Депарафинизация нефтепромыслового оборудования
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
»жны быть обеспечены: спокойная работа агрегата без стуков и чрезмерного шума; нормальная работа подшипников, при которой их температура, независимо от продолжительности работы, не превышает значения указанного в технической документации предприятия-изготовителя (при отсутствии специального устройства для замера температуры работу подшипников следует контролировать по температуре масла, стекающего после смазки подшипника); устойчивое давление масла в циркуляционной системе смазки, соответствующее указаниям предприятия-изготовителя; надежная блокировка электропитания двигателя компрессора с приборами давления масла; отрегулированная работа перепускного клапана маслосистемы; бесперебойное поступление масла во все места смазки цилиндров и сальников (не допускается утечка масла через соединения маслопроводов и крышки); бесперебойная работа системы водяного охлаждения; нормальная работа уплотнения вала.
Предприятие-изготовитель определяет последовательность операций при пуске; допускаемое число запусков подряд и необходимые интервалы между ними; последовательность увеличения продолжительности пробных испытаний; продолжительность заключительного непрерывного испытания вхолостую и под нагрузкой и режим испытаний.
По окончании индивидуальных испытаний насосы передают заказчику для комплексного опробования по акту, который одновременно является актом об окончании монтажных работ.[8]
.4 Правила технической эксплуатации АДПМ
Продолжительная ин надежная работа установки зависит от соблюдения правил технической эксплуатации и техники безопасности.
Машинист, обслуживающий установку, должен пройти соответствующую подготовку и иметь свидетельство на право управления установкой.
Перед вводом в эксплуатацию агрегата необходимо проверить комплектность и сохранность контрольно-измерительных приборов и регулирующей аппаратуры, провести расконсервацию оборудования агрегата, провести обкатку двигателя в соответствии с инструкцией по эксплуатации автомобиля.
Во время работы агрегата оператор должен поддерживать оптимальный режим его работы на данной передаче, контролируя нормальное функционирование систем агрегата по приборам и внешним осмотрам.
Температура нагрева нефти не должна превышать 150С, а давление, развиваемое агрегатом, максимальных значений для данного режима работы
Агрегаты для подогрева нефти, нефтепродуктов и пара должны располагаться не ближе 25 м от устья скважин с подветренной стороны.
Выхлопные трубы агрегатов и других машин, участвующих в технологических обработках скважин, должны быть оборудованы искрогасителями.
Агрегаты должны соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления, не имеющими сварных швов и элементов не заводского исполнения.
На нагнетательных линиях агрегатов для технологических обработок скважин должны быть установлены манометры, предохранительные и обратные клапаны.
Перед началом работ нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы давлением, равным полуторакратному от максимального рабочего в процессе обработки, но не превышающего допустимое, указанное в паспорте агрегата.
Во время опрессовки коммуникаций и при закачке горячих агентов запрещается нахождение рабочих в опасной зоне (ближе 10 м).
Розжиг топлива на агрегатах АДПМ и ППУ производить только после долива скважины до устья и восстановления устойчивой циркуляции, т.е. при поглощении жидкости скважиной и создании противодавления нагнетательной линии 20-30 кгс/кв.см.
Во время проведения процессов технологических обработок скважин необходимо постоянно вести контроль за давлением, температурой и расходом технологического агента, а также состоянием напорных трубопроводов и коммуникаций.
При отклонении от номинальных параметров или выявлении неисправностей необходимо остановить работы, снизить давление в напорном трубопроводе до атмосферного, выяснить причины отложений, неисправностей и после их устранения возобновить работы.[6]
2.5 Конструкционный расчет трехплунжерного насоса
Исходные данные:
Тип насоса - 2НП-160;
Р=17 МПа - максимальное рабочее давление;
Q=7,5 л/сек - производительность насоса;
n=165 1/мин - частота двойных ходов плунжера;
S=125 мм - длина хода плунжера;
?=830 кг/м3 - плотность нефти;
?=0,87 - коэффициент полезного действия насоса.
Определить диаметр плунжера, толщину стенки клапанной коробки; площадь крейцкопфа, усилия на плунжер, диаметр пальца кривошипа, приводную мощность.
Диаметр плунжера:
Где ?v=0,92-0,94=0,93 - коэффициент объемной подачи для исправного насоса;
k=3 - число камер насоса;
S=125 мм - длина хода поршня,
n=165 1/мин- число двойных ходов насоса;
Принимаем ближайшее номинальное значение: D=125 мм
Толщина стенки клапанной коробки:
Где - наружный и внутренний радиусы коробки
Где - для чугуна СЧ21-40, допустимое напряжение на растяжение[2];
Р=17МПа- наибольшее давление в коробке
Полезная мощность насоса:
Мощность привода:
Где ?=1,05 - коэффициент запаса[2];
=0,87- кпд насоса[2]
Максимальное усилие действующее на плунжер при сжатии:
Где Кп =1.15- коэффициент запаса[2];
Рмах =17МПа- давление насоса;