Мулик. Курсовой проект по пм. 03 Мдк 03. 01 Основы организации и планирования производственных работ на нефтяных и газовых месторождениях
 Скачать 0.97 Mb.
|
2. Краткая характеристика предприятияЦДНГ расположен на территории Бардымского, Чернушинского, Уинского районах Пермского края. В состав ЦДНГ входят Батырбайское, Таныпское, Аспинское месторождения нефти. Батырбайское месторждение (Константиновская, Асюльская, Зайцевская, Пальниковская, Северо-Качинская площади) расположены в границах Бардымского района. Таныпское в Чернушинском и Уинских районах. Аспинское в Уинском районе. Нефтегазопромысел реорганизован с 01.03.1996 года на базе месторождений: Таныпское месторождение введено в эксплуатацию в 1958 г. Батырбайское месторождение в 1962 г. Аспинское месторождение в 1973 г. Сагринское месторождение в 2009 г. Сыповское месторождение в 2009 г. ВЕХИ ИСТОРИИ ЦДНГ № 6. г. - вступило в эксплуатацию Батырбайское месторождение. г. - в районе села Сараши пробурена разведочная скважина № 57, действующая и по сей день. Получена фонтанная высокодебитная нефть, 80 тонн в сутки. Это дало начало пробной эксплуатации и развитию в дальнейшем Константиновского нефтепромысла. г., апрель - построена ДНС на центральной площадке, пущены в эксплуатацию фонтанным способом скважины № 69 и № 40, затем - скважины 1-го и 2-го ряда. г., июнь - пущена в эксплуатацию первая газовая скважина № 703 с суточным дебитом 65 000 м3. г. - создание ЦДНГ № 6. Константиновская площадь Батырбайского месторождения передана в состав НГДУ "Осинскнефть". г., декабрь - к Константиновской добавилась Асюльская площадь. г. - в связи с проводимой реструктуризацией в состав ЦДНГ № 6 вошли еще 2 месторождения - Аспинское и Таныпское. г., октябрь - в состав ЦДНГ-6 вошла Восточно-Аспинская площадь Аспинского месторождения. г., январь - состав ЦДНГ № 6 пополнился Сыповским и Сагринским месторождениями. г., март - в составе ЦДНГ № 6 появилась Северо-Качинская площадь Батырбайского месторождения 2.1Функции и назначение ДНСДожимная насосная станция (сокр. ДНС) - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки. Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа в целях дальнейшей раздельной транспортировки нефти с помощью центробежных насосов, а газа под давлением сепарации. Станция состоит из технологического, щитового канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно. нефтегазовое месторождение дожимная насосная станция 3. Местонахождения предприятия"ЛУКОЙЛ-Пермь" ЦДНГ-6: Пермский край Бардымский район, УППН "Константиновка" (административно-бытовой корпус) Константиновского поднятия Батырбайского месторождения.  4. Техническое обслуживание и ремонт задвижекЗадвижки предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешения или сброса потоков среды. Перечисленные процессы обеспечиваются основным функциональным узлом - узлом затвора с помощью совокупности вспомогательных механизмов и деталей арматуры. Для них являются два важнейших показателя качества, которые должны быть обеспечены после ремонта: герметичность корпусных деталей и всех соединений по отношению к внешней среде и внутренняя герметичность в затворе. Критерием внутренней герметичности в затворе является допустимая величина протечки. Конструктивные особенности базовых деталей задвижек характеризуются сложной геометрической формой. В связи с этим большинство конструктивных элементов изготавливается из литья. Это корпуса, крышки, стойки, диски, тарелки, клинья. При этом стенки этих деталей делаются со значительным запасом прочности и коррозионной долговечности, так как превалирующим фактором при изготовлении литья выступают литейные технологические требования. Именно эти факторы создают благоприятные условия для проведения восстановительного ремонта, так как обеспечивается сохранность всех базовых деталей задвижки как заготовок, подвергающихся совокупности технологических воздействий по восстановлению функций. Стоимость этих заготовок в общей цене задвижек колеблется от 30% до 40%. Функциональными поверхностями базовых деталей задвижек, которые обеспечивают требования по герметичности, являются уплотнения фланцевых соединений, уплотнения клина и сальник. От их состояния во многом зависит выбор того или иного вида ремонта. Опыт эксплуатации задвижек показывает, что наиболее часто встречаются следующие неисправности, подлежащие устранению при ремонте: ) потеря герметичности в клине в связи с пропуском среды между уплотнительными поверхностями корпуса и запорного органа (клина); ) потеря герметичности в затворе в связи с пропуском среды под уплотнительным кольцом корпуса; ) потеря герметичности сальникового узла в связи с пропуском среды между шпинделем и сальниковой набивкой; ) потеря герметичности сальникового узла в связи с пропуском среды между поверхностью сальниковой камеры и сальниковой набивкой; ) потеря герметичности фланцевого соединения в связи с пропуском среды между поверхностями фланцев корпуса, крышки и прокладки; ) образование задиров на поверхности шпинделя в зоне сальниковой набивки; ) защемление шпинделя в сальниковом узле; ) выход из строя ходовой резьбы шпинделя и ходовой гайки ввиду износа; ) выход из строя крепежных деталей. Этот перечень неисправностей не возникает единовременно при эксплуатации задвижек. Они возникают постепенно в результате накопления повреждений. Для устранения неисправностей требуется провести ремонт, Наиболее целесообразно установить три вида ремонта, используя технологические критерии: первый ремонт - РМ-1 (мелкий), второй ремонт - РМ-2 (средний) и третий ремонт - РМ-З (капитальный). РМ-1 должен производиться (как правило) без снятия задвижки из трубопровода с использованием доводочных операций, шлифования, притирки, выполняемые переносными устройствами. Ремонту подвергаются фланцевые соединения, элементы клина, сальниковые узлы. для контроля качества ремонта используются приборы и устройства ддя измерения метрических параметров: шероховатости, волнистости, отклонений формы, угловых и линейных параметров. РМ-2 может производиться как в условиях нахождения корпуса задвижки в трубопроводе, так и в стационарных условиях, когда арматура демонтирована. Характерная особенность этого ремонта состоит в использовании не только доводочных операций, но и операций лезвийной обработки. При этом могут быть использованы как универсальные средства механической обработки, так и специальные мобильные устройства и установки. Кроме того, при этом ремонте должны более широко использоваться методы контроля качества материала (наличие скрытых трещин, пор, качества сварных швов и т.д.). Также широко используются средства метрологического контроля метрических параметров. При РМ-З производится более широкий фронт работ. При необходимости заменяются крепежные детали, детали бугельного и сальниковых узлов, производится замена материалов уплотнения клина. В этом случае используется весь ассортимент технологических операций восстановления. Здесь применяются процессы наплавки и сварки, лезвийной обработки и доводки. Для оценки качества выполнения операций должны использоваться средства контроля качества материалов и метрических параметров деталей и поверхностей. РМ-З производится в стационарных условиях, когда задвижка демонтирована с трубопровода. Для проведения этого вида ремонта может быть использовано универсальное оборудование, оснащенное специальной оснасткой и инструментом. Может быть использовано как специализированное оборудование, предназначенное для стационарного применения, так и мобильное. Для всех видов ремонта обязательно проведение дефектации деталей задвижки и анализ характера износных повреждений. Особенности конструктивного исполнения базовых деталей задвижек, технологическая целесообразность проведения ремонта, определяемая структурой технологических процессов, достаточно убедительно, но все-таки косвенно свидетельствуют, что имеют место конструктивно-технологические предпосылки эффективности ремонтов. Однако необходимы дополнительные аргументы и подтверждения. Они представлены в таблице 2.1 [20]. Таблица 2.1
Анализ представленных данных свидетельствует, что затраты на проведение рассмотренных видов ремонта колеблются от 7% до 48% от стоимости новой задвижки. Таким образом, проведенный анализ и представленные данные позволяют вполне определенно утверждать, что в современных экономических условиях и при современном уровне качества задвижек правильно организованный и в достаточной мере технически оснащенный процесс ремонта экономически выгоден потребителю арматуры. 4.1 Надзор, техническое обслуживание и ревизия задвижек В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж. трубопроводную арматуру) антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится службой технического надзора совместно с механиками, начальникам и установок (производств). Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации. Как правило, ревизия трубопроводов должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту трубопроводной арматуры, отдельных агрегатов, установок или цехов [20]. Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10 МПа (100 кгс/см2) устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра, ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями [20]. Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] установлены следующие виды ревизии: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются администрацией предприятия в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года [15]. Арматура технологических трубопроводов - наиболее ответственный элемент коммуникаций, поэтому должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за исправностью арматуры, а также за своевременным высококачественным проведением ревизии и ремонта. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода. Ревизию и ремонт арматуры следует производить в специализированных мастерских или на ремонтных участках. В отдельных случаях по усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра непосредственно на месте установки (приварная арматура, крупногабаритная, труднодоступная и т.д.). При ревизии арматуры должны быть выполнены следующие работы: а) внешний осмотр; б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей; в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами; г) притирка уплотнительных поверхностей; д) сборка, опробование и опрессовка на прочность и плотность. При планировании ревизии и ремонта арматуры следует и в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в наиболее сложных условиях, при этом соблюдать принцип чередования. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляются актом. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||