Размещено на http: //www. allbest. ru/

1. Техническая часть

1.1 Назначение, техническая характеристика НКТ

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спускоподъемных работ.

Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

- проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

- достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

- требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

- с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРI 5СТ;

- гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

- гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87;

- гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

- гладкие, гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

По требованию заказчика трубы с узлом уплотнения из полимерного материала могут изготавливаться с повышенной пластичностью и хладостойкостью. По соглашению сторон трубы могут изготовляться коррозионностойкими для сред с низким содержанием сероводорода.

Условный наружный диаметр: 60; 73; 89; 114мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0мм

Группы прочности: Д, К, Е

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 73 и 89мм поставляются с треугольной резьбой (10 ниток на дюйм) или трапециидальной (НКМ, 6 ниток на дюйм) резьбой.

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 60 и 11 мм поставляются с треугольной резьбой.

Длина труб:

Исполнение А: 9,5 - 10,5м.

Исполнение Б: 1 группа: 7,5 - 8,5м; 2 группа: 8,5 - 10м.

По требованию трубы могут изготовляться - до 11,5м.

Для выпуска насосно-компрессорных труб используются бесшовные горячедеформированные трубы.

Перед нарезкой резьбы, насосно-компрессорные трубы проверяются магнитоиндукционным прибором неразрушающего контроля.

Геометрические размеры, масса труб по ГОСТ 633-80. По требованию заказчика трубы могут изготовляться с отличительной маркировкой групп прочности труб по ТУ 14-3-1718-90. Проводятся обязательные испытания: на сплющивание, на растяжение, гидродавление.

Трубы могут также изготовляться по следующим ТУ:

ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при солянокислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60С. Трубы изготовляются из стали марок: 20; 30; ЗОХМА. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное растрескивание в соответствии с NACE TM 01-77-90.

ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения. Трубы гладкие, высокогерметичные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом управления, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Группа прочности Д. Методы испытаний по ГОСТ 633-80.

ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении. Трубы гладкие, высокогерметичные группы прочности Е, предназначены для обустройства газовых месторождений северных районов Российской Федерации. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость. Остальные методы испытаний по ГОСТ 633-80.

API 5CT групп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 с нанесением монограммы (лиц. 5CT-0427).

Таблица 1 Насосно-компрессорные стальные трубы ГОСТ 633-80 -- Сортамент

Группа прочности	Условный наружный диаметр, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина, м
Д, К, Е	60	60,3	5,0	Исполнение А:
Д, К, Е	73	73,0	5,5	9,5 - 10,5
Д, К			7,0	Исполнение Б:
Д, К, Е	89	88,9	6,5	1 группа -- 7,5 - 8,5
Д, К, Е	114	114,3	7,0	2 группа -- 8,5 - 10



Таблица 2 Насосно-компрессорные трубы. Механические свойства

Группа прочности	Временное сопротивление, Н/мм2 (min)	Предел текучести, Н/мм2	Относительное удлинение, % (min)
Д, исп.А	655	379 - 552	14,3
Д, исп.Б	638	373	16
К	687	491	12
Е	689	552 - 758	13

1.2 Устройство и применение НКТ

Конструктивно насосно-компрессорные трубы представляют собой непосредственно трубу и муфту, предназначенную для их соединения. Также существуют конструкции безмуфтовых насосно-копрессорных труб с высаженными наружу концами.

Рис. 1 Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней - (НКМ)

Рис. 2 Гладкая насосно-компрессорная труба и муфта к ней



Рис.3 Насосно - компрессорная труба с высаженными наружу концами и муфта к ней- ( В )

Рис.4 Насосно - копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами - НКБ

Рис. 5 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства



1.3 Применение НКТ

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в газовой и нефтяной промышленности. Трубы НКТ достаточно широко применяются при создании нефтяных и газовых скважин, а кроме того, для транспортировки жидкообразных и газообразных веществ, а также для спуско-подъемных и ремонтных работах. Главной особенностью эксплуатации таких труб являются достаточно жесткие условия, наличие серьезных механических нагрузок, а также воздействие разнообразных агрессивных сред. НКТ трубы в процессе эксплуатации постоянно подвергаются вредному воздействию эрозии и коррозии.

Наиболее распространённое применение НКТ в мировой практике нашло при штанговом насосном способе добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 633-80, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.



Рис. 1.3 Скважинная штанговая насосная установка (УСШН)

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

1.4 Характерные отказы НКТ

Одной из характерных особенностей современной нефтегазодобычи является тенденция к ужесточению режимов эксплуатации скважинного оборудования, в том числе и трубных колонн. Трубы нефтяного сортамента, прежде всего насосно-компрессорные (НКТ) и нефтепроводные, в процессе эксплуатации особенно интенсивно подвергаются коррозионно-эрозионному воздействию агрессивных сред и различным механическим нагрузкам.

По данным промысловой статистики, доступным на сегодняшний день, количество аварий с НКТ в ряде случаев достигает 80% от общего числа аварий скважинного оборудования. При этом затраты на ликвидацию неблагоприятных последствий коррозионных разрушений составляют до 30% от затрат на добычу нефти и газа.



Рис. 1.4 Распределение отказов с НКТ по видам

В большинстве случаях «доминирующими» - порядка 50%, являются отказы НКТ, связанные с резьбовым соединением (разрушение, потеря герметичности и т.д.). По данным Американского нефтяного института (API) по причине разрушения резьбовых соединений количество аварий НКТ составляет 55%. На рис..3.4 представлена диаграмма распределения отказов с НКТ по видам.

Это свидетельствует об актуальности проблемы повышения коррозионной стойкости и долговечности труб нефтяного сортамента. Приобретая насосно-компрессорные трубы (НКТ), потребитель, главным образом, интересуется их сроком службы, способностью противостоять воздействию эксплуатационной среды. При этом большое значение уделяется резьбовому соединению - паре «труба-муфта».

Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

- несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

- неудовлетворительного качества труб;

- повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов;

- применения несоответствующего или неисправного оборудования и инструмента;

- нарушения технологии проведения спуско-подъемных операций или износа резьбы при многократном свинчивании - развичивании;

- усталостного разрушения по последней нитке резьбы, находящейся в сопряжении;

- применения в колонне элементов или соединений, не соответствующих техническим условиям и стандартам;

- действия определенных усилий и факторов, обусловленных особенностями способа эксплуатации скважин (вибрацией колонны, истиранием ее внутренней поверхности штангами и т.п.).

Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего агрегата.

Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент свинчивания для гладких труб.

Для фонтанного и глубинно-насосного способов добычи наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы колонны, а во втором - с периодическим удлинением колонны и большими растягивающими усилиями.

Для предотвращения данных аварий рекомендуется в верхних интервалах лифтов использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или применять трубы с высаженными наружу концами.

Негерметичность резьбовых соединений под воздействием внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

- повреждением или износом резьбы;

- нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций;

- применением труб, не соответствующих условиям эксплуатации и способу добычи;

- неправильным выбором смазки.

Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации месторождений.

1.5 Характеристика цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ обеспечивает полный цикл ремонта и восстановления насосно-компрессорных труб с повышением ресурса их работы.

В составе цеха:

- линии мойки и дефектоскопии;

- установка механической очистки;

- станки для нарезания резьбы;

- станок муфтоотверточный

- установка гидроиспытаний;

- установки измерения длины и клеймения;

- транспортно-накопительная система и сортировка НКТ;

- установка для отрезки дефектных участков труб;

- автоматическая система учета выпуска и паспортизации труб "АСУ-НКТ";

- оборудование для ремонта и восстановления муфт.

Общие технические характеристики цеха:

Расчетная производительность, труб/час до 30

Условный диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм60,3; 73; 89;

Длина НКТ, мм5500 ... 10500

Таблица 3 Основные технологические операции по обслуживанию и ремонту НКТ

№ п/п	Наименование операций	Характеристика техпроцесса	Наименование оборудования	Размеры в плане, мм (Кол.)	Общая площадь, м3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17	Мойка и очистка НКТ от смолопарафинов и солевых отложений Сушка горячим воздухом Автоматизированная зачистка торцов муфт, считывание маркировки Механическая зачистка внутренней поверхности труб Шаблонирование Дефектоскопия и сортировка по группам прочности, автоматическое нанесение технологической маркировки Отвертывание муфт Автоматическая отрезка дефектных участков трубы Механическая обработка Контроль геометрии резьбы Навертывание новых муфт Гидроиспытание Сушка горячим воздухом Измерение длины трубы Клеймение Установка транспортных заглушек на резьбы Формирование пакетов труб заданного количества или длины с сортировкой по группам прочности Ведение учета выпуска и паспортизации НКТ	Рабочая жидкость - вода, Давление воды - до 23,0; 40 МПа Температура воды - цеховая Температура 70°...80°С Данные считывания передаются в АСУ НКТ Скорость вращения труб 80 - 100 об/мин Контроль шаблоном согласно ГОСТ 633-80 Контролируемые параметры: сплошность материала трубы, толщинометрия; разбраковка труб и муфт по группам прочности, определение границ дефектных участков трубы Мкр до 6000 кГм Отрезка биметаллической пилой 2465Ч27Ч0,9 (мм) Нарезка резьбы по ГОСТ 633-80 Контролируются геометрические параметры резьбы согласно ГОСТ, сортировка "годен-брак" С электронным контролем крутящего момента Давление 30,0 МПа Температура 70°...80°С Измеряется длина труб, общая длина в пакете, число труб Нанесение клейма вдавливанием, до 20 знаков на торце муфты Конструкция заглушек определяется Заказчиком Количество и длина труб определяется установкой по п.14 Присвоение идентификационных номеров трубам, ведение компьютерных паспортов	Автоматизированная линия мойки, система оборотного водоснабжения Камера сушки Установка механической зачистки Установка зачистки Установка шаблонирования с автоматическим определением длины забракованных участков Автоматизированная линия дефектоскопии, с системой "Уран- 2000М", "Уран-3000". Автоматический маркиратор с промышленным струйным принтером. Станок муфтодоверточны Станок ленточно-отрезной с механизацией Токарный станок трубонарезной типа РТ (Тип станка уточняется с Заказчиком) Муфтодоверточный станок Установка гидроиспытания* Камера сушки Установка измерения длины Установка клеймения с программным управлением Стенд Стеллаж с накопителем Система АСУ НКТ и паспортизации	42150Ч6780Ч2900 (1) 11830Ч1800Ч2010 (1) 23900Ч900Ч2900 (1) 23900Ч900Ч2900 (1) 24800Ч600Ч1200 (1) 41500Ч1450Ч2400 (1) 2740Ч1350Ч1650 (1) 2740Ч1350Ч1650 (1) 2740Ч1350Ч1650 (1) 2740Ч1350Ч1650 (1) 17300Ч6200Ч3130 (1) 11830Ч1800Ч2010 (1) 12100Ч840Ч2100 (1) 9800Ч960Ч1630 (1) 9800Ч960Ч1630 (1) 9800Ч960Ч1630 (1) 2740Ч1350Ч1650 (1)	122,24 23,78 69,3 69,3 29,8 99,6 4,53 4,53 4,53 4,53 54,2 23,7 25,4 6,2 6,2 6,2 4,53
Ремонт особо загрязнённых НКТ (вводятся дополнительные операции перед операцией п.1) 1. Нефтепарафины
	Предварительная очистка труб с любой степенью загрязнённости	Выдавливание нефтепарафинов при помощи штанги. Температура нагрева трубы 50° С	Установка предварительной очистки НКТ с индукционным нагревом.
2. Твёрдые солевые отложения
	2.1. Предварительная очистка внутренней поверхности труб от солевых отложения ударно-вращательным способом 2.2. Чистовая мойка труб	Рабочий инструмент - буровая коронка, ударник Окончательная очистка внутренней поверхности трубы спрейерным способом. Давление воды - до 80 МПа.	Установка предварительной очистки внутренней поверхности труб. Установка мойки и чистовой очистки труб
Ремонт муфт**
1 2 3 4 5	Чистовая мойка отвернутых муфт горячим моющим раствором Механическая очистка резьбы Контроль геометрии резьбы Зачистка торца муфты, удаление старой маркировки Термодиффузионное цинкование	Температура 60...70° С Частота вращения щетки - до 6000 мин. Предусмотрена подача СОЖ Контролируются геометрические параметры резьбы согласно ГОСТ, сортировка "годен-брак" Глубина удаляемого слоя - 0,3 ... 0,5 мм Обработка в печи с цинкосодержащей смесью (толщина слоя - 0,02мм). Полировка, пассивирование, сушка горячим воздухом (температура - 50 ...60°С)	Установка механизированной мойки Полуавтоматическая установка очистки резьбы Токарный станок Барабанная печь "Дистек", Ванны, калориферная сушилка

* - по согласованию с заказчиком поставляется оборудование на давление до 70 МПа.

** - группа прочности муфт определяется на автоматизированной линии дефектоскопии НКТ или на отдельной установке, поставляемой по согласованию с заказчиком.

Цех оборудован автоматизированной транспортно-накопительной системой, обеспечивающей транспортировку труб между технологическим оборудованием и создание межоперационных заделов, а также автоматизированной компьютерной системой учета выпуска труб "АСУ-НКТ" с возможностью ведения паспортизации труб.

Ремонт насосно-компрессорных труб производится по следующей нормативно-технической документации:

- ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним»; - РД 39-1-1151-84 «Технические требования на разбраковку насосно- компрессорных труб;- РД 39-1-592-81 «Типовая технологическая инструкция по подготовке к эксплуатации и ремонту насосно-компрессорных труб в цехах Центральных трубных баз производственных объединений МИННЕФТЕПРОМА»; - РД 39-2-371-80 «Инструкция по приемке и хранению бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в трубных подразделениях производственных объединений Министерства нефтяной промышленности»; - РД 39-136-95 «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб»; - Технические требования Заказчика по ремонту НКТ;- Другая нормативно-техническая документация, согласованная с Заказчиком.

Расчёт производственной площади цеха

Производственная площадь цеха рассчитывается по формуле:

Fцех = Кпѓоб ,

где ѓоб - суммарная площадь горизонтальной проекции технологического оборудования и организационной оснастки, ѓоб=558,57м2

Кп - коэффициент плотности расстановки оборудовании, для механических цехов, Кп=4 Fцех =4Ч558,57=2234,28м2

Шаг колонн выберем 18мЧ18м. Таким образом. Фактическая площадь цеха составит 2592м2.



2. Описание технологического процесса на пункте пропарки нкт и штанг

2.1 Производственный процесс

Технологический процесс ремонта включает следующие основные операции:

- Сортировка, разбраковка, промер длины труб подлежащих ремонту

- Мойка внутренней и наружной поверхности

- Отворот муфт (замковых соединений)

- Шаблонирование

- Контроль сплошности тела НКТ на отсутствие дефектов установкой магнитной дефектоскопии.

- Определение группы прочности трубы

- Определение толщины стенки

- Нарезание новый резьбы

- Наворот новых муфт (замковых соединений)

- Гидроиспытание

- Измерение длины

- Клеймение ударным методом

- Маркировка краской

- Установка предохранительных элементов для защиты резьбы

- Пакетирование

- Контроль качества готовой продукции

На всех этапах технологического процесса производится пооперационный контроль качества.



2.2 Механизированная линия мойки труб

Предназначена для очистки и мойки внутренней и наружной поверхностей НКТ перед их ремонтом и подготовкой для дальнейшей эксплуатации.

Мойка осуществляется высоконапорными струями рабочей жидкости при этом достигается необходимое качество мойки НКТ без подогрева рабочей жидкости, за счет скоростного динамического воздействия струй. В качестве рабочей жидкости применяется вода без химических добавок.

Мойке могут подвергаться НКТ, имеющие парафино- нефтяные загрязнения и отложения солей при засорении канала трубы до 20% площади.

Допускается мойка с повышенным объемом загрязнения при снижении производительности линии.

Отработанная рабочая жидкость проходит очистку, обновление состава и снова подается в камеру мойки. Предусмотрено механизированное удаление загрязнений.



2.3 Магнитная дефектоскопия ЕМТ - Р73/89В

Предназначено для неразрушающего контроля электромагнитным методом НКТ с муфтами при ремонте и восстановлении, с сортировкой их по группам прочности. Управление производится программируемым командо-контроллером.

Контролируемые параметры:

- Сплошность стенки трубы (внутренние и наружные трещины, отверстия выемки, боковые потертые канавки на внутренних стенках, разрывы и т.д.).

- Группы прочности трубы и муфты (Д, К, Е), определение химсостава материала;

- Толщина стенки трубы по ГОСТ 633-80.

Маркировка осуществляется лакокрасочным материалом по информации на мониторе установки дефектоскопии.

Основные технические показатели

1) Пределы труб, которые проверяет оборудование: размеры, перечисленные по программе продукции (2-3/8Ѕ, 2 - 7/8Ѕ, 3 - 1/2Ѕ);

2) Скорость проверки: 25м/мин;

3) Степень точности местоположения недостатков: <20мм;

4) Степень чувствительности проверки к поперечным трещинам: 0.3мм (глубина) Х 30мм (длина) (гладкой поверхности);

5) Степень чувствительности проверки к продольным трещинам: 0.5мм (глубина) Х 50мм (длина) (гладкой поверхности);

6) Степень чувствительности проверки к промоинам: Ш1.6мм (сквозная дыра);

7) Коэффициент погрешности: ? 0.5%;

8) Коэффициент пропусков: 0%;

9) Проверка слепых зон: ? 180мм (не включая соединений и нарезки);

10) Покрытие внутренней и внешней поверхности: 100%;

11) Коэффициент внутренней и внешней поверхности внахлестку: 120%;

12) Степень магнитного напряжения, оставшегося после размагничивания: меньше 5GS$

13) Окружающая среда применения оборудования::

Рабочая температура для зонда сканирования: -20°С - 70°С;

Рабочая влажность для зонда сканирования: 0 - 95%;

Рабочая температура системы ЭВМ: 0°С - 40°С;

Рабочая влажность системы ЭВМ: 0 - 45%;

Рабочая температура для контрольных датчиков вне помещения: - 40°С - 70°С.

2.4 Станок муфтодоверточный

Станок предназначен для довинчивания и отвинчивания муфт гладких НКТ. Довинчивания производится с контролем заданного крутящего момента (в зависимости от размера трубы).

Станок встраивается в токарный участок ремонта НКТ, но может быть использован автономно при наличии транспортных средств, обеспечивающих загрузку-разгрузку труб.

Технические параметры муфтодоверточного станкаDYNJ3N200/20:

Локальный путь к: Ц200mm;

Область применения: Ц60mm-Ц178mm;

Оценка высокий крутящий момент передача: 3,5 (кН · м);

Оценка низкий крутящий момент передачи: 20 (кН · м);

Номинальная максимальная скорость: 62.6r/min;

Минимальная расчетная скорость: 10.7r/min;

Давление в системе: 16Mpa;

Максимальный расход: 120L/min;

Том размерами 1650 мм Ч 750 мм Ч 1100 мм;

Оборудование усилитель: 18.5KW.

Общий вес: 3.2T

2.5 Установка гидроиспытания

Предназначена для испытания внутренним гидростатическим давлением на прочность НКТ с навинченным муфтам при их ремонте и восстановлении.

Герметичность испытываемой полости осуществляется по резьбам НКТ и муфты. Рабочая зона установки при испытаниях закрыта подъемными защитными экранами, что позволяет встраивать ее в технологические линии без специализированного бокса.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВКИ ГИДРОИСПЫТАНИИ типа FSJ-30

1, Область: ц73-88.9mm толстые трубы и длиной от 7,5 до 9,8 метров;

2, испытательное давление: 0 ~ 30MPa, насос высокого давления;

3, время испытания давлением: в среднем 2 минуты (30 секунд);

4, привод: блок автомобиля;

5, давление среды: оборотной воды (рекомендуется насос высокого давления с чистой водой);

6, устройство размеры: (Д Ч Ш Ч В) 12000 Ч 600 Ч 600 мм;

7, Общий вес: 3.8T

8, испытание давлением насоса максимальное рабочее давление: 31.5MPa (используя давление ? 30 МПа), скорость потока: 750л / ч;

9, заряд насоса: 16м3 / ч, головы: 25м.



2.6 Кран мостовой однобалочный грузоподъемностью 5ТН(lD5-9.5 A3)

Кран мостовой однобалочный электрический предназначен для подъема и перемещения грузов применяется в условиях, когда подъем и перемещение грузов не являются частой операцией.

Кран комплектуется в качестве механизма передвижения крана и ручным талем для подъема грузов.

Техническое освидетельствование крана, надзор и обслуживание, производство работ должны осуществляться в строгом соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов утвержденный МЧС Госгортехнадзором Республики Казахстан от 21 апреля 1994г

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ХАРАКТЕРИСТИКИ КРАНА

1. Основные характеристики крана

грузоподъемность, т_________________________5,0 ________________

высота подъема максимальная, м_____________6 __________________

пролет крана, м____________________________9.5 _________________

2.Место управления:_____________________с пола_________________

при работе _____________________________с пола_________________

при монтаже и испытании _______________с пола_________________

3. Способ управления (указывается способы управления: механический, электрический, гидравлический, пневматический и т.п., применительно к конкретному механизму или группе механизмов)__электрический, с пола с помощью пульта управления.

4. Способ токоподвода к крану и механизмам с помощью гибкого кабеля___

5. Масса крана и его основных частей, т:__________3.5___________________

6. Крюк (однорогий, двурогий, кованный, пластинчатый) __однорогий______

2.7 Установка нарезании новый резьбы

Предназначен для нарезании новый резьбы вНКТ

Модель: Q1319A

Центр Высокая: 300 мм

отверстие шпинделя: 200мм

обработки труб диаметром резьбы: 50-190mm

обработки в цилиндрической овальность отверстия: 0,03 мм

отверстие не обрабатывается внутри цилиндрической градусов колонка : 0.04/300mm конце

обработки шероховатость: 0,03 мм

Точность обработки ДНЯ: 0,05 / Каждый inch0.12/100mm

мощность главного двигателя: 7,5 кВт

измерение токарный станок: 3020 Ч 1450 Ч 1580mm

токарный вес: 3680kg



2.8 Расчёт НКТ на прочность

Прочностной расчёт насосно-компрессорных труб (НКТ):

По страгивающей нагрузке

Под страгивающей нагрузкой резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в её поперечном сечении и без среза резьбы в её основании.

Где Dср - средний диаметр тела трубы под резьбой в её основной плоскости, м

ут - предел текучести для материала труб, Па

Dвнр - внутренний диаметр трубы под резьбой, м

В - толщина тела трубы под резьбой, м

S - номинальная толщина трубы, м

б - угол профиля резьбы для НКТ по ГОСТ 633-80 б = 60є

ц - угол трения, для стальных труб = 9є

I - длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет



Рmax = g L q + M g

Где q - масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м. Если Рст < Рmax , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Рстi определяется предельная нагрузка Рпр

n1 - запас прочности (для НКТ допускается n1 = 1,3 - 1,4)

Dн, Dвн - наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного и внутреннего давления дополнительно к осевым уо действуют радиальные у r и кольцевые у к напряжения.

уr = -Рв или уr = -Рн

,

Где Рв и Рн соответственно внутреннее и наружное давление. По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение



уэ = у1 - у3,

где у1 , у3 соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

уэ = уо + уr при уо > ук > уr

уэ = ук + уr при ук > уо > уr

уэ = уо + ук при уо > уr > ук

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв максимально возможная длина пускаемой колонны будет меньше, и ее определяют по формуле:

Где n1 - запас прочности = 1,15

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение уm, а по ним - амплитуду симметричного цикла (уа). Зная (у-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения - сжатия определяют запас прочности:



Где у-1 - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения - сжатия

ку - коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали

Шу - коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31МПа при испытании в атмосфере и 16МПа - в морской воде. Коэффициент Шу - 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности уn - 370…550Мпа и Шу - 0,11…0,14 - для материалов с уn - 650…750МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой.

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка. Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если допускаемая критическая нагрузка Ркр > Руст nус,

Где

3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны НКТ в пакере

J - момент инерции поперечного сечения трубы

J . Dн,

Dвн - наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящий из секций разного диаметра, в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры dнкт.

л - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости,



q - масса одного погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м Dобс.вн - внутренний диаметр обсадной колонны, м. Если выполняется неравенство Руст > РImax - происходит зависание труб в скважине, где РImax - предельная нагрузка, действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб. При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет рения их об осадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае, если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины

Р1;оо = л I q ж1;оо

Где ж1;оо = ,

б - параметр зависания

ѓ - коэффициент трения НКТ об осадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно принимать ѓ = 0,2)

r - радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной

I - длина колонны, для скважин в пределе I = Н

Если увеличивать длину колонны, то б > ?, ж1;оо > 1/б и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:



При свободном верхнем конце колонны НКТ (I = Н) нагрузка, передаваемая НКТ на забой:

Р1,о = л q Н ж1;о

Где ж1;о =

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

Где F0 - площадь опасного сечения труб, м2

W0 - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3

Р1сж - осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН

уm - предел текучести материала труб, МПа

n - запас прочности, принимаемый равным 1,35.



3. Экономическая часть

3.1 Расчет экономического эффекта внедрения нового оборудования

ремонт насосный компрессорный труба

Ремонт НКТ по ресурсосберегающей технологии НТС осуществляется в соответствии с (ТУ 1327-002-18908125-06) и обеспечивает сокращение совокупных затрат на содержание фонда НКТ в 1,8 - 2 раза за счет:

- восстановления резьбы ниппеля и муфт у 70% труб без отрезания резьбовых концов и укорачивания тела трубы, благодаря ультразвуковой обработке ресурс упрочненной резьбы выше, чем новой;

- увеличения более чем в 10 раз (гарантии до 40 СПО для фондовой НКТ и свыше 150 СПО для технологической НКТ при условии соблюдения РД 39-136-95) ресурса износостойкости резьбы отремонтированных труб по сравнению с ресурсом резьбы новых труб;

- сокращения в 2-3 раза объемов закупки новых НКТ за счет увеличения срока эксплуатации НКТ после восстановления.

Таб. 3.1 Показатели экономической деятельности цеха по ремонту НКТ

Показатели	Годы	% соотношение 2009г. к 2007г. (в %)
	2007	2008	2009
Количество отремонтированных насосно-компрессорных труб (НКТ), шт. в год	110000	80 000	140 000	127
Выручка от реализации НКТ, тг.	14960000	10 880 000	19 040 000	127
Себестоимость выполненных работ, тг.	13464000	9 792 000	17 136 000	127
Среднегодовая стоимость основных фондов	520000	504 000	744 000	143
Фонд заработной платы, тг	12000	7 680	15240	127
Среднесписочная численность работников, чел.	20	16	20	100
Прибыль от реализации услуг, тг.	1496000	1 088 000	1 904 000	127
Рентабельность реализации услуг, затраты на рубль товарной продукции	0,9	0,9	0,9	100



Основную прибыль предприятие получает за счет реализации товарной продукции, которая составляет количество отремонтированных насосно-компрессорных труб. Прибыль от реализации данной товарной продукции зависит от нескольких факторов: объёма реализации, себестоимости и уровня среднереализационных цен. Рассматривая результаты данной работы, необходимо отметить, что в течение нескольких лет цены как на продукцию, так и на материальные ресурсы, необходимые на производство этой продукции, могут изменяться. Но, если основная пропорция сохраняется, ввод коэффициентов инфляции необязателен.

Данные таблицы 3.1 показывают, что с 2007 по 2008 года количество отремонтированных труб снизилось на 30 тыс. штук. С введением нового оборудования в 2009 году объем услуг увеличился до 140 тыс. штук в год, что составляет на 60 тыс. штук больше. Соответственно, и выручка от реализации данных услуг увеличилась за счет большего объема и составила в 2009 году 1 904 000 тенге, что на 816 000 тенге больше, чем в предыдущем году.

Сумма инвестиций, потраченных на новое оборудование, а также затраты на доставку, монтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства составили 240 000 тенге, что увеличило сумму основных фондов.

Если на единицу продукции себестоимость осталась на прежнем уровне, то в целом на весь объем товарной продукции она увеличилась. Численность работников увеличилась незначительно и составила 20 человек.

Исходя из показателя рентабельности, который составляет соотношение прибыли от реализации продукции к себестоимости ее производства, данные работы приносят прибыль 10 %, а в суммовом варианте это составляет в 2009 году 1 904 000 тенге, что на 816 000 тенге больше, чем в 2008 году.



3.2 Расчет экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность - это соизмерение полученного эффекта с произведенными затратами. Численно эффективность выражается отношением величины получаемого эффекта к сумме затрат, определивших возможность получения этого эффекта. Оценка экономической эффективности капитальных вложений (единовременных затрат или инвестиций) производится по системе показателей. В данном случае, основными показателями являются цена услуг, прибыль до и после внедрения оборудования, прирост объема товарной продукции после внедрения, производительность труда после внедрения и прибыль на единицу товарной продукции.

Таблица 3.2 Показатели экономической эффективности

Показатели	Средние показатели за 2007-2008 года (до внедрения)	Показатели за 2009 год (после внедрения)
Количество отремонтированных насосно-компрессорных труб (НКТ), шт. в год	95 000	140 000
Выручка от реализации НКТ, тенге	12 920 000	19 040 000
Себестоимость услуг (тенге)	11 628 000	17 136 000
Фонд зарплаты (тенге)	9 840	15 240
Среднесписочная численность работников (чел.)	18	20
Производительность труда (шт.)	5 278	7 000
Прибыль от реализации услуг, тенге	1 292 000	1 904 000
Прибыль на 1 единицу, тенге	136	136

V1 - количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в год до внедрения

V2 - количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в год после внедрения

р - цена единицы продукции, р = 136 тенге

в1 - выручка от реализации НКТ до внедрения, тенге

в2 - выручка от реализации НКТ после внедрения, тенге

в1 = V1 Ч р

в1= 95000 Ч 136 =12 920 000

в2 = V2 Ч р

в2= 140000 Ч 136 = 19 040 000

S1 = себестоимость до внедрения, тенге

S2 = себестоимость после внедрения, тенге

Р1 = прибыль от реализации услуг до внедрения, Р1 = 1 292 000 тенге

Р2 = прибыль от реализации услуг после внедрения, Р2=1 904 000 тенге

S1 = в1 - Р1

S1 = 12 920 000 - 1 292 000 = 11 628 000

S2 = в2 - Р2

S2 = 19 040 000 - 1 904 000 = 17 136 000

И - стоимость оборудования, И = 240 000 тенге

r1 - численность работников до внедрения, r1 = 18 чел.

r2 - численность работников до внедрения, r2 = 20 чел.

t1 - производительность труда до внедрения, шт.

t2 - производительность труда до внедрения, шт.



шт.

шт.

Рост производительность труда рассчитывается, как разность между выработкой предприятия до и выработкой предприятия после внедрения нового оборудования.

t2 - t1 = 7000 - 5278 = 1722

Ред.1 - прибыль на единицу продукции до внедрения, тенге

Ред.2 - прибыль на единицу продукции после внедрения, тенге

Стоимость внедряемого оборудования составляет 240 000 тенге

И = 240 000 тенге

Основной показатель, который лежит в основе данного экономического эффекта - это прирост объема производства, т.е. увеличение объема выпуска отремонтированных насосно-компрессорных труб на 45 000 штук в год.

Vдоп. - дополнительный объем продукции

Vдоп. = V2 - V1 = 45000 шт.



За счет увеличения объема, увеличилась и выручка от реализации на 6 120 000 тенге.

в ув. = в2 - в1

в ув. = 19 040 000 - 12 920 000=6 120 000

Соответственно, увеличилась и прибыль, так как количество работников практически не изменилось, и себестоимость на единицу осталась на прежнем уровне. До внедрения предприятие получало прибыль в сумме 1 292 000 тенге в год, а после внедрения - 1 904 000 тенге в год.

Рдоп. = Vдоп. Ч р = 45000 Ч 136 = 6 120 000 тенге

Где:

Рдоп. - прибыль, полученная в результате увеличения объема

продукции

Таким образом, условногодовой экономический эффект от внедрения в первый год работы составляет дополнительную прибыль, полученную предприятием от дополнительного объема за минусом стоимости внедряемого оборудования с затратами за доставку, монтаж, техническую подготовку, наладку и освоение производства.

Э1 = Рдоп. - И

Э1 = 6 120 000 - 240 000=5 880 000 тенге

Экономический эффект в последующие годы равен сумме дополнительной прибыли.



Э2… = Рдоп. = 6 120 000 тенге

Эффективность капитальных вложений достигается при условии, если расчетный коэффициент эффективности Ен больше либо равен нормативному коэффициенту эффективности Ен. Так как в расчете отсутствует нормативный коэффициент эффективности, вычисляем только расчетный Ен.

Где:р - цена единицы продукции

Sед - себестоимость единицы продукции

V2 - количество отремонтированных насосно-компрессорных труб в год после внедрения

И - стоимость инвестиций

Срок окупаемости инвестиций - это срок, за который можно возвратить инвестированные в проект средства, т.е. это период времени начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами от его осуществления.

Зная доходы от инвестиций в первый год работы оборудования, высчитываем срок окупаемости:

Где :Тр - срок окупаемости

И - стоимость инвестиций

Э1 - доход в первый год

Таким образом, срок окупаемости данного проекта составляет меньше года.

3.3 Сегментация рынка данной отрасли

Когда трубы несколько лет назад стали дорожать, стало нецелесообразно покупать новые НКТ, дешевле было ремонтировать старые, поэтому наблюдался рост спроса на комплексы по очистке и ремонту НКТ. Сейчас металл подешевел с 45-50 тыс. руб. за тонну НКТ до 40-42 тыс. руб. Это не такое критичное снижение, но спрос на оборудование упал. Комплексный цех стоит около 130 млн. руб., его окупаемость при полной загрузке составляет 1-1,5 года в зависимости от уровня оплаты труда персонала. Ремонт одной НКТ обходится в 5-7 раз дешевле, чем закуп новой, а ресурс отремонтированной трубы - 80%. Вообще, ресурс работы НКТ зависит от глубины скважины, загрязненности нефти и т.п. В некоторых скважинах трубы стоят по 3-4 месяца, и их уже надо доставать, в других, которые выдают почти чистое топливо, они могут работать и 10 лет.

3.3.1 Маркетинговая стратегия

Характеристики ремонта НКТ: Ремонт НКТ по технологии НТС соответствует требованиям ГОСТ 633-80 и РД 39-136-95. В техпроцессе дополнительно присутствуют специальные операции (восстановление резьбы без отрезания концов, упрочнение резьбы и нанесение антизадирного покрытия), позволяющие на 40-60% сократить потери длины трубы и в 5-7 раз увеличить износостойкость резьбы по сравнению с ресурсом резьбы новых труб заводской поставки. При ремонте производится глубокая очистка труб от АСПО, твердых отложений и ржавчины, что создает необходимые условия для достоверной дефектоскопии тела НКТ четырьмя взаимодополняющими методами неразрушающего контроля.

Отзывы ОАО «Самотлорнефтегаз» (ТНК-ВР) после эксплуатации отремонтированных по новой технологии НТС НКТ за 2008-2009гг.

Характеристики готовой продукции отремонтированных НКТ:

- рекламации бригад ТКРС - возврата труб со скважин нет;

- аварийность - обрывов по резьбе нет;

- герметичность - соответствует требованиям РД;

- ресурс СПО: контрольная технологическая подвеска из 248 труб, отремонтированных по технологии НТС, за период 2008-2009гг. прошла 183 СПО и продолжает эксплуатироваться.

Заключение: Технология ремонта НКТ ЗАО «НТС-Лидер» отвечает требованиям ОАО «Самотлорнефтегаз» и может быть рекомендована к использованию другими предприятиями.

Томскнефть ВНК (Роснефть) "О результатах внедрения технологии "НТС" ремонта НКТ в ОАО "Томскнефть" ВНК за 2008-2009гг."

За 2008-2009гг. на комплексе "НТС-200" отремонтировано свыше 400 тыс. штук НКТ. Из них более 70 тыс. штук НКТ возвращено в эксплуатацию из труб, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.

Эксплуатационные характеристики отремонтированных по технологии «НТС» НКТ показали высокие результаты. Для примера, в первое полугодие 2008г. более 50 тыс. штук труб, отремонтированных по технологии «НТС», было использовано 85-тью бригадами ПРС и КРС в качестве технологического инструмента для проведения ремонтных работ на скважинах. Средний ресурс резьбы этих труб при проведении спуско-подъемных операций (СПО) составил более 60 СПО и эксплуатируются до сих пор.

Подтвержденные практикой высокие показатели износостойкости резьбы позволили уже 2008г. дважды внести изменения в разделы регламента ОАО «Томскнефть» ВНК, касающиеся отбраковки НКТ при проведении ПРС и КРС. Нормативное число СПО труб, прошедших технологию «НТС», увеличено с 3 до 20 СПО для б/у труб и с 6 до 40 СПО для новых труб.

В 2008г. объем закупки новых труб составил 12 тыс. тонн, в 2009г. - 10 тыс. тонн. Фактически остатки объемов новых труб 2003-2004гг. составили на складах Нефтяной Компании на третий квартал 2009г. около 2 тыс. тонн. Таким образом, за два года работы по технологии НТС позволили значительно сократить затраты на закупку новой трубы на 2010 год.

Экономический эффект от применения технологии «НТС» составил за два года более 14млн.$. Инвестиционные затраты окупились в течение первого года эксплуатации комплекса «НТС-200». Затраты снижены благодаря увеличению срока службы НКТ, уменьшению потерь длины труб из-за восстановления более 60% резьбы мощным ультразвуком, а также из-за вовлечения в оборот части объемов НКТ, списанных старой технологией ремонта и накопленных в течение нескольких лет.

Качество и экономические показатели ремонта НКТ по технологии НТС получили высокую оценку в Компании. Поэтому в 2008г. было принято решение о закупке передвижного комплекса «НТС-П» для обслуживания Игло-Талового месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Передвижной комплекс пущен в эксплуатацию в сентябре 2009г.

Снижение затрат Компании безусловно связано также с решением Руководства ОАО «Томскнефть» ВНК передать ремонт НКТ специализированной организации - ЗАО «НТС-Лидер», владеющей квалифицированными людскими ресурсами и материально-технической базой для обслуживания и поддержания высокого качества ремонта и производительности комплекса «НТС-200».

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь ТПП Когалымнефтегаз "О проведении испытаний НКТ с упрочненой резьбой 2008г."

С целью изучения износостойкости резьбовых соединений, в ТПП «Когалымнефтегаз» проведены испытания НКТ с упрочненной резьбой производства ЗАО «НТС-Лидер». Испытания 10 НКТ Д73 показали отсутствие выявленных дефектов после проведения 50 полных СПО (50 раз свинчивание и 50 раз развенчивание). В настоящее время НКТ с упрочненной резьбой используются в составе подвески УЭЦН на 3-х добывающих скважинах ТПП «Когалымнефтегаз».



4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Вредные и опасные факторы производства

На работников цехов по обслуживанию и ремонту НКТ в процессе их трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы. Опасные и вредные производственные факторы (ГОСТ 12.0.003-74) подразделяются на четыре группы: физические, химические, биологические и психофизиологические.

К опасным физическим факторам относятся: движущиеся машины и механизмы; различные подъемно-транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.); отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента, электрический ток, повышенная температура поверхностей оборудования и обрабатываемых материалов и т.д.

Вредными для здоровья физическими факторами являются: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; высокие влажность и скорость движения воздуха; повышенные уровни шума, вибрации, ультразвука и различных излучений - тепловых, ионизирующих, электромагнитных, инфракрасных и др. К вредным физическим факторам относятся также запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; недостаточная освещенность рабочих мест, проходов и проездов; повышенная яркость света и пульсация светового потока.

Химические опасные и вредные производственные факторы по характеру действия на организм человека подразделяются на следующие подгруппы: общетоксические, раздражающие, сенсибилизирующие (вызывающие аллергические заболевания), канцерогенные (вызывающие развитие опухолей), мутогенные (действующие на половые клетки организма). В эту группу входят многочисленные пары и газы: пары бензола и толуола, окись углерода, сернистый ангидрид, окислы азота, аэрозоли свинца и др., токсичные пыли, образующиеся, например, при обработке резанием бериллия, свинцовистых бронз и латуней и некоторых пластмасс с вредными наполнителями. К этой группе относятся агрессивные жидкости (кислоты, щелочи), которые могут причинить химические ожоги кожного покрова при соприкосновении с ними.

К биологическим опасным и вредным производственным факторам относятся микроорганизмы (бактерии, вирусы и др.) и макроорганизмы (растения и животные), воздействие которых на работающих вызывает травмы или заболевания.

К психофизиологическим опасным и вредным производственным факторам относятся физические перегрузки (статические и динамические) и нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов слуха, зрения и др.).

Между вредными и опасными производственными факторами наблюдается определенная взаимосвязь. Во многих случаях наличие вредных факторов способствует проявлению травмоопасных факторов. Например, чрезмерная влажность в производственном помещении и наличие токопроводящей пыли (вредные факторы) повышают опасность поражения человека электрическим током (опасный фактор).

Уровни воздействия на работающих вредных производственных факторов нормированы предельно-допустимыми уровнями, значения которых указаны в соответствующих стандартах системы стандартов безопасности труда и санитарно-гигиенических правилах.

Предельно допустимое значение вредного производственного фактора (по ГОСТ 12.0.002-80) - это предельное значение величины вредного производственного фактора, воздействие которого при ежедневной регламентированной продолжительности в течение всего трудового стажа не приводит к снижению работоспособности и заболеванию как в период трудовой деятельности, так и к заболеванию в последующий период жизни, а также не оказывает неблагоприятного влияния на здоровье потомства.

4.2 Методы и средства защиты от вредных и опасных факторов

Рассмотрим методы и средства защиты от вредных и опасных производственных факторов в цехе по обслуживанию и ремонту НКТ.

Механизация и автоматизация производства

Основной целью механизации является повышение производительности труда и освобождение человека от выполнения тяжелых, трудоемких и утомительных операций. В зависимости от рода работ и степени оснащения производственных процессов техническими средствами различают частичную и комплексную механизацию, которая создает предпосылки для автоматизации производства.

Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития производственных процессов, при которой функции управления и контроля за производственными процессами передаются приборам и автоматическим устройствам.

Различают частичную, комплексную и полную автоматизацию.

Дистанционное наблюдение и управление позволяет избежать необходимости пребывания персонала в непосредственной близости от агрегатов и применяется там, где присутствие человека затруднено, или невозможно, или для его безопасности нужны сложные средства защиты.

Дистанционное наблюдение осуществляется визуально либо с помощью телесигнализации.

Для визуального наблюдения используется промышленное телевидение, которое позволяет распространить зрительный контроль на недоступные, труднодоступные и опасные участки производства.

Оградительные средства защиты

Препятствуют попаданию человека в опасную зону или распространению опасных и вредных факторов. Оградительные устройства делятся на три группы: стационарные, передвижные и переносные.

Предохранительные устройства защиты

Служат для автоматического отключения оборудования при возникновении аварийных режимов.

Блокировочные устройства исключают возможность проникновения человека в опасную зону.

По принципу действия подразделяются на механические, электрические и фотоэлементные.

Устройства сигнализации

Предназначены для сообщения персоналу о возникающих аварийных ситуациях. Сигнализация может быть звуковая, светозвуковая и одоризационная (по запаху).

Для световой сигнализации используют измерительные приборы. Для звуковой - звонки и сирены. При одоризационной сигнализации в газы добавляют ароматические углеводороды, имеющие резкий запах при сравнительно малых концентрациях.

В красный цвет окрашиваются извещающие о нарушениях безопасности сигнальные лампочки и внутренние поверхности оградительных устройств (дверей, ниш и т.д.). В желтый цвет окрашивается оборудование, неосторожное обращение с которым представляет опасность для работающих, транспортное и подъемно-транспортное оборудование, элементы грузозахватных приспособлений. Зеленый цвет применяется для сигнальных ламп, дверей, световых табло, запасных или эвакуационных выходов.

Знаки безопасности

Разделяются на четыре группы: запрещающие, предупреждающие, предписывающие и указательные.

Средства коллективной защиты в зависимости от назначения подразделяют на классы:

...