Проектирование оборудования установки погружного электроцентробежного насоса с газосепаратором для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором

5.5 Расчет вала на максимальные нагрузки в период запуска

ЭЦН 5-130-1400;

Вал из стали 03x14 Н7В;

Плотность материала вала Pb = 7850 кг/м3;

Допускаемое напряжение на кручение [ф] = 655МПа;

Защитные втулки вала изготовляют из латуни JI63;

Плотность латуни PBT = 8400 кг/м3;

Масса рабочего колеса mр.к = 0,19 кг;

Масса валов (суммарная) mв = 80 кг;

Диаметр рабочего колеса Dk = 0,071 мм;

Наружный диаметр пяты Dп = 0,056 м;

Внутренний диаметр пяты dп = 0,034 м;

Монтажная высота ступени hст = 0,056 м.

Наружный диаметр защитной втулки dвт = 0,027 м.

Длина защитной втулки Lbt = 0,005 м.

Определим ориентировочно размер вала по внутреннему диаметру шлицев без учета концентрации напряжений и изгиба вала.

,

где Nmax - приводная мощность двигателя, кВт;

п - частота оборотов вала электродвигателя, мин-1.

;

Учитывая концентрацию напряжений, принимаем следующие размеры шлицевой части вала: Z = 6, dвн = 16 мм, dв = 20 мм.

Mt = Мт.к + Мт.п,

где Мт.к - момент, затрагиваемой на преодоление сил трения в ступицах и шайбах рабочих колес, H·м;

Мт.п - момент, затрагиваемый на преодоление сил трения в пяте насоса, H·м .

,

, Н·м - для насосов 5 группы где Q - подача насоса на оптимальном режиме, м3/сут.

где Gk - сила тяжести рабочего колеса, Н;

Gb - сила тяжести вала на высоте 1 ступени, Н;

Gb = 0,785 · dв2 · hст · Pb ·q, (5.37)

где dB - диметр вала, м;

hст - монтажная высота ступени, м; Pb - плотность материала вала, кг/м3;

для стали 03x14Н7В Pb = 7850 кг/м3

R - приведенный радиус трения пяты, м

где Rh, Rb - наружный и внутренний радиус пяты, м.

f - коэффициент трения в пяте; f = 0,1

.

Сила тяжести рабочего колеса

Gk = mр.к ·9,81 = 1,9 кг.

Gb = Pb ·q · 0,785 · Db2 · hст = 7850 · 9,81 · 0,785 ·0,0172·0,056 = 0,98 H

Мт.п = 329 · (1,9 + 0,98) · 0,023 · 0,1 = 2,18 Н·м

где Mh - момент, потребляемый насосом при установившейся частоте вращения, соответствующей максимальной мощности насоса, Н·м; Mt - момент, затрагиваемый на преодоление сил трения в насосе, Н·м.

nм = 2000 мин-1 n = 2820 мин-1

Mt= 11,9 + 2,18= 14,08 H· m

Определяем приведенный к валу момент инерции ротора насоса:

Jh = Jp.k + Jb + Jвm

где Jp.к - момент инерции рабочего колеса по формуле (5.41)

Jb - момент инерции вала

Момент инерции защитных втулок вала:

Jh = 0,0,31 + 0,0029 + 0,0061 = 0,04 кг·м2

Приведенный к валу момент инерции ротора электродвигателя

Момент, действующий на вал насоса при пуске:

Определяем напряжение в шлицевой части вала нижней секции:

Коэффициент запаса прочности при пусковом режиме:

Коэффициент запаса прочности при установившемся режиме:

Коэффициент запаса прочности:

5.6 Определение прочности НКТ

HKT 48x4мм; L = 1752 м; ЭЦН 5-130-1400; ПЭД 45-117; Гидрозащита 1Г51; Кабель КПБК 3x6мм. Страгивающая нагрузка:

,

где в = д - h1 - толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости; h1- высота профиля резьбы;

Dcp = d+в - средний диаметр тела трубы под резьбой; d - внутренний диаметр трубы;

h=в/(д+в) - поправка Шумилова; б - угол наклона секущей поверхности к оси трубы; ц - угол трения в резьбе (ф = 7° - 9°); L - длина резьбы с полным профилем; ут - предел текучести материала труб в = 4- 1,412 = 2,6 мм D = 40 + 2.6 = 42.6 мм ут = 380МПа L = 22,3 мм ctg = 0,384

Масса оборудования, подвешенная на колонне:

Мнас = 397 кг; Мпэд = 382 кг; Мг.з = 56 кг; Мкаб = 0,796·1752 = 1395 кг. Мяк = 26 кг; Мман = 15кг; Мдр = 15кг; Мдеб = 12кг. Мобор = 397 + 382 + 56+1325+26+15+15+12=2385 кг. Допустимая длина колонны при спуске оборудования с коэффициентом запаса 1,4:

Где gтр - масса 1п.м. HKT с учетом муфт;

n = 1,3ч1,4 - коэффициент запаса прочности.

Требуемая глубина спуска 1862 м, т.е. Lдоп1 не достаточна. Возьмем для верхней секции HKT на типоразмер больше: HKT 60x5мм; g = 6,96 кг/м; L = 29,3 мм; h = 1,41 м; в = 5,0-1,41=3,59мм; d=60,3-2·5=50,Змм;

Dcp = 50,3+3,59=53,9мм

ctg 69° = 0,384

Lобщ = L1 + L2 = 1523 + 896 = 2419 м Этого достаточно.

При эксплуатации скважины с учетом массы поднимаемой жидкости. Определим массу 1 м столба жидкости в трубах.

;

1208 < 1752 м, значит верх колонны, где наибольшая нагрузка, необходимо сделать из HKT диаметром 60 мм.

Длина HKT d= 60мм; 1752 -1208 = 544м

Проверим верх колонны на допустимую длину. Страгивающая нагрузка для HKT 60x5мм:

Допустимая длина верха колонны:

gж 2 = 0,785· 0,052 · 1 ·870 = 1,71 кг/м

Необходимая длина HKT 60x5 мм (544м) меньше допустимой, равной 719 м. Расчет проходит.

Лучшим вариантом будет установка по всей длине HKT d= 60x5 мм, т.к. ступенчатая колонна неудобна, и для обеспечения подачи необходим больший диаметр.

6. Гидромеханический расчет насоса

Dнар = 92 мм; дст = 3 мм; Dвн.корп = 80мм.

Внутренний диаметр корпуса ступени:

Dbh.ct = Dbk - 2 дк,

где дк - толщина стенки корпуса ступени, определяемая расчетом на прочность;

Dbk - внутренний диаметр корпуса.

Dbh.ct = 80 - 2 * 3 = 74 мм

Наибольший внешний диаметр рабочего колеса D2max:

D2max = Dbh.ct - 2S,

где S - радиальный зазор,

S = 2 ч 3 мм D2max = 74 - 2· 2 = 70 мм

Приведенная подача

где 2800 - приведенная скорость вращения единичного насоса, об/мин; 90 - наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного насоса, мм;

Определим диметр втулки при входе в рабочее колесо:

Dbt = KdBT ·D2max,

KdBT = 0,3 dBT = 0,3 · 70 = 21 мм

После выбора dBT проверяем возможность размещения вала насоса.

При этом должно быть соблюдено условие

dBT = dв + 2 двт

где dвт - диаметр втулки;

dв - диаметр вала насоса; dв - 0,017 м

двт - толщина стенки втулки, двт = 2ч4 мм

dвт = 17 + 2·2 = 21 мм. Диаметр входа Do в рабочее колесо:

Do = KDo · Dlmax

где KDo - коэффициент диаметра входа в рабочее колесо

при Qnpив = 3,17 л/сек KDo = 0,98 Do = 0,98 · 34 ?34 мм.

Наименьший диаметр выходных кромок лопастей рабочего колеса D2min:

F'npив = 850 при Qnpив = 3,17 л/сек

Наименьший диаметр входных кромок лопастей Dlmin:

при Qnрив = 3,17 л/сек KDlmin = 2,4

. Высота канала В2 на выходе рабочего колеса находится по формуле

В2 = Кв2 · D2max

Qnpив = 3,17 л/с Кв2 = 0,057

В2 = 0,057 · 70 = 4 мм.

Высота канала Bl на входе в рабочее колесо:

Bl=KBl·D2max

Bl = 0,08 · 70 = 5,6 мм.

6.2 Расчет направляющего аппарата

Действительная высота ступени из формулы:

1прив = 35 - из графика

.

Высота междулопаточных каналов Вз:

ВЗприв = 6,8

.

Диаметр диафрагмы D3:

F"npив = 1700 Вз = 64,54 мм. Угол входного конца средней линии профиля лопатки:

tq б'з =K· Кст2 · Кu2ok ,

K= 1,3ч1,6

Кст2 - коэффициент меридианной скорости на выходе из колеса, 0,21); Кu2ok - коэффициент окружающей скорости, (1,3) tq б'з =1,4·0,21 ·1,3 =0,3822 б'з =21°

Радиус скругления найдем по формуле

г = (0,2ч0,5) S,

где S - наибольшая толщина профиля, S=2,5ч3,5 мм ; г = 0,3 · 2,5 = 0,75 мм.

6.3 Выводы по спец. вопросу

Проанализировав научные изобретения, я пришел к выводу, что наиболее оптимальным решением проблемы высокого содержания газа в пластовой жидкости будет внедрение в состав УЭЦН газосепаратора. Выполненные расчеты показали, что при газовом факторе 120 м3/м3 глубина погружения насоса под динамический уровень без газосепаратора 1030 м; с газосепаратором - 528 м. глубина спуска насоса без газосепаратора - 2254 м,а с газосепаратором - 1752 м. экономия HKT - 502 м. Как следствие этого сокращаются спуско - подъемные операции. С внедрением газосепаратора сокращается необходимая длина кабеля с 2500 м до 2000 м, снижаются потери мощности. Удельный расход электроэнергии составит 10,34 кВт ·час/т, в то время как без газосепаратора он составлял 11 кВт · час/т.

7. Технико-экономическое обоснование проекта по модернизации УЭЦН

Увеличение эффективности производства основано на использовании самого современного оборудования, применения новых технологических процессов, технических решений, а также внедрение новых технологий.

Суть инвестиционного проекта - модернизация гидрозащиты. Ввод нового оборудования (подшипник опорный с отверстием вокруг вала, фильтр газовый(металлокерамика),газоотводная трубка, центробежный сепаратор) в эксплуатацию влияет на размеры эксплуатационных затрат и увеличение межремонтного периода.

В работе сравнивается новый и базовый варианты конструкции насоса, производится расчёт показателей эффективности инвестиций и оценка экономических результатов инвестиционного проекта. Оценка экономических результатов проектов производится на основе анализа значений экономического эффекта за расчётный период, внутреннего коэффициента экономической эффективности, индекса прибыльности и периода возврата инвестиций. В заключении излагаются основные выводы по итогам оценки экономических результатов, и отмечается целесообразность проведения инвестиций в данный проект.

7.1 Характеристика оценочных показателей эффективности инвестиций

К оценочным показателям экономической эффективности инвестиций относят:

Чистый дисконтированный доход - это разница между суммой приведенных эффектов и суммой приведенных инвестиций.

Где, - продолжительность расчетного периода, год;

- номер года расчетного периода;

- реальная принятая норма дисконта, принимаем равной 10%;

- дисконтированная величина эффекта в t-том году расчетного периода Тр, руб;

- дисконтированная величина инвестиций в t-том году расчетного периода Тр, руб;

- величина эффекта в t-том году расчетного периода Тр, руб;

- величина инвестиций в t-том году расчетного периода Тр, руб.

Внутренняя норма доходности - представляет собой ту норму дисконта, при котором сумма приведенных эффектов равна сумме приведенных инвестиций.

Индекс доходности представляет собой ту норму дисконта, при которой сумма приведенных эффектов равна сумме приведенных инвестиций.

Срок окупаемости характеризует период времени, за который сумма приведенных эффектов обеспечит возмещение суммы приведенных инвестиций.

7.2 Исходные данные для проведения экономической оценки

Перечень данных о стоимости материалов, запасных частей и заработной платы рабочих для проведения модернизации гидрозащиты приведены в таблице 8.1.

Таблица 7.1

Данные о стоимости оборудования

7.3 Расчет притока денежных средств от операционной деятельности в результате реализации инвестиционного проекта

Сумма затрат на ремонт насоса складывается из стоимости материалов, монтажа,сборки и разборки оборудования и доставки оборудования.

Величина затрат на ремонт за 1 год до проведения организационно-технического мероприятия:

. (8.5)

(Стоимость одного ремонта до модернизации оборудования, с учетом проведения в год одного ремонта.Данные взяты из ОАО «Алнас»)

Величина затрат на ремонт за 1 год после проведения организационно-технического мероприятия:

(Стоимость одного ремонта после модернизации оборудования,с учетом проведения в полтора года одного ремонта.Данные взяты из ОАО «Алнас»)

Прирост прибыли по годам расчетного периода в результате реализации инвестиционного проекта, тыс.руб :

Прирост чистой прибыли по годам расчетного периода в результате реализации инвестиционного проекта ,тыс. руб :

Стоимость затрат на внедрение оборудования (С),тыс. руб:

Где, -стоимость оборудования, тыс. руб;

-стоимость доставки оборудования, тыс. руб;

-стоимость установки оборудования, тыс. руб.

(данные из таблицы8.1)

7.4 Расчет оценочных показателей экономической эффективности инвестиций

ЧДП =+АМО

Дисконтированная величина дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности за расчетный период тыс.руб:

(8.10)

Дисконтированная величина инвестиций на разработку и релизацию инвестиционного проекта за расчетный период Тр

(8.11)

Чистый дисконтированный доход за расчетный период Тр от реализации инвестиционного проекта , тыс.руб:

(8.12)

Внутренняя норма доходности инвестиций :

Индекс доходности (рентабельности) инвестиций

Срок окупаемости инвестиций:

Определение кумулятивного значения дисконтирования величины дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности по годам расчетного периода:

1 год

2 год

3год

Нахождение двух смежных значений дополнительного чистого притока денежных средств, которые отвечают условию:

Расчет срока окупаемости:

; (8.16)

7.5 Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта

Для проведения оценки экономической эффективности от реализации организационно-технического мероприятия результаты расчетов сводятся в табл.8.2.

Таблица 7.2

Оценочные показатели экономической эффективности проекта

7.6 Организационные экономические выводы и рекомендации

Проведенная экономическая оценка организационно-технических мероприятий показала, что реализация данного проекта экономически целесообразна и инвестиции в данном проекте эффективны. Суммарная величина инвестиций за расчетный период составит тысяч рублей. Это позволяет рекомендовать рассматриваемый проект к внедрению на предприятиях нефтедобычи.

Оценочные показатели экономической эффективности инвестиционного проекта выражаются следующими значениями в соответствии с условиями эффективности:

8. Охрана труда

Основная часть работ проводится под открытым небом и сопровождается определёнными неудобствами. Климат района умеренно-континентальный, среднемесячная температура в июле +25 0С, в январе -16 0С. Годовое количество осадков около 530 мм. Работа оператора сопровождается малым освещением, особенно в зимнее и вечернее время, наличие вредных и горючих веществ (нефть, бензиновые фракции), неприятные запахи (Н23, ароматических углеводородов). Естественная вентиляция, шум в пределах нормы, вибрация не превышает нормальной. Объекты работы находятся на удалении друг от друга (расстояние >5м).

8.1 Анализ опасных производственных факторов при эксплуатации УЭЦН

Наличие электрического тока. Под напряжением находится токовод на фонтанной арматуре от скважины до трансформатора, станция управления, система АГЗУ. Напряжение в сети 380-400 В. Напряжение в кабеле может достигать 2300 В, сила тока 122,5 А. Электрический ток на технологическом оборудовании может возникнуть при повреждении изоляции, плохой герметичности электрических щитов, ремонта, не отключенного оборудования, отсутствия заземления на электрооборудовании, в этом случае может произойти поражение электрическим током.

Вредные токсичные вещества. Вредными токсичными веществами являются нефть, ингибитор коррозии и др. Проявляются при замене сальников, уплотнительных прокладок, манометров, штуцеров, отборе проб, обслуживании ГЗУ (табл. 1 ).

Таблица 8.1

Повышенная загазованность. Наличие в воздухе, паров нефти и нефтепродуктов, сероводорода, окиси углерода и азота. Наличие таковых факторов при обслуживании и ремонте устьевого оборудования, ГЗУ, устранении порывов, замене коллекторов и т.д.

Взрыв возможен при отборе проб, обслуживании ГЗУ, замене штуцера манометров, замене уплотнительных прокладок, при проведении газоопасных работ. Классификация взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых объектов приведена в таблице 1. Для электроцентробежного насоса по классу ПУЭ характерна взрывоопасная зона В - 1а.

Классификация взрывоопасных зон вокруг источников образования взрывоопасных смесей в условиях нефтегазопромысловых (табл. 8.2).

Таблица 8.2

Любые закрытые помещения, имеющие сообщение со взрывоопасными зонами классов 0 и 1, считаются взрывоопасными. Класс их взрывоопасности соответствует классу взрывоопасности сообщающейся зоны.

По степени опасности поражения электрическим током ЭЦН относится к двум классам:

· помещения без повышенной опасности (лаборатории, конторы);

· помещения, в которых возможно соприкосновение человека с заземлёнными металлическими частями и электрооборудованием.

К источникам опасности относятся все металлические части электрооборудования и все токоведущие части. Электроустановки относятся к 4 классу, по величине напряжения ко 2 классу.

Повышенная или пониженная температура воздуха, влажность. Повышенная или пониженная температура воздуха - летом +30°С, зимой до -30 С, и влажность при выполнении всех видов работ, кроме заполнения журнала.

Открытый огонь при пожаре или взрыве может вызвать термические ожоги. Фактор может возникнуть при ремонте и монтаже оборудования, при проведении сварочных и газоопасных работ.

Горючие вещества. Проводимые работы в большинстве случаев протекают в присутствии легко воспламеняемых веществ.

8.2 Требования безопасности при эксплуатации оборудования (УЭЦН)

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре имеет герметичное уплотнение. Силовой кабель проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку проводит электротехнический персонал. Кабельный ролик подвешивается на кронштейн при помощи цепи или при помощи цепи или при помощи специальной подвески.

Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъёмных операциях не касается элементов конструкции грузоподъёмных механизмов и земли.

При свинчивании и развинчивании труб, кабель отводится за пределы рабочей зоны с расчётом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

Скорость спуска или подъёма погружного оборудования в скважину не превышает 0,25 м/с.

Намотка и размотка кабеля на барабан, механизированы. Витки кабеля укладываются на барабан правильными рядами.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, проверяется шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

Устье скважины, эксплуатирующийся насосами, оборудовано сальниковым устройством.

Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя имеют выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

Скважины оборудуются забойными клапанами-отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. При невозможности установки клапана-отсекателя или его отказе, скважина перед ремонтом должна заглушиться технологической жидкостью, не содержащей твёрдых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

Устье скважины оборудуется арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ.

Требования безопасности при эксплуатации АГЗУ «СПУТНИК»

Перед входом в помещение групповой замерной установки (АГЗУ) необходимо открыть снаружи жалюзи, включить вентиляционную систему и проветрить помещение в течении 15 минут, до начала работ.

При отсутствии вентиляционной системы, перед входом в помещение, открыть обе двери блока, и осуществить проветривание в течении 15 минут.

При пребывании внутри помещения и проведения работ ремонтного или профилактического характера вентиляционная система должна работать непрерывно, а при отсутствии электроэнергии или вентиляционной системы, проветривание помещения обеспечивать открытием обеих дверей.

Запрещается в помещении АГЗУ:

· эксплуатация сосуда с давлением выше разрешённого;

· применение открытого огня;

· хранение обтирочного материала, промасленной ветоши ;

· производство работ под напряжением; хранение демонтированных узлов и деталей.

8.3 Требования к скважинам оборудованным УЭЦН. Электробезопасность

На скважинах, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов, необходимо заземлять следующее оборудование:

· корпуса и кожуха трансформаторов и электродвигателей, пускателей.

· броню кабелей.

· оградительные устройства, закрывающие токоведущие элементы оборудования.

· пусковые кнопки «пуск» и «стоп».

· металлические корпуса арматуры светильников.

Сопротивление заземляющего устройства в соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление», должно быть не более 4 Ом в любое время года, т.к. сеть U<1000 В.

В качестве заземлителя для электрооборудования погружного центробежного электронасоса должен быть использован кондуктор или техническая колонна скважины. Заземляющий проводник должен быть стальным, сечением не менее 48 мм2, приваривается к кондуктору (технической колонне) не менее чем в двух местах и заглубляется в землю не менее чем на 0,5м.

Если наземное электрооборудование погружных центробежных электронасосов установлено в помещении, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых ее дверях обеспечивался свободный выход наружу. Дверь помещения должна открываться наружу.

Двери станции управления должны быть закрыты на замок, ключ от которого должен находиться у ответственного лица электротехнического персонала, обслуживающего данную установку.

Бронированный кабель, идущий к устью скважины, должен быть проложен на специальных опорах. Через каждые 50 м трассы должны быть установлены предупредительные знаки. Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах, предназначенных для установки трактора-подъемника, запрещается. Во время спуско-подъемных операций, производить какие-либо работы на кабеле запрещается.

При длительных перерывах в эксплуатации скважин напряжение должно быть полностью снято со всей установки погружного центробежного электронасоса.

Для пуска установки погружного центробежного электронасоса необходимо включить коммутационное устройство на вводе станции управления, затем линейный контактор. Для остановки установки необходимо отключить линейный контактор, затем -- коммутационное устройство на вводе.

Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя погружного электронасоса на устье скважины.

Перед станцией управления электропогружным насосом должна быть установлена изолирующая подставка.

Ремонтно-профилактические работы на станции управления должны производиться при снятом напряжении.

При запуске неработающего электропогружного насоса оператор имеет право производить пуск его только кнопкой. Если ЭПН не запускается со второй попытки, то оператор должен прекратить дальнейшие попытки и сообщить об этом диспетчеру ТМ-60.

8.4 Противопожарные мероприятия

1. На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

2. Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.

3. Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 350 С и не превышать 900 С.

4. На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

5. При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

6. Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

7. Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

8. Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.

9. Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.

10. Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удаляют.

11. Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.

12. Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.

13. Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

14. Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.

15. Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам оглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

16. Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

17. Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников.

18. Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил

8.5 Противопожарная защита

Нефть, ее продукты и газ могут воспламеняться от непосредственного воздействия пламени, прикосновения раскаленных предметов, искры, действия лучистой энергии, химической реакции. Поэтому особенно тщательно соблюдайте требования пожарной безопасности, находясь на территории предприятия.

Производство огневых работ в загазованных местах и около них допустимо только при соблюдении правил безопасности и с пожарной охраны.

Нельзя производить отогревание нефтепроводов, задвижек на них и другого оборудования на скважине источниками открытого огня (факелом, костром, паяльной лампой). Отогревайте только паром или горячей водой.

Нельзя пользоваться открытым огнем для освещения. Для этого применяйте прожекторы, аккумуляторные фонари, электрические светильники во взрывозащищенном исполнении.

Запрещается мыть оборудование, машины, механизмы бензином и другими легковоспламеняющимися жидкостями.

Не допускайте захламления своих рабочих мест в производственных помещениях, а также проходов и проездов, так как при пожаре загроможденность помещений может помешать эвакуации людей.

Содержите в чистоте всю территорию объекта, регулярно очищайте ее от сухой травы, опавших листьев и различных производственных отходов.

Для отопления культбудки пользуйтесь только закрытыми электроприборами. Электропровода и электроприборы содержите в исправности и предохраняйте от перегрузки.

Следует иметь ввиду, что использованный обтирочный материал представляет собой опасность. Промасленные тряпки, ветошь под действием кислорода воздуха окисляются, нагреваются и приобретают способность самовозгораться. Поэтому храните весь использованный обтирочный материал только в специальных металлических ящиках с закрывающейся крышкой.

Кроме того, во избежание загорания, не стирайте загрязненную спецодежду в бензине, лигроине. Не сушите, облитую нефтью спецодежду, в производственных или бытовых помещениях, на батареях центрального отопления. Сдавайте ее в химчистку.

Курить запрещается. Вы уже знаете, что зажженная в недозволенном месте спичка, брошенная тлеющая сигарета, могут стать причиной взрыва или пожара.

Если возник пожар, вызовите пожарную команду и немедленно приступайте к тушению пожара.

Исход пожара во многом зависит от того, насколько своевременно был замечен очаг его и вызвана пожарная команда.

8.6 Средства пожаротушения

Списание средств пожаротушения и оборудования, пришедших в негодность, производится на общих основаниях после согласования с ОП и ПБ.

В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется применять:

· огнетушители порошковые, углекислотные;

· асбестовые полотна, грубошерстные полотна (кошму, войлок);

· песок;

Углекислотные огнетушители предназначены для тушения любых горючих веществ, за исключением щелочных металлов, а так же таких веществ, горение которых может происходить без доступа воздуха, электрических установок до 1000 В.

Огнетушители порошковые (ОП) предназначены - для тушения пожаров всех классов и электрических установок с напряжением до 1000 В.

Полотна грубошерстные асбестовые и войлочные предназначены для тушения начинающихся очагов пожара, при воспламенении веществ горение которых не может происходить без доступа воздуха.

Огнетушители, ящики для песка, бочки для воды, ведра, щиты или шкафы инвентаря, ручки для лопат и топоров, футляры для кошмы Должны окрашиваться в красный цвет.

При температуре ниже 1 0С, огнетушители необходимо:

· перенести в отапливаемое помещение и вывесить надпись: «Здесь находятся огнетушители».

8.7 Средства индивидуальной защиты

Во время работы рабочие и служащие обязаны пользоваться выданной им специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты.

Администрация объекта обязана следить за тем, чтобы рабочие и служащие во время работы действительно пользовались выданными им специальной одеждой, обувью и другими СИЗ, и не допускать к работе рабочих и служащих без установленных СИЗ, а также в неисправной, загрязненной специальной одежде, обуви или с неисправными СИЗ. Предохранительный пояс предназначен для безопасного ведения работ на высоте. Правильно надетый пояс, является гарантией безопасной работы.

Во время работы карабин страхового фала следует укреплять выше места работы, а длина его после крепления должна быть по возможности короткой за счет наматывания фала на металлоконструкцию и закрепления карабина за фал.

Диэлектрические галоши, боты, перчатки, коврики предназначены для защиты работающего от поражения электрическим током, воздействия электрической дуги, электрического поля и т. п.

Все изолирующие защитные средства рассчитаны на применение их в закрытых или открытых распределительных устройствах и на воздушных линиях электропередач только в сухую погоду. Использование этих защитных средств на открытом воздухе в сырую погоду (во время дождя, тумана, изморози) запрещается.

Перчатки резиновые предназначены для защиты рук от воздействия агрессивных веществ. Применяются при работе с кислотами, щелочами.

Очки предназначены для защиты глаз спереди, с боков, сверху и снизу.

Противогаз предназначен для защиты от попадания в органы дыхания, на глаза и лицо человека отравляющих, радиоактивных веществ и бактериальных (биологических) средств.

В комплект шлангового противогаза ПШ-2 входят: электродвигатель, который приводит во вращение воздуходувку, воздуходувка с двумя штуцерами для подачи воздуха в шланги, два шланга до 40 м каждый, две маски, два пояса для крепления шлангов к работающим, ящик, в который укладывается электродвигатель и воздуходувка.

При выполнении работ с применением противогаза ПШ-1 каждого работающего в нем обслуживает помощник, остающийся в зоне чистого воздуха; при работах с применением противогаза ПШ-2 обслуживают два человека, один их которых обеспечивает подачу воздуха, а другой держит сигнальную веревку и может оказать в случае необходимости помощь работающему в загазованной среде.

Подготовка к выходу в загазованную зону должна проводиться тщательно, с участием бригадира или мастера и состоять из:

· проверки исправности шланга, гофрированной трубки и маски, прочности и надежности соединений всех частей, наличия резиновых прокладок в местах соединения;

· продувки шланга от пыли.

Рабочий может войти в загазованную зону для производства работ, только после того, как он убедится, что под маску поступает воздух в количестве, достаточном для нормального дыхания.

При появлении вредных веществ, при дыхании через противогаз необходимо немедленно выйти из загазованной зоны.

Защитная каска предназначена для индивидуальной защиты головы работающих от травмирования.

Противошумные наушники предназначены для защиты от воздействия высокочастотного (шипящего, звенящего, свистящего) производственного шума с уровнем до 120 децибел.

Для безопасного ведения работ и улучшения условий труда, а также усовершенствования орудий производства необходим комплекс следующих мероприятий:

1) Проведение контрольных тестов на алкогольное опьянение.

2) Более качественное проведение обучения персонала и его проверка.

3) Снабжение рабочего персонала необходимой спецодеждой, СИЗ, СКЗ.

4) Проведение дополнительных техосмотров машин, механизмов, оборудования и приспособлений.

5) Внедрение новых технологий для безопасного ведения производства.

9. Анализ экологической ситуации

В соответствии с действующим законодательством и нормативной документацией ежегодно разрабатываются и внедряются пpиpодоохpанные меpопpиятия по пpедупpеждению, снижению и ликвидации отрицательного воздействия производственной деятельности на окружающую среду. Все технические процессы, связанные с добычей, транспортировкой и хранением пpодукции происходит в геpметизиpованной системе, за которой осуществляется постоянный контроль.

В случае нарушения герметичности тpубопpовода место порыва локализуется, разлитая нефть собирается в емкости и вывозится на очистные сооружения. Против аварийных разливов нефти на скважинах при разгерметизации устьевого оборудования предусмотрено обвалование.

Для повышения надежности работы нефтепроводов, водопроводов, газопроводов по графику проводится замена аварийных участков на новые.

Для увеличения срока службы трубопроводов широко применяется ингибиторная защита против коррозии. ингибиторы с помощью дозировочных насосов в концентрированном виде или в виде растворов закачиваются в трубопровод.

Для сокращения потерь легких фракций углеводородов на резервуарах устанавливаются современные дыхательные клапаны. Внедрение мероприятий по повышению надежности промысловых коммуникаций позволяет снижать количество аварий в трубопроводах, следовательно, понижает возможность загрязнения почв, водоемов. Порывы наносят существенный вред окружающей среде.

Индивидуальные и кустовые месторождения относятся к числу одних из основных загрязнителей окружающей среды, поэтому данной проблеме уделяется большое внимание.

На ликвидацию загрязненных земель затрачиваются значительные денежные средства. Проводится наблюдение за состоянием вод. Самарский областной комитет по охране окружающей среды и природных ресурсов выдал разрешение на выброс загрязняющих веществ в атмосферу на уровне ПДВ.

Количество загрязняющих веществ, разрешенных к выбросу в атмосферу, составляет 9902,664 т/год.

Из списка загрязняющих веществ наибольшее количество составляют: углеводороды, сероводород, оксид углерода, диоксид серы.

Основные источники загрязнения: скважины, ГЗУ, ДНС, резервуары, факельные установки. Объем воды, используемой в системе повторного водоснабжения, составляет 7225 т.м3. Загрязненные сточные воды сбрасываются в сети ПОЖКХ и далее в объеме 1491тыс.м3/год - на БОС, в поглощающие горизонты - 546тыс.м3 .

В районах содержания хлоридов в воде не превышает ПДК, что является результатом проведения следующих мероприятий:

1) Осуществление предварительного сброса пластовых вод, для целей ППД на удаленных местностях.

2) Внедрение ГПМТ

3) Осуществление ингибиторной защиты водоводов пластовой воды.

4) Своевременная защита нефтепроводов и водоводов.

За рассматриваемый период проведен значительный объем работ по охране и рациональному использованию земель. Уделяется большое внимание своевременной сдаче земель, используемых для строительства, ремонтных работ, землеиспользователю, обустройству месторождений дорогами с твердым покрытием.

В области охраны недр осуществляется контроль за их состоянием в зоне промысловой деятельности, уделяется большое внимание своевременному качественному ремонту скважин, ликвидации вышедших из строя. Проводится последовательная техническая политика по разгрузке объектов активной утилизации сточных вод.

Нефть, попадая в грунт, под действием гравитационных сил протекает в него, а за счет сил поверхностного натяжения нефтяное пятно увеличивается. При попадании нефти на землю кислородный слой почвы не восстанавливается в течении длительного периода. При добыче нефти с помощью УЭЦН на поверхность вместе с ней извлекается большое количество пластовой, высоко минирализованной воды, сброс которых без тщательной предварительной очистки в открытые водоемы приводит к полному уничтожению в них флоры и фауны.

Охрана природных ресурсов осуществляется с помощью контроля за изменением химического состава пресных вод ( открытых водоемов, скважин), контроля технического состояния скважины.

На скважинах оборудованных погружными центробежными электронасосами охрана окружающей среды производится следующим образом:

1) не допускается утечки добываемой жидкости через фланцевые соединения устьевой арматуры;

2) не допускается утечки жидкости в системе трубопроводных линий;

3) не допускается утечки попутного газа из затрубного пространства;

4) во избежании аварийных остановок установки не допускается использование в работе физически устаревшее оборудование без замены по износившихся узлов и деталей.

Одним из последних требований отдела охраны природы к проектам обустройства месторождений является неформальная проработка возможных аварийных ситуаций на производственных объектах, детальный анализ возможных сценариев развития аварийных ситуаций, прогноз распространения зоны загрязнения, определение мест расположения защитных гидротехнических сооружений, их главных характеристик и основных проектных решений по их строительству для наиболее аварийно опасных объектов и участков.

Предварительная проработка этих вопросов в случае аварии позволит немедленно приступить к работам по локализации нефтяного разлива и обеспечить уменьшение площади и степени загрязнения земель и водных объектов.

В функцию производственного экологического контроля за стадией проектирования входит также проверка выполнения подрядчиком требования ст. 37 Закона РФ "Об охране окружающей природной среды" о получении положительного заключения государственной экологической экспертизы на проектную документацию.

Профилактика загрязнения окружающей среды в результате аварий включает работы по капитальному ремонту и реконструкции трубопроводов, строительство и ввод в действие установок предварительного сброса воды, технические мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов, резервуаров и оборудования, снижению коррозионной активности перекачиваемых по трубопроводам флюидов. В рамках этого направления используется ингибиторная защита. Закупаются качественные трубы и трубопроводная арматура.

Заключение

В данном проекте были рассмотрены вопросы проектирования оборудования установки погружного электроцентробежного насоса с газосепаратором для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Произведен подбор оборудования, расчеты на прочность и выносливость, гидромеханический расчет. Произведено технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта по внедрению газосепаратора, рассчитан экономический эффект. Были разработаны мероприятия по охране труда и охране окружающей среды в условиях нефтедобывающего предприятия. Анализ результатов показывает, что необходима дальнейшая разработка и модернизация существующих конструкций установок.

Библиографический список

1) Юрчук A. M., Истомин А. 3. Расчеты в добыче нефти. M.: Недра,1979. - 246 с.

2) Бухаленко Е. И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. M.: Недра, 1983. - 395 с.

3) Богданов А. А. Погружные центробежные насосы для добычи нефти. M.: Недра, 1968.-272 с.

4) Снарев А. И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа: Учебное пособие исправленное и дополненное, Самарский государственный технический университет. Самара, 2001. - 127с.

5) Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. M.: Недра, 1984. - 463 с.

6) Оркин К. Г., Юрчук А. М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти . M.: Недра, 1967. - 380 с.

7) Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. M.: Недра, 1974. - 360 с.

8) Чичеров Л. Г., Молчанов Г. В., Ивановский Н. Ф. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. M.: Недра, 1987. - 422 с.

9) Экономическое обоснование инвестиционного проекта на НГДУ: Методические указания, Самарский государственный технический университет; сост. Колотилин Б. А.. Самара. - 23 с.

Размещено на Allbest.ru