, руб	14460986
Срок окупаемости, год	0,15

6. БЕЗОПАСНОСТЬ и ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Основными законодательными актами по охране труда в нашей стране являются Конституция России, Основы законодательства и др. в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся. На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих правил безопасности и норм производственной санитарии в данном проекте нами разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

Всякая деятельность протекает из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Жизнедеятельность - активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве ежегодно травмируется 650-700 тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными причинами этих негативных явлений являются:

недостаточный уровень обучения и квалификации персонала;

несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности;

недостаточное оснащение производства системами очистки выбросов;

устаревшее оборудование;

В данном случае, описывается несколько мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды, предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение.

Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до -50⁰С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий.

При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление).

При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.

Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.

В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н₂S - 0,1 мг/м³ (ГОСТ 12.1.005-76.)

Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин - высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии.

Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро-и взрывоопасность объекта.

Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая.

Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления.

Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в процессе труда:

метеорологический фактор.

Вредное влияние паров нефти и газа.

Высокое давление.

Повышенная пожаро-и взрывоопасность.

Наличие высокого напряжения.

Причины организационного характера.

Расчет заземления электрооборудования.

Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В соответствии с ГОСТом 12.1.006-84 выполнен расчет заземляющего устройства станции управления ЭЦН.

Заземление КТПН осуществляется электродами из круглой стали d=12 мм, l=5 м, забиваемых в землю на глубину 5,7 м и соединенных стальной полосой 40х4 мм. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом в любое время года. все соединения выполняются сваркой согласно ПЭУ. После устройства контура заземления необходимо замерить сопротивление и, если оно окажется больше допустимого, забить дополнительные электроды.

Расчет производится в соответствии «Типовых расчетов по электрооборудованию».

Сопротивление растеканию тока одиночных стержневых заземлителей определяется по формуле:

R_о.с.=с*К_с (ln 2l + 1 ln 4t+l (5.1.)

2рl d 2 4 t-l

где с - удельное сопротивление грунта, 1*10^-4ом*см;

К_с-коэффициент сезонности, для I климатической зоны К_с =1,65;

l - длина стержня, 500 см;

d - диаметр стержня, 1,2 см;

t - глубина залегания, 570 см;

R_с=1*10⁴*1,65 (ln 2*500 +1/2 ln 4*570 +500) = 37,5 Ом

2*3,148500 1,2 4*570-500

Необходимое количество стержней:

R_о.с.

з_сR₃ (5.2.)

где, з - коэффициент использования стержневых заземлителей, 0,61;

R₃- сопротивление, оказываемое заземляющим устройством расте-

канию тока, 4 Ом;

37,5

0,61*4

Сопротивление всех стержней:

R_с=R_о.с./n* з_c=37,5/16*0,61=3,8 Ом

Сопротивление растекания горизонтального (протяжного) заземлителя определяется по формуле:

R_n= 0,366 * с_расч./ln * lg l_g²/d_t¹ (5.3.)

где, l_n - общая длина горизонтального заземлителя (полосы 40х4 мм),

100000 см;

с_расч = с* К_с=10⁴*5 ом*см, К_с=5 - для I климатической зоны;

t¹ - глубина залегания протяжного заземлителя;, 70 см;

R_n= 0,366* 5*10^-4/100000 * 100000²/1,2*70=14.3 Ом.

Действительное сопротивление растеканию протяжного заземлителя с учетом коэффициента использования з_n=0,32

R_n^д=R_n/ з_n=14,3/0,32=44,7 Ом (5.4.)

Общее сопротивление заземляющего устройства:

R₃²=R_c*R_п^д/ R_c+R_п^д= 3.8* 44,7/3,8+44,7=3,5 Ом (5.5.)

Из расчета следует, что полученное значение сопротивления не превышает допустимого, а следовательно будет обеспечено полноценное заземление объекта, соответствующее ГОСТу 12.1.006-84.

Основные мероприятия по обеспечению безопасности условий труда операторов.

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.

Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:

1. Правило безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утверждение Госгортехнадзором.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.

3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергодзором.

4. Правила устройства электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.

5. Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, утвержденное ОКБ БН.

На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности.

Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднодоступных местностях - на вездеходах. Продолжительность рабочего времени установлена трудовым законодательством и не должна превышать 41 час в неделю.

Рабочие должны обеспечиваться необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето - роба х/б, сапоги, головной убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой - шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы).

На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха.

При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10 лк (СНиП I - 4-79).

Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважины.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С₁₀ в пересчете на С - 300 мг/м³, ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах.

К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий схемы применяемые станций управления, трансформаторов, подстанций погружных насосов (КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем место, а также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами.

Конструкция устьевого оборудования должна обеспечить возможность снижения давления в затрубном пространстве, а так же закачку жидкости для глушения скважины.

Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в специальной будке или на открытой местности на расстоянии не менее 20 м от устья скважины.

При установке наземного оборудования в будке станция управления должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался свободный выход из будки.

При установке электрооборудования на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно! Электрическое напряжение!».

Намотка и размотка кабеля на барабан кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.

Все открытые движущиеся части механизмов кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь ограждения.

Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде рядом с действующими кабелями, находящимися под напряжением, а также перекладка кабелей допускается в случае необходимости при выполнении следующих условий:

Работу должны выполнять рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напряжении выше 1000 В.

Работать следует в диэликтрических перчатках, поверх которых для защиты от механияческих поверждений одеваются брезентовые рукавицы. Санитраные нормы действия тока на организм, устанавливает ГОСТ 12.1.000-76.

Таким образом в данном разделе разработаны основные мероприятия , которые обеспечат безопасные условия работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

Общие требования к безопасности к рабочим цеха в подготовке и перекачке нефти (ППН)

К самостоятельной работе в цехе ППН допускаются лица:

достигшие 18-летнего возраста.

Прошедшие медицинское освидетельствование согласно приказа Минздрава ССР № 700 от 19.06.84;

прошедшие производственное обучение, обучение безопасным методам в проведении работ, стажировку (при необходимости) на рабочем месте и проверку знаний по технике безопасности;

имеющие удостоверение о проверке знаний по технике безопасности.

Через каждые 3 месяца рабочие должны проходить инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1 раза в год - проверку знаний.

При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда рабочие должны пройти дополнительное обучение и инструктаж.

Внеочередную проверку знаний по технике безопасности рабочие должны пройти:

после обучения, вызванного изменением технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением в действие новых правил и инструкций;

по требованию или распоряжению руководителей предприятий и представителей службы надзора.

Приступая к работе, рабочие должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний по технике безопасности.

При приеме смены рабочие обязаны ознакомится с заданиями и распоряжениями руководителей работ, с записями в вахтовом журнале и уяснить себе обстановку на объекте и на рабочем месте.

При обнаружении какой-либо неисправности, не записанной в журнале, принимающий смену должен указать на нее сменяющемуся и вместе с ним сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.

Не разрешается:

принимать или сдавать смену во время аварии и при ее ликвидации;

передавать смену рабочему, явившемуся в нетрезвом состоянии или больному.

Находясь на территории цеха ППН работающие должны соблюдать общие для всех правила поведения:

места открытого выделения газа надо обходить с наветренной стороны;

переходить через траншею, трубопроводы надо только в специально указанных местах, оборудованных переходами.

Рабочие цеха ППН перед началом работы обязаны: проверить состояние и исправность работающего и резервного оборудования (насосов, запорной арматуры, КИПиА и т.п.), чистоту рабочего места, производственных помещений и территории наличие инструмента и вспомогательного инвентаря, исправность действия вентиляционных установок, наличие и состояние средств индивидуальной защиты; привести в порядок спецодежду и др.средства индивидуальной защиты; проверить наличие и исправность пожаротушения и инструментов, их соответствие характеру работы, наличие и укомплектованность аптечки.

Рабочие обязаны следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования. Рабочие площадки, лестницы и переходы необходимо очищать от грязи, снега и льда.

загромождение лестниц и площадок, проходов между трубопроводами и др. оборудованием, мешающие нормальному обслуживанию и ремонту не допускается.

Освещение объектов ППН должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении. Осветительная проводка должна прокладываться в герметичных газовых трубах, выключатели должны быть во взрывоопасном исполнении и установлены вне помещения.

В качестве аварийного освещения могут применятся только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением 12 Вт.

Рабочие должны иметь полагающиеся по нормам спецодежду, спецобувь, рукавицы и другие средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность. Спецодежду следует носить в застегнутом виде, она не должна меть свисающих концов.

При опасности попадания инородных тел, вредных жидкостей, паров, газа, раздражения глаз сильным световым излучением необходимо пользоваться соответствующими защитными очками.

При работе в колодцах, аппаратах, емкостях и других плохо проветриваемых местах необходимо применять шланговые противогазы.

Лица, допущенные к работам на объектах с возможным выделением сероводорода, должны иметь при себе исправные средства индивидуальной защиты (противогазы марки КД). Промышленные фильтрующие противогазы применяют в том случае, если в воздухе содержится не менее 18% объемных кислорода, а концентрация вредных газов не превышает 0,5% объемных.

Рабочие должны следить за состоянием предохранительной арматуры, наличием и исправностью манометром, обращать внимание на наличие и целостность пломб.

Не допускается эксплуатация аппаратов, емкостей и оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и предохранительных устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа с неисправным инструментом.

Все движущиеся части механизмов должны быть ограждены. Выступающие и вращающиеся детали должны быть закрыты по всей окружности вращения сплошными кожухами.

Запрещается эксплуатация неисправного оборудования отключающих и предохранительных устройств, неисправных контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа неисправным инструментом.

Корпуса электрооборудования и пусковой аппаратуры должны быть заземлены.

Перед пуском механизмов в работу необходимо проверить их исправность. Пускать в работу механизмы следует, только убедившись, что у движущихся частей нет людей. И только после подачи предупредительного знака (сигнала).

Во время работы механизма запрещается:

производить ремонт их или крепление каких-либо частей;

чистить и смазывать движущиеся части вручную;

снимать ограждения или отдельные их части и проникать за ограждения;

тормозить движущиеся части механизмов подкладыванием труб, ваг и других предметов;

переходить через приводные ремни, цепей или под ними;

направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или ослаблять ременные передачи;

находится в опасной зоне.

Ремонтные работы должны проводится в дневное время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть освещено.

Работы по ремонту оборудования, связанные с применением открытого огня и возможностью образования открытого искрения, должны осуществляться по наряду-допуску на производство газоопасных работ или письменному разрешению главного инженера, согласованного с главным энергетиком предприятия и местной пожарной охраной.

Ремонтные работы в котловане, а также в нефтяных и газовых колодцах разрешается выполнять при соблюдении следующих условий:

бригада рабочих должна состоять не менее чем из двух человек (работающий и наблюдающий), обеспеченных соответствующими средствами индивидуальной защиты;

перед началом работ ответственный за их проведение должен спросить исполнителя о его самочувствии;

перед работой котлован или колодец проветрить, а перед сварочной работой - провести анализ воздушной среды;

проверить исправность шлангового противогаза, спасательного пояса и сигнально-спасательной веревки;

сроки единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе должен превышать 20 минут.

В случае гидратообразования или замораживания участка трубопровода, обвязки насосов, запорной арматуры отогревать их следует водой или паром. Перед отогревом участок должен быть отключен от работающей системы.

При пропарке емкостей, аппаратов запрещается поднимать давление в них: пар должен иметь свободный выход. При пропарке труб запрещается стоять с противоположного конца, тем более, устранять закупорку пропариваемых труб разрыхлением различными предметами.

Пропуск газа и нефтепродуктов через фланцевые соединения, сальники, задвижки и другие неплотности необходимо своевременно устранять.

При необходимости проведения ремонтных работ на трубопроводах находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо отключить задвижками с установкой маркированных заглушек после снижения в нем давления до атмосферного.

Закрывать (открывать) запорную арматуру следует плавно, без рывков, пользуясь при необходимости специальным (штурвальным) ключом.

В случае возникновения аварийной ситуации, связанной с повышением содержания сероводорода в воздухе, необходимо:

немедленно одеть противогаз;

прекратить все работы в опасной зоне;

сообщать об этом ответственному руководителю работ;

обозначить опасную зону предупреждающими знаками;

дальнейшие работы производить по плану ликвидации возможных аварий.

При аварии рабочие обязаны действовать в соответствии с планом ликвидации аварий; сообщить о происшедшей аварии диспетчеру, вывести людей из помещения или опасной зоны и при необходимости, в целях предупреждения осложнений, отключить технологическое оборудование.

При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану и приступить к тушению огня имеющимися на объекте противопожарными средствами.

При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему доврачебную помощь, вызвать, если необходимо скорую медицинскую помощь, сообщать о происшедшем руководителю работ или начальнику цеха и по возможности сохранить обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент несчастного случая.

В случае возникновения аварийной ситуации смена, в которой возникла авария, не сдает смену до ликвидации аварии. Принимающая смена включается в работу по ликвидации аварии.

Характеристика условий труда.

Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу

Таблица 5.1.

Вредные вещества	Кол-во вредных веществ отходящих от всех источников	В том числе: выделяются без очистки	Всего выброшено в атмосферу	Лимит выброса
Наименование
Окислы азота	9,355	9,355	9,355	9,355
Сернистый ангидрид	73,985	73,985	73,985	73,985
Окись углерода	53,62	53,62	53,62	53,62
Пятиокись ванадия	0,296	0,296	0,296	0,296
Окись железа	0,616	0,616	0,616	0,616
Стирол	0,222	0,222	0,222	0,222

По формуле можно рассчитать степень риска производства, определяемого за год:

R=С_n/N_p= 1/104500=9,57х10^-6

где C_n - число смертельных случаев за год;

где N_p - число работающих.

Пожарная профилактика

Пожарная профилактика достигается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения.

В зависимости от пожаро- и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д.

Категория А. Производство, связанное с получением, применением или хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки паров (28^0С) и ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей при температуре нагрева их до 250⁰С.

Категория Б. Производства, связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с температурой паров от 29⁰ до 120⁰С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси.

Категория В. Производства, связанные с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 120⁰С.

Категория Г. Производства, связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные с ожиганием твердого, жидкого и газообразного топлива.

Категория Д. Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии.

Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2, пенопроизводящие установки - пеномесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и другие средства.

Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков.

Для улучшения условий труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и соответствовать ГОСТам.

Прогнозирование чрезвычайных ситуаций и их предотвращение.

Одной из наиболее частых аварий является взрыв.

При выборе электрооборудования для объектов добычи нефти и газа необходимо учитывать специфические условия работы электрических установок, связанных с наличием взрывоопасных газов и паров.

К взрывоопасным относятся смеси с воздухом горючих газов и паров горючих жидкостей с температурой вспышки 45⁰С и ниже, а также горючей пыли или волокон с нижним пределом взрываемости не выше 65 г/см³.

В зависимости от температуры самовоспламенения устанавливаются 5 групп взрывоопасных смесей:

Таблица 5.2.

Группа взрывоопасной смеси	Температура самовоспламенения С
Т1	Свыше 450
Т2	300 до 450
Т3	200 до 300
Т4	135 до 200
Т5	100 до 135

Распределение некоторых смесей по категориям и группам приведено в таблице 5.3.

Таблица 5.3.

Категория взрывоопасных смесей	Группа взрывоопасных смесей
	Т 1	Т 2	Т 3	Т 4	Т 5
1	Аммиак, метан, дихлорэтан, изобутилен, метилстирол, метил хлористый, метил хлористый, метилацетат.	Амилацетат, бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметакрилат, спирты: бутиловый, изоамиловый, изопропиловый и др.	Скипидар, уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 и др.	-	-
2	Ацетон, бензин-100, бензол, толуол, стирол, пропан, этан, этилбензол, окись углерода и др.	Бензин Б-95/130, бутан, дивинил, диоксан, метиламин, метилфуран, пентан, пропилен и др.	Бензин: А-66, А-72, А-76, Б-70, гексан, топливо Т-1, ТС-1 и др.	Ацетальдегид, этиленглиголь, диэтиловый эфир, дибутиловый эфир.	-
3	Коксовый газ (метана 40%, водорода 60%), светильный газ, этилен. ...

Подобные документы

• Погружные центробежные электронасосы

  Назначение погружных центробежных электронасосов, анализ конструкции и установки. Сущность отечественных и зарубежных погружных центробежных насосов. Анализ насосов фирм ODI и Centrilift. Электроцентробежные насосы ЭЦНА 5 - 45 "Анаконда", расчет мощности.
  
  курсовая работа [513,1 K], добавлен 30.04.2012
  

• Расчет насосов

  Классификация центробежных насосов, скорость жидкости в рабочем колесе. Расчет центробежного насоса: выбор диаметра трубопровода, определение потерь напора во всасывающей и нагнетательной линии, полезной мощности и мощности, потребляемой двигателем.
  
  курсовая работа [120,8 K], добавлен 24.11.2009
  

• Прочностной расчет абсорбционной колонны

  Устройство абсорбционной колонны. Конструктивное исполнение элементов. Определение толщин стенок, днищ корпуса и рубашки. Расчет аппарата на устойчивость против изгибающих моментов. Подбор и расчет опоры. Прочностной расчет основных элементов аппарата.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.05.2014
  

• Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из скважин

  Эксплуатация скважин центробежными погружными насосами. Насосы погружные центробежные модульные типа ЭЦНД. Установка ПЦЭН специального назначения и определение глубины его подвески. Элементы электрооборудования установки и погружной насосный агрегат.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 27.02.2009
  

• Характеристика и применение насосного оборудования

  Принцип работы поршневого насоса, его устройство и назначение. Технические характеристики насосов типа Д, 1Д, 2Д. Недостатки ротационных насосов. Конструкция химических однопоточных центробежных насосов со спиральным корпусом. Особенности осевых насосов.
  
  контрольная работа [4,1 M], добавлен 20.10.2011
  

• Климатическое исполнение погружного оборудования наземного электрооборудования

  Назначение и технические данные установок погружных центробежных насосов, их типы. Анализ аварийного фонда по НГДУ "Лянторнефть". Гидрозащита электродвигателя, предназначенная для предотвращения проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость.
  
  дипломная работа [784,0 K], добавлен 31.12.2015
  

• Глубинно-насосный способ добычи нефти

  Производство и использование для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов. Состояние нефтяной промышленности РФ. Разработки по повышению показателей работы насоса и увеличение наработки на отказ. Межремонтный период работы скважин.
  
  реферат [262,7 K], добавлен 11.12.2012
  

• Технический, эксплуатационный и экономический анализ показателей функциональной пригодности и работоспособности насосов погружного типа

  Характеристика погружного насоса, погружаемого ниже уровня перекачиваемой жидкости. Анализ штанговых погружных и бесштанговых погружных насосов. Коэффициент совершенства декомпозиции системы. Знакомство с основными видами насосов погружного типа.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 18.12.2011
  

• Разработка насоса для поддержания пластового давления типа ЦНС

  Анализ существующих конструкций центробежных насосов для перекачки воды отечественного и зарубежного производства. Расчет проточного канала рабочего колеса, вала центробежного насоса, на прочность винтовых пружин. Силовой расчет торцового уплотнения.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 07.11.2014
  

• Расчет бурового насоса

  Назначение, основные данные, требования и характеристика бурового насоса. Устройство и принцип действия установки, правила монтажа и эксплуатации. Расчет буровых насосов и их элементов. Определение запаса прочности гидравлической части установки.
  
  курсовая работа [6,7 M], добавлен 26.01.2013
  

• Гидравлика и насосы

  Физические свойства жидкости. Гидравлический удар в трубопроводах, его последствия. Формула Эйлера для теоретического напора центробежных насосов. Схема рабочей лопатки центробежного насоса. Разделение питательного насоса на бустерный и основной.
  
  контрольная работа [876,6 K], добавлен 17.05.2012
  

• Расчет насосной установки

  Схема насосной установки. Выполнение гидравлического расчета трубопровода. Подбор насоса и нанесение характеристики насоса на график с изображением характеристики сети. Расчет мощности на валу и номинальной мощности электродвигателя выбранной установки.
  
  контрольная работа [53,6 K], добавлен 22.03.2011
  

• Проектирование центробежного насоса

  Насосы и насосное оборудование. Наиболее распространенные типы центробежных насосов. Определяющие технические параметры насоса. Номинальные величины коэффициента полезного действия. Изменение числа оборотов привода. Оптимальный коэффициент диффузорности.
  
  курсовая работа [697,8 K], добавлен 27.06.2011
  

• Расчет винтового насоса

  Преимущества насосов с однозаходным ротором круглого сечения. Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип действия винтового насоса. Монтаж, эксплуатация и ремонт. Влияние зазора и натяга в рабочих органах на характеристики насоса.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.01.2011
  

• Оптимальный вариант насоса для подачи орошения колонны из емкости

  Подбор оптимального варианта насоса для подачи орошения колонны К-1 из емкости Е-1. Теплофизические параметры перекачиваемой жидкости. Схема насосной установки. Расчет напора насоса, построение "рабочей точки". Конструкция и принцип действия насоса.
  
  реферат [92,1 K], добавлен 18.03.2012
  

• Диагностирование надежности винтвого насоса для добычи нефти на месторождении "Ааланефть", АНК "Башнефть"

  Агрегат электронасосный полупогружной НВ 5О/5О-В-СД(55): назначение и технические параметры. Расчет шпоночных соединений и предельной мощности насоса. Определение съемника для подшипника качения и вала на кручение. Технологический процесс ремонта насоса.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 26.01.2013
  

• Расчет и регулирование режимов работы центробежного насоса

  Гидравлический расчет трубопровода и построение его характеристики, подбор насоса. Характеристика насоса, его устройство, особенности эксплуатации. Пересчет характеристики с воды на перекачиваемый продукт. Возможные варианты регулирования подачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 27.04.2014
  

• Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

  Обоснование выбора компоновки ШСНУ. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса. Определение давления на выходе насоса, потерь в клапанных узлах. Расчет утечек в зазоре плунжерной пары. Расчет коэффициента наполнения насоса, усадки нефти.
  
  контрольная работа [99,8 K], добавлен 19.05.2011
  

• Расчет гидравлического насоса

  Напорная характеристика насоса (напор, подача, мощность на валу). График потребного напора гидравлической сети. Расчет стандартного гидроцилиндра, диаметра трубопровода и потери давления в гидроприводе. Выбор насоса по расходу жидкости и данному давлению.
  
  контрольная работа [609,4 K], добавлен 08.12.2010
  

• Характеристика центробежного насоса НЦВ 40/40

  Назначение, технические данные, конструкция и принцип работы насоса НЦВ 40/40. Гидравлический расчет проточной части. Профилирование меридионального сечения рабочего колеса. Расчет спиральной камеры круглого сечения. Расчет на прочность вала насоса.
  
  курсовая работа [917,5 K], добавлен 14.04.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам