Что такое сусг расшифровка

Компрессорное оборудование с сухими газодинамическими уплотнениями (СГУ)

Ныне большинство новых нагнетателей, входящих в ГПА создаются с применением СГУ.

В газовой промышленности для транспортировки природного газа на дожимающих (ДКС) и линейных компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГП) используются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), имеющие в комплектации нагнетатели с сухими газодинамическими уплотнениями (СГУ).

Ныне большинство новых нагнетателей, входящих в ГПА, создаются с применением СГУ.

СГУ активно включаются в состав нагнетателей при реконструкции и модернизации ГПА.

Конструктивно СГУ могут быть одиночными, либо двойными, расположенных в одном картридже.

При этом, первичный газовый затвор действует как основной, а вторичный является резервным.

Напомним, что затраты на компрессор за весь период его работы складывается из инвестиционной стоимости оборудования, затрат на расходные материалы и техническое обслуживание.

Принцип работы СГУ.

Отфильтрованный природный газ (уплотняющий или буферный) подается в полость между картриджем уплотнения и внутренним лабиринтом.

Большая часть этого газа перетекает назад в компрессор по внутреннему лабиринту, обеспечивая отсутствие жидкости и механических частиц в уплотняющей полости, которые могут повредить газовый затвор.

Небольшая часть подаваемого газа поступает через уплотняющий зазор в полость между картриджами 1 й и 2 й ступени.

Эта полость вентилируется, и утечка отводится на свечу.

Картридж 2 й ступени уплотняется газовой утечкой из 1 й ступени или разделительным газом, используется в качестве опции при повышенных требованиях к безопасности техпроцесса или действует в качестве резервного уплотнения.

Барьерное уплотнение предназначено для изоляции газового уплотнения от подшипниковой камеры и предотвращения попадания масла на уплотнительные поверхности и служит последним рубежом защиты на случай катастрофических разрушений газовых затворов 1 й и 2 й ступени.

Конструктивно барьерное уплотнение выполняется в виде лабиринтного уплотнения или сегментного графитового кольца.

Уплотнение достигается за счет подачи буферного воздуха.

Графитовое кольцо, из-за меньшего зазора с валом компрессора, дает преимущество за счет более низких требований к расходу буферного воздуха по сравнению с лабиринтными барьерными уплотнениями.

Использование СГУ в составе ГПА требует установки оборудования, обеспечивающего подачу уплотняющего (буферного) газа с заданными параметрами к картриджам СГУ на всех режимах работы ГПА и барьерного воздуха с заданными параметрами к барьерным уплотнениям.

Источник уплотняющего природного газа должен обеспечить превышение давления уплотняющего газа над расчетным давлением (Р1+Д) на величину не менее 3,5 кгс/см 2 на всех режимах работы ГПА, в тч аварийной и нормальной остановке, запуска ГПА, работу на режиме «Кольцо», режимы с малыми степенями сжатия, в точке подключения для обеспечения адекватного регулирования величины перепада «газ-газ».

Система фильтрации должна обеспечивать отсутствие в уплотняющем газе механических примесей более 10 мкм, 99,7% фильтрации по влаге в точке подключения, что должно предотвратить конденсацию влаги внутри полости установки картриджа и на самой уплотняющей паре из-за эффекта Джоуля — Томпсона при последовательном прохождении уплотняющего газа через запорную арматуру, уплотнительный зазор и свечи.

В системах СГУ, применяемых ныне на объектах газовой промышленности на нагнетателях ГПА для обеспечения требуемого перепада между давлением буферного газа и полостью всасывания, буферный газ отбирается из коллектора нагнетания (если на КС работает по крайней мере один ГПА), иначе природный газ отбирается на входе в ГПА.

Снижение требуемого перепада давления или его отсутствие на всех режимах работы ГПА вызывает прорыв неочищенного газа с нагнетания компрессора к СГУ и вывод его из строя.

Применение дожимной компрессорной установки (ДКУ) позволяет повысить автономность ГПА, надежность работы СГУ и увеличить ресурс ГПА.

На практике также используются газодинамические торцовые уплотнения , традиционные масляные подшипники, малорасходные торцовые масляные уплотнения и щелевые уплотнения.

Что такое сусг расшифровка

+7 (8422) 25-00-63 +7 (8422) 22-57-77

Запорные и регулирующие

Для обвязки обсадных колонн

Оборудование для свабирования

Резинотехнические изделия (РТИ)

Сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой

Устьевой Сальник (СУСГ) разработан в целях устойчивой герметизации устья пробуренной скважины для нефтедобывающей промышленности. Приспособление состоит из основания и крышки, на которую в зависимости от выполняемых задач, свободно монтируется шаровая головка.

Процесс правильной сборки СУСГ заключается в поочерёдном монтаже среднего и верхнего уплотнителя. Они устанавливаются в специальной полой обойме цилиндрической формы, что гарантирует максимально плотное прилегание элементов к внутренней стенке поверхности конструкции. Зазор между уплотнителями в обязательном порядке заполняется смазочными материалами (обычно машинным маслом), так как это необходимо для корректной работы сальникового штока.

Согласно современным ТУ, применение устьевых сальников является строго необходимым технологическим условием для эффективной работы на нефтепромыслах, и сходных по способу добычи областях, так как СУСГ надёжно герметизирует устье, предотвращая, тем самым, фонтанирующий разлив нефти, который может стать причиной остановки выработки или даже ЧП на разрабатываемом участке.

На сегодняшний день, исходя из компетенции выполняемых задач, существует две основных разновидности компоновки устьевых сальников:

• При разработке скважин с не высоким статическим уровнем и без активных газовых выделений, подойдёт СУСГ 1 комплектации;
• Если при работе вы столкнулись со скважиной высокой динамической активности, на которой фиксируется газопроявление— то здесь необходима модель СУСГ 2.

Помимо этого, для выполнения конкретных узкоспециализированных процессов, нами разработаны и другие модели сальников, с устройством которых Вы можете ознакомиться на нашем сайте.

Активная бесперебойная работа скважины, зачастую расположенной в зонах экстремальных погодных условий (сильнейший зной или морозы, 100% влажность, резкие перепады давления и температур и пр.) способствует скорейшему износу даже самых высокопрочных деталей. Это особенно актуально, если устройство находится в верхней части установки.

При этом не стоит забывать, что именно сальник подвергается наибольшим нагрузкам, вызванным устойчивым давлением сдерживаемого потока неочищенной (с большим количествам примесей) нефти, которая рано или поздно всё же забьёт элементы устройства.

Поэтому в целях предотвращения разгерметизации, влекущей за собой загрязнение окружающей местности, остановку работ и соответствующие финансовые потери, инженерами по технике безопасности должны проводится профилактические проверки состояния оборудования.

Обычно они проходят в промежутке раз в две недели, где оценивается текущий уровень изношенности деталей (в данном случае сальника) и назначается дата проведения замены.

Как известно, технический прогресс не стоит на месте, а проигравший в качестве и инновационной начинке продукции, теряет конкурентоспособность. Поэтому разработка новых и модернизация уже имеющихся моделей сальников ведётся нами в непрерывном режиме. Несмотря на впечатляющие успехи, инженерный отдел нашего завода продолжает наращивать промышленный потенциал наших изделий, с каждым обновлением, делая их всё более простыми и надёжными в монтаже и эксплуатации, износостойкими и одновременно с этим (ввиду большого оборота) доступными по цене.

Продукция нашего предприятия не только является одной из наиболее качественных на российском рынке (с его спецификой разработок преимущественно в зонах Крайнего Севера), но отвечает и всем международным нормам, что позволяет нам в течение многих лет успешно конкурировать и выигрывать тендеры на мировой арене.

Устьевой сальник скважинной штанговой насосной установки

Область применения: нефтегазодобыча, в частности, устройства для герметизации устья скважины. Сущность изобретения: в устьевом сальнике, включающем корпус 1 с кольцевой полостью под сальниковый шток 2, в которой размещена сальниковая набивка в виде отдельных колец 5 с косым срезом, стыки которых повернуты друг относительно друга, навинченную на корпус нажимную гайку 10 с грундбуксой 7 для воздействия на сальниковую набивку, в противоположной от грундбуксы части корпуса выполнена коническая расточка, в которую по мере износа сальникового набора добавляются новые уплотнительные кольца 9. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в других отраслях народного хозяйства.

Известно, что для предотвращения просачивания жидкостей или газов по выходящим наружу валам, штокам, шпинделям, скалкам и другим деталям применяют сальниковые уплотнения.

Устьевой сальник СУСГ-2 с двойным уплотнением представляет из себя самоуплотняющуюся шаровую головку. Верхняя и нижняя сальниковые набивки собираются и работают на одном принципе, т.е. набивку составляют из отдельных колец с косым срезом, причем стыки соседних колец располагают под углом друг к другу. По мере износа сальниковой набивки периодически подтягивают нажимную гайку, которая через грундбуксу воздействует на сальниковую набивку, компенсируя тем самым износ.

По мере износа сальниковая набивка заменяется. Для замены верхней сальниковой набивки предварительно отключают насосную установку, подтягивают нижний сальник, а потом отворачивают нажимную гайку, снимают грундбуксу и специальным приспособлением удаляют изношенные сальниковые кольца верхнего сальника. Новые сальниковые кольца с косым срезом располагают в сальниковой полости смещая стыки соседних колец. С помощью грундбуксы и нажимной гайки подтягивают верхний сальник, а нижний отпускают, после чего включают насосную установку. Устьевой сальник не обладает достаточным сроком службы, а замена изношенных сальниковых колец на новые затруднительна.

Целью изобретения является повышение срока службы устьевого сальника и обеспечение его обслуживания.

Указанная достигается тем, что кольцевая полость под сальниковую набивку на протяжении участка уплотнения выполнена в виде усеченного конуса с обращенной к скважине вершиной.

Сальниковые кольца, расположенные в сужающемся в сторону скважины корпусе, приобретают свойство более эффективного и продолжительного прилегания к сальниковому штоку, обжимая его по периметру на участке уплотнения. В результате практически полного износа нижнего кольца на выходе в скважину, при восполнении сальниковой набивки новыми кольцами сверху облегчается обслуживание за счет ликвидации замены изношенных сальниковых колец, имевших место в прототипе.

На чертеже изображен предлагаемый сальник, продольный разрез.

Внутри корпуса 1 соосно расположен сальниковый шток 2. Между корпусом 1 и штоком 2 предусмотрена кольцевая полость, состоящая из цилиндрической 3 и конусной 4 частей. В части 3 находятся первоначально или вновь установленные сальниковые кольца 5, нажимное кольцо 6, грундбукса 7 с вкладышем 8, а в части 4 притертые в процессе работы сальниковые кольца 9, образующие собой участок уплотнения 4. На корпус 1 навернута нажимная гайка 10 с ручками 11. Сальниковая набивка состоит из отдельных колец с косым срезом, т.е. если смотреть на фронтальную проекцию устьевого сальника в рабочем положении, как это изображено на чертеже, то плоскость среза сальникового кольца перпендикулярна к фронтальной плоскости и расположена под углом к центральной оси сальникового кольца. Стыки соседних колец, образуемые указанным косым срезом, располагают под углом друг к другу, т.е. повернутыми вокруг оси кольца, смещая стыки соседних колец.

Устьевой сальник работает следующим образом.

При отключенной скважинной штанговой насосной установке и отсутствии избыточного давления в скважине цилиндрическую часть 3 кольцевой полости корпуса 1 заполняют сальниковыми кольцами. Устанавливают нажимное кольцо 6, грундбуксу 7 с вкладышем 8 и нажимную гайку 10. Поворачивая нажимную гайку 10 за рукоятку 11, поджимают сальниковую набивку. Включают насосную установку.

По мере износа сальника нажимную гайку 10 периодически подтягивают. При этом нижние сальниковые кольца по наружной поверхности приобретают форму конуса, выполненного в корпусе 1, по внутренней поверхности колец происходит износ об сальниковый шток 2, а по косому срезу свободные концы сальниковых колец взаимосближаются, уменьшаясь в диаметре, что приводит к увеличению периодичности подтягивания нажимной гайки 10. Конусная поверхность способствует сближению уплотнительных колец к сальниковому штоку 2. Сальниковые кольца 5, расположенные в цилиндрической части 3, первоначально также участвуют в уплотнении в зависимости от исходного внутреннего диаметра.

Таким образом, нижнее сальниковое кольцо, выходя из контакта с сальниковым штоком 2, практически имеет полный износ и толщина изношенного сальникового кольца определяется зазором между корпусом 1 и штоком 2 на выходе в скважину.

По мере использования рабочего хода грундбуксы 7 в цилиндрической части 3 кольцевой полости насосная установка останавливается, снижается давление в скважине до атмосферного, отворачивается нажимная гайка 10, извлекаются из кольцевой полости грундбукса 7 с вкладышем 8 и нажимным кольцом 6. Для компенсации износа сальникового набора в конусной части 4 дополнительно устанавливаются новые сальниковые кольца путем добавления сверху, поджимаются с помощью нажимной гайки 10 через грундбуксу 7 с вкладышем 8 и нажимным кольцом 6. Запускается насосная установка.

Производственные испытания устьевых сальников с участком уплотнения в виде усеченного конуса и специальным набором уплотнительных колец показали, что достигается повышение срока службы устьевого сальника при рациональном использовании материала сальниковых колец, а также облегчении обслуживания за счет увеличения периодичности подтягивания и ликвидации операции замены сальниковых колец.

Кроме того, применение устьевого сальника данной конструкции положительно влияет на экологию.

УСТЬЕВОЙ САЛЬНИК СКВАЖИННОЙ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, включающий корпус с центральным каналом под сальниковый шток и соосной каналу цилиндрической расточкой, в которой размещены вкладыши, грундбукса, нажимное кольцо и сальниковая набивка в виде колец с косым разрезом, стыки которых повернуты друг относительно друга, и навинченную на корпус с возможностью взаимодействия с грундбуксой нажимную гайку, отличающийся тем, что на противоположной от грундбуксы корпуса выполнена коническая расточка с диаметром основания, равным диаметру цилиндрической расточки, и вершиной, ориентированной в противоположном от грундбуксы направлении.

Усовершенствованная конструкция СУСГ для использования на скважинах с высокой обводненностью продукции

Среди этих целей можно выделить следующие пункты, которые направлены на обеспечение промышленной и экологической безопасности:

• повышение промышленной и экологической безопасности опасных производственных объектов за счет обеспечения надежной и безаварийной работы технологического оборудования, внедрения эффективных методов технической диагностики оборудования;
• идентификация, оценка и снижение промышленных опасностей и рисков;
• повышение эффективности контроля соблюдения требований промышленной и экологической безопасности на производственных объектах компании;
• сокращение негативного воздействия на окружающую среду за счет внедрения новых прогрессивных технологий, оборудования, материалов и повышения уровня автоматизации управления технологическими процессами;
• рациональное использование природных ресурсов, минимизация потерь нефти и газа.

Целенаправленная реализация природоохранных мероприятий и технологий ОАО «Татнефть» направлена на снижение техногенной нагрузки на окружающую среду и сокращение потребления первичных ресурсов.

По результатам выполнения воздухоохранных мероприятий за последние 20 лет валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников сократились в 2,2 раза.

Благодаря выполнению широкомасштабных природоохранных мероприятий содержание нефтепродуктов в растворенном и эмульгированном состоянии в реках и в подавляющем большинстве родников не превышает утвержденных нормативов предельно допустимых концентраций вредных веществ в водах водных объектов рыбохозяйственного значения и санитарно-гигиенические нормативы предельно допустимых концентраций.

Охрана окружающей среды для НГДУ «Ямашнефть» является основой для достижения устойчивого развития в интересах сегодняшнего и будущего поколений. Так, НГДУ «Ямашнефть» ведет постоянный поиск инновационных идей для поддержания высоких стандартов экологической и промышленной безопасности.

В настоящее время НГДУ «ЯН» разрабатывает девять месторождений и эксплуатирует 1628 скважин различными способами:

• УШГН — 1542 скважины;
• УЭЦН — 1 скважина;
• УЭВН — 2 скважины.

Разрабатывая месторождения Западного склона, содержащие в основном трудоизвлекаемые запасы нефти, НГДУ «Ямашнефть» всегда придерживалось позиции равномерной выработки запасов. Благодаря этому вот уже более 30 лет НГДУ удерживает стабильные значения обводненности около 41–43 %.

При этом за последние 15 лет добыча нефти по девяти месторождениям была увеличена на 297,445 тыс. т. (или на 20,3 %).

Стабильность средней обводненности в течение многих лет не говорит о том, что обводненный фонд в НГДУ отсутствует, он существует и составляет 15 % от действующего фонда с обводненностью скважинной продукции более 80 %.

При эксплуатации скважин с высокой обводненностью возникает ряд сложностей, одной из которых является негерметичность СУСГ.

СУСГ — сальник устьевой, предназначен для уплотнения полированного штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.

В основном скважины НГДУ «Ямашнефть» эксплуатируются штанговыми глубинно-насосными установками. Данные скважины оборудованы стандартными устьевыми арматурами АУ-140-50, в состав конструкции которых входит сальниковое устройство типа СУСГ-2А-73-31 КНО 937.

На скважинах с обводненностью более 80 % возникают следующие сложности при негерметичности СУСГ:

1. Утечки и пропуски жидкости и газа через сальниковое устройство СУСГ.
2. Высокие риски загрязнения окружающей среды, так как географически скважины могут располагаться вблизи рек, озер, оврагов и т. д.

Эти факторы влияют на снижение производительсности труда работников ЦДНГ и, как следствие, ведут к снижению добычи нефти.

Пропуски сальникового устройства СУСГ на высокообводненном фонде скважин ведут к следующим потерям:

1. Периодичность замены сальников увеличивается с одного раза в квартал до четырех раз в месяц.
2. Увеличивается расход лакокрасочного материала для восстановления эстетического вида устья скважины.
3. Увеличивается время простоя скважин по причине пропуска жидкости, замена сальников СУСГ и т. д. (в среднем потери нефти составляют 200 т. нефти в год).
4. Увеличиваются затраты на обслуживание оператором по добычи нефти.
5. Увеличиваются затраты на транспорт.

Существующая конструкция СУСГ АУ-140-50 (схема № 1) устьевой арматуры имеет ряд недостатков:

• при высокой обводнённости скважин резиновые манжеты от воздействия сточной воды и отсутствия смазки быстро изнашиваются и происходит утечка технологической жидкости через устьевой сальник;
• износ полированного (сальникового) штока;
• пропуск агрессивных вод ведет к активной коррозии устьевой арматуры.

Для решения вышеперечисленных осложнений в процессе эксплуатации обводненного фонда скважин специалистами НГДУ «Ямашнефть» предложено усовершенствовать и заменить стандартное СУСГ на СУСПк доработанной конструкции.

Задачей, на решение которой направлена предлагаемая конструкция, является усовершенствование устройства устьевого сальника, что позволяет увеличить срок службы устьевого оборудования.

Техническим результатом устройства является повышение эксплуатационной надежности устьевого оборудования, предупреждение разгерметизации сальникового устройства и розлива технологической жидкости на поверхности окружающей среды.

Устройство состоит из следующих элементов (схема № 2): 1 — емкость для смазывающей жидкости (масло, нефть); 2 — сгон диаметром 15 мм (предназначен для соединения с клапаном 3); 3 — клапан предохранительный с рабочим давлением Ру = 16 МПа, диаметром условного прохода под резьбовое соединение Ду = 15 мм; 4 — заглушка (заглушка предохранительного клапана); 5 — заглушка сальника устьевого с противовыбросовым клапаном (СУПК); 6 — клапан СУПК (шарик); 7 — пружина клапана СУПК; 8 — верхние резиновые манжеты; 9 — нижние резиновые манжеты; 10 — жидкость для смазки (масло, нефть); 11 — полированный шток.

При возвратно-поступательном движении полированного штока (11), происходит постоянный износ резиновых манжет (8, 9).

За счет создаваемого вакуума между манжетами из емкости (1), которая навернута на заглушку (5), жидкость для смазки (10) поступает в полость СУСГ (сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой) между резиновыми манжетами (8, 9), тем самым смазывая поверхность полированного штока и резиновых манжет. Клапан (6) с пружиной (7) предназначены для герметизации СУСГ, в случае если произойдет обрыв полированного штока и шток уйдет вниз (в колонну НКТ), шарик (6) герметично закроет внутреннее пространство СУСГ, исключив тем самым выход технологической жидкости на поверхность окружающей среды.

Заправка емкости (1) производится следующим образом: с предохранительного клапана (3), который навернут на сгон (2), отворачивается заглушка (4) и производится заправка емкости (1).

Усовершенствование конструкции устьевого сальника осуществляют посредством следующих действий:

• отворачивают заглушку (5), просверливают в ней 8 отверстий диаметром 6 мм;
• устанавливают емкость объемом 1,5 литра, отвечающую требованиям для сосудов, работающих под давлением;
• после отворота заглушки извлекают противовыбросовый клапан;
• заворачивают емкость;
• заполняют емкость и пространство между нижними и верхними резиновыми манжетами смазывающей жидкостью через клапан.

Таким образом, при использовании новой конструкции устьевого сальника полный износ резиновых манжет происходит через 30–40 дней (подтягивание манжет производится 1–2 раза в неделю).

Опытно-промысловые работы успешно ведутся на нескольких обводненных скважинах НГДУ «Ямашнефть», планируется массовое внедрение на скважинах с высокой обводненностью и последующая передача на обслуживание сервисной компании УК ООО «ТМС групп».

Внедрение усовершенствованного СУСГ на высокообводненном фонде скважин позволит:

1. исключить простои скважин;
2. улучшить условия труда оператора по добыче;
3. на основе принципов бережливого производства уделять больше времени основной деятельности оператора;
4. уменьшить транспортные расходы;
5. уменьшить расходные материалы (лакокрасочные, сальниковые уплотнения);
6. исключить неконтролируемую разгерметизацию уплотнительных манжет и загрязнение окружающей среды.

Данное предложение соответствует требованиям промышленной безопасности и охраны труда.

НГДУ «Ямашнефть», Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Р. Фахретдина, д. 60, тел.: (8557) 31-85-68, 31-84-36.

2. Устьевой сальник сусг-2. Устройство, назначение.

Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением (рис. 37) состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальнико­вая набивка. В корпусе сальника, навинченном на головку, поме­щены верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предус­мотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся по­верхностей сальникового штока и вкладышей.

Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой 18, закрепленной двумя откидными болтами и гайками. Болты в трой­нике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специаль­ным устройством для присоединения сальника к выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.

Устьевой сальник с самоустанавливающейся головкой с двой­ным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые на­бивки без разрядки скважины. Сальник-тройник должен быть герметичен. Во время работы насосной установки необходимо следить, не пропускает ли сальник жидкость, и обнаруженные в нем дефекты надо немедленно устра­нять, потому что утечки через сальник ведут к загрязнению пло­щадки вокруг устья скважины и к потере нефти.

I — тройник; 2, 6, 8 — нижняя, промежуточная (средняя) и верхняя втулки; 3 — шаровая головка; 4 — нижний и верхний манжетодержатели; 5 — нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7— корпус сальника; 9— вкладыши; 10— крышка корпуса; 11— ручка; 12 — уплотнительное кольцо; 13 — стопор; 14 — ниппель; 15 — накидная гайка; 16 — наконечник; 17—гайка; 18 — крыш­ка; 19 — откидной болт; 20 — палец

3. Обслуживание скважин, оборудованных уэцн.

Оператору по добыче нефти и газа разрешается выполнять пуск и остановку УЭЦН, а также перевод на автоматический или программный режим работы. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках;

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана;

Скорость спуска погружного агрегата в скважину не должна превышать 0,25 м/с. Кабель должен крепиться поясами, устанавливаемого над и под муфтой каждой трубы;

После спуска погружного агрегата в скважину на заданную глубину следует: снять с барабана кабеленаматывателя оставшийся кабель и провести от устья скважины до станции управления по специальным опорам высотой не более 0,5 метров от земли и расстоянием между ним не более 3 метров. Прокладывать кабель необходимо с противоположной стороны от мостков и в обход от места предназначенного для установки подъемника; излишки кабеля уложить у станции управления (или трансформатора) на специальной огражденной площадке высотой не менее 0,5 метров от земли в бухту; на трассе кабеля, а также на специально огражденной площадке установить или вывесить предупредительные знаки «Осторожно! Электрическое напряжение»;

Во избежание прохода газа по кабелю в помещении станции управления кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое соединение в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 0,8 метров от поверхности земли. Металлические коробки необходимо заземлять;

Оператор обязан вести контроль за состоянием укладки кабеля от устья скважин до станции управления;

Кабель в месте входа в устье должен быть надежно герметизирован. Герметизация места ввода кабеля любого типа должна быть выполнена уплотнительными элементами из нефтестойкой резины. На скважинах расположенных в трудно доступных местах, место ввода кабеля в устьевой арматуре должно быть оборудовано двойным сальником (для продления срока службы уплотнительных элементов);

При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть заменено только после глушения скважины;

По окончанию ремонтных или профилактических работ двери камер трансформаторной подстанции,станции управления и автотрансформатора, а также решетчатые ограждения должны быть закрыты на замок;

Запрещается открывать двери (кроме панели управления) станции управления УЭЦН;

В случае возникновения аварийных ситуаций необходимо действовать согласно «Плана ликвидации возможных аварий»;

SUSP и стадии онкологического заболевания

Наверняка случалось, когда после осмотра, на вопрос больного — что с ним, доктор уклончиво объяснял необходимость обследования и вручал направление на УЗИ или КТ. Там, в графе диагноз, вместо знакомой аббревиатуры ОРВИ значилось SUSP, cr, bl или neo. Все становилось ясным, когда по результатам обследования больного направляли к онкологу.

SUSP — значение аббревиатуры

Это сокращение от слова suspicio. Термин по латыни означает «подозрение». Такую запись доктор оставляет в медицинской карте больного, если после осмотра у него появилось подозрение на неблагоприятный онкологический диагноз, для уточнения которого надо провести ряд обследований.

Чтобы раньше времени не волновать больного, нацеливая врача диагноста на поиск симптомов злокачественного новообразования, доктор делится своим подозрением на рак.

Дополнительные аббревиатуры

Обычно после знака SUSP следуют дополнительные аббревиатуры — bl, neo, cr, c. Они означают разные виды онкологического заболевания.

• Blastoma (bl) бластома — недифференцированная или низкодифференцированная опухоль эмбрионального происхождения. Примером таких опухолей могут служить нейробластомы илинефробластомы.
• Neoplasia (neo) неоплазия — новообразование, рост новой ткани, опухоль.

Чаще всего встречается аббревиатура «cr» предстательной железы. Это сокращенное обозначение слова cancer (первая и последняя буква). Значение слова Канцер в медицине — рак. Сr читается как»цэ эр». Иногда используется аббревиатура с.

К условным обозначениям susp cr susp c susp neo susp bl обычно добавляется латинское полное или сокращенное название органа — prostatae или prost. Это расшифровывается как подозрение на рак простаты.

Стадии

Выбор метода лечения и прогноз зависит от стадии заболевания. Чем ниже стадия, тем благоприятнее исход. Четвертая стадия терминальная, облегчить состояние больного может только паллиативная операция — дренирование мочевого пузыря.

Два способа определения стадии онкологии простаты:

• клинический;
• патогистологический.

Клинический способ основан на изучении жалоб больного, анамнеза развития заболевания, данных общего осмотра, ректального исследования предстательной железы, лабораторных и аппаратных результатах диагностики.

Гистологический метод считают более точным. После удаления простаты ее клетки детально изучаются под микроскопом и, в зависимости от того, насколько высока их дифференцировка судят о стадии процесса. Чем больше, тем лучше. Степень дифференцировки — похожесть патологических клеток простаты на нормальные.

Если по описанию клетки совсем не похожи (низко или недифференцированные) это плохо. Такая патология развивается быстро, хотя чаще ей свойственен медленный рост.

Различают 4 стадии рака простаты. Они обозначаются римскими цифрами или латинскими буквами.

• А — диагностируется редко, потому что раковые клетки находятся в простате, симптомы отсутствуют. Это скрытая стадия.
• В — раковые клетки все еще не выходят за пределы железы, поражение может быть диффузным или определяется узел. Встречаются многоузловые формы. Опухоль обнаруживается при пальцевом исследовании и УЗИ, если ее размеры 1 см и более.
• С — распространяется за орган, прорастает капсулу, переходит на соседние семенные пузырьки, мочевой пузырь, ректум (колоректальный вариант).
• D — клетки опухоли поражают лимфоузлы и отдаленные органы (печень, пищевод, кишечник в верхних отделах, позвоночник).

В диагностике помогает тест ПСА (простатический специфический антиген). В норме он не выше 2,5 — 4 нгмл. Недостаток теста в том, что его уровень может повышаться не только по причине опухоли, но после езды на велосипеде, сексуального контакта, ректального исследования. Это требует повторного прохождения теста. Однако, он пригоден для проведения скрининга по раку предстательной железы.

Классификация

Главная цель классификации рака простаты — поиск оптимального варианта лечения применительно к конкретному пациенту с учетом его возраста, сопутствующей патологии и стадии заболевания.

Существует несколько классификаций болезни.

Во всем мире врачи применяют классификацию онкологических заболеваний по системе ТМN. Она позволяет оценить степень патологии первичного очага, наличие раковых клеток в региональных или отдаленных лимфоузлах и пораженность других органов:

• Т — означает Tumor — опухоль;
• N — Nodе — узел;
• М — Metastase — метастаз (перевод с английского).

Впереди этой аббревиатуры нередко встречаются буквы с или р. Это означает клинический или патогистологический способ определения стадии рака.

р Т2 рN0 М0 следует расшифровывать как небольшую опухоль в границах тканей простаты без поражения лимфоузлов и отдаленных метастазов. Гистологии подвергалась опухоль простаты и региональные лимфоузлы, отдаленное метастазирование изучалось клинически.

Шкала Глисона

Эта шкала применима для оценки степени поражения тканей простаты и прогноза скорости роста опухоли. Берется биопсия ткани железы с обеих сторон, степень поражения клеток оценивается от 1 до 5 баллов с каждого образца, в итоге они суммируются.

Для определения вероятности быстрого развития рака на основе шкалы Глисона выделяют разные грейд-группы:

• первая — суммарный показатель Глисона равен или меньше 6;
• вторая — показатель 3+4;
• третья — 4+3;
• четвертая — 8;
• пятая — 9-10.

Две последних группы указывают на быстрый рост и метастазирование.

Аббревиатуры, классифицирующие болезнь

Значения сокращений приведены в таблице.

Аббревиатура	Расшифровка
ТХ	первичная опухоль есть, но технически изучить ее не удается
Т0	онкология не обнаружена
Т1	очаг в железе выявлен при биопсии
Т2	опухоль в пределах тканей железы SUSP
Т3	онкология выходит за границы капсулы
Т4	рак порастает в соседние ткани (шейка пузыря, прямая кишка)
N0	метастазы в региональные лимфоузлы отсутствуют
N1	есть -//- в лимфоузлы
М0	отдаленные метастазы отсутствуют
М1а	метастазы в отдаленные лимфоузлы
М1b	-//- в кость
М1с	-//- в другие органы

Что говорят врачи

Некоторые пациенты склонны путать понятия аденома и рак простаты. Аденома характеризуется массой неприятных симптомов для пациента, но это доброкачественное образование, не склонное к метастазированию. Рак предстательной железы возникает вне связи с аденомой, но могут развиваться как одновременно, так и независимо друг от друга.

Почему при наличии аденомы чаще выявляется рак? Категория этих больных находится под наблюдением уролога, получает лечение, гормонотерапию, регулярное обследование, поэтому процент выявления онкологии у них выше.

Вывод

С овременный уровень развития медицинской науки позволяет выявлять рак на ранних стадиях и эффективно лечить его. Мужчинам старше 50 лет следует помнить об этой патологии.

Формулировка «Рака надо не бояться, а своевременно выявлять и лечить» хорошо показывает код сохранения здоровья.

Журналист-практик, рецепты проверяет на себе.
Знает все про мужчин и народную медицину.

Наземное оборудование для добычи нефти с устьевой арматурой типа СУСГ

object(stdClass)#4144 (25) < ["ID"]=>int(599526) [«post_author»]=> int(22) [«post_date»]=> string(19) «2018-03-23 06:44:18» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2018-03-23 03:44:18» [«post_content»]=> string(0) «» [«post_title»]=> string(16) «Фрагмент» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(13) «fragment-2374» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2018-03-23 06:44:18» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2018-03-23 03:44:18» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(599430) [«guid»]=> string(72) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2018/03/599430-vms-Fragment.jpg» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(10) «image/jpeg» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —>

Уфимский государственный нефтяной технический университет
Кафедра технологии нефтегазового машиностроения
Курсовой проект на тему »Наземное оборудование для добычи нефти с устьевой арматурой типа СУСГ»
Уфа 2016

Техническая характеристика арматуры
АУ 140х50 АУЭ140х50 АУВ 140х50
1. Рабочее давление, Мпа
(кг/см2) не более — 14(140) 14(140)
-рабочее давление на устье скважины при работе
глубинного насоса 4(40) — —
-рабочее давление при др. 14(140) — —
2.Условный проход, мм, не более 50 50 50
3. Присоединительная резьба, Мм — — —
-соединение арматуры с муфтой обсадной колонны обсадных труб обсадных труб обсадных труб
146(168) ГОСТ 632 146(168) ГОСТ 632 146(168) ГОСТ 632
-подвески колонны насосно- компрессорных труб муфт 73(89) по ГОСТ 633 — —
4.Рабочий агент Газонефтяная смесь — —
5.Габаритные размеры, мм,
не более
-длина 1210 1210 1210
-ширина 960 960 960
-высота 1260 1360 950
6.Масса, кг, не более 275 280 175

СОДЕРЖАНИЕ
Введение…………. 2
1.Обоснование выбранной темы. ………………………………………3
2.Краткий обзор и анализ существующего оборудования. 4
3.Аналитическая часть. 6
3.1. Анализ эксплуатационного фонда скважинных задвижек.…………..6
3.2. Анализ причин аварий отказов задвижек……………………………. 7
3.3. Патентная проработка…………………………………………………. 9
4. Техническая часть……………………………………………………………11
4.1. Назначение устьевой арматуры………………………………………..11
4.2. Техническая характеристика…………………………………. 13
4.3. Конструкция и принцип работы……………………………………….13
4.4. Монтаж, эксплуатация и ремонт устройства………………………….14
5.Расчетная часть……………………………………………………………….19
5.1. Силовой расчет станка-качалки ПНШ60-3-31.5. 19
5.2. Расчет основных узлов скважинной арматуры ……………..………..23
5.2.1. Расчет фланцевого соединения на прочность ……………………. 23
5.2.2 Расчет деталей запорных устройств арматуры на прочность ……..27
Список использованной литературы. 31

Состав: Арматура устьевая АУ-140-50 (СБ)(А1),Привод насоса штангового ПНШ-60-3-31,5 (ОВ)(А1), СУСГ (А2), Задвижка ЗМС(А3), Пояснительная записка и расчет выбранного оборудование.

Софт: КОМПАС-3D 16

Каталог / Промышленность / Нефть и Газ / Наземное оборудование для добычи нефти с устьевой арматурой типа СУСГ

Чтобы скачать чертеж, 3D модель или проект, Вы должны зарегистрироваться и принять участие в жизни сайта. Посмотрите, как тут скачивать файлы.

Дата: 2018-03-23

Просмотры: 718

Еще чертежи и проекты по этой теме:

object(stdClass)#4281 (25) < ["ID"]=>int(1121611) [«post_author»]=> int(1022251) [«post_date»]=> string(19) «2019-05-06 23:44:25» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2019-05-06 20:44:25» [«post_content»]=> string(71) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2019/05/1121606-vms-gotovo.jpg» [«post_title»]=> string(22) «1121606-vms-gotovo.jpg» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(22) «1121606-vms-gotovo-jpg» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2019-05-06 23:44:25» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2019-05-06 20:44:25» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(1121606) [«guid»]=> string(71) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2019/05/1121606-vms-gotovo.jpg» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(10) «image/jpeg» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —> object(stdClass)#4406 (25) < ["ID"]=>int(99282) [«post_author»]=> int(50586) [«post_date»]=> string(19) «2013-04-23 16:54:40» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2013-04-23 12:54:40» [«post_content»]=> string(0) «» [«post_title»]=> string(0) «» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(5) «99282» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2013-04-23 16:54:40» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2013-04-23 12:54:40» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(98469) [«guid»]=> string(88) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2013/04/98469-vms-DP-02.01.00.000-SB-Privod.png» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(9) «image/png» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —> object(stdClass)#4527 (25) < ["ID"]=>int(2236842) [«post_author»]=> int(22) [«post_date»]=> string(19) «2021-12-01 09:56:00» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2021-12-01 06:56:00» [«post_content»]=> string(0) «» [«post_title»]=> string(16) «Фрагмент» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(13) «fragment-6159» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2021-12-01 09:56:00» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2021-12-01 06:56:00» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(274903) [«guid»]=> string(72) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2021/12/274903-vms-Fragment.jpg» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(10) «image/jpeg» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —> object(stdClass)#4648 (25) < ["ID"]=>int(2102691) [«post_author»]=> int(2598306) [«post_date»]=> string(19) «2021-06-11 12:43:29» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2021-06-11 09:43:29» [«post_content»]=> string(90) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2021/06/2102686-vms-photo_2021-06-11_12-27-53.jpg» [«post_title»]=> string(41) «2102686-vms-photo_2021-06-11_12-27-53.jpg» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(41) «2102686-vms-photo_2021-06-11_12-27-53-jpg» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2021-06-11 12:43:29» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2021-06-11 09:43:29» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(2102686) [«guid»]=> string(90) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2021/06/2102686-vms-photo_2021-06-11_12-27-53.jpg» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(10) «image/jpeg» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —> object(stdClass)#4770 (25) < ["ID"]=>int(1627875) [«post_author»]=> int(1944810) [«post_date»]=> string(19) «2020-05-05 18:37:41» [«post_date_gmt»]=> string(19) «2020-05-05 15:37:41» [«post_content»]=> string(68) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2020/05/1627870-vms-Got.jpg» [«post_title»]=> string(19) «1627870-vms-Got.jpg» [«post_category»]=> int(0) [«post_excerpt»]=> string(0) «» [«post_status»]=> string(7) «inherit» [«comment_status»]=> string(4) «open» [«ping_status»]=> string(6) «closed» [«post_password»]=> string(0) «» [«post_name»]=> string(19) «1627870-vms-got-jpg» [«to_ping»]=> string(0) «» [«pinged»]=> string(0) «» [«post_modified»]=> string(19) «2020-05-05 18:37:41» [«post_modified_gmt»]=> string(19) «2020-05-05 15:37:41» [«post_content_filtered»]=> string(0) «» [«post_parent»]=> int(1627870) [«guid»]=> string(68) «https://vmasshtabe.ru/wp-content/uploads/2020/05/1627870-vms-Got.jpg» [«menu_order»]=> int(0) [«post_type»]=> string(10) «attachment» [«post_mime_type»]=> string(10) «image/jpeg» [«comment_count»]=> int(0) [«filter»]=> string(3) «raw» > > —>

Софт: КОМПАС-3D 18

Состав: Цилиндр, Общий вид, Привод, Крышка верхняя, Крышка нижняя, Спецификация

Разработка конструкции гидроприводного станка качалки, являющимся приводом плунжерно-диафрагменного насоса

Софт: КОМПАС-3D V14

Состав: Клапан (СБ), Сравнение клапанов разных конструкций А1, Деталировка (гайка, кольцо, корпус, седло, тарель, центратор, втулка), Спецификация клапана

Софт: КОМПАС-3D 2016

Состав: Насос НН2С (СБ), Насосная сборка (ВО), Схемы штанговых насосов (ВО), Деталировка ( цилиндр, фильтр, плунжер), Спецификации, ПЗ

Софт: КОМПАС-3D 15.1

Состав: ШСНУ(ВО), Вставной насос (усовершенствованный)(СБ), Вставной насос(СБ), Деталировка(Муфта, плунжер, цилиндр, шпиндель анкерный), Спецификация, Исследования, Экономика, ПЗ