Организационная структура, основные функции подразделения ЗАО «Оренбургбурнефть»
Введение
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Российской Федерации является важнейшей составной частью народного хозяйства нашей страны. Он объединяет в своем составе предприятия, организации, сооружения и технологические объекты, обеспечивающие добычу и переработку топливных ресурсов, их преобразование и доставку непосредственно потребителям в удобной для использования форме и с определенными качественными параметрами.
Нефтяная промышленность в настоящее время представлена вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК), созданными в 90-е годы XX века в ходе структурной перестройки отрасли. Вертикальная интеграция в нефтяной промышленности предусматривает производственное и организационное объединение в рамках единой собственности процессов, обеспечивающих поиск, разведку, строительство скважин, добычу нефти и газа, их переработку, а также транспортировку и сбыт продукции. Главными достоинствами подобной организации нефтяных компаний является возможность выхода на рынок конечной продукции, обеспечение преимуществ за счет концентрации и маневрирования капиталом, производственными мощностями, потоками сырья и готовой продукции, улучшение управляемости технологически взаимосвязанными процессами, получение доступа к надежным сырьевым источникам, минимизация рисков, связанных с реализацией крупных и капиталоемких проектов.
Нефтяная и газовая промышленность, являясь составной часть топливно-энергетического комплекса, представляет собой сложную отрасль производства. Для обеспечения добычи нефти и газа, производства нефтепродуктов и доставки их потребителям требуется участие большого количества организаций и предприятий, осуществляющих различные технологические процессы, тесно связанные между собой.
В соответствии с принятой в настоящее время технологической специализацией можно выделить следующие сферы деятельности:
- поиск и разведка месторождений;
- строительство скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных и др.), добыча нефти, газа;
- переработка нефти и газа, нефте- и газохимия;
- транспорт, хранение, сбыт нефти, газа и продуктов их переработки;
- строительство нефтепродуктопроводов, газопроводов, газохранилищ и нефтебаз.
Особо важным видом деятельности в нефтяной и газовой промышленности является сооружение скважин. Им завершается комплекс геолого-поисковых и разведочных работ, устанавливается наличие (или отсутствие) нефтегазоносности, определяются параметры залежи, необходимые
для подсчета запасов нефти и газа и проектирования систем разработки. Помимо этого, вводом в действие добывающих, нагнетательных и других скважин восполняются и наращиваются мощности по добыче нефти и газа, обеспечивается контроль за гидродинамическими процессами, происходящими в продуктивных пластах, пополняются сведения о геологическом строении их, уточняются размеры запасов и т. д.
Районы проведения буровых работ различаются особенностями геологического строения, климатом, рельефом местности развитием общей и производственной инфраструктуры, что оказывает существенное влияние на результативность буровых работ.
Строительство скважин связано с вскрытием, опробованием и освоением продуктивных горизонтов (испытание скважин). Характер проведения процесса испытания скважин зависит от числа продуктивных горизонтов, их мощности, давления нефти или газа на пластах. Работы по испытанию проводят, как правило буровые бригады.
Производственный процесс строительства скважины представляет собой комплекс частных взаимосвязанных процессов и включает:
1) подготовительные работы к монтажу вышки (рытьё траншей, планировка площадки, устройство фундаментов под оборудованием, подготовка трасс и т.д.);
2) работы по монтажу вышки и оборудования (строительство вышки и привышечных сооружений, монтаж оборудования);
3) подготовительные работы к бурению (обработка смонтированного оборудования, оснастка инструмента, бурение под шифр и т.д.);
4) бурение скважины и её крепление (спуск и цементирование обсадных колонн);
5) испытание (опробование) скважины на приток нефти и газа;
6) демонтаж оборудования (разработка буровой установки, ремонт оборудования, перевозка его на новый объект строительства).
Комплекс работ, начинания от подготовки площадки под буровую, транспортирования и монтажа оборудования, бурения скважины, включая ее испытание, до монтажа оборудования для перевозки его на новую точку, называется циклом строительства скважин.
Длительность цикла строительства скважины определяется продолжительностью её сооружения, которую рассчитывают путём суммирования продолжительности отдельных трудовых процессов.
Длительность цикла строительства отдельных его элементов определяют следующие факторы:
1) природные условия (рельеф местности, глубина бурения скважин, характер разбуриваемых пород мощность и число продуктивных горизонтов и др.);
2) уровень технической оснащенности предприятий (техника, приемлемая для проведения вышкомонтажных работ; проходка на скважину;
3) способы крепления скважины и её испытания; средства контроля за процессом бурения);
4) состояние организации ведения работ (формы организации работ, организация обслуживания рабочих мест, уровень квалификации работающих, уровень руководства работами).
В настоящее время существует несколько форм организации работ по строительству скважин, которые являются разновидностью двух основных – специализированной и комплексной.
При специализированной форме организации работ отдельные элементы цикла строительства скважины выполняют высококвалифицированные специализированные бригады. При такой форме обеспечивается быстрое и качественное проведение работ. Она особенно эффективна в условиях высокой концентрации буровых работ. Её недостатком является невозможность закрепления бурового оборудования за отдельными буровыми бригадами, сложность координации работ специализированных бригадами, сложность координации работ специализированных бригад, участвующих в строительстве скважин.
При комплексной форме организации все работы (кроме подготовительных работ к монтажу вышки и оборудования) по сооружению скважин производит буровая бригада, в состав которой вводится звено вышкомонтажников (универсальная бригада). Комплексная (универсальная) форма организации позволяет закрепить буровое оборудование за бригадами, улучшить его использование, обеспечить непрерывной процесс строительства скважин.
Предприятие ЗАО «Оренбургбурнефть» бурит в Оренбургской и Самарской областях. В число заказчиков входят ОАО «Оренбургнефть» (ТНК-ВР) и ОАО «Самаранефтегаз» (НК Роснефть»), а также ряд других нефтедобывающих компаний. В ближайшее время планируется выход на рынки бурения ближнего зарубежья. В России подразделение Weatherford Drilling International представлено тремя буровыми компаниями. Это ЗАО «Нижневартовскбурнефть» и ЗАО «НПРС». В целом, в совместном распоряжении находятся 64 буровые установки. В Поволжье и на Урале работает 18 буровых бригад, штат которых укомплектован высококвалифицированными специалистами. Общее количество персонала — более 1 000 человек. Имеется 30 буровых установок грузоподъемностью от 200 до 400 тонн, и предприятие всегда готово предложить клиентам различые варианты их комплектации.
Таблица 1 - Типы оборудования, применяемые в ЗАО «Оренбургбурнефть»
| Буровые установки для районов | Параметры | ||||
| Максимальная оснастка талевой системы | Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН | Диаметр талевого каната, мм | Кронблок | Талевый блок | |
| БУ2500БД | 5x6 | УКБА-6-200 | УТБА-5-170 | ||
| БУ4000ДГУ | 5x6 | УКБА-6-250 | УТБА-5-200 | ||
| «Уралмаш ЗД-76» | 5x6 | УКБА-6-270 | УТБА-5-225 | ||
| БУ5000ДГУ-1 | 6x7 | УКБА-7-320 | УТБА-5-250 | ||
| БУ3000БЭ | 5x6 | УКБА-6-200 | УТБА-5-170 | ||
| БУ4000ЭУ | 5x6 | УКБА-6-250 | УТБА-5-200 | ||
| «Уралмаш 4Э-76» | 5x6 | УКБА-6-270 | УТБА-5-225 | ||
| БУ5000ЭУ | 6x7 | УКБА-7-320 | УТБА-5-250 |
Исходные данные
П О Л О Ж Е Н И Е
О Проекте
ЗАО «Оренбургбурнефть»
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Проект является структурным подразделением ЗАО «Оренбургбурнефть».
1.2. Проект непосредственно подчиняется заместителю управляющего директора по производству.
1.3. Структуру и штаты Проекта формирует исходя из объема производства и условий работы в соответствии с типовым нормативом численности, утверждает управляющий директор ЗАО «Оренбургбурнефть».
1.4. В состав Проект входят следующие штатные единицы:
- Руководитель Проекта Специалист по бурению
- Механик занятый в пр. процессах по бурению скважин
- Буровой мастер
- Ведущий геолог
- Геолог
- Инженер по ОТ
- Инженер-технолог
- Мастер по сложным работам
1.5. На период отсутствия Руководителя Проекта его обязанности исполняет специалист по бурению.
1.6. Деятельность Проекта основывается на выполнении требований и условий:
- действующего законодательства;
- устава ЗАО «Оренбургбурнефть»;
- правил внутреннего трудового распорядка;
- коллективного договора;
- настоящего положения;
- приказов и указаний по ЗАО «РЦСУ-ОНАКО», «Оренбургбурнефть»;
- «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» РД 08-200-98 № 24 от 9.04.1998 г.;
- «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности»;
- правилами производственной санитарии и противопожарной защиты.
2. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ
2.1. Основной задачей Проекта является обеспечение выполнения плана-графика строительства скважин в соответствии с заданной технологией.
3. ФУНКЦИИ
В соответствии с поставленными задачами Проект осуществляет
следующие функции:
3.1. Обеспечение круглосуточной работы бригад бурения.
3.2. Организация и проведение технологических операций при бурении скважин, ликвидации аварий и осложнений.
3.3. Контроль, за своевременным обеспечением бригад бурения материалами, оборудованием и инструментом, транспортом, спецтехникой и их использованием.
3.4. Контроль, за качеством строительно-монтажных работ, участие в комиссии по приему буровых и сдаче буровых в демонтаж, организация и обеспечение работ по забуриванию скважин.
3.5. Организация работ по подготовке и сдаче в эксплуатацию скважин, законченных строительством.
3.6. Принятие своевременных мер по профилактике, локализации и ликвидации аварий, осложнений, пожаров, оказанию первой помощи пострадавшим и своевременная информация ЦДПС о принятых мерах.
3.7. Ведение оперативной документации по контролю за технологическими параметрами в процессе бурения и контроль за работой бригад бурения.
3.8. Проведение оперативных совещаний и производственных собраний по работе Проекта.
3.9. Вести работу по созданию условий труда в соответствие с «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности».
3.10. Расстановка и целесообразное использование кадров Проекта .
3.11. Обеспечение трудовой и производственной дисциплины в коллективе, повышение квалификации кадров Проекта .
3.12. Контроль за состояние экологической среды и земель в районе ведения буровых работ. Рекультивацию земель.
3.13. Охрану недр согласно законодательства и охрану окружающей среды.
4. П Р А В А
Для осуществления своих функций Проект имеет следующие права:
4.1. Вносить руководству ЗАО «ОБН» предложения по вопросам:
- очередности ведения работ на объектах;
- оперативных изменений в технологии бурения скважин;
- приема, перемещения и увольнения работников, поощрения их или наложения взыскания.
4.2. При аварийных ситуациях изменять задания бригадам, звеньям и отдельным работникам служб и других подразделений в районе Проекта .
4.3. Запрещать работы по бурению скважин при нарушении установленной технологии, правил технической и противопожарной безопасности, производственной санитарии и охраны окружающей среды, а работников, допустивших нарушения, отстранять от работы, информируя об этом ЦДПС.
4.4. Предлагать осуществлять мероприятия по повышению квалификации работников Проекта .
5. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ
5.1. Всю полноту ответственности за качество и своевременность выполнения возложенных настоящим Положением на Проект задач и функций несёт Руководитель Проекта .
5.2. Степень ответственности других работников устанавливается должностными инструкциями.
6. ВЗАИМООТНОШЕНИЯ
6.1. Проект в процессе производственной деятельности вступает во взаимоотношения с подразделениями предприятия, отделами и службами АУП ЗАО «Оренбургбурнефть», отделами и службами ТНК и со сторонними организациями (сторонними подрядными организациями, отделами и службами городской, районной администрации) и др. с целью обеспечения выполнения задач по строительству скважин и ритмичной работы основного производства.
Эксплуатационные документы
Эксплуатационные документы предназначены для изучения оборудования и правил его эксплуатации (использования, технического обслуживания, транспортирования и хранения).
Допускается объединить следующие эксплуатационные документы:
а) инструкцию по эксплуатации с техническим описанием. Такой документ выпускают под наименованием «Техническое описание и инструкция по эксплуатации» (шифр ТО).
б) инструкция по эксплуатации и техническое описание с паспортом. Такой документ выпускают под наименованием «паспорт» (шифр ПСО).
в) инструкция по эксплуатации и техническому обслуживанию с инструкцией по монтажу, пуску, регулированию и обкатке оборудования на месте его применения. Такой документ выпускают под наименованием «Инструкция по эксплуатации» (шифр ИЭ).
Техническое описание (ТО)
Техническое описание (ТО) предназначено для изучения оборудования и
должно содержать описание его устройства и принципа действия, технические характеристики и другие сведения, необходимые для обеспечения полного использования технических возможностей изделия.
ТО должно состоять из разделов, располагаемых в следующей последовательности:
1) Введение;
2) Назначение;
3) Устройство и работа оборудования;
4) Устройство и работа составных частей оборудования;
5) Контрольно-измерительные приборы;
6) Инструмент и принадлежности;
7) Размещение и монтаж;
8) Маркирование и пломбирование;
9) Тара и упаковка;
10) Приложения.
Формуляр (ФО)
Формуляр (ФО) является документом, удостоверяющем гарантированные предприятием-изготовителем основные параметры и технические характеристики оборудования, отражающим техническое состояние изделия и содержащим сведения по его эксплуатации.
Паспорт (ПС)
Паспорт (ПС) является документом, удостоверяющем гарантированные предприятием-изготовителем основные параметры и характеристики оборудования.
ПС должен состоять из разделов, располагаемых в следующей последовательности:
1) Общие сведения об оборудовании;
2) Основные технические характеристики и данные;
3) Комплектность;
4) Свидетельство о приемке;
5) Сведения о консервации и упаковке;
6) Гарантии изготовителя;
7) Сведения о рекламациях.
Ведомости ЗИП
Ведомость запасных частей, инструмента и принадлежностей (ЗИП)
является документом, удостоверяющем номенклатуру, назначение, количество и места укладки запасных частей, инструментов, принадлежностей и материалов (ЗИП), которые необходимы для эксплуатации и ремонта данного оборудования.
Ремонт насоса 9МГР
Высокое давление нагнетания и наличие абразивных частиц в буровом растворе вызывают интенсивный износ гидравлической части насоса; приводная часть насоса изнашивается вследствие больших динамических нагрузок.
Разборку насоса при капитальном ремонте начинаем с гидравлической части и проводим в следующем порядке: отвинчиваем гайки и снимаем крышки цилиндров, вынимаем нажимные коронки цилиндровых втулок, вывинчиваем коронки крышек клапанов, вынимаем крышки клапанов, пружины клапанов и клапаны, затем ослабляем сальники штоков, отсоединяем штоки от надставок, вынимаем штоки с поршнями из цилиндров, снимаем грундбуксы, вынимаем уплотнения сальников штоков и специальным съемником – цилиндровые втулки из клапанных коробок. Далее отвинчивают гайки и снимают нагнетательный коллектор в сборе с воздушным компенсатором, отсоединяем гидравлическую коробку от приемного тройника и корпуса насоса и снимаем ее. Затем из гидравлической коробки при помощи съемника выпрессовываем седла клапанов.
После окончания разборки гидравлической части приступаем к демонтажу приводной части насоса. Вначале снимаем шкив клиномерный передачи, для чего вывинчиваем болты контршайбы и снимаем ее. Затем отвинчиваем болты и снимаем боковые и основную крышки картера. Далее отвинчиваем болты, снимаем четыре боковые крышки подшипников, отвинчиваем гайки, снимаем верхние крышки подшипников и трансмиссионный вал с подшипниками и шестерней. После этого вывинчиваем надставки штока из крейцкопфа, снимаем стопорные планки пальцев крейцкопфа специальным съемником выапрессовываем пальцы крейцкопфа, снимаем сначала крышки коренных подшипников кривошипного вала, а потом - вал, в сборе с шатунами. Далее вынимаем крейцкопфы, снимаем их направляющие и масляные уплотнения надставок штока.
Кривошипный вал разбираем в следующем порядке: снимаем крышки шатунных подшипников и шатуны. Выпрессовываем с помощью винтовых съемников роликовые подшипники с шатунных шеек вала. Затем вал устанавливаем на гидравлический пресс, снимаем крышки коренных подшипников, торцевые крышки и корпуса подшипников, выпрессовываем при помощи пресса коренные подшипники и зубчатое колесо. Затем у малой головки шатунов с помощью специального съемника или выколок выпрессовываем бронзовые втулки.
С трансмиссионного вала с помощью винтового съемника выпрессовываем роликовые подшипники. С крейцкопфа снимаем накладки. После промывки узлов и деталей их разбраковываем и составляем дефектную ведомость.
Замене подлежат все подшипники и стаканы, шестерни и зубчатое колесо редуктора, а так же все уплотнения. Гидравлическую коробку либо заменяют,
либо восстанавливают. Основными дефектами гидравлических коробок являются нарушение уплотнительных поверхностей в местах уплотнений цилиндровых сменных втулок и седел клапанов, трещины в корпусе цилиндра, а так же слом шпилек для крепления крышек. Поломанные шпильки извлекаем. Гидравлическую коробку с промоинами восстанавливаем электродуговой наплавкой с последующей механической обработкой для получения необходимых размеров. Для восстановления промытых посадочных поверхностей для цилиндровых втулок применяем расточку и запрессовку втулки, которую затем растачиваем для получения первоначальных размеров внутренней поверхности гидравлической коробки. Посадочные поверхности валов восстанавливаем механической обработкой под ремонтный размер.
При износе поверхности корпуса крейцкопфа под палец его обычно восстанавливаем следующим образом. Выступ в корпусе крейцкопфа в месте посадки пальца с четырех сторон прострагивают с таким расчетом, чтобы можно было установить и закрепить его в токарном станке для обработки для номинального размера. Отверстие под палец протачиваем, а затем устанавливают втулку, у которой внутренний диаметр расточен под номинальный размер пальца. На наружном диаметре втулка должна иметь бурт для упора в тело крейцкопфа. После установки втулку привариваем к корпусу крейцкопфа со стороны, противоположной бурту.
После ремонта гидравлическая коробка и корпуса, находящиеся под давлением, должны быть опрессованы на полуторократное максимальное рабочее давление.
Сборку насоса производим в последовательности, обратной разборке. Вначале выполняем сборку узлов. Важной операцией является регулировка осевого люфта в конических роликовых подшипниках трансмиссионного вала. Регулировку производим следующим образом. Затягиваем равномерно болтами крышку установочного стакана до полного выбора люфта, что характеризуется затрудненным вращением вала. Затем замеряем зазор между торцом корпуса стакана и фланцем крышки. Сняв крышку, под нее устанавливаем набор прокладок, толщина которых на 0,2-0,3 мм. больше замерного зазора. Собранный трансмиссионный вал должен легко проворачиваться за шкив. Причиной перегрева и износа подшипников может быть не параллельность между валами или несоосность подшипников, что устраняем прокладками под установочные стаканы.
Регулировку подшипников коренного вала выполняем в следующем порядке. До посадки подшипников измеряем наружный и внутренний диаметры стаканов и посадочных шеек кривошипного вала. При этом зазор между внутренней стенкой стакана и наружным диаметром колец подшипников должен быть равен 0,05-0,1 мм. После этого на вал надеваем до упора распорные втулки, а затем устанавливают стаканы, в дно которых предварительно вставляем до упора наружное кольцо внутреннего подшипника. На кривошипный вал насаживаем внутренние кольца, предварительно нагретые в масле до 80-90оС, до
упора в распорную втулку. Далее устанавливаем в стакан наружное кольцо наружного подшипника и надеваем торцевую крышку стакана. После установки стакана регулируем подшипники.
При регулировке подшипников болты наружных крышек затягиваем и подшипники зажимаем в стаканы до полного выбора максимальных зазоров. Болты затягивают усилием одного рабочего гаечным ключом с рукояткой длиной не более 210 мм. При этом одновременно постукиваем молотком по дну крышки стакана, чтобы выбор зазора был более надежным.
После этого болты освобождаем и устанавливаем между крышкой и корпусом три свинцовых кубика, располагая их под углом 120о друг от друга. Затем болты затягиваем до защемления подшипников. При этом следим, чтобы разница зазора между крышкой и торцом корпуса по окружности была не более 0,05 мм. Далее болты отвинчиваем, замеряем толщину свинцовых кубиков и подбираем пакеты прокладок с общей толщиной, на 0,3-0,4 мм. превышающей толщину кубиков. Устанавливаем пакеты прокладок между крышкой и корпусом подшипников и затягиваем болты до отказа.
После затяжки болтов стакан должен проворачиваться усилием одного рабочего на рычаг длиной 1 м. Перед регулировкой подшипники смазываем машинным маслом марки индустриальное - 50. Окончательно отрегулированные подшипники заправляют чистой смазкой.
Осевой люфт подшипников на пальце кривошипа регулируем набором прокладок между торцом пальца и упорной шайбой. При этом толщина набора прокладок подбирается на 0,15-0,25 мм. больше замерного зазора при отсутствии осевого люфта у подшипников. Увеличенный зазор между крейцкопфом и направляющим устраняем установкой прокладок между корпусом крейцкопфа и накладками, либо заменяют накладки. Собранный крейцкопф должен свободно перемещаться в направляющих без заедания и ударов. Изношенные бронзовые втулки шатунов выпрессовываются и устанавливаются новые, которые должны быть пришабрены по кольцу крейцкопфа.
При сборе гидравлической части насоса необходимо обращать особое внимание на чистоту сопрягаемых поверхностей и плотность их прилегания. Недопустимы местные зазоры любой величины, через которые может проникнуть жидкость, так как они являются основной причиной образивного размыва деталей.
Прилегание конической поверхности седла клапана к сопрягаемой поверхности гнезда клапанной коробки проверяем на краску; оно должно представлять собой сплошное кольцо шириной не менее 15 мм.. Прилегание конических поверхностей штока и поршня должно быть сплошным по кольцу и занимать не менее 60% поверхности конуса.
После сборки насос прокручиваем в ручную за шкив на один ход поршня для того, чтобы убедиться, что кривошатунный механизм свободно вращается без заедания и скрежета.
Обкатку производим на воде на испытательном стенде, причем насос
должен быть снабжен втулкой наименьшего диаметра. Сначала в течении 20-30 мин. насос работает без давления, затем 20-30 мин. при давлении, равном половине от номинального для данной втулки, и наконец – при номинальном давлении в течении 1 часа..
При испытании замеряет число двойных кодов, действительную подачу насоса, давление всасывания и нагнетания, подводимую мощность, снимает индикаторную диаграмму. По полученным данным подсчитываем полезный напор насоса, гидравлическую и индикаторную мощность. Определяем коэффициент подачи, механический и индикаторный к.п.д. насоса, а по ним судим о качестве проведенного ремонта.
Монтаж насоса 9МГР
Отремонтированное и окрашенное оборудование подлежит консервации и упаковке. Консервация различными покрытиями предохраняет обработанные поверхности металлических деталей от коррозии, а упаковка защищает окрашенное и законсервированное оборудование от механических повреждений и атмосферного влияния в процессе транспортирования и хранения на складах до начала монтажа.
Сохранность законсервированного изделия зависит от качества удаления с его поверхности химических и механических загрязнений. Метод подготовки определяется маркой металла, из которого изготовлено изделие, классом чистоты обработки поверхности, наличием постоянных покрытий (гальванических, химических, лакокрасочных и т. д.), габаритными размерами изделий, степенью загрязнения.
Влагу, жировые пятна, эмульсию, оставшиеся после механической обработки на поверхности крупногабаритных деталей, удаляют бензином или уайт-спиртом, пользуясь кистями или пульверизаторами. Смоченные моющим материалом поверхности насухо обтирают и просушивают очищенным от влаги и масла сжатым воздухом.
Химические загрязнения на поверхностях деталей небольших размеров смывают щелочными растворами в ваннах или моечных машинах.
Коррозию на поверхностях деталей из черных металлов удаляют мелкой шлифовальной шкуркой, пропитанной индустриальным маслом, на поверхностях из цветных металлов - тонким порошком пемзы или шлифовальной шкуркой, смоченной уайт-спиртом или трансформаторным маслом.
С поверхностей высокого класса чистоты коррозию снимают тонкой
(7-10 мкм) пастой ГОИ, растертой с индустриальным маслом в соотношении 1:1. Шероховатость поверхности после зачистки должна иметь класс чистоты, заданный в чертеже. После механического удаления коррозии поверхности промывают бензином или уайт-спиртом, тщательно протирают и высушивают. Химический способ удаления ржавчины с поверхностей заключается в обработке пораженных мест 10 %-ным раствором ортофосфорной кислоты.
Поверхности крупногабаритных деталей консервируют техническим вазелином, смазкой УНЗ, смазками ЦИАТИМ-201, 203 и др. Консистентные смазки наносят на поверхность в расплавленном состоянии, нагретыми до температуры 70—90 °С в ваннах с электро- и пароподогревом.
Детали небольших размеров, все поверхности которых должны быть законсервированы, погружают в нагретую смазку. Смазки ЦИАТИМ используют в холодном состоянии. Ингибированные смазки марок НГ-203А, Б, В; К-17 наносят кистью, ветошью или пульверизатором, нагревая смазку до температуры 50-80 °С.
Для консервации деталей из алюминия, меди и их сплавов используют расплавленный технический вазелин или смазку ПВК. Зубчатые передачи после испытания и удаления рабочей смазки консервируют ингибиторными смазками, обладающими антикоррозионными свойствами и антифрикционными качествами. Для удаления ингибиторной смазки в механизм заливают рабочее масло, вхолостую прокручивают в течение 20-30 мин, сливают смесь, вновь заливают рабочее масло, после чего механизм готов к эксплуатации.
Внутренние поверхности стальных крупногабаритных емкостей консервируют 30 %-ным раствором нитрита натрия. В большинстве случаев консервацию совмещают с процессом гидравлического испытания емкости на герметичность, при котором раствор в емкость подается насосами из специальных баков. После испытания раствор сливают. Пленка нитрита натрия, оставшаяся на стенках сосуда, является надежным консервационным слоем для защиты изделия от ржавчины. После консервации емкость герметически закупоривают.
Консервацию оборудования производят на специальных участках, оснащенных вентиляцией и отопительной системой, с относительной влажностью воздуха не выше 70 % и температурой не ниже 12 °С.
Законсервированное оборудование подлежит внутренней (барьерной) и внешней (транспортировочной) упаковке.
Внутренняя упаковка с помощью парафинированной, ингибированной и биостойкой бумаги, пергамента, льняной ткани или полимерных пленок заменяет консервацию и лакокрасочные покрытия. Получает распространение новый вид внутренней упаковки в чехлы из полимерных пленок для изделий, которые невозможно защитить консервационными смазками, и для запасных частей, требующих длительного срока хранения (пневмо- и гидроцилиндры, подшипники и т. д.).
Внешняя транспортировочная упаковка, изготовляемая в виде деревянных
ящиков и обрешеток, должна иметь аккуратный внешний вид, оптимальный объем, достаточную прочность и обеспечивать надежную изоляцию от проникновения воды.
Изделия крепят к таре болтами, шпильками, металлическими хомутами, деревянными брусками или досками. В местах соприкосновения изделия с деревом применяют различные прокладки.
При транспортировании насоса на большие расстояния незакрытые крышками люки и отверстия должны быть защищены временными пробками и щитками, исключающими попадание атмосферных осадков внутрь насоса. Выступающие клапаны трансмиссионного вала должны быть защищены от механических повреждений.
Выходные отверстия насоса закрываются деревянными пробками, а отверстие приемной коробки - деревянными щитками.
Поршни И резиновые детали, не входящие в сборки, упаковываются отдельно от металлических деталей, без смазывания их маслом, в ящики по ГОСТ 15623-84.
Насос транспортируется в собранном виде. На небольшие расстояния насос может перевозится на тяжеловозных тележках. В случае транспортирования насоса волоком рекомендуется насос устанавливать на специальные сани.
Насос следует хранить в местах, защищенных от прямого попадания осадков, солнечных лучей. Запасные части и сменные детали, следует хранить в складских помещениях или будках, специально предназначенных для этого.
Поршня необходимо хранить в вертикальном положении во избежание остаточных деформаций уплотняющих кромок. При хранении поршней, надетых на шток, рекомендуется изготовить специальный стеллаж для установки штоков в вертикальном положении.
Резиновые детали должны храниться отдельно от металлических деталей вдали от отопительных приборов и не должны подвергаться действию масел, бензина и других агрессивных сред.
Рекомендуется хранить запасные уплотнения в отдельных ящиках или картонных коробках.
Охрана воздушной среды
Борьба с загрязнением атмосферы дизелями осуществляется в основном в плане мероприятий по снижению задымления установок с ДВС. Разработаны методы оценки вероятного загрязнения атмосферы еще на стадии их проектирования, принимаются необходимые защитные меры. Одновременно с устранением причин искрообразования изыскиваются способы для улавливания искр из отработавших газов, чтобы не допускать вылета их в атмосферу.
Одним из мероприятий противопожарной профилактики в отношении стационарных установок с ДВС является оборудование дымоходов и газовыхлопных трубопроводов двигателей искрогасителями.
Искрогасители относятся к аппаратам, которые считаются только пассивными средствами конструктивной противопожарной защиты, направленными на предотвращение возникновения пожаров. Для дизелей хорошие результаты дает применение автоматического регулятора угла опережения подачи топлива, что особенно существенно для двигателей, работающих в переменных скоростных режимах.
К числу мер эксплуатационного характера, способствующих уменьшению токсичности отработавших газов ДВС, относятся следующие: поддержание двигателей в исправном техническом состоянии; внедрение обязательной периодической диагностики; проверка всех элементов топливоподачи и зажигания. Для дизелей большое значение имеют правильная установка и обеспечение бездымной работы путем регулировании форсунок и ТНВД.
Уменьшение токсичности отработавших газов идет также по пути изменения состава топлив, создании новых антидетонаторов, заменяющих ТЭС. В нашей стране уже разработаны малотоксичные антидетонаторы, которые в виде порошка или жидкости могут быть легко добавлены в топливо. Среди них особое место занимает антидетонатор, созданный на основе органических соединений марганца и аминов (соединений азота).
Наибольшие перспективы имеет примере растворов в ароматических аминах соединений на марганцевой основе – так называемых ЦТМ.
Недавно разработанный комплексный антидетонатор примерно в 300 раз менее токсичен, чем распространенный в настоящее время ТЭС, и в 16 раз, чем даже ЦТМ.
Охрана водной среды
Проблема охраны водной среды решается в двух основных направлениях: предотвращения сброса в водоемы нормативно неочищенных стоков и всемерное снижение объемов водозабора из поверхностных источников. Водопотребление с последующим сбросом или утилизацией стоков на промыслах складывается из использования воды на цели бурения, поддержания пластового давления, эксплуатация скважин, прочие производственные и хозяйственные нужды.
Наибольший объем потребляемой воды затрачивается на поддержание пластового давления. Поэтому главным направлением экономии водозабору, из рек и озер является изыскание других пригодных для этих целей источников заводнения, а также внедрения более экономичных систем ППД.
Сократить объемы использования пресной воды позволяет внедрение кустовых насосных станций оборотного водоснабжения. При бурении скважин широко применяют повторное использование воды.
Загрязнение водоемов предотвращают очисткой, утилизацией, захоронением промысловых стоков.
В начале бурения скважин для всех производственно технических нужд используют чистую воду. В дальнейшем для мойки производственных площадок, приготовления и пополнения запаса бурового раствора и других работ обычно применяют оборотную воду.
Нефть и нефтепродукты, устойчивые загрязнители среды. Поэтому применение растворов на нефтяной основе требует централизованного их приготовления, многократного использования, закрытой системы циркуляции.
Ох