Определение показателей надежности горнотехнической системы добычи нефти

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Надёжность технических систем и техногенный риск.

(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема работы: Расчёт факторов и показателей надёжности

 

Выполнила: студентка БТП-09 _____________ /Гришина А.М./

^{(подпись)} (Ф.И.О.)

ОЦЕНКА: _____________

Дата: __________________

ПРОВЕРИЛ:

 

Руководитель: ________ /Галкин А.Ф./

(подпись) (Ф.И.О.)

 

 

 

Санкт-Петербург
2012

 

Содержание

 

1. Расчетно-графическая работа №1” Определение показателей надежности горнотехнической системы добычи нефти”..........................................................................................................................3-9

2. Расчетно-графическая работа №2” Определение надежности работы горных машин и контрольной аппаратуры по данным статистики отказов”…………………………………………………………..10-12

3. Расчетно-графическая работа №3” Оценка риска взрыва метана в угольной шахте опасной по газу и пыли”…………………………………………………………………………………………………………………………………….13-16

4. Расчетно-графическая работа №4” Обоснование оптимального выбора при закупке оборудования по тендеру ”…………………………………………………………………………………………………………...17-20

5. Расчетно-графическая работа №5” Определение оптимального количества инвестиций в охрану труда для достижения необходимого уровня приемлемого риска на горнодобывающем предприятии ”…………………………………………………………………………………………………………………………………21-26

6. Служебная записка……………………………………………………………………………………27

7. Вывод……………………………………………………………………………………………………………………………………………….28

К=1,4

Определение показателей надежности горнотехнической системы добычи нефти.

Общие условия:

Общий ресурс ремонтов за весь срок службы составляет 5 (2-капитальных и 3-средних).

Технологический регламент эксплуатации скважины:

первый ремонт среднего класса, осуществляется через один год эксплуатации, при этом длительность его не должна превышать 5% от времени эксплуатации, а второй и третий ремонты среднего класса не должны превышать 1% от суммарного эксплуатационного периода до начала очередного ремонта.

Первый капитальный ремонт должен проводиться не менее чем через 2 года после окончания первого среднего ремонта, при этом длительность его не должна превышать 10% времени общей эксплуатации скважин. При этом если дебит скважины упал более чем на 40%, первый капитальный ремонт назначают сразу по достижению порогового значения.

Второй капитальный ремонт должен проводиться через 4 года после первого капитального ремонта, при этом длительность его не должна превышать суммарную длительность всех предыдущих ремонтов, включая первый капитальный.

Если до начала второго капитального ремонта исчерпан ресурс ремонта среднего класса, то после двух лет эксплуатации после второго капитального ремонта скважина в обязательном порядке снимается с эксплуатации.

Если после второго капитального ремонта проводятся дополнительные ремонты среднего класса, то скважины эксплуатируются до достижения порогового дебита на данном месторождении, но не более 15 лет.

Внеочередной средний ремонт назначается в том случае, если дебит скважины падает на 20%, а внеочередной капитальный ремонт падает на 40%.

Если достигается пороговое значение дебита на данном месторождении имени Корчагина 28 л/мин., то скважина снимается с эксплуатации, в противном случае срок эксплуатации не должен превышать 15 лет.

Определить:

1. Дать определение и найти численное значение срока службы, технического и назначенного ресурсов технической системы нефтеперерабатывающей скважины.

2. Технический ресурс скважины до второго капитального ремонта.

3. Сделать графическую интерпретацию результатов.

Исходные данные по скважинам:

Первая скважина:

начальный дебит –336 л/мин

на конец первого года – 285,6 л/мин

на третий год – 278,9 л/мин

на седьмой год – 272,2 л/мин

на конец восьмого года – 265,4 л/мин

на конец девятого года – 252,8 л/мин

на конец одиннадцатого года – 62,7 л/мин

 

Вторая скважина:

начальный дебит – 336 л/мин

на конец первого года – 298,2 л/мин

на конец третьего года – 271,6 л/мин

на четвертый год – 268,8 л/мин

на пятый год – 252 л/мин

на шестой год – 170,8 л/мин

на конец восьмого года – 144,2 л/мин

 

Третья скважина:

начальный дебит – 336 л/мин

на коней первого полугодия – 252 л/мин

на третий год – 268,8 л/мин

на пятый год – 241,9 л/мин

на седьмой год – 272,2 л/мин

на восьмой год – 252 л/мин

на пятнадцатый год – 50,4 л/мин

Решение:

1. Срок службы – календарная продолжительность эксплуатации, в том числе хранение, ремонтот начала эксплуатации до предельного состояния.

Технический ресурс – наработка объекта от начала его эксплуатации или возобновление эксплуатации после ремонта до наступления предельного состояния, если отсутствует регламент технического ресурса, то имеется в виду ресурс от начала эксплуатации до предельного состояния.

Назначенный ресурс – суммарное время наработки объекта, при котором эксплуатация должна быть прекращена независимо от состояния объекта.

 

После среднего ремонта дебит скважины составляет:

Q = 0,9 = 0,9·336 = 302,4 л/мин

Внеочередной средний ремонт осуществляется при

Q = 0,8 = 0,8·336 = 268,8 л/мин

Внеочередной капитальный ремонт осуществляется при

Q = 0,6 = 0,6·336 = 201,6 л/мин

Время эксплуатации скважин, год:

1 скважина:

1 + 0,05 = 1,05 – окончание 1го ремонта среднего класса;

1,05 + 2 = 3,05 – начало 1го капитального ремонта;

3,05 + 0,3 = 3,35 – окончание 1го капитального ремонта;

3,35 + 4 = 7,35 – начало 2го капитального ремонта;

7,35 + (0,05 + 0,3) = 7,7 – окончание 2го капитального ремонта;

7,7 + 2 = 9,7 – начало 2го ремонта среднего класса;

9,7 + 0,09 = 9,78 – окончание 2го ремонта среднего класса;

9,78 + 1 = 10,78 – начало 3го ремонта среднего класса;

10,78 + 0,1 = 10,88 – окончание 3го ремонта среднего класса;

10,88 + 2 = 12,88 – окончание эксплуатации скважины.

Назначенный ресурс 1ой скважины равен лет. 12 лет

Технический ресурс 1ой скважины равен:

12,88 – (0,05 + 0,3 + 0,35 + 0,09 + 0,1) = 12 лет.

Технический ресурс до начала 2го капитального ремонта равен 7 лет.

2 скважина:

1 + 0,05 = 1,05 – окончание 1го ремонта среднего класса;

1,05 + 2 = 3,05 – начало 1го капитального ремонта;

3,05 + 0,3 = 3,35 – окончание 1го капитального ремонта;

3,35 + 1 = 4,35 – начало 2го ремонта среднего класса;

4,35 + 0,09 = 4,38 – окончание 2го ремонта среднего класса;

4,39 + 1 = 5,38 – начало 2го капитального ремонта;

5,38 + (0,05 + 0,3 + 0,09) = 5,82 – окончание 2го капитального ремонта;

5,82 + 2 = 7,82 – начало 3го ремонта среднего класса;

7,82 + 0,07 = 7,89 – окончание 3го ремонта среднего класса;

7,89 + 7 = 14,96 – окончание эксплуатации скважины.

Назначенный ресурс 2ой скважины равен 14 лет.

Технический ресурс 2ой скважины равен:

14,96 – (0,05 + 0,3 + 0,09 + 0,44 + 0,07) = 14 лет

Технический ресурс до начала 2го капитального ремонта равен 5 лет.

 

 

3 скважина:

0,5 + 0,025 = 0,53 – окончание 1го ремонта среднего класса;

0,53 + 2 = 2,53 – начало 1го капитального ремонта;

2,53 + 0,25 = 2,78 – окончание 1го капитального ремонта;

2,78 + 3 = 5,78 – начало 2го ремонта среднего класса;

5,78 + 0,1 = 5,88 – окончание 2го ремонта среднего класса;

5,88 + 1 = 6,88– начало 2го капитального ремонта;

6,88 + (0,025 + 0,25 + 0,1) = 7,26 – окончание 2го капитального ремонта;

7,26 + 2 = 9,26 – начало 3го ремонта среднего класса

9,26 + 0,09 = 9,35 – окончание 3го ремонта среднего класса;

9,35 + 6,5 = 15,9 – окончание эксплуатации скважины.

Назначенный ресурс 3ей скважины равен 15 лет.

Технический ресурс 3ей скважины равен:

15,9 – (0,025 + 0,25 + 0,1 +0,4 + 0,09) = 15 лет.

Технический ресурс до начала 2го капитального ремонта равен 6,5 лет.

 

Вывод: в данной лабораторной работе был изучен принцип расчета технического и назначенного ресурса технической системы нефтедобывающих скважин, определены их численные значения и построены графики зависимости количества и продолжительности ремонтов скважин от дебита этих скважин.