Содержание
Предисловие 2
Ведение 3
1. Система планово-предупредительного ремонта и обслуживания оборудования 7
2. Структура ремонтных служб нефтепромысловых предприятий. Паспортизация оборудования 11
3. Организация ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования 15
Заключение 28
Список литературы 29
Предисловие
В разработанной экономической стратегии исключительно важная роль отводится формированию мощной топливно-энергетической базы страны, наращиванию темпов развития нефтяной и газовой промышленности. Достижение высокого уровня добычи нефти и природного газа требует увеличения объема буровых работ, а следовательно, и затрат на изготовление бурового оборудования и инструмента. В связи с этим большое значение приобретает проблема повышения надежности и долговечности оборудования.
Основным направлением технического перевооружения является широкое внедрение в производство современных достижений науки и техники. В нефтяной и газовой отраслях разработаны долгосрочные комплексные программы технического переоснащения промыслов высокоэффективным оборудованием в блочно-комплектном исполнении с высокой степенью автоматизации, позволяющим широко внедрять индустриальные методы строительства и сокращать сроки ввода объектов в эксплуатацию.
Сложность эксплуатации бурового и нефтепромыслового оборудования, связанная с разбросанностью объектов нефтегазодобычи, расположением их в неблагоприятных природно-климатических условиях, удаленностью от промышленных центров, требует высокой квалификации работников, занятых на монтажных и ремонтных работах, изучения передового опыта в этом направлении.
Введение
Необходимое количество нефти и газа для обеспечения потребности населения России вполне достаточно, если разрабатывать только нефтегазовые месторождения на ее сухопутной территории. Однако увеличение объема поставок нефти за рубеж по соглашениям, заключаемым на длительное время, требует и соответствующего прироста запасов нефти и газа. В настоящее время через границы России (кроме северных) проложены или будут проложены магистральные трубопроводы, по которым непрерывным потоком идут и будут идти все в больших количествах нефть и газ. Одновременно будет расти и внутреннее их потребление.
Не слишком ясна цель, с которой настойчиво увеличиваются объемы зарубежных поставок, но поскольку имеется такая тенденция, в разработку будут вводиться все большее число сухопутных месторождений (при условии, что они будут найдены). Можно лишь отметить, что в будущем не предвидится слишком большого увеличения "сухопутных" разведанных запасов нефти и газа, достаточных для обеспечения потребностей как России, так и "ближнего и дальнего" зарубежья.
Очевидно, по этой причине последние годы в России стали уделять все возрастающее внимание исследованиям и поискам нефти и газа на акваториях морей, прилегающих к границам страны. Длительное время поиски проводились на Каспийском море. Там же впервые в СССР начали промышленную морскую добычу нефти и газа. Затем было начато изучение возможностей добычи нефти М газа на других морях- Черном и Азовском, Балтийском, Охотском. В условиях практически незамерзающих морей работы но бурению нефтегазовых скважин могут осуществляться с так называемых "буровых судов". Они представляют суда, на которых устанавливается необходимое оборудование для бурения; кроме того, буровое судно обеспечивается якорной системой, позволяющей удерживать его в заданной точке. В принципе особых сложностей бурение скважин на свободной от льда акватории не представляет. "Сложности" наступают в процессе промышленной добычи нефти и газа в морских условиях. Высокий уровень коррозионной активности морской воды, постоянное воздействие ветра, волн и течений на подводные конструкции оказывает на них крайне неблагоприятное воздействие, приводя довольно часто к авариям. Аварии, как правило, сопровождаются попаданием нефти и газа и водную среду, вызывая тяжелые последствия для экологии моря не только в месте аварии, но и на значительном от нее отдалении, так как попавшая в акваторию нефть течением уносится далеко от мест аварии, загрязняя и воду, и берег на десятки километров.
Поэтому чрезмерная активность освоения морских нефтегазовых месторождений стала ограничиваться жесткими требованиями обеспечения экологической безопасности. Во многих странах начали проводиться исследования по созданию конструкций и форм морских нефтегазовых сооружений (МНГС), обеспечивающих минимальное воздействие на окружающую морскую среду. Особенно активно такие исследования приводились для незамерзающих морей Разработано множество различны): форм МНГС как стационарных, так и плавающих. Осваиваются месторождения, расположенные на глубинах более одного километра. Это потребовало создания соответствующих МНГС, методов их сооружения и эксплуатации.
С начала семидесятых годов XX века в Канаде, Норвегии и Англии начали проводиться сначала исследования, а затем и практическая реализация методой и технических средств разработки месторождений нефти и газа в акваториях замерзающих морей. В этих условиях появляется кроме воздействия волн и течений воздействие на МНГС давления льда. Именно оно является в конечном счете наиболее мощным воздействием на несущие конструкции МНГС и способно привести к их разрушению. Поэтому МНГС для замерзающих морей приобрели мощные тяжеловесные формы, способные выдержать давление льда И обеспечить сохранность коммуникаций (грубы, кабели), связывающих верхнее строение с дном моря, на котором находятся устья добывающих нефть и газ скважин. В конце концов, наиболее продвинутой и освоении подводных месторождений на замерзающих морях оказалась нефтегазовая промышленность Норвегии и Канады. Наиболее значимые результаты были достигнуты в акватории Северного моря; причем морские нефтегазовые сооружения размещались практически на всей акватории Северного моря. Канала, в свою очередь, проводила работы по освоению акватории моря Бофорта, установив большое количество ледостойких платформ различных форм. К сожалению, не обходилось без аварий как при освоении моря Бофорта, так и Северного моря.
В США были развернуты работы на континентальном шельфе Аляски. Первые скважины были пробурены а 1962 г.. а в 1963 г. установлена ледостойкая платформа на глубине 19 м В течение следующих нескольких лет на глубинах 20-40 м были установлены еще несколько ледостойких платформ. Кроме ледостойких платформ в заливе Кука и на арктическом шельфе Канады довольно широко использовались для добычи нефти так называемые "острова" из набросного камня и даже из льда. Такие острова показали, что они обеспечивают высокий уровень надежности добычи нефти и газа.
Следует отметить, что не только акватории северных морей перспективны на нефть и газ. В 1970-х были пробурены несколько скважин в районе акватории моря Росса в Антарктиде. При этом была произведена оценка запасов нефти и газа только в этом районе. Они составили около 6.5 млрд. т. нефти и 4 трлн. м3 газа. Сколько их содержится в других районах антарктического шельфа, предстоит еще выяснять.
Норвегия я девяностые годы XX столетия начала работы по освоению нефтегазовых месторождений Баренцева моря.
Настойчивое стремление нефтегазовых компаний многих стран мира принимать участие в разведке и разработке морских месторождений объясняется не только желанием закрепить за собой право на производство этих работ, но и пониманием того факта, что сухопутные месторождения уже начали истощаться и надо подготовиться к разработке морских месторождений. Поэтому своевременное создание морских ветвей нефтегазового комплекса позволит принять активное участие в получении более основательных возможностей для добычи нефти и газа на пока еще полноценных морских нефтегазовых месторождениях.
Посмотрим далее, как обстоит дело с исследованием и освоением морских нефтегазовых месторождений России.
Еще во времена СССР, а затем и в России проведены достаточно серьезные изыскания на Каспийском и Балтийском морях, в результате которых появилась возможность строительства МНГС. В свое время этим занимались Мингазпром и Миннефтепром СССР, а в настоящее время - компании «Лукойл» и «Газпром». Развернуты большие работы по освоению морских месторождений Охотского моря, и которых принимают участие зарубежные компании. Так. компания Сахалин - Энерджи начала интенсивное освоение шельфа Сахалина. В 1991 г. консорциум компаний «Мак Дермот», «Марафон ойл» и «Мицуи» провел анализ возможностей добычи нефти и газа на шельфе Сахалина. В 1994 г. создана компания «Сахалин энерджи инвестмент компани», и в этот же год она подписала договор с РФ о разделе продукции (СРП). С этого времени, можно сказать, и началось освоение нефтегазовых ресурсов Охотского моря проектами Сахалин-1, Сахалин-2 и далее Сахалин 3. К сожалению, соглашение СРП-1994 г. для России оказалось в экономическом и даже экологическом плане, мягко говоря, невыгодным.
Северные моря России пока еще разведаны на нефть и газ слабо. Наиболее полно разведаны запасы нефти и газа Баренцева и Печорского морей. Остальные моря (Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское, Берингово) исследованы пока еще слабо. Это объясняется в основном двумя факторами: первый -не было необходимости, так как было вполне достаточно сухопутных месторождений, и второй - труднопреодолимый защитный ледовый покров (как для обычных судов, так и для существующих ледоколов) чрезвычайно затрудняет любой вид работ на акватории северных морей.
В последние годы, начиная с 2000-го. начаты интенсивные проектные и строительные работы по освоению месторождений Баренцева и Печорского морей. Строятся стационарные платформы для Приразломного месторождения (Печорское море). ведутся работы по МНГС для Штокмановского месторождения. По-видимому, будут созданы методы освоения и других морей. Учитывая потенциальную возможность обеспечения нефтегазовыми ресурсами Северных морей как самой России, так и её "спонсоров", в России все более быстрыми темпами развиваются исследовательские, проектные и конструкторские работы в этом направлении.
Система планово-предупредительного ремонта и обслуживания оборудования
Правильная эксплуатация машин или механизмов до полного выхода из строя требует своевременных остановок для замены быстроизнашивающихся деталей, необходимой регулировки и ремонта.
Для сохранения нормальной работоспособности бурового и нефтепромыслового оборудования применяют систему планово-предупредительного ремонта (ППР), представляющую собой совокупность организационно-технических мероприятий по уходу, надзору и ремонту, проводимых в плановом порядке. Благодаря такой системе заранее планируется остановка машин на ремонт по графику, подготавливаются запасные части, материалы и т. д.
Система планово-предупредительного ремонта технологического оборудования характеризуется следующими основными особенностями.
1. Оборудование ремонтируется в плановом порядке, через определенное число отработанных машино-часов или в соответствии с установленной нормой отработки в календарных днях.
2. Определенное число последовательно чередующихся плановых ремонтов соответствующего вида образует периодически повторяющийся ремонтный цикл.
3. Каждый плановый периодический ремонт осуществляется в объеме, восполняющем тот износ оборудования, который явился результатом его эксплуатации в предшествовавший ремонту период; он должен обеспечивать нормальную работу оборудования до следующего планового ремонта, срок которого наступит через определенный, заранее установленный промежуток времени.
4. Между периодическими плановыми ремонтами каждая машина систематически подвергается техническим осмотрам, в процессе которых устраняют мелкие дефекты, производят регулировку, очистку и смазку механизма, а также определяют номенклатуру деталей, которые должны быть подготовлены для замены износившихся.
Система планово-предупредительного ремонта в зависимости от объема и сложности ремонтных работ предусматривает проведение текущего и капитального ремонтов.
Текущий ремонт— это минимальный по объему плановый ремонт, с помощью которого оборудование поддерживается в работоспособном состоянии. Он выполняется непосредственно на месте установки оборудования.
При текущем ремонте проверяют состояние оборудования, заменяют быстроизнашивающиеся детали, меняют при необходимости смазку и устраняют дефекты, не требующие разборки сложных узлов оборудования. Те неисправности оборудования, которые не могут быть устранены силами службы технического обслуживания, устраняют выездные ремонтные бригады.
Перечень ремонтных работ при текущем ремонте определяется классификатором ремонта. После ремонта проверяют работу оборудования, регулируют узлы и механизмы».
Капитальный ремонт — наиболее сложный и трудоемкий
вид планового ремонта, при котором производят полную разборку оборудования с последующим ремонтом или заменой
всех изношенных узлов или деталей, а также работы, входящие
в объем текущего ремонта. В результате капитального ремонта
полностью восстанавливается техническая характеристика оборудования.
Внеплановый ремонт— ремонт, вызванный аварией оборудования или не предусмотренный планом. При надлежащей организации системы ППР внеплановые ремонты, как правило, не требуются.
Для поддержания оборудования в постоянной технической исправности и эксплуатационной готовности, а также предупреждения аварий и поломок необходима система технического обслуживания. Техническое обслуживание включает в себя контроль за выполнением правил эксплуатации оборудования, указанных в технических условиях и паспортах, проверку технического состояния оборудования, устранение мелких неисправностей и определение объема подготовительных работ, которые будут выполнены при очередном плановом ремонте.
Для бурового и эксплуатационного оборудования устанавливают следующие виды технического обслуживания.
1. После завершения монтажа оборудования до начала его эксплуатации производят проверку всех соединений, внешний осмотр, а также проверку работоспособности оборудования и приборов.
2. При кратковременных остановках, если по количеству отработанных часов оборудование не подлежит более сложному техническому обслуживанию, производят внешний осмотр и устраняют неисправности, замеченные обслуживающим персоналом.
3. Периодические виды технического обслуживания осуществляют через определенное количество отработанных часов. Объемы одноименных периодических видов технического обслуживания равны друг другу, объем же каждого последующего вида обслуживания включает в себя объем предыдущего вида.
При периодических видах технического обслуживания выполняют трудоемкие работы: промывку фильтров, смену смазки, замену шинно-пневматических муфт и т. д.
Правильно организованное техническое обслуживание оборудования значительно сокращает его простои из-за поломок и выхода из строя узлов и деталей в межремонтный период. Межремонтным периодом называется период работы оборудования между двумя очередными плановыми ремонтами.
Ремонтный цикл — наименьший повторяющийся период работы оборудования, в течение которого в определенной последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания и ремонта, т. е. период работы оборудования между двумя капитальными ремонтами. Структура ремонтного цикла представляет собой схему чередования видов ремонта, различающихся по объему работ, проводимых в определенной последовательности через определенные промежутки времени на всем протяжении ремонтного цикла.
По мере эксплуатации и ремонта для каждого вида оборудования наступает такой момент, когда в результате физического и морального износа его эксплуатация и ремонт становятся невозможными и экономически невыгодными.
Физический износ машины — результат разрушения различных ее элементов, в связи с чем машина перестает удовлетворять предъявляемым к ней требованиям.
Моральным износом называется уменьшение стоимости действующей техники под влиянием технического прогресса. Различают две формы морального износа:
o утрата действующей стоимости по мере того как машины такой же конструкции начинают воспроизводиться дешевле;
o обесценивание действующей техники вследствие появления более совершенных конструкций машин.
Период с начала введения машины в эксплуатацию до ее списания, измеряемый в годах календарного времени, называется сроком службы. Срок службы оборудования находится в тесной зависимости от норм амортизационных отчислений.
Объемы работ при обслуживании и ремонтах оборудования, структура и длительность ремонтных циклов и межремонтных периодов бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в нормативной литературе, разработанной ВНИИОЭНГом.
Независимо от вида ремонта (текущий, капитальный) и его способа (обезличенный, крупноузловой, необезличенный) процесс восстановления оборудования состоит из ряда основных технологических операций:
1. Подготовка оборудования к ремонту: отсоединение электропитания, отключение топливо- и водоснабжения, опорожнение картеров, мойка. От тщательности и правильности подготовки машины к ремонту зависит качество ремонта и безопасность ремонтных работ, которые должны проводиться в чистоте.
2. Демонтаж всей машины или разборка отдельных ее блоков и узлов (в зависимости от вида проводимого ремонта).
3. Мойка узлов и деталей машины.
4. Контроль степени износа и классификация деталей на группы: не требующие ремонта; подлежащие восстановлению; направляемые в утиль.
5. Восстановление изношенных деталей и замена деталей, ушедших в утиль, запасными частями.
6. Сборка оборудования.
7. Обкатка оборудования, его испытание для оценки качества ремонта.
8. Окраска оборудования.
Структура ремонтных служб нефтепромысловых предприятий. Паспортизация оборудования
Ремонтные предприятия нефтяной и газовой промышленности предназначены для поддержания оборудования в работоспособном состоянии. Они различаются по назначению и характеру выполняемых ремонтных работ.
Ведущим подразделением ремонтного хозяйства нефтяной промышленности являются территориальные машиностроительные и ремонтно-механические заводы, входящие в производственные машиностроительные объединения, которые подчинены Миннефтепрому России и специализируются на изготовлении и ремонте определенного оборудования, что значительно повышает качество ремонта и сокращает его продолжительность.
Машиностроительные и ремонтно-технические заводы выполняют капитальный ремонт оборудования, изготовляют запасные части и метизы, нестандартное и серийное оборудование.
В территориальных нефтегазодобывающих объединениях все работы по правильному использованию оборудования и поддержанию его в работоспособном состоянии выполняют следующие подразделения:
o центральная база производственного обслуживания (ЦБПО);
o база производственного обслуживания (БПО) нефтегазодобывающего управления (НГДУ) и управления буровых работ (УБР);
o ремонтное подразделение управления технологического транспорта;
o ремонтные подразделения тампонажных контор;
o ремонтные бригады, осуществляющие текущее ремонтное обслуживание в районных инженерно-технических службах (РИТС).
Базы производственного обслуживания УБР и НГДУ осуществляют прокат находящегося на их балансе механического и энергетического оборудования, инструмента, средств и систем автоматизации, телемеханики и КИП, поддерживают их в работоспособном состоянии и обеспечивают своевременное материально-техническое и текущее ремонтное обслуживание.
Базы производственного обслуживания УБР состоят на правах цеха и подчиняются непосредственно начальнику УБР, а база производственного обслуживания НГДУ — начальнику НГДУ.
На базы производственного обслуживания возложены следующие функции:
o проведение плановых осмотров состояния оборудования и его ремонт согласно утвержденным планам-графикам;
o изготовление в запланированном объеме установленной номенклатуры запасных частей, инструмента, метизов, крепежных деталей и др.;
o ликвидация аварий и установление их причин;
o подготовка к отправке оборудования и приборов в капитальный ремонт, а также прием их из ремонта.
В состав базы производственного обслуживания УБР, как правило, входят следующие цехи: прокатно-ремонтный бурового оборудования, прокатно-ремонтный труб и турбобуров, прокатно-ремонтный электрооборудования и электроснабжения.
Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования осуществляет обслуживание и плановый ремонт бурового и другого механического оборудования основного и вспомогательного производств, изготовляет приспособления и нестандартное оборудование, выполняет пусконаладочные работы перед началом бурения и определяет техническое состояние оборудования после его окончания, производит комплектацию буровых установок, находящихся на монтаже, и др.
Прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров своевременно и бесперебойно обеспечивает объекты бурения турбобурами и трубами нефтяного сортамента, проводит ремонт турбобуров, турбодолот, бурильных труб и других элементов бурильной колонны.
Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения обеспечивает производственные объекты электроэнергией, производит техническое обслуживание и ремонт электрооборудования буровых установок и объектов БПО.
Иногда в состав базы производственного обслуживания УБР входит прокатно-ремонтный цех электробуров (ПРЦЭ). Инструментальная площадка обеспечивает бригады бурения и освоения скважин необходимыми материалами, инструментом и запасными частями.
В состав базы производственного обслуживания НГДУ обычно входят следующие цехи: прокатно-ремонтный эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный электрооборудования и электроснабжения, подземного и капитального ремонта скважин, автоматизации производства.
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) обеспечивает бесперебойную работу оборудования, сооружений и коммуникаций основного и вспомогательного производств, осуществляет контроль за соблюдением правил его эксплуатации, проводит текущие ремонты, монтаж и демонтаж всех видов наземного оборудования, сооружений и коммуникаций, а также пусконаладочные работы, подготавливает оборудование к капитальному ремонту и т. д.
Цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС) выполняет своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению производительности нагнетательных скважин, а также испытания новых образцов глубинного оборудования.
Цех автоматизации производства (ЦАП) обеспечивает техническое обслуживание и бесперебойную работу КИП, средств автоматизации и телемеханики.
Структуру и штаты баз производственного обслуживания устанавливают исходя из объема и условий работы УБР и НГДУ. Деятельность БПО организуется в соответствии с утвержденными текущими и перспективными планами подготовки и обеспечения основного производства, а также оперативными указаниями центральной инженерно-технологической службы при изменении производственной обстановки или возникновении аварийных ситуаций.
Техническое и методическое руководство механоремонтной службой УБР и НГДУ осуществляет отдел главного механика, который разрабатывает и обосновывает проекты перспективных и оперативных планов ремонтов, проводит их анализ и оценивает выполнение, осуществляет контроль за обслуживанием и ремонтом на основе инструкций и требований системы ППР, определяет потребность в капитальном ремонте оборудования, составляет заявку на ремонтные предприятия, выполняющие работы подрядным и хозяйственным способом и т. д.
Территориальное нефтедобывающее объединение по линии ремонтного обслуживания имеет связи с заводами производственных машиностроительных объединений Миннефтепрома СССР, заводами других ведомств, выполняющих те же функции, а также Управлением по комплектованию оборудования.
Общее техническое и методическое руководство ремонтной службой отрасли осуществляет Управление эксплуатации энергомеханического оборудования Министерства нефтяной промышленности России.
Комплектность и правила составления эксплуатационных документов регламентированы ГОСТ 2.601—68 «Эксплуатационные документы».
Основным документом является паспорт или формуляр изделия, который удостоверяет гарантированные предприятием-изготовителем основные параметры и технические характеристики изделия. В отличие от паспорта формуляр отражает техническое состояние данного изделия и содержит сведения по его эксплуатации (длительность и условия работы, техническое обслуживание, виды ремонта и другие данные за весь период эксплуатации).
Своевременное и правильное занесение в паспорт и формуляр сведений о наработке, ремонтах, авариях оборудования позволяет анализировать причины выхода из строя отдельных узлов и деталей, что способствует проведению работы по повышению их надежности и долговечности.
При направлении оборудования на ремонтное предприятие к нему прилагается паспорт (формуляр).
Ведение паспорта (формуляра) эксплуатирующей организацией обязательно.