Дипломная работа - Проект участка цеха по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) - файл n1.doc

Дипломная работа - Проект участка цеха по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ)
скачать (1244.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1245kb.12.09.2012 19:37скачать

n1.doc

  1   2   3
Содержание

Введение 3

  1. Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ 5

  2. Техническая часть 7

    1. Назначение, техническая характеристика НКТ 7

    2. Устройство и применение НКТ 10

    3. Применение НКТ 12

    4. Характерные отказы НКТ 14

    5. Расчёт НКТ на прочность 17

    6. Характеристика цеха по обслуживанию и ремонту НКТ 22

    7. Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ 30

    8. Внедрение нового оборудования для обслуживания и ремонта НКТ. 46

  1. Экономическая часть 49

    1. Расчет экономического эффекта внедрения нового оборудования 49

    2. Расчет экономической эффективности проекта 51

    3. Сегментация рынка данной отрасли 55

      1. Маркетинговая стратегия 58

      2. Стратегия на развитие услуги 58

  1. Безопасность жизнедеятельности 59

    1. Вредные и опасные факторы производства 59

4.2 Методы и средства защиты от вредных и опасных факторов 61

4.3 Инструкции по технике безопасности и охране труда для работника цеха по обслуживанию и ремонту НКТ 64

4.4 Расчет освещения и вентиляции 65

4.5 Экологическая безопасность 70

4.6 Пожарная безопасность 71

5 Заключение 77

6 Список литературы 78

Аннотация

В данной дипломной работе проведен анализ производственной деятельности участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения, в части описания состояния с ремонтом НКТ, описания маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка, организации производственного процесса, разработки технологии ремонта НКТ, выбора инструмента, режимов обработки, типа оборудования, экономического обоснования внедрения нового оборудования или технологии, описания безопасных условий труда и экологических требований. Разработаны мероприятия по модернизации производственного процесса. Все предложенные мероприятия обоснованы, рассчитан общий экономический эффект, который получит предприятие в результате их реализации.


ВВЕДЕНИЕ

Рано или поздно в жизни любой насосно-компрессорной трубы (если она еще не рассыпалась от коррозии) наступает день, когда ее эксплуатация уже невозможна по причине сужения внутреннего диаметра или частичного разрушения резьбы. На переднем крае борьбы с вредными отложениями на НКТ и коррозией находятся нефтедобывающие компании. Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобывающие компании либо отправляют такие трубы в лом, либо удаляют из НКТ все отложения и заново нарезают резьбу с помощью специального оборудования в составе ремонтных комплексов.

Различные варианты оснащения таких цехов на ремонтных базах нефтедобывающих компаний предлагают несколько российских предприятий - НПП «Техмашконструкция» (Самара), «УралНИТИ» (Екатеринбург), Игринский трубно-механический завод (Игра) и др.

В России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не везде. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ – от самых примитивных до весьма совершенных.

Данный дипломный проект является учебным документом, выполненным по учебному плану на завершающем этапе обучения в высшем учебном заведении. Это самостоятельная выпускная комплексная квалификационная работа, главной целью и содержанием которой является проектирование участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

Работа предусматривает решение маркетинговых, организационно-технических и экономических вопросов, защиты окружающей среды и охраны труда.
Также, в работе ставится задача изучения и решения научно-технических проблем, имеющих важное производственное значение для развития современных технологий в области нефтяного машиностроения.

В процессе работы над дипломным проектом студент обязан проявить максимум творческой инициативы и быть ответственным за содержание, объем и форму выполняемой работы.

Целью данного дипломного проекта является разработка проекта участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

К задачам проекта относятся:

- описание состояния проблемы;

- описание маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка;

- описание конструктивных особенностей НКТ;

- описание производственного процесса, технологии ремонта НКТ, инструмента, оборудования;

- разработка и экономическое обоснование комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности производственного процесса.

- описания безопасных условий труда и экологических требований


  1. Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Защита насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) резко увеличивает срок их службы. Лучше всего это достигается применением труб с покрытиями, однако многие нефтедобытчики предпочитают «старый добрый» металл, игнорируя успехи российских новаторов.

Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобытчики применяют разные способы удаления АСПО, в первую очередь химический (ингибирование, растворение) как наименее затратный. С определенной периодичностью в затрубное пространство закачивается раствор кислоты, которая смешивается с нефтью и удаляет новообразования АСПО на внутренней поверхности НКТ. Химическая чистка также нейтрализует коррозионное разрушающее воздействие на трубу сероводорода. Такое мероприятие не мешает добыче нефти, а состав ее после реагирования с кислотой меняется незначительно.

Кислотная и другие виды обработки НКТ, конечно, применяются для их текущей очистки на скважине, но ограниченно - в России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями».

Помимо химического метода очистки труб, иногда используется механический (скребками, опускаемыми на проволоке или штангах). Другие методы, а это депарафинизация с помощью волнового воздействия (акустического, ультразвукового, взрывного), электромагнитный и магнитный (воздействие на флюид магнитными полями), тепловой (прогрев НКТ горячей жидкостью или паром, электротоком, термохимическая депарафинизация) и гидравлический (штуцирование сечений трубопроводов для инициации выделения газовой фазы - специальными и гидроструйными устройствами) применяются еще реже ввиду их относительной дороговизны.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ – от самых примитивных до весьма совершенных, а значит, они востребованы. При сильном загрязнении или повреждении НКТ коррозией (в случае если нефтедобывающая компания не имеет соответствующего оборудования для их восстановления) трубы отправляются на ремонт в специализированную компанию. Трубы, не удовлетворяющие требованиям технических условий и не имеющие соответствующих параметров, отбраковываются. Пригодные для ремонта трубы подвергаются отрезке резьбовой части, которая изнашивается сильнее всего. Нарезается новая резьба, навинчивается новая муфта и маркируется. Восстановленные трубы увязываются в пакет и отправляются поставщику.

Существуют различные технологии восстановления и ремонта НКТ. К наиболее современным относится технология восстановления и ремонта НКТ по технологии нанесения на резьбу твёрдого слоя специального антизадирного покрытия (НТС).

Ремонт НКТ по 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 у 70% труб без отрезания резьбовых концов и укорачивания тела трубы;

- 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 повышения ресурса восстановленных труб и сокращения отходов ремонтной деятельности.

  1. Техническая часть

    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).
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


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. 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.



Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней - (НКМ)



Гладкая насосно-компрессорная труба и муфта к ней



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



Насосно - копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами – НКБ



Рис. 2.2 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства


2.3 Применение НКТ

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. 2.3 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.
2.4 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. 2.4 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 глубиннонасосного 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.
2.5 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

?т – 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

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

? – 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 ?о действуют радиальные ? r и кольцевые ? к напряжения.
?r = -Рв или ?r = -Рн

,

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

?э = ?1 – ?3,

где ?1 , ?3 соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

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

?э = ?о + ?r при ?о > ?к > ?r

?э = ?к + ?r при ?к > ?о > ?r

?э = ?о + ?к при ?о > ?r > ?к

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 ?m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (?а). Зная (?-1) – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения – сжатия определяют запас прочности:



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

к? – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали

?? – 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 ?? – 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности ?n – 370…550Мпа и ?? – 0,11…0,14 – для материалов с ?n – 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

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.

? – 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 = ? I q ?1;оо

Где ?1;оо = ,

? – 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 ? ? ?, ?1;оо ? 1/? и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:


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

Р1,о = ? q Н ?1;о

Где ?1;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

?m – предел текучести материала труб, МПа

n – запас прочности, принимаемый равным 1,35.

    1. 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, мм 60,3; 73; 89;

Длина НКТ, мм 5500 ... 10500
Таблица 2.6 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
18

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 муфтодоверточный


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)
9800Ч960Ч

1630

(1)
9800Ч960Ч

1630

(1)
9800Ч960Ч

1630

(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

Колтроль 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.
  1   2   3


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации