Совершенствование методики управления качеством установок скважинного штангового насоса на этапе эксплуатации с использованием CALS-среды

• Автор: Митина, Мария Владимировна
• Шифр специальности: 05.02.23
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 110 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
Глава 1. Состояние вопроса по проблеме управления качеством объектов нефтегазового комплекса

1.1 Система менеджмента качества ИСО 9000

1.1.1 Законодательная база систем качества

1.1.2 Общие требования к созданию СМК

1.2 Система управления качеством продукции «цикл Деминга»

1.3 Современная система управления качеством (TQM)

Выводы по разделу

Глава 2. Стандартизация - основа построения методики управления качеством

2.1 Анализ российской и зарубежной нормативной документации на скважинные штанговые насосы
Выводы по анализу стандартов
2. 2 Анализ российской и зарубежной нормативной документации на построение CALS-среды
Выводы по анализу стандартов
2. 3 Основные этапы построения методики управления качеством скважинных насосов на этапе эксплуатации
2.3.1 Оценка и диагностика процессов предприятия на основе стандарта ГОСТ Р ИСО 9001-2008
2.3.2 Разработка документации СМК на процессы предприятия на основе стандарта ГОСТ Р ИСО 9001-2008
2.3.3 Формирование требований к CALS-среде
2.3.4 Ведение CALS-среды на основе стандартов предприятия
Выводы по разделу
Глава 3. Выбор CALS-системы для реализации разработанной методики
3.1 Обзор CALS-инструментов среди российских и зарубежных производителей
3.2 Написание технического задания (ТЗ) на доработку системы, учитывая требования нормативных документов
3.2.1 Предпроектное обследование
3.2.2 Реинжиниринг бизнес-процессов
3.2.3 Разработка комплекса нормативной документации
3.2.4 Написание технического задания на доработку систему в результате обследования
3.3 Ввод данных с внешних носителей о показателях надежностей изучаемого объекта, характеристика внешней среды (месторождения)
Выводы по разделу
Глава 4. Апробация методики с применением CALS-инструмента
4.1 Накопление, систематизация, анализ и обобщение полученных статистических данных
4.2 Выбор и обоснование количественных показателей для оценки

надежности штанговых насосов
4.2.1 Влияние внутренних факторов на долговечность штангового насоса
4.2.2 Влияние внешних факторов на долговечность штангового
насоса
4.3 Математическая обработка полученных эмпирических данных для определения закономерностей отказов штанговых насосов
4.4 Практические рекомендации по подбору оборудования в зависимости
от условий эксплуатации
Выводы по разделу
Заключение
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ

Задачами стратегического развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) РФ на ближайшие годы определены три направления: переход на инновационное развитие, создание конкурентной рыночной среды и интеграция в мировую энергетическую систему. Все это взаимосвязано с задачами повышения конкурентоспособности оборудования отечественного производства, возобновления утраченного технического потенциала, развития отечественного машиностроения, включая возможности ремонта и обслуживания скважин, насосных установок и т.п. Создание и укрепление собственного производства, собственных брендов, подобных Schlumberger, Halliburton, Weatherford, гармонизация отечественных стандартов с европейскими, обмен технологиями, внедрение успешного зарубежного опыта - все это основа инновационного развития нашей страны и как следствие, повышение эффективности нефтегазового производства.
Для нефтегазовых предприятий, использующих дорогостоящее и сложное оборудование, каким является скважиная установка штангового насоса (СШНУ), вопросы поддержания качества работоспособности оборудования играют важную роль. Это связано не только с тем, что любые поломки - это непредвиденные затраты (срочные закупки запчастей, вызов подрядных организаций, сверхурочные работы), но и с тем, что простои оборудования приводят к невыполнению производственного плана добычи нефти.
Для лучшего взаимодействия и, следовательно, для получения более эффективного результата на предприятиях, занимающихся проектированием, производством, монтажом и эксплуатацией объектов нефтегазового комплекса, разрабатываются различные методы управления качеством на различных этапах жизненного цикла оборудования. Качество оборудования (включая новизну, технический уровень, отсутствие дефектов при исполнении,

Требование стандарта ГОСТ Р 51896-2002 API Spec 11АХ
Документ АР1 более подробно описывает составные детали насоса, даже на самую незначительную и простую деталь представлен чертеж и таблица с размерами. А также дано полное описание резьбы. ГОСТ же по этим вопросам ссылается на другие нормативный документы. Однако при выборе материала составных деталей насоса ситуация меняется на противоположную. В ГОСТ подробно описано выбор материала клапана в зависимости от характера откачиваемой среды детали клапанов
Конструкция, основные параметры и размеры присоединительных узлов (переводников, удлинителей и пр.) насосов
Исполнение С внутренней резьбой НКТ для соединения с колонной НКТ и внутренней метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса. С внутренней резьбой НКТ для соединения с колонной НКТ и наружной метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса. С внутренней трубной резьбой для соединения с хвостовиками и внутренней метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса. С внутренней трубной резьбой для соединения с хвостовиками и наружной метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса. Согласно табл. Брее 11 АХ: БДГ Диаметр паз на калибр-пробка 2,050 (52,07) 2,550 (64,77) 3,050 (77,47) БДО Основные диаметр резьбы на конце ствола 2,2137 (56,228) 2,6687 (67,785) 3,1687 (80,49) Б04 Диамето кольца на калибр-пробка 2,250 (57,15) 2,750 (69,85) 3,250 (82,55) ВБ7 Основные диаметр калибр-пробка в контрольных точки 2,23835 (56,854) 2,73835 (69,554) 3,23835 (82,254) ВЕ7 шага диаметром в контрольных точки 2.18043 (55,383) 2,68043 (68,083) 3.18043 (80,783)
Параметры резьбы При выпуске насосов для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по API. При этом параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в стандарте API. Даны размеры с допусками на составные части насоса — манжеты, уплотнительные кольца, уплотнительные гайки.
АРІ в ГОСТ взято за основу, поскольку при выпуске насосов для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по АРІ, требования гармонизированы и соответствуют друг другу