На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


контрольная работа Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

Информация:

Тип работы: контрольная работа. Добавлен: 24.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 25. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
 
Федеральное агентство по образованию
Профессиональное техническое  училище №30
 
 
 
 
 
 
Контрольная работа
по специальности  «Оператор по добычи нефти и газа».
 
 
 
 
 
Выполнил:                                                                         Зубов Р.В.
                     
                 Проверил:
 
 
 
 
 


СОДЕРЖАНИЕ
 
 
1 Контрольная работа №1
«Спецтехнологии»   стр.  2-
2 Контрольная работа №2
«Контрольно-измерительные  приборы»   стр.
3 Контрольная работы №3
"Техника безопасности»   стр.
 
 


Контрольная работа №1
Общие принципы выбора трещиностойких материалов 
Данная часть стандарта ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 описывает общие принципы и приводит требования и рекомендации по выбору и аттестации металлических материалов для применения их в оборудовании, используемом в нефте- и газодобыче и в установках для очистки высокосернистых природных газов в H2S-содержащих средах, где отказы подобного оборудования могут представлять риск здоровью и безопасности общества и персонала или угрозу для окружающей среды. Она может применяться для того, чтобы помочь избежать значительного материального ущерба вследствие коррозии самого оборудования. Документ дополняет, но не заменяет, требования к материалам, указанным в соответствующих нормах, стандартах или правилах проектирования.
углеродистые и  низколегированные стали, и использование  чугунов 
Данная часть стандарта ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 приводит требования и рекомендации по выбору и аттестации углеродистых и низколегированных сталей для применения их в оборудовании, используемом в нефте- и газодобыче и в установках для очистки высокосернистых природных газов в H2S-содержащих средах, где отказы могут представлять риск здоровью и безопасности общества и персонала или угрозу для окружающей среды. Она может применяться для того, чтобы помочь избежать значительного материального ущерба вследствие коррозии самого оборудования. Документ дополняет, но не заменяет, требования к материалам, указанным в соответствующих нормах, стандартах или правилах проектирования.
коррозионностойкие  сплавы и другие сплавы 
Данная часть стандарта ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 приводит требования и рекомендации по выбору и аттестации коррозионностойких (CRA) и других сплавов, для применения их в оборудовании, используемом в нефте- и газодобыче и в установках для очистки высокосернистых природных газов в H2S-содержащих средах, где отказы могут представлять риск здоровью и безопасности общества и персонала или угрозу для окружающей среды. Она может применяться для того, чтобы помочь избежать значительного материального ущерба вследствие коррозии самого оборудования. Документ дополняет, но не заменяет, требования к материалам, указанным в соответствующих нормах, стандартах или правилах проектирования.
ЧЕРНЫЕ, ЦВЕТНЫЕ МЕТАЛЛЫ
Металлургия подразделяется на чёрную и цветную. Чёрная металлургия включает добычу и обогащение руд чёрных металлов, производство чугуна, стали и ферросплавов. К чёрной металлургии относят также производство проката чёрных металлов, стальных, чугунных и других изделий из чёрных металлов. К цветной металлургии относят добычу, обогащение руд цветных металлов, производство цветных металлов и их сплавов. С металлургией тесно связаны коксохимия, производство огнеупорных материалов.
К чёрным металлам относят железо. Все остальные — цветные. По физическим свойствам и назначению цветные металлы условно делят на тяжёлые (медь, свинец, цинк, олово, никель) и лёгкие (алюминий, титан, магний).
По основному технологическому процессу подразделяется на пирометаллургию (плавка) и гидрометаллургию (извлечение металлов в химических растворах). Разновидностью пирометаллургии является плазменная металлургия.
 

 
 
 
Самыми распространенными металлами  являются:
    Алюминий
    Железо
    Медь
    Цинк
    Магний
Твёрдые сплавы

Твёрдые сплавы — твёрдые и износостойкие металлические материалы, способные сохранять эти свойства при 900—1150 °C. В основном изготовляются из высокотвердых и тугоплавких материалов на основе карбидов вольфрама, титана, тантала, хрома, связанные кобальтовой металлической связкой, при различном содержании кобальта или никеля.
]Типы твёрдых сплавов

Различают спечённые и литые  твёрдые сплавы. Главной особенностью спеченных твердых сплавов является то, что изделия из них получают методами порошковой металлургии и  они поддаются только обработке  шлифованием или физико-химическим методам обработки (лазер, ультразвук, травление в кислотах и др), а  литые твердые сплавы предназначены  для наплавки на оснащаемый инструмент и проходят не только механическую, но часто и термическую обработку (закалка, отжиг, старение и др). Порошковые твердые сплавы закрепляются на оснащаемом инструменте методами пайки или  механическим закреплением. 
Твердые сплавы различают по металлам карбидов, в них присутствующих: вольфрамовые — ВК2, ВК3,ВК3М, ВК4В, ВК6М, ВК6, ВК6В, ВК8, ВК8В, ВК10, ВК15, ВК20, ВК25; титано-вольфрамовые — Т30К4, Т15К6, Т14К8, Т5К10, Т5К12В; титано-тантало-вольфрамовые — ТТ7К12, ТТ10К8Б.Безвольфрамовые ТНМ20, ТНМ25, ТНМ30
По химическому составу твердые  сплавы классифицируют:
    вольфрамокобальтовые твердые сплавы (ВК);
    титановольфрамокобальтовые твердые сплавы (ТК);
    титанотанталовольфрамокобальтовые твердые сплавы (ТТК).
Твердые сплавы по назначению делятся (классификация ИСО) на:
    Р — для стальных отливок и материалов, при обработке которых образуется сливная стружка;
    М — для обработки труднообрабатываемых материалов;
    К — для обработки легированных сталей и других сплавов.
Из-за дефицита вольфрама разработана группа безвольфрамовых твердых сплавов, называемых керметами. Эти сплавы содержат в своем составе карбиды титана (TiC), карбонитриды титана (TiCN), связанные никельмолибденовой основой. Технология их изготовления аналогична вольфрамосодержащим твердым сплавам.
Эти сплавы по сравнению с вольфрамовыми  твердыми сплавами имеют меньшую  прочность на изгиб, ударную вязкость, чувствительны к перепаду температур из-за низкой теплопроводности, но имеют преимущества — повышенную теплостойкость (1000 °C) и низкую схватываемость с обрабатываемыми материалами, благодаря чему не склонны к наростообразованию при резании. Поэтому их рекомендуют использовать для чистового и получистового точения, фрезерования. По назначению относятся к группе Р классификации ИСО.
Свойства твёрдых сплавов
Пластинки из твердого сплава имеют HRA 86-92 обладают высокой износостойкостью и красностойкостью (800—1000 °C), что позволяет вести обработку со скоростями резания до 800 м/мин.
[Спечённые твёрдые сплавы
Твердые сплавы изготавливают путем  спекания смеси порошков карбидов и кобальта. Порошки предварительно изготавливают методом химического восстановления (1-10 мкм), смешивают в соответствующем соотношении и прессуют под давлением 200—300 кгс/см?, а затем спекают в формах, соответствующих размерам готовых пластин, при температуре 1400—1500 °C, в защитной атмосфере. Термической обработке твердые сплавы не подвергаются, так как сразу же после изготовления обладают требуемым комплексом основных свойств.
Композиционные материалы, состоящие из металлоподобного соединения, цементированного металлом или сплавом. Их основой чаще всего являются карбиды вольфрама или титана, сложные карбиды вольфрама и титана (часто также и тантала), карбонитрид титана, реже — другие карбиды, бориды и т. п. В качестве матрицы для удержания зерен твердого материала в изделии применяют так называемую «связку» — металл или сплав. Обычно в качестве «связки» используют кобальт (кобальт является нейтральным элементом по отношению к углероду, он не образует карбиды и не разрушает карбиды других элементов), реже — никель, его сплав с молибденом (никель-молибденовая связка).
Получение твердых сплавов  методом порошковой металлургии
     Получение порошков карбидов и кобальта методом восстановления из оксидов.
    Измельчение порошков карбидов и кобальта (производится на шаровых мельницах в течение 2-3 суток) до 1-2 микрон.
    Просеивание и повторное измельчение при необходимости.
    Приготовление смеси (порошки смешивают в количествах, соответствующих химическому составу изготавливаемого сплава).
    Холодное прессование (в смесь добавляют органический клей для временного сохранения формы).
    Спекание под нагрузкой (горячее прессование) при 1400 °C (при 800—850 °C клей сгорает без остатка). При 1400 °C кобальт плавится и смачивает порошки карбидов, при последующем охлаждении кобальт кристаллизуется, соединяя между собой частицы карбидов.
Номенклатура спеченных  твердых сплавов
Твердые сплавы условно можно разделить  на три основные группы:
    вольфрамосодержащие твердые сплавы
    титановольфрамосодержащие твердые сплавы
    титанотанталовольфрамовые твердые сплавы
Каждая из вышеперечисленных групп  твердых сплавов подразделяется в свою очередь на марки, различающиеся между собой по химическому составу, физико-механическим и эксплуатационным свойствам.
Некоторые марки сплава, имея одинаковый химический состав, отличаются размером зерен карбидных составляющих, что  определяет различие их физико-механических и эксплуатационных свойств, а отсюда и областей применения.
Свойства марок твердых сплавов  рассчитаны таким образом, чтобы  выпускаемый ассортимент мог  в максимальной степени удовлетворить  потребности современного производства. При выборе марки сплава следует  учитывать: область применения сплава, характер требовании, предъявляемых  к точности обрабатываемых поверхностей, состояние оборудования и его кинематические и динамические данные.
Обозначения марок сплавов построено  по следующему принципу:
1 группа - сплавы содержащие карбид  вольфрама и кобальт. Обозначаются  буквами ВК, после которых цифрами  указывается процентное содержание  в сплаве кобальта. К этой группе  относятся следующие марки:
ВКЗ, ВКЗМ, ВК6, ВК6М, ВК60М, ВК6КС, ВК6В, ВК8, ВК8ВК, ВК8В, ВК10КС, ВК15, ВК20, ВК20КС, ВК10ХОМ, ВК4В.
2 группа - титановольфрамовые сплавы, имеющие в своем составе карбид  титана, карбид вольфрама и кобальт.  Обозначается буквами ТК, при  этом цифра, стоящая после букв  Т обозначает % содержание карбидов титана, а после буквы К - содержание кобальта. К этой группе относятся следующие марки: Т5К10, Т14К8, Т15К6, ТЗОК4.
3 группа — титанотанталовольфрамовые  сплавы, имеющие в своем составе  карбид титана, тантала и вольфрама,  а также кобальт и обозначаются  буквами ТТК, при этом цифра,  стоящая после ТТ % содержание карбидов титана и тантала, а после буквы К - содержание кобальта. К этой группе относятся следующие марки: ТТ7К12, ТТ20К9.
4 группа — сплавы с износостойкими  покрытиями. Имеют буквенное обозначение  ВП. К этой группе относятся  следующие марки: ВП3115 (основа  ВК6), ВП3325 (основа ВК8), ВП1255 (основа  ТТ7К12).
Твердые сплавы применяемые для  обработки металлов резанием: ВК6, ВКЗМ, ВК6М, ВК60М, ВК8, ВК10ХОМ, ТЗОК4, Т15К6, Т14К8, Т5К10, ТТ7К12, ТТ20К9.
Твердые сплавы применяемые для  бесстружковой обработки металлов и древесины, быстроизнашивающихся деталей машин, приборов и приспособлений: ВКЗ, ВКЗМ, ВК6, ВК6М, ВК8, ВК15, ВК20, ВК10КС. ВК20КС.
Твердые сплавы применяемые для  оснащения горного инструмента: ВК6В, ВК4В, ВК8ВК, ВК8, ВК10КС, ВК8В,ВК11ВК,ВК15.
В России и бывшем СССР для обработки  металлов резанием применяются следующие  спеченные твердые сплавы[1]:
В настоящее время в отечественной  твердосплавной промышленности проводятся глубокие исследования, связанные с  возможностью повышения эксплуатационных свойств твердых сплавов и  расширением сферы применения. В  первую очередь эти исследования касаются химического и гранулометрического  состава RTP(ready-to-press) смесей. Одним из удачных примеров за последнее время  можно привести сплавы группы ТСН (ТУ 1966—001-00196121-2006), разработанных специально для рабочих узлов трения в  агрессивных кислотных средах. Данная группа является логическим продолжением в цепочке сплавов ВН на никелевой  связке, разработанных Всероссийским Научно-Исследовательским Институтом Твердых Сплавов. Опытным путём было замечено, что с уменьшением размера зерен карбидной фазы в твердом сплаве, качественно повышаются такие характеристики, как твердость и прочность. Технологии плазменного восстановления и регулирования гранулометрического состава в данный момент позволяют производить твердые сплавы размеры зерен (WC) в которых могут быть менее 1 микрометра. Сплавы ТСН группы в настоящий момент находят широкое применение в производстве узлов химических и нефтегазовых насосов отечественного производства.
Литые твёрдые сплавы
Литые твёрдые сплавы получают методом плавки и литья.
Применение

Твердые сплавы в настоящее время  являются распространенным инструментальным материалом, широко применяемым в  инструментальной промышленности. За счет наличия в структуре тугоплавких  карбидов твердосплавный инструмент обладает высокой твердостью HRA 80-92 (HRC 73-76), теплостойкостью (800—1000 °C), поэтому ими можно работать со скоростями, в несколько раз превышающими скорости резания для быстрорежущих сталей. Однако, в отличие от быстрорежущих сталей, твердые сплавы имеют пониженную прочность (?и = 1000—1500 МПа), не обладают ударной вязкостью. Твердые сплавы нетехнологичны: из-за большой твердости из них невозможно изготовить цельный фасонный инструмент, к тому же они ограниченно шлифуются — только алмазным инструментом, поэтому твердые сплавы применяют в виде пластин, которые либо механически закрепляются на державках инструмента, либо припаиваются к ним.
 
 
 
Твердые сплавы ввиду своей высокой  твердости применяются в следующих  областях:

    Обработка резанием конструкционных материалов: резцы, фрезы, сверла, протяжки и прочий инструмент.
    Оснащение измерительного инструмента: оснащение точных поверхностей микрометрического оборудования и опор весов.
    Клеймение: оснащение рабочей части клейм.
    Волочение: оснащение рабочей части волок.
    Штамповка: оснащение штампов и матриц(вырубных, выдавливания и проч.).
    Прокатка: твердосплавные валки (выполняются в виде колец из твердого сплава, одеваемых на металлическое основание)
    Горнодобывающее оборудование: напайка спеченных и наплавка литых твердых сплавов.
    Производство износостойких подшипников: шарики, ролики, обоймы и напыление на сталь.
    Рудообрабатывающее оборудование: оснащение рабочих поверхностей.
    Газотермическое напыление износостойких покрытий
 
 
ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ:  
Особенностью применения полимеров в нефтегазовой промышленности является то, что они используются в самых разнообразных, нередко очень тяжелых, условиях эксплуатации, выполняя при этом многочисленные функции. Для нефтяной и газовой промышленности особенно важна проблема предотвращения коррозии, так как отказ объектов нефтегазовой промышленности нередко влечет взрывы и человеческие жертвы, наносит ущерб экологии, приводит к значительным финансовым потерям. Правильно подобранные покрытия позволяют обеспечить защиту от коррозионного разрушения в агрессивных средах, повышают герметичность разъемных неподвижных соединений, обеспечивают чистоту перекачиваемого продукта. Полимерные покрытия приводят к снижению трудоемкости ремонта, так как технологические процессы формирования полимерных покрытий достаточно просты. Нанесение бесшовных мембран позволяет исправлять дефекты поверхности на большой площади за счет создания однородного монолитного покрытия, обладающего свойством химически сшивать поверхность.
 
МЕСТА ПРИМЕНЕНИЯ: 

Защитные покрытия трубопроводов, резервуаров, конструкционных элементов  скважин и других сооружений, особенно эксплуатируемых в агрессивных  средах, вышек, а также сооружения континентального шельфа, укрепление дамб и плотин, защита от эрозии и механического износа нефтегазового оборудования.
 

 
В структуру нефтегазовой промышленности входят заводы по производству оборудования для разведки, добычи и переработки нефти и газа.
Номенклатура выпускаемого оборудования очень разнообразна. Это  различные теплообменные аппараты, предназначенные для нагрева  и охлаждения жидких и газообразных сред, емкостные аппараты для накопления и хранения жидких продуктов, колонное оборудование, реакторы, сепараторы и  др.
Требования к  эксплуатационным характеристикам  данного оборудования очень высоки, поскольку оно работает в агрессивных  средах при высоких давлениях  и механических нагрузках. Отсюда и  особые требования к исходным материалам, из которых производится оборудование нефтегазовой промышленности.
Данные аппараты могут быть изготовлены как из монометаллических листов, так и  из биметаллических листов.
Такие способы как  прокатка и наплавка не всегда позволяют  получить биметалл с высокими эксплуатационными  свойствами (низкая прочность сцепления  слоев, неравномерная толщина и  химсостав коррозионностойкого  слоя и пр.).
Одним из перспективных  способов изготовления крупногабаритных биметаллических листов является сварка взрывом. Данный способ обеспечивает равнопрочность соединения слоёв на большой площади и обеспечивает заданную толщину коррозионно-стойкого слоя. Для ряда конструкций данный способ представляет единственно возможное технологическое решение, позволяющее создавать качественные надежные соединения предназначенных для эксплуатации в условиях высоких давлений, агрессивных сред, транспортных перегрузок и. т.п. при сравнительно низкой себестоимости производства без применения сложного и дорогостоящего оборудования.
Сварка взрывом  позволяет получать листовой биметалл габаритных размеров до 2000 х 8000 мм и  более, в зависимости схемы сварки толщины плакирующего слоя. Толщина  плакирующего слоя может колебаться от 0,5 до 30 мм.
В настоящее время  разработаны технологии получения  листового биметалла марок: сталь  низколегированная (09Г2С; 12ХМ и пр.) + нержавеющая сталь; сталь + титан; сталь + медь; сталь + латунь; сталь + никель и  другие.
Алюминиевая промышленность относится к энергоемким отраслям, поэтому главной проблемой является экономия электроэнергии. Это достигается применением токоподводящих узлов, изготовленных способами, обеспечивающими минимальные потери электроэнергии (низкое электросопротивление) на линии соединения разнородных металлов.
В алюминиевой промышленности применяются две конструкции токоподводящих элементов: самообжигающие и обожженные аноды. В зависимости от этого токоподводы имеют конструктивные особенности и используются различные марки биметаллов, а именно: сталь + медь; сталь + алюминий; алюминий + медь. Получение таких неразъемных соединений с минимально низким электросопротивлением возможно только при изготовлении их методом сварки взрывом.
Используемые в алюминиевой промышленности токоподводы могут быть выполнены в виде плоских биметаллических элементов, а так же цилиндрических соединений. такие как соединение «стальной штырь + алюминиевая штанга».
В связи с развитием  алюминиевой промышленности: пуском новых заводов и реконструкцией старых, потребность в биметаллических  токоподводящих элементах постоянно  возрастает, расширяется спектр конструкций, изготавливаемых из биметаллов.
 
Области применения продукции  электротехнической промышленности:
1. Создание мощных  электрических машин, в состав  которых входят десятки контакторов.  При эксплуатации этих машин  в момент пуска и остановки,  т.е. в момент замыкания и  размыкания сети происходит значительное  повышение температуры в зоне  контакта, в результате контактные  поверхности смещаются друг относительно  друга, происходит значительные  потери электроэнергии. Для устранения  этого явления возможно применение  так называемых армированных  элементов. Так при плакировании  двух медных пластин между  ними прокладывают вольфрамовые  или стальные стержни, которые  позволяю сохранять форму токоподводящих  элементов при высоких температурах  и как следствие, эксплуатационные  свойства.
2. Создание соединений  на высоковольтных линиях электропередач. В этом случае сварка взрывом  позволяет получить прочное неразъемное  соединение, которое обеспечивает  минимальные потери электроэнергии  на высоковольтных линиях.
3. В металлургической  промышленности при создании  установок типа «ковш-печь» возникает  необходимость применения крупногабаритных  водоохлаждаемых биметаллических  токоподводов и биметаллических  токоподводящих колодок, которые  изготавливаются методом сварки  взрывом из биметалла «сталь+медь».  Размер элементов от 0,5 до 5 м. Применение  элементов с улучшенными электротехническими  свойствами позволяет экономить  электроэнергию, дорогостоящую медь, значительно облегчить конструкцию.  Целиком изготовленный из меди  узел токоподвода весит в 1.5 раза больше, чем биметаллический.
4. В алюминиевой  промышленности применяется целая  серия токоподводящих элементов  различной конструкции и различных  сочетаний металлов: сталь + медь; сталь + алюминий; алюминий + медь.
5. В электроустановках  химической промышленности применяются  токоподводящие элементы из биметаллов  сталь + титан; сталь + медь, алюминий + титан и пр.
6. В электротранспорте  применяются переходные элементы, изготовленные из
биметалла алюминий + медь. Толщина медного покрытия составляет от 0,5 до 2 мм. Нанесение такого качественного слоя однородного  по составу и равномерного по толщине  возможно только методом сварки взрывом. Высокое качество сцепления металлов позволяет снизить до минимума потери электроэнергии.
Сварка  взрывом относится к разновидности сварки давлением и является одним из перспективных способов получения композиционных материалов различного назначения. Принципиальная схема сварки взрывом изображена на рис.1. Неподвижную пластину 5 и метаемую пластину 3 располагают на заданном расстоянии 4. На метаемую пластину укладывают заряд взрывчатого вещества 2 с детонатором 1. Сварка производится на опоре (металлическая плита, бетон, песок и т.д.). При инициировании по заряду взрывчатого вещества распространяется фронт детонации со скоростью D. Под действием высокого давления расширяющихся продуктов взрыва метаемая пластина приобретает скорость порядка нескольких сотен метров в секунду и соударяется с неподвижной пластиной, в результате чего образуется сварное соединение.

Разработаны технологии сварки взрывом изделий плоской и цилиндрической геометрии, а также сварки целых конструкций.
Высокопроизводительный  и экономичный процесс сварки взрывом позволяет получать соединения практически любых разнородных металлов и сплавов с прочностью на уровне прочности основных металлов. Так, получение крупногабаритных заготовок биметаллов титан-сталь, алюминий сталь, цирконий-сталь, и многих других возможно только с помощью сварки взрывом.
Сварка  взрывом – уникальный метод, позволяющий получить зону сплошного соединения по поверхностям двух и более металлов или сплавов площадью до десятков квадратных метров. При этом наносимый слой может иметь толщину от 0,1 мм до 30 мм, а толщина металла- основы не ограничена.
Методом сварки взрывом можно получать разнообразные биметаллические, многослойные и композиционные материалы с улучшенными прочностными, коррозионно-стойкими, жаропрочными и другими свойствами для нужд химического машиностроения, нефтегазовой, алюминиевой, электротехнической и других отраслей промышленности. Номенклатура материалов, сваренных взрывом, достаточно велика и постоянно расширяется. 

Применение нанокерамики

Керамические изоляторы

    Изоляторы керамические для вакуумных дугогасительных камер
Керамические изоляторы  предназначены в качестве изоляционного  материала для вакуумных дугогасительных  камер, которые предназначены для  комплектации вакуумных коммутационных аппаратов.
    Изоляторы электронно-оптических преобразователей
Изоляторы используются в  качестве электроизоляционного материала  для приборов ночного видения, потребляемые рынком военной продукции. Главным  элементом прибора ночного видения  является электронно-оптический преобразователь (ЭОП), который усиливает свет и вдобавок превращает инфракрасный свет в видимый.
 
Нефтегазовая арматура — номенклатура машиностроительной трубопроводной арматуры, используемой в нефтегазовой отрасли.
Промышленная нефтегазовая арматура один из наиболее массовых видов промышленной продукции, которая относится к нефтегазовому оборудованию. Объём российского рынка арматуры по оценкам специалистов составил в 2007 году около $960 млн. Нефтегазовая отрасль образует один из наиболее крупных секторов потребляя до 22% общего объёма арматуры (2007 год). При этом рынок имеет устойчивую тенденцию роста в течение, как минимум, семи последних лет.
Основными видами деятельности ООО НПП "НЕФТЕПРОММАШ" является: изготовление и поставка продукции  для предприятий и месторождений  нефтегазового комплекса Тюменского Севера, в том числе:
    опор трубопроводов Д 18-1020 мм по ГОСТ,ОСТ, МН, типовым проектам, и чертежам заказчика
    фланцев, катушек и крепежных изделий для нефтегазового оборудования
    металлоконструкций
    запасные части, комплектующие для нефтегазового оборудования
    инструмент и приспособления для КРС
    клапана: нагнетательный, сбивной, перепускной, камера штуцерная и запчасти к ним
Помимо вышеуказанных  изделий, ООО НПП "НЕФТЕПРОММАШ" поставляет: отводы, тройники, переходы Д 57-1420 , Ст 20 и 09Г2С, переводники (штанговые  и трубные), метизы и соединительные детали для нефтегазового оборудования, фланцы, фланцевые соединения , переходные катушки и корпусные изделия  для нефтепромыслового оборудования весом до 1000 кг, поковки и штамповки  из качественных и легированных сталей, клапаны обратные и запасные части  к ним, нагнетатель смазки, запасные части к нефтепромысловому оборудованию и др.

Тормозные колодки  и фрикционные материалы

Тормозные колодки должны обеспечивать эффективное торможение в любых погодных условиях, особенно в сырую погоду. Тормозные колодки  представляют собой металлическую  пластину, на которой крепится специальная  накладка, состоящая из фрикционных  материалов. 
Фрикционными материалами называют вещества с высоким коэффициентом трения, предназначенные для работы в условиях трения скольжения и высокой температуры. От качества фрикционного материала зависит качество тормозной колодки. Не важно, передней тормозной колодки или задней тормозной колодки. 
Для изготовления фрикционных материалов используют специальные смолы, синтетический каучук, органические и минеральные волокна, наполнители, модификаторы. Всего около 300 компонентов. Каждый производитель тормозных колодок имеет уникальную рецептуру фрикционного материала, которая держится в секрете.

Уплотнительные, прокладочные и набивочные материалы  для арматуры и фланцев

Прокладочные  материалы: прокладки резиновые, паронитовые  прокладки ПОН

Для изготовления прокладок  применяются как неметаллические  материалы, так и металлы. Металлические  прокладки используются для ответственных  объектов в тяжелых условий работы арматуры (высокой температуры, высокого давления и т. д.), но они требуют  значительно больших усилий затяга соединения, чем мягкие прокладки.
Неметаллические материалы. Резина является наиболее пригодным материалом для уплотнения разъемных соединений. Она эластична, требует небольших усилий затяга уплотнений, практически непроницаема для жидкостей и газов. Резина применяется до температуры 50° С, а теплостойкая резина — до 140° С.
Для прокладок обычно применяется  листовая техническая резина по ГОСТ 7338—65 без тканевых прослоек, так  как при наличии прослоек иногда создается протечка среды через  волокна прослойки. По твердости  резину подразделяют на мягкую, средней  твердости и твердую. Существует пять типов резины: маслобензостойкая (марки А, Б и В в зависимости  от степени стойкости), кислотощелочестойкая, теплостойкая, морозостойкая и пищевая.
Прокладки из целлюлозного прокладочного  картона широко используются в арматуре для пара низкого давления и воды при рабочей температуре tp < 120° С и рабочем давлении Pp до 0,6 МПа, для масла при tp < 80° С и Pр < 4 МПа и в других случаях. Применяется картон водонепроницаемый и прокладочный (пропитанный), последний используется и для нефтепродуктов при tр <= 85° С и рр < 0,6 МПа. Для картона допускается контактное давление не более 55 МПа. Для высоких температур целлюлозный картон не пригоден, так как обугливается.
Фибра листовая (ФЛАК) представляет собой бумагу или целлюлозу, обработанную хлористым цинком и затем каландрированную. Применяется для прокладок в  арматуре при температуре до 100°  С. Используется при работе на керосине, бензине, смазочном масле, кислороде  и углекислоте. Коэффициент трения между фиброй и сухой сталью ? = 0,33.
Асбест в качестве прокладочного  материала используется в арматуре при повышенных и высоких температурах. Материал минерального происхождения  в технике используется после  переработки в виде листового  картона пли шнура. При 500° С  прочность асбеста снижается  на 33%, а при 600° С — на 77%. К  щелочам асбест устойчив, к кислотам устойчив антофилит-асбест.
 
 
 
 
 
Асбестовый непропнтанный  картон имеет рыхлое строение, низкую прочность, ио высокую жаростойкость, используется для арматуры, работающей при температуре до 600° С; задвижек для горячего дутья, генераторных и  дымовых газов и для другой арматуры, не работающей на жидкости. Пропитанный  натуральной олифой асбестовый картон может быть использован для нефтепродуктов при давлении до 0,6 МПа и температуре tp < 180° С, однако замена его при  смене прокладок или ремонте  арматуры затруднена, так как он прилипает к металлическим поверхностям. Для уплотнения средних фланцев  газовых больших задвижек используется также асбестовый шнур, который укладывается спиралью на поверхности фланца, предварительно смазанной техническим вазелином. Кроме того, для прокладок используются специальные ткани с пряжей из мягкой латунной или никелевой проволоки. Изготовляют также комбинированные  прокладки из колец различной  формы и сечений, сердцевина которых  выполняется из асбеста, а облицовка  из тонкого металлического или пластмассового листа. Такие прокладки имеют  хорошие эксплуатационные свойства, но сложны в изготовлении.
Листовой паронит (ГОСТ 481—71) изготовляется из смеси асбестовых волокон (60—70%), растворителя, каучука (12—15%), минеральных наполнителей (15—18%) и серы (1,5—2,0%) путем вулканизации и вальцевания под большим  давлением. Теплостойкость паронита зависит  от количества в нем резины.
Паронит является универсальным  прокладочным материалом и используется в арматуре для насыщенного и  перегретого пара, горячих газов  и воздуха, растворов щелочей  и слабых растворов кислот, аммиака, масел и нефтепродуктов при температуре  до 450°С. Коэффициент трения паронита по металлу ? =0,5. Упругость паронита невелика. При контактном давлении свыше 32 МПа все неплотности в  материале устраняются. Релаксация напряжений в период, ближайший после  затяга, значительна. После обжатия  при контактном давлении 70 МПа герметичность  соединения сохраняется и при  контактном давлении на прокладке, равном рабочему. Наибольшее допускаемое контактное давление на паронит 130 МПа, Чтобы улучшить герметичность соединения и увеличить  сопротивление распору прокладки  средой, на уплотнительных поверхностях соединения обычно создают две-три  узкие канавки треугольного сечения, в которые паронит вдавливается под действием усилия затяга. Такие  канавки делаются и при использовании  других неметаллических прокладок. Листы паронита изготовляются толщиной до 6 мм. Прокладку целесообразно  применять возможно более тонкую»  но толщина ее должна быть достаточной  для герметизации соединения при  данной шероховатости обработанных поверхностей и площади уплотнения. Паронит листовой выпускается следующих  марок: ПОН, ПМБ, ПА, ПЭ (см. табл. 4.29), ПС и ПСГ (последние две — специальные).
 
Резина представляет из себя продукт термической обработки (вулканизации) смеси каучука и серы. Это очень упругий материал, обладает малой прочностью. Резиновые уплотнитель ные прокладки могут вырезаться или штамповаться из листовой резины, или формоваться в процессе вулканизации. Обычная резина выдерживает температуры до 50 0С , а специальная теплостойкая до 140 0С. Резина горюча и не должна применяться при повышенных температурах. Резиновые прокладки в зависимости от сорта резины обладают средней или высокой степенью релаксации, то есть способностью восстанавливать свою форму после снятия нагрузки. Это позволяет в некоторых случаях использовать прокладку повторно после разборки соединения.
Картон целлюлозный  применяется для воды и пара низкого давления и может работать при температурах не более 120 0C и давлении не более 0.6 Мпа. Преимуществом этого материала является низкая стоимость и простота обработки. Он хорошо уплотняется, обладает малой релаксацией, то есть не восстанавливает свою форму после сжатия.
Асбест - это неорганический природный материал белого цвета, который применяется при повышенных и высоких температурах. Выпускается в виде листового материала, картона  или шнуров. Сам по себе асбест непрочный, рыхлый материал, обладает плохими антифрикционными свойствами. Для улучшения фрикционных свойств прокладочный материал из асбеста часто графитируют, то есть посыпают или натирают порошковым графитом, который является хорошим смазочным материалом.
Листовой паранит представляет из себя продукт вулканизации смеси асбестовых волокон (60-70%), растворителя, каучука (12-15%), минеральных наполнителей (15-18%) и серы (1.2-8.0%) и последующего вальцевания под большим давлением.
Паранит является универсальным  прокладочным материалом. При давлении выше 320 МПа он начинает течь, то есть достигается предел текучести, в  результате чего все неплотности  в соединении заполняются материалом и обеспечивается герметичность  соединения. Толщина прокладки должна быть минимальной, однако достаточной  для заполнения канавок и неровностей. При увеличении толщины прокладки  повышается вероятность ее выдавливания, поэтому не рекомендуется ставить  толстые прокладки. Паранит выпускается  в виде листов толщиной до 6 мм, он легко  режется, рубится, из него можно вырезать фигурные прокладки. Это самый распространенный прокладочный материал для средних  диаметров арматуры.
Металлические прокладки присменяются как штатный прокладочный материал. Как правило, используются прокладки из цветных металлов. Недостатком является невозможность самостоятельного изготовления такой прокладки, а так же большая релаксация напряжений.
Льняная прядь используется для уплотнения резьбовых соединений. Реред применение льняная прядь должна смазывается суриком, разведенным на натуральной олифе, что придает ей гидрофобные свойства. Натуральная олифа, в отличие от синтетической, не высыхает при отсутствии кислорода, поэтому резьбовое соединение, собранное с таким уплотнителем, может быть легко разобрано через много лет. 
Льняная прядь обладает хорошей  упругостью, сто позволяет при  монтаже даже сделать часть оборота  в направлении развинчивания  соединения без потери герметичности. Это очень важно для правильного  разворота трубопровода при монтаже.
Лента ФУМ  так же применяется для герметизации резьбовых соединений. Сокращение ФУМ означает фторпластовый уплотнительный материал. Фторпласт обладает низким пределом текучести, то есть легко уплотняется. Он технологичен в применении, выпускается на катушках в виде лент различной толщины. Однако он практически не обладает релаксацией, что не позволяет при сборке соединения производить даже частичный поворот в тубы в обратном направлении, то есть развинчивания.
 
2 Виды работ по вводу скважин в эксплуатацию.
К сожалению, ни с одним  видом насосов не происходит столько  отказов и выходов из строя, как  с бытовыми погружными скважинными  насосами. Причина не в качестве оборудования, а в том, что проект и подбор осуществляют не профессиональные проектировщики, а сами владельцы  частных домов или недостаточно квалифицированный персонал монтажных  организаций. Откуда, например, неспециалисту  знать, что двигатель подобранного с большим запасом насоса может  сгореть, если при монтаже и настройке  системы не вывести насос в  рабочий диапазон. Надеемся, что  данная статья поможет читателям  избежать подобных ошибок.  
 

 
Определение параметров  
 
Говоря о видах насосов для бытового водоснабжения, прежде всего следует разделить поверхностные и погружные насосы. Первые устанавливаются вне источника и могут обычно поднимать воду с глубины до 7–8 м, вторые – колодезные и скважинные насосы – работают, находясь в воде, и применяются для ее подачи с большей глубины (они подвешиваются в колодце или скважине на тросе). Горизонтально установленный скважинный насос можно использовать также для забора воды из реки или озера, когда они находятся далеко от дома и необходим большой напор.  
 
Во всех случаях для правильного выбора насоса, прежде всего, необходимо определить его рабочие параметры -- расход (Q) и напор (H).  
 
Требуемый расход воды определяется из суммарной производительности всех водоразборных точек объекта, с учетом вероятности их одновременного использования. В упрощенном расчете можно пользоваться следующими нормами водопотребления для сантехнических приборов: умывальник - 60 л/ч, смывной бачок унитаза - 83 л/ч, кухонная мойка - 500 л/ч, душ - 500 л/ч, ванная - 300 л/ч, поливочный кран - 1080 л/ч. Полив газонов и цветников требует 3-6 м3 воды на один м2, расход при этом зависит также от способа орошения и интенсивности полива. Сауна или баня потребует около 1000 л/ч.  
 
Для расчета требуемого напора используется формула:  
 
Нтр = Нгео + S + Нсвоб, где  
Нгео - высота ввода трубопровода в здании относительно динамического уровня воды в скважине (численное выражение динамического уровня должно обязательно присутствовать в паспорте скважины);  
S - сумма потерь напора на трение в трубопроводе и местные сопротивления (арматура, фасонные детали, фильтры и т.д.);  
Нсвоб - напор, который необходимо создать на вводе в здание, с расчетом обеспечения на самой удаленной и высоко расположенной водоразборной точке давления 0,5 атм.  
 
Параметры скважины принципиально важны для пользователя, так как используются при расчете требуемого напора и рабочей характеристики выбираемого насоса. В паспорте скважины буровиками должны быть указаны такие параметры как статический уровень, динамический уровень, дебит скважины. Эти данные определяются экспериментально организацией, проводившей буровые работы. Очевидно, что результаты расчета окажутся неверными, если при определении динамического уровня скважины использовался насос заведомо меньшей мощности, чем это потребуется для водоснабжения объекта в соответствии запросам потребителя.  
 
И хотя на быстрое получение официального паспорта артезианской скважины пользователю рассчитывать сложно (это государственный документ, требующий множества разрешений и согласований), необходимо требовать предоставления вместе с актом проведенных работ подробные данные по скважине, в том числе - осведомиться и о мощности насоса, которым проводилась откачка воды при определении динамического уровня. Заключая договор на буровые работы, следует обращать внимание на наличие лицензии у подрядчика.  
 
Только серьезные фирмы (в Московском регионе - "Гидроинжстрой", "Боргеоком", "Аква Хелп", "Сэвэн ТВК" и д.р.) всегда по окончанию работ дают клиенту гарантию и подробный паспорт скважины, где четко прописаны все упомянутые характеристики, а также диаметр обсадной колонны, перечень пройденных грунтов, сведения о пробной прокачке скважины и т.д. - вплоть до рекомендованной марки насоса и глубины его установки.  
 
Параметры требуемых Q и Н для дополнительного оборудования (джакузи, моечная машина, разбрызгиватели, "дождевалки" и т.д.) указываются производителями. При установке водоочистных фильтров учитываются потери напора (обычно около 2 атм) и расход воды на их промывку. Для бассейна указывается только время его наполнения.  
 

 
 
 
Пример расчета  
 
Исходные данные:  
 
Требуется обеспечить водоснабжение загородного участка с двухэтажным коттеджем (кухня, два санузла и душ с гидромассажем требуют расхода 1 м3/ч и напора 4-5 атм.), гаражом, домом для обслуживающего персонала (содержит санузел), баней, бассейном на 45 м3, поливом территории, системой водоочистки. На участке постоянно проживает семья из четырех человек и два человека из числа персонала.  


Для водоснабжения участка  пробурена скважина глубиной 80 м; диаметр  обсадной колонны - 150 мм; статический  уровень - 46 м; динамический уровень - 50 м; расход, измеренный при откачке - 3,5 м3/ч. Расчет: С учетом норм расхода  воды (см. в начале статьи) получаем суммарный расход и напор потребителей: Qсум = 500 + 3 ґ (60 + 83 + 500) + 1000 + 1000 + 2 ґ 1060 = 6500 л/ч = 6,5 м3/ч Нтр = 50 + 8 + 20 + 2 + 30 = 110 м  Ввиду невозможности и нецелесообразности использовать все водоразборные  точки сразу, можно определить требуемый  расход как 5 м3/ч. Расчетным данным удовлетворяет  насос SP 5А-33 (Q = 5 м3/ч, H = 120 м); его характеристика показана на рисунке.  
 
Этим обеспечивается достаточный расход для кухни, одного санузла и полива. (Подразумевается, что хозяева не будут одновременно с поливом территории из обоих кранов использовать баню и принимать ванную, мыться в душе и наполнять бассейн.) Для обеспечения давления на поливочные установки и гидромассаж дешевле использовать отдельные насосы - это позволит не держать под высоким давлением весь водопровод и сделает работу погружного насоса более стабильной, а систему гибкой и независимой (с помощью дополнительного насоса всегда можно получить высокое давление в любой точке разбора). Бассейн будет наполняться ночью. При этом с помощью задвижки на оголовке следует "задросселировать" насос (создать дополнительное сопротивление), чтобы при работе по заполнению бассейна подача не превышала допустимой - 6,5 м3/ч.  
 
Если мощность завышена  
 
Самостоятельный выбор насоса заказчиком, предъявляющим завышенные требования по расходу и напору, часто приводит к выбору насоса слишком большой мощности. В случае с рассмотренными выше исходными данными таким насосом может быть SP14А-25. Как уже говорилось, при установке модели завышенной мощности возможны осложнения.  
 
Во-первых, так как при подобном выборе номинальная подача значительно превышает средние потребности по воде, насос будет работать в режиме частых включений/отключений. Фирмы-изготовители допускают до 30 включений насоса в час, но только в течение одного часа в сутки, при общем ограничении - 60 циклов за день. В любом случае частые включения негативно сказываются на ресурсе работы электродвигателя и пусковой автоматики. Для избежания этого потребуется установка мембранного бака большого объема.  
 
Во-вторых, при завышенной мощности насоса, как следствие будет завышено и давление воды на вводе в дом. В момент пуска такого насоса неминуемо будут возникать сильные гидравлические удары. Некоторая арматура может быть просто не рассчитана на такое давление (посудомоечные и стиральные машины, смесители), потребуется дополнительная установка редукторов давления для снижения напора.  


В третьих, во время  наполнения бассейна, насос будет  работать на "открытую трубу", не создавая при этом давления. В таких  условиях наблюдается большой расход воды при минимальном давлении. Рабочая  точка насоса смещается на кривой характеристики вправо, в область, несоответствующую  рабочей зоне насоса (см. рис). Мощность на валу будет максимальной, и при  длительной работе в таком режиме двигатель выйдет из строя.  
 
Следствием применения насоса с завышенной мощностью будет общее удорожание всей системы, вызванное применением более мощной электротехнической аппаратуры, материалов и арматуры с большим допустимым рабочим давлением, увеличением диаметров трубопровода и скважины, а также удорожанием водоочистки. Если номинальная подача насоса превышает дебит скважины, необходима установка дополнительной защиты по "сухому ходу". Дросселирование и настройка насоса приведут к перерасходу электроэнергии.  
 
Иначе говоря, при обеспечении возможности одновременного использования всех водоразборных точек посредством установки насоса завышенной мощности, стоимость системы водоснабжения возрастает. При этом реальное водопотребление будет значительно меньшим.  
 
Поэтому, хотя конечный выбор всегда останется за заказчиком, дешевле и правильнее выбирать насос с учетом реальных потребностей и при помощи специалистов. Удовлетворить требования пользователя к системе водоснабжения при соблюдении правил ее монтажа и эксплуатации можно, избрав оптимальный в данной ситуации насос с пологой рабочей характеристикой.  
 

Для системы водоснабжения  из рассмотренного выше примера может  быть выбран насос SP 8А-25. В зоне возможных  подач (от 4 до 8 м3/ч) у этой модели кривая зависимости напора от расхода имеет  пологий вид, то есть при малых  расходах воды не случится слишком  большого повышения напора. В то же время некоторый допустимый запас  при расчете водопотребления  исключит возможность нехватки воды.  
 
монтаж насоса  ввод в эксплюатацию.
 
В любом случае, какой бы насос  не был выбран, при монтаже необходимо выверить его рабочую точку во всех возможных режимах работы. При  вводе в эксплуатацию следует  замерить подаваемый расход (определяется по скорости заполнения любой емкости  известного объема, например бочки), создаваемое  давление (по показанию манометра  на оголовке) и потребляемый при  этом ток (замеряется токовыми щипцами).  
 
Полученные характеристики сверяются с паспортными данными насоса по каталогу. При превышении рабочих параметров (как правило, некоторый запас мощности предусматривается, например, для последующей установки фильтров) необходимо прикрыть задвижку на выходе из скважины, создать дополнительное местное сопротивление, достаточное для установления правильной рабочей точки - середина характеристики Q (Н).  
 
Монтаж, как и выбор насоса, должны осуществлять подготовленные специалисты, монтажная компания должна иметь лицензию на установку данного оборудования. 
 
защита скважинного насоса:
Еще до выбора и приобретения насоса необходимо получить точные сведения о напряжении электропитания на объекте. Это особенно важно при выборе импортного насоса. Все поставляемое из-за рубежа оборудование соответствует  в первую очередь промышленным нормам страны-производителя. Так для всех немецких насосов допустимое отклонение напряжения в электрической сети от номинала составляет от +6 до -10%. Несмотря на все встроенные защиты, насос  не предназначен для работы от сети с напряжением ниже 200 В, все возможные  просадки и скачки напряжения негативно  скажутся на ресурсе работы электродвигателя.  
 
Здесь следует предусмотреть регулируемую защиту по напряжению в составе шкафа управления, а для трехфазных насосов также от неполнофазных режимов работы. Не рекомендуется устанавливать мощные однофазные насосы. Пусковой ток двигателя мощностью 2,2 кВт может превышать номинальный в 4,4 раза! Для стабилизации напряжения в пределах рабочего диапазона при таких скачках потребуется стабилизатор с пятикратным запасом мощности (точнее выбор проведут производители стабилизаторов). Иногда для пользователя оказывается дешевле обеспечить на объекте электропитание в 380 В, чем корректную работу однофазного насоса.  
 
По статистике около 85% отказов происходит именно с электрической частью насоса. Основной причиной является межвитковое замыкание обмоток статора вследствие перегрева из-за гидравлической перегрузки, либо при работе на пониженном или скачкообразно изменяющемся напряжении. И того и другого можно избежать, установив надлежащую токовую защиту. Обычный пускатель с токовой защитой вполне справляется с этой задачей, однако некоторые монтажники забывают сделать настройку на требуемое значение по току. Итог такой халатности несложно подсчитать: придется заплатить за подъем насоса из скважины, его ремонт (цена нового двигателя), за повторное опускание насоса и его ввод в эксплуатацию. Сумма может превысить стоимость нового насоса.  
 

Словарь терминов:
 
Напор - избыточное давление, создаваемое насосом.  
 
Расход - объем воды перекачивающим насосом в единицу времени.  
 
Рабочая точка - точка пересечения кривой характеристик насоса Q (H) с характеристикой сопротивления трубопровода SQ2, соответствующая действующим значениям напора и расхода при работе на конкретную систему водопровода.  
 
Дросселирование - создание дополнительного сопротивления на напорном трубопроводе.  
 
Рабочая характеристика - график зависимости рабочих параметров насоса - напора и расхода Q (H).  
 
Мощность на валу - потребляемая насосом мощность  
 
Статический уровень - постоянный уровень воды в скважине  
 
Динамический уровень - уровень воды в скважине, устанавливающийся при откачке удельного расхода  
 
Дебит скважины - стабильный расход воды, обеспечиваемый скважиной.
 
3 ВОПРОС:
Процесс эксплуатации скважин - подъем заданного количества жидкости с забоя скважины на поверхность. При этом основной задачей является проведение этого процесса непрерывным  способом и с наибольшей эффективностью.
Рассмотрим в общих  чертах энергетическую сторону процесса эксплуатации скважин.
Значение полезной работы, отнесенной к единице веса поднимаемой  жидкости, зависит только от глубины  скважины; для данной скважины при  всех условиях подъема оно остается неизменным.
Затраченная на подъем этого  количества жидкости энергия в общем  случае складывается из энергии, поступающей  с жидкостью на забой скважины из пласта, и энергии, вводимой в  скважину с поверхности любым  способом, за вычетом энергии, уносимой ее за пределы устья скважины. В  свою очередь, энергия, поступающая  на забой скважины из пласта, складывается из энергии, которую несет с собой  жидкость, и энергии, которую содержит поступивший вместе с жидкостью  газ (при забойном давлении ниже давления насыщения).
подготовительные работы, туда входит переезд бригады, глушение скважины (если ремонт производиться  при открытом устье), размещение комплекса  оборудования на устье и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого  оборудования;
непосредственно сами ремонтные  работы, основной объем которых занимает спускоподъемные операции;
заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента  от загрязнений при ремонте скважин, демонтаж оборудования, очистку территории рабочей зоны.


При добыче нефти из скважин, призабойная зона которых сложена  слабосцементированными породами, возможны вынос песка и образование  песчаных пробок. Это приводит к  нарушению режима ее эксплуатации, уменьшению или прекращению подачи нефти.
 
Пробки могут образовываться в НКТ и эксплуатационной колонне. В некоторых случаях их мощность может достигать нескольких сотен  метров.Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ их удаления при помощи простой  желонки, которую спускают в скважину на канате, и за 10-15 м до пробки лебедку  растормаживают. В результате удара  клапан открывается и некоторое  количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается. Освобожденную на поверхности желонку  вновь спускают в скважину. 
Кроме простой желонки, используются поршневые желонки (рис. 9.25), принцип действия которых следующий. При спуске желонки поршень 6 занимает верхнее положение, а после достижения пробки под действием силы тяжести штока 4 опускается вниз. Крайние положения хода поршня 6 ограничивают пружины 1 и 3. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит из нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня 6 все отверстия в нем закрываются общей крышкой 5, свободно насаженной на стержень 7. В этом случае сначала приподнимается шток 4, а корпус 2 остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет до верхнего положения. При его движении под ним создается вакуум и песок засасывается внутрь желонки. 

Применяют также автоматические желонки, которые работают за счет резкого  перепада давления в рабочей полости  желонки.Иногда песчаные пробки разбуривают  при помощи беструбного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате. Гидробур (рис. 9.26, а) состоит  из долота 6 ударного типа для разрушения пробки, желонки 5, плунжерного насоса 1 для циркуляции жидкости в зоне удаления пробки. Принцип действия гидробура следующий. После упора  инструмента на забой плунжер  насоса 2 под действием собственного веса и силы инерции двигается  вниз, вытесняя жидкость из корпуса 3 через  отверстия клапана 4. При подъеме  инструмента (рис. 9.26, б) плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки 8 через клапан 9. При этом в желонку через трубу 7 всасывается жидкость с частицами песка, которые после выхода из трубы 7 оседают на дне желонки.
4 ВОПРОС.
Прежде всего, необходимо установить, при каких условиях для  данных залежей на глубинах 2300-3000 м  наступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважин  восходящим потоком газа. В этом отношении характерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и  скв. 37 Заполярного месторождения. 
В скв. 58 после замены глинистого раствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885-2898 и 2915- 2923 м. Отработка скважины велась по затрубному пространству через 2,5-дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТ через штуцер диаметром 22 мм - 4,5 часа. Затем скважина исследована на продуктивность, результаты приведены на рис. 1. Из рисунка видно: освоение и исследование на всех этапах работы проводились в безгидратном режиме (кривая "давление-температура" на режимах проходит выше и правее равновесной гидратообразования). 
 
1. Результаты исследования скв. 58 Уренгойской площади 
кривые: 1 - зависимость устьевой температуры от дебита; 
2 - равновесная гидратообразования; 
3,4 - зависимость устьевой температуры от давления газа; 
 
В скв. 37 на глинистом растворе с удельным весом 1,2 г/см3 зарядами ПКС-105, с плотностью 7 отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878-2885 м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду, понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкой воздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После понижения уровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубном пространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см2 произошел прорыв газа под башмак НКТ и скважина перешла на фонтанирование газоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалось гидратообразование на глубинах ниже 190-450 м. что подтверждалось спуском глубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образования при остановке скважины в НКТ закачивали раствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см3. Результаты освоения и исследования представлены на рис.2. 
В связи с тем, что по этой скважине не определен состав пластового флюида и равновесную гидратообразования непосредственно рассчитать невозможно, для ориентировочной оценки использованы данные по аналогичным объектам скв. 1 того же месторождения (интервал 2614-2618 и 2365-2374 м). Как видно из рисунка, .термодинамические условия в стволе остановленной скважины благоприятствуют гидратообразованию в интервале 100-600 м, а на устье работающей - на протяжении всего периода исследований. 
 
. Результаты исследования скв.37 Заполярной 
кривые: 1 - термодинамические условия по стволу остановленной скважины; 
2,3 - зависимости устьевой температуры от дебита и давления соответственно; 
4,5 - равновесные гидратообразования для состава газа из скв.1 Заполярной площади. 
 
На основе сопоставления рассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150-200 тыс. нм3/сут. скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева ствола восходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатной скв.1 Ямбургского месторождения. При дебитах же до 50-100 тыс. нм3/сут., как правило, отмечается гидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого в скв.10 Западно-Таркосалинской площади проверялась опытным путем эффективность инъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовом притока. В этой скважине в отложениях усть-балыкской толщи готерив-барремского яруса вскрыт перфорацией интервал 2446-2455 м. По промыслово-геофизическим данным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительным приращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимися сопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому-23-30 и микробоковому - 25-32 Ом-м. При испытаниях из этого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважина исследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалось также провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм3/сут, что практически соответствовало бы производительности при свободном фонтанировании. 
При исследовании скважины в НКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320-450 м, для ликвидации которых применялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувка в атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работу на планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказались безуспешными из-за постоянного гидратообразования. 
Для обоснования режима безгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористого кальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м3 раствора хлористого кальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважина фонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около 11 тыс. нм3/сут работала в течение 9 суток. За это время с профилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часа закачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации. В результате выяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами. 
Иная картина наблюдается при обработке скважин, находящихся в консервации или временно простаивающих под давлением газа. Здесь постоянно образуются гидраты при наличии в стволе растворов хлористого кальция, применяющегося в качестве антигидратного ингибитора. Вероятно, вследствие свободной конвекции пары воды из раствора электролита переносятся газом вверх по стволу скважины, где конденсируются в капельножидкую влагу и становятся источником гидратообразования Э. Б. Чекалюк показал, что масштабы конвективного переноса газа можно оценить по формуле 
(1) 
где: Q - расход газа для условий ствола скважины, CM3/C; 
g-ускорение силы тяжести, 980 см/с2; 
?0 - удельный вес газа в нормальных условиях, кг/см3; 
Р - среднее давление газа в скважине, кгс/см2; 
Т - средняя температура газа в скважине, °К; 
Г - геотермический градиент, °С/см; 
Гa - градиент температуры для астатического равновесия, °С/см; 
Сp - теплоемкость газа, ккал/кг-°С; 
d - диаметр внутреннего потока, см; 
? - коэффициент теплоотдачи, ккал/см2; 
Z - коэффициент сжимаемости газа; 
Р0=1,03 кгс/см2; 
Т0=293°К. 
Из расчета по формуле (1) видно: при теплофизических свойствах природных газов, соответствующих реальным условиям, объемы переносимого при свободной конвекции газа, а вместе с ним и паров воды, могут достигать больших размеров и способны в короткое время полностью перекрыть ствол скважины гидратами. Это явление существенно снижает эффективность применения электролитов как ангидратных ингибиторов при остановках или временной консервации скважин под давлением газа, но на практике, как правило, пока недооценивается. Видимо, при консервации газовых и газоконденсатных скважин в подобных условиях в качестве понизителей точки росы целесообразно применять такие ингибиторы, как метанол, а при разведке месторождений все работы по испытанию проводить безостановочно с использованием более дешевых и безопасных ингибиторов-электролитов. 
Интенсивное и значительное по своим масштабам гидратообразование, связанное в большинстве случаев с нарушением технологии проводимых работ, происходит при глушении скважин. Причем, если вредные последствия повышенного влагосодержания газа при освоении скважин можно снизить вышеназванными способами до минимума, то при глушении газовых фонтанов требуется безукоризненное выполнение технологической дисциплины. Объясняется это прежде всего недостаточной технической оснащенностью производственных подразделений, которые ведут работы в труднодоступной местности на значительном удалении от баз экспедиций. Так, при глушении неуправляемых газовых фонтанов применяется метод полного насыщения потока газа жидкой фазой с помощью насосов нагнетания, развивающих высокую производительность. При испытании же скважин, когда имеется всего один агрегат типа ЦА-320 или АН-400, как это и бывает на самом деле, полностью исключается возможность глушения при форсированном или даже свободном фонтанировании газа по свободному газоотводящему каналу скважины. 
При недостаточной мощности насосного парка единственно приемлемым способом глушения является способ поршневого вытеснения газа жидкостью из газоотводящего канала. Для этого необходимо поддерживать такие скорости движения газа у устья (здесь давление движущегося потока наименьшее), при которых жидкость не будет подхватываться газом и выноситься на поверхность. Как показала практика эксплуатации гравитационных сепараторов, таким требованиям отвечает скорость, вертикальная составляющая которой не превышает 0,15 м/с. Это очень низкий предел и выдерживать его из практических соображений не всегда выгодно. Видимо (исходя из промыслового опыта), вертикальную составляющую скорости к окончанию процесса можно доводить до 2 м/с, создавая соответствующее противодавление установкой на устье диафрагмы малого сечения. При такой скорости на контакте газ-жидкость будет отмечаться явление, подобное кипению, наиболее опасное с точки зрения гидратообразования из-за большой площади контакта жидкой и газообразной фаз. Поэтому в качестве профилактического мероприятия целесообразна закачка (в первых порциях) небольшого объема обычно применяемого антигидратного ингибитора. Для контроля за скоростью потока газа можно использовать известное соотношение 
(2) 
где: V - скорость газа, см3/с; 
Q - расход газа, тыс. нм3/сут; 
D1 - эффективный диаметр сечения газоотводящего канала у устья скважины, см. 
Итак, для предупреждения гидратообразования рекомендуются: вывод скважины на безгидратный режим работы путем прогрева ствола восходящим потоком газа в высокодебитных или нагнетание антигидратного ингибитора в. призабойную зону пласта перед вызовом притока в малодебитных газоконденсатных скважинах; применение при временных остановках или консервации скважин под давлением метанола, вместо обычно используемых растворов электролитов; строгое соблюдение технологических требований при глушении скважин. 
2.Расчет времени безгидратной эксплуатации скважины и шлейфа после закачки ингибитора в пласт. 
 
Термодинамические расчеты и практика исследования скважин показывают, что в скважинах и шлейфах на Медвежьем месторождении в начальный период их эксплуатации возможно образование гидратов. Время прогрева скважин и шлейфов до выхода на безгидратный режим зависит от дебита скважин, способа прокладки и изоляции шлейфов, условий окружающей среды и может колебаться от нескольких часов до нескольких месяцев. В связи с этим при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя в зимний период необходимо принимать меры по предупреждению гидратообразования. 
Одним из методов предупреждения гидратообразования в стволе скважины и шлейфе является периодическая закачка ингибиторов гидратообразования в пласт. При эксплуатации скважины после закачки ингибитор постепенно выносится из пласта потоком газа, обеспечивая безгидратный режим работы скважины и шлейфа в течение нескольких месяцев. Метод опробован на Мессояхском месторождении и дал положительные результаты. 
Концентрация находящегося в пласте ингибитора определяет понижение равновесной температуры гидратообразования. Зная состав и количество выносимого ингибитора, как функцию времени, а также термодинамические условия в скважине и шлейфе, можно найти время безгидратной эксплуатации технологической линии после закачки. На основе лабораторных и теоретических исследований предлагается следующая математическая модель процесса. 
По факторам, определяющим вынос ингибитора после закачки, процесс распадается условно на два этапа. 
Начальный этап подчиняется в основном законам подземной гидравлики. В это время имеет место режим неустановившейся фильтрации двухфазного флюида с постепенным понижением насыщенности призабойной зоны ингибитором до равновесной, при которой вынос жидкой фазы практически прекращается. Ввиду кратковременности и сложности расчета продолжительность этого этапа может быть определена опытной закачкой ингибитора на промысле. Можно считать его законченным при установившемся постоянном дебите газа. По данным закачек на Мессояхском месторождении продолжительность начального этапа составляет 3-5 суток. 
Второй этап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора в пласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамических условий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибитором вследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучего ингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего (сверх достигнутой равновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора. 
Для определения количества выпадающей влаги, которая разбавляет ингибитор в пласте, необходимо знать термодинамические условия в зоне закачки. Распределение давлений в призабойной зоне описывается уравнением 
(1) 
где Р - давление в пласте на расстоянии R от оси скважины; 
RC, RK - радиусы скважины и контура питания скважины; 
QVГ - объемный дебит скважины; 
А, В - фильтрационные коэффициенты; 
РПЛ - пластовое давление. 
Распределение температур в соответствии с падением давления в призабойной зоне выразится соотношением : 
(2) 
где D - коэффициент Джоуля-Томсона; 
tПЛ- пластовая температура. 
Радиус распространения ингибитора в пласте после закачки (RЗ) можно определить косвенным путем по разбавлению ингибитора. Зная остаточную водонасыщенность призабойной зоны пласта, которая после продувки скважины составляет 15-20%, концентрацию ингибитора до и непосредственно после закачки и пользуясь формулой разбавления раствора, получим 
(3) 
 
где G - вес закачанного ингибитора; 
K1, К2 - концентрация ингибитора до и после закачки; 
h - мощность пласта; 
m - пористость; 
SB - водонасыщенность; 
?B - плотность воды. 
Количество воды, выделившейся из газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени (?t), можно найти по разности влагосодержания газа на контуре закачки (WЗ) и на забое скважины (WС). Практически влагосодержание на контуре закачки, т.е. на границе насыщенной ингибитором зоны, соответствует влагосодержанию газа в пластовых условиях. 
(4) 
Влагосодержание газа в зависимости от термодинамических условий газового потока в присутствии ингибитора определяется по уравнению, полученному Гухманом и Касперовичем (ТюменНИИГипрогаз): 
(5) 
где Р - давление газа, кг/см2; 
W - влагосодержание газа, кг/1000 м3; 
РH2O - упругость паров воды над раствором ингибитора, мм рт. ст.; 
t - температура газа, °С. 
Упругость паров воды над растворами является функцией температуры насыщения и концентрации раствора. Значения РH2O можно найти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимость для РH2O. Для растворов CаСl2 имеется уравнение 
(6) 
которое верно при концентрации хлористого кальция (К), равной 25-35%. Авторами на основе зависимости Кокса-Антуана получено уравнение для более широкого предела концентраций: 
(7) 
В уравнениях (6)-(7) Т - температура, °K; 
t - температура, °С. 
При наличии в ингибиторе, например, в метаноле, летучей составляющей изменение состава его за счет испарения в процессе эксплуатации можно рассчитывать на основе законов Рауля и Дальтона: 
(8) 
где Р0 - общее давление газа; 
Р - упругость паров чистого компонента при t0 С; 
x , у - мольные доли компонента в жидкой и газообразной фазах. 
Законы Рауля и Дальтона действительны для совершенных растворов и идеальных газов. Вводя понятия фугитивности для газа и активности для раствора, получим более точное выражение для реальных растворов и газов при высоких давлениях. 
(9) 
где ? - коэффициент активности; 
f - фугитивность чистого компонента, соответствующая давлению его паров; 
f0 - фугитивность чистого компонента, соответствующая общему давлению системы. 
Для расчета фугитивности можно воспользоваться либо уравнением Редлиха-Куонга, либо графиком зависимости фугитивности от приведенных параметров. 
С учетом равенства (9) количество летучего ингибитора, вынесенного газом в паровой фазе, составит: 
(10) 
где ? - переводный коэффициент для концентрации. 
Изменение состава ингибитора через определенное время можно вычислить путем составления материального баланса по воде и летучему ингибитору при условии постоянства насыщенности пласта ингибитором. Иначе увеличение объема жидкости в пласте за счет конденсации влаги приводит к выносу излишнего разбавленного ингибитора потоком газа до установления равновесной насыщенности. 
Расчет следует вести методом последовательной смены состояний. Через принятый промежуток времени рассчитаем: количество выдавшей воды (уравнение (4)) и вынесенной паровой фазы (уравнение (10)), новую концентрацию ингибитора и соответствующее времени (t=?t) равновесное состояние. Точность расчета, который целесообразно производить на ЭВМ, зависит от выбора достаточно малого интервала времени ?t. 
Зная состав ингибитора, как функцию времени, можно определить снижение температуры гидратообразования в любой момент времени после закачки или по графикам, или на основе полученной ранее зависимости. 
(11) 
где К - концентрация ингибитора, вес % (для метанол хлоркальциевой смеси К - концентрация основного компонента - CaCl2); 
Коэффициенты A1, B1 принимаются в зависимости от вида ингибитора и имеют значения: для метанола A1= 0,008, B1 =0,332; для раствора CaCl2 A1 =0,017, B1=0,30; для метанол хлоркальциевой смеси (10% вес метанола+90% 30%-ного водного раствора CaCl2) A1= 0,050, B1=0,066. 
Равновесные условия гидратообразования для природного газа сеноманских отложений на северных месторождениях описываются уравнением 
TГ =19,9 lg P-28,5 (12) 
Требуемое понижение температуры гидратообразования (?tГ) определяется термодинамическими условиями в скважине или шлейфе. 
для скважины ?tГ=tГ-tУСТ  
для шлейфа ?tГ=tГ-tПЛ (13) 
Температура на устье скважины (tУСТ) определяется замером, так как она не зависит от внешних условий и для данного режима работы скважины после ее прогрева остается постоянной; а также может быть определена расчетом. Температура газа в шлейфе рассчитывается по уравнению Шухова в зависимости от дебита скважин, длины, диаметра и типа изоляции шлейфа, окружающих условий. 
Результаты, определенные по методике расчета, согласуются с экспериментальными данными, полученными при закачках на Мессояхском промысле. На месторождениях типа Мессояхского необходимо периодически повторять закачку, так как здесь вывод скважины на безгидратный режим невозможен. На Медвежьем и аналогичных ему месторождениях закачка необходима только на время прогрева скважины и шлейфа, определяемое расчетом, и выхода их на безгидратный режим. В зависимости от времени прогрева на основе изложенной выше методики можно рассчитать количество ингибитора, обеспечивающее безгидратную эксплуатацию скважины и шлейфа в данный период. 
3.Расчет периода безгидратной эксплуатации скважины при закачке ингибитора в пласт на Мессояхском месторождении. 
На Мессояхском газовом промысле для предупреждения гидратообразования в технологической линии скважина -сборный пункт применяется метод закачки ингибитора в пласт. В качестве ингибитора используется смесь 30% раствора хлористого кальция с 10% по весу метанола. Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин, является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, при которой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования в рассматриваемой технологической линии. 
Концентрация закачанного в пласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, а затем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменении термодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можно определить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважины непосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта и остаточную водонасыщенность. 
При известных термодинамических условиях пласта и всей технологической линии по номограмме влагосодержания газа можно определить количество выделяющейся из него влаги. 
(1) 
где W1 и W2 - соответственно начальное влагосодержание газа в пластовых условиях и при конечных (рассматриваемых), кг/1000 м3; 
Q-количество добытого газа, тыс. м3. 
Зная начальную концентрацию закачанного ингибитора Ki и его количество mi, можно определить конечную концентрацию К2 при прохождении через него определенного количества газа. Из известного уравнения разбавления раствора имеем. 
(2) 
где х - масса растворителя, необходимая для разбавления массы раствора m1 данной концентрации K1 до требуемой К2, вес. %; 
m2 - масса раствора после разбавления. 
Из вышеприведенных условий 
(3) 
Решая уравнение (2) относительно неизвестной концентрации К2, получим 
(4) 
Однако конечная концентрация ингибитора К2 не может быть ниже допустимой концентрации Кд, которая определяется необходимым для данных термодинамических условий снижением температуры гидратообразования в технологической линии и является известной. 
До минимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся из газа влаги, количество которой можно рассчитать по уравнению 
(5) 
При суточной добыче газа qi, суммарная добыча составит 
(6) 
Общее количество выделившейся из газа воды 
(7) 
Переходя к равномерной среднесуточной добыче газа имеем 
(8) 
где T1 - количество суток работы скважины. 
Тогда 
(9) 
Приравнивая правые части уравнений (5) и (9) и решая полученное относительно T1, определяем период безгидратной работы скважины в сутках. 
(10) 
Необходимо учесть, что в первые 10-20 часов после закачки из пласта выносится 18-85% закачанного ингибитора в зависимости от его состава. Поэтому период безгидратной эксплуатации технологической линии следует определять, как: 
(11) 
где n = (0,18 - 0.85) - поправочный коэффициент, зависящий от вида ингибитора. 
На основании экспериментальных данных установлено: при использовании в качестве ингибитора метанола n = (0,12-0,17), раствора хлористого кальция - n = (0,43-0,5), смеси (10% метанола + 30% раствор хлористого кальция) - n = (0,5-0,57). 
Пример расчета: 
Cкв. 135 Мессояхского месторождения. Пластовая температура 10° С, давление 76 кг/см2, температура в конце шлейфа -10° С, давление 60 кг/см2, qc = 200 тыс. m3/cyт, закачано m1 -=6180 кг смеси с концентрацией K1 = 27%. Для данных условий W1 = 0,2 кг/1000 м3, W2 = 0,06 кг/1000 м3, КД =19%, n = 0,54. 
сут. 
Практически скважина отработала 52 сут. 
Описанная методика позволяет заранее определить период безгидратной эксплуатации части или всей технологической линии при известных количестве, концентрации ингибитора и заданной среднесуточной добыче газа.
5 вопрос.
1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена  под уровень жидкости на величину h; давление газа Рв точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р= h?g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Ри отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ?Ри потери давления на трение газа в трубе ?Р2, причем ?Рувеличивает давление внизу Р1, а ?Руменьшает. Таким образом,

                или
 (9.1)

В реальных скважинах ?Рсоставляет несколько процентов от Р1, а ?Реще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Рмало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.
Это упрощает процедуру  исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.
Применение воздуха  способствует образованию в НКТ  очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной  обработки поверхностно-активными  веществами, нагрева и и дли  тельного отстоя. Выделяющаяся при  сепарации на поверхности газовоздушная  смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает  необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации  в атмосферу.
Применение углеводородного  газа, хотя и способствует образованию  эмульсии, но такая эмульсия нестойкая  и разрушается (расслаивается) часто  простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для  получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием  кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и  нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам  и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей  относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации  собирается в систему газосбора  и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при  движении по НКТ обогащается бензиновыми  фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.
Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова  используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных  станциях промысла.
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 9.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.
В таких случаях  газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя  пакерами (сверху и снизу), и газ  вводится в трубы через штуцерное  устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.
 
6 вопрос
следует отметить, что в том же 1923 г. и в СССР осуществлялась глубинно-насосная добыча нефти, правда, в несколько ограниченных размерах. На нефтяных промыслах Апшеронского полуострова действовало всего семь глубинных насосов, а на грозненских промыслах - шесть. (См. Обзор Азербайджанской нефтяной промышленности за пять лет национализации. - Баку, 1925. - С. 31). 
А первые глубинные насосы конструкции русского инженера Иваницкого были испытаны в 1876 г. - на 19 лет раньше, чем в США. В 1898 г. глубинный насос системы инженера Соколовского прошел испытания в Грозненском нефтяном районе на скважине глубиной 310 м. 
К сожалению, на нефтяных промыслах России не нашел распространения и глубинный насос оригинальной конструкции инженера Шухова, созданный в "Технической конторе инженера А.В.Бари" в Москве в 1886 г. 
На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении этой энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов по принципу подъема воды из колодцев с использованием ворота и бадьи или в виде фонтанных притоков. 
В дальнейшем, с развитием техники бурения, глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении этой проблемы стало внедрение в США в 1923 г. способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса (поршневого, плунжерного), приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.  
Идея была настолько хороша, что уже 75 лет штанговая насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России - около 53% (около 76 тыс.), в том числе в ОАО "ЛУКОЙЛ" - 61% (около 15 тыс.). 
Отсюда - важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению УШГН специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов. 
n Выпуск техники налажен, причем сверх потребностей 
В России к началу 90-х годов из всего комплекса оборудования УШГН производились только насосные штанги (ОАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь, "Очерский машиностроительный завод", г. Очер Пермской области). Отсутствие производства необходимого оборудования вынуждало нефтяные компании осуществлять его закупки по импорту у западных фирм: "Лафкин" и "Трайко" (США), "Шеллер-Блекман" (Австрия) и др. Опыт эксплуатации оборудования показал, что его качество и технологические возможности значительно превосходили параметры ранее использовавшегося оборудования, которое получали с бакинских заводов. 
В этих условиях встала задача быстрой разработки и освоения серийного производства российскими заводами высококачественного оборудования, которое ранее в нашей стране не выпускалось. При этом из-за отсутствия своих современных стандартов на нефтепромысловое оборудование отечественные производители ориентировались на принятые в "нефтяном мире" стандарты Американского нефтяного института (Аmerican Petroleum Institute - API), кстати, далеко не во всем превосходившие старые советские ГОСТы и ОСТы. Три российских предприятия - ГО "Уралтрансмаш" (г. Екатеринбург), АО "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и АО "Очерский машиностроительный завод" - провели комплексную аттестацию производства и получили на свои изделия сертификат Американского нефтяного института. 
К настоящему времени российским заводам удалось практически полностью решить задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. Производство станков-качалок (СК) в различной комплектации освоили 11 заводов, выпускающих всю гамму этого оборудования грузоподъемностью от 3-х до 12-ти т с длиной хода от 1,2 до 3,5 м и числом качаний от 1,2 до 10 двойных ходов в минуту. ГО "Уралтрансмаш" освоило серийное производство станков-качалок улучшенной кинематики грузоподъемностью 6 и 8 т (длина хода 3,5 м), аналогичных "Марк II", выпускаемым фирмой "Лафкин", а также передвижных с приводом от автономного газового двигателя.  
Штанговые глубинные насосы (ШГН) диаметром от 28 до 70 мм (вставные и трубные) серийно выпускаются 10-ю российскими заводами. Два предприятия - АО "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и СП "Кубань-Аксельсон"(г. Краснодар) - выпускают насосы по стандарту API, а остальные пользуются его положениями в большей или меньшей степени. Изготовители ШГН приступили также к освоению серийного производства вспомогательного оборудования для глубинно-насосной эксплуатации скважин - газовых и песочных якорей, шламоуловителей, автосцепов, сбивных клапанов.  
Пермская компания нефтяного машиностроения по документации ОАО "Техника и технология добычи нефти" изготовила опытную партию двухступенчатых насосов НН1Б-44-ДГ и НН1-57-ДП, предназначенных для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Конструкция насосов выполнена по принятым за рубежом схемам и реализована на базе впервые найденных в России технологических решений, которые позволяют значительно повысить эффективность работы оборудования. Компания планирует начать внедрение данных насосов в ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь". 
Акционерные общества "Очерский машиностроительный завод" и "Мотовилихинские заводы" освоили серийное производство всей номенклатуры насосных штанг диаметром от 13 до 28 мм. Кроме того, "Очерский машиностроительный завод" начал производство насосных штанг с защитными протекторами различных конструкций и материального исполнения. Здесь проведен комплекс мероприятий по улучшению качества штанг, введена дробеструйная обработка с последующим нанесением антикоррозионного покрытия, осуществляется правка методом растяжения. ОАО "Мотовилихинские заводы" впервые в России приступило к выпуску улучшенных насосных штанг из проката повышенной точности исполнения М-2 для тяжелых условий эксплуатации. По своим техническим характеристикам штанги полностью соответствуют марке "Д" стандарта API. 
В настоящее время созданные в России мощности по производству таких видов глубинно-насосного оборудования, как станки-качалки, ШГН и насосные штанги, значительно превосходят потребность в них нефтедобывающих предприятий. Это дает возможность потребителю при закупке оборудования выбирать того поставщика, оборудование которого отвечает его требованиям как по цене, так и по качеству и техническому уровню. Освоенная отечественными предприятиями широкая гамма достаточно надежного оборудования УШГН по своим техническим показателям и качеству изготовления в значительной степени отвечает предъявляемым к нему технологическим требованиям, что позволяет практически полностью отказаться от его закупки за рубежом. 
К основным проблемам в области производства оборудования для глубинно-насосной эксплуатации мы отнесли бы следующие. Это, прежде всего, освоение серийного производства высокоточной трубной заготовки для цилиндра насоса (данную проблему призвано решить ОАО "УралЛУКтрубмаш" - дочернее предприятие компании), чтобы не приходилось ее импортировать. Далее, речь идет об увеличении производства прутка из высоколегированной стали повышенной прочности для изготовления насосных штанг, имеющих наработку в искривленных скважинах с тяжелыми условиями эксплуатации до 30 млн циклов.  
Таким образом, имеющийся у нефтедобывающих предприятий широкий набор достаточно надежного оборудования позволяет им успешно эксплуатировать установками штанговых насосов скважины глубиной до 3,5 тыс. м в диапазоне подач от 0,5 до 100 куб м/сутки.  
n Эффект входного контроля 
В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании УШГН. 
С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов на нефтедобывающих предприятиях нашей компании были созданы участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:
• создание собственных  специализированных участков, таких  как на территориально-производственных предприятиях ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", где сервис осуществляется собственными силами;  
• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, таких как в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и ОАО "Мотовилихинские заводы). 
Инициаторами работ по созданию специализированных участков были специалисты ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", которые первыми организовали на производственной базе НГДУ "Кунгурнефть" входной контроль с дефектоскопией и правкой насосных штанг, а также ремонт насосов и насосно-компрессорных труб с упрочнением их резьбы. Широкому распространению опыта ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" на других предприятиях компании во многом способствовала координирующая деятельность управления механоэнергетического и метрологического обеспечения ОАО "ЛУКОЙЛ". Изучив и обобщив имеющийся опыт, специалисты этого управления проводили целенаправленную работу по внедрению новейших технологий ремонта и контроля. Проявив завидную настойчивость, они неоднократно, в том числе на специальных совещаниях в Калининграде и Волгограде, доводили до главных механиков дочерних предприятий компании имеющуюся информацию об организации работ и современных методах входного контроля.  
Первыми опыт НГДУ "Кунгурнефть" в кратчайшие сроки переняли специалисты ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", которые создали на трубных базах ТПП "Когалымнефтегаз", "Лангепаснефтегаз" и "Урайнефтегаз" аналогичные участки, применив качественно новые технологии и значительно усовершенствовав используемое оборудование. Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра ("ПИКА"), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.  
Сегодня по уровню оснащения специализированных участков высокоточной измерительной аппаратурой ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" превосходит заводы-изготовители оборудования. Об этом свидетельствуют и объем выполняемых работ, и типовой перечень оборудования специализированных участков по входному контролю и правке насосных штанг, входному контролю и ремонту штанговых насосов, очистке (внутренней и наружной поверхностей) и ремонту насосно-компрессорных труб. 
Участок ремонта штанговых глубинных насосов 
Оборудование. Моечная машина, стенд разборки, установка для испытаний пары "седло-шарик", стенд проверки прямолинейности с приборами "ПИКА", установка для ремонта и контроля (с опрессовкой) насосов и замковых опор, компьюторное обеспечение комплектации и учета. 
Перечень работ. Наружная и внутренняя мойка, разборка и мойка деталей насоса, контроль диаметров и прямолинейности плунжера и цилиндра, дефектовка, ремонт цилиндра (укорочение), контроль и подгонка клапанной пары, сборка и опрессовка насоса, испытание замковой опоры. 
Участок ремонта глубинно-насосных штанг 
Оборудование. Моечная машина, комплекс правки-упрочнения-дефектоскопии, конвейер ремонта, машина изготовления защитных протекторов, термолитьевой пресс, компьютерное обеспечение комплектовки и учета. 
Перечень работ. Мойка, предварительная отбраковка, правка-вытяжка, дефектоскопия тела штанги и ее резьбы, замена муфт, изготовление защитных протекторов, упаковка. 
Участок ремонта насосно-компрессорных труб 
Оборудование. Установка наружной и внутренней мойки, стенд опрессовки, механизированные стеллажи, установка удаления внутренних отложений АСП, конвейер подачи труб, станок свинчивания и развинчивания муфт, трубонарезной станок. 
Перечень работ. Наружная и внутренняя мойка, опрессовка, удаление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), контроль и ремонт резьб труб и муфт, отвинчивание и навинчивание муфт, отбраковка, маркировка труб после ремонта. 
n С опорой на собственные силы 
Таким образом, в компании получило развитие первое направление специализированного сервисного обслуживания - создание собственных сервисных баз, входящих в состав предприятия. Трехлетний опыт работы показал правильность выбранного пути, позволяющего достигать высокой эффективности. Это подтверждают приводимые ниже факты. 
На ТПП "Когалымнефтегаз" (за время существования специализированного участка по ремонту насосных штанг) ремонту и контролю подверглось свыше 200 тыс. штанг, из которых по причине износа тела штанги, из-за микротрещин, дефектов резьбы и язвенной коррозии забраковано свыше 14 тыс. штук (6%). Исключение попадания в скважины непригодного к эксплуатации оборудования позволило существенно увеличить надежность штанговых колонн и снизить число обрывов с 217 в 1996 г. до 20 за восемь месяцев 1998 г. Суммарный эффект от выполненных за прошедшие три года работ превысил 50 млн рублей. 
На ТПП "Лангепаснефтегаз" ремонт и входной контроль прошло свыше 270 тыс. штанг, отбраковано 14% (свыше 38 тыс.). Экономический эффект составил более 20 млн рублей. 
Наибольшая эффективность была получена на ТПП "Урайнефтегаз", где за два года существования специализированного участка ремонту и контролю подверглось около 200 тыс. штанг, из которых по перечисленным выше причинам было отбраковано 28%. С внедрением технологии ремонта и контроля количество обрывов сократилось с 14% (по штангам, не прошедшим дефектоскопию) до 5% (по штангам, прошедшим дефектоскопию). При этом наработка на отказ увеличилась почти на 50 суток и составила на 1.09.1998 г. почти 350 суток. 
Высокая эффективность всех ремонтных служб ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" объясняется приобретением специального оборудования по правке штанг методом растяжения, приборов магнитно-индукционной дефектоскопии (аналогичных оборудованию, устанавливаемому на основных заводах-производителях штанг) и внедрением соответствующих современных технологий ремонта и контроля. Однако имеющиеся приборы контроля не позволяют определять наличие дефектов в галтельной части штанги, что значительно снижает эффективность работ по выбраковке штанговых колонн. Сегодня создание специальных приборов, способных определять дефекты по всей длине штанги, является одной из приоритетных задач в диагностике данного вида оборудования. 
Увеличению межремонтного периода работы скважин, сокращению затрат на их ремонт, улучшению работы штанговых колонн и снижению их обрывности способствует внедрение штанг, оснащенных скребками-центраторами, которые существенно снижают силы трения лифтовых колонн в искривленных скважинах и одновременно служат для удаления парафина со стенок НКТ. С этой целью специализированные участки по ремонту штанг оснащены автоматами для термического прессования на тело штанги пластмассовых скребков-центраторов.  
Поскольку стоимость ремонта скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, кратно выше стоимости самого насоса, важным фактором существенного сокращения затрат при эксплуатации глубинно-насосных скважин является исключение попадания в скважины бракованного оборудования с заведомо более низким ресурсом работы. Решению этой проблемы способствовало внедрение на специализированных участках по входному контролю и ремонту ШГН качественно новых технологий с применением прибора "ПИКА".  
Переход на работу с указанным оборудованием позволил выявить большое количество ШГН, поставленных с отклонениями от нормативно-технической документации, и исключить их попадание в скважины. За 1996-1998 гг. в ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" было подвергнуто входному контролю почти 13 тыс. новых насосов, из которых забраковано более 1,6 тыс. штук (12%).Одновременно с этим все насосы, поступившие на ремонт, подвергаются ревизии с измерением параметров прямолинейности канала, диаметров внутренней поверхности цилиндра  плунжера.  
Очень важно, что при организации специализированных участков на качественно новый уровень был поставлен учет движения оборудования, позволивший значительно повысить ответственность ремонтных предприятий за оборудование, передаваемое промысловым службам. Так, на все насосы, прошедшие входной контроль и ремонт, заводятся паспорта, в которые вносятся параметры, полученные при его испытании после ремонта (или ревизии нового). Эти же данные вводятся в компьютер для создания информационной базы об отказах ШГН по месторождениям, условиям эксплуатации и производителям.  
Штанги, прошедшие ремонт и неразрушающий контроль, формируются в колонны (при необходимости они комплектуются штангами со скребками-центраторами), которые укладываются в специальные металлические транспортные контейнеры, при этом резьба штанг защищается специальными пластмассовыми колпачками.  
Штанговые компоновки, состоящие из колонны, укороченных штанг, глубинного насоса, переводников, якорного башмака, по заявке НГДУ в оговоренное время централизованно доставляются на скважину с заполненными в обязательном порядке паспортами компоновки и ШГН. Вышедшее из строя и извлеченное из скважины оборудование возвращается для контроля и ремонта на специализированные участки с паспортом компоновки, где указываются время наработки, причина отказа, а также промысловые данные эксплуатации. Оборудование без паспорта или с незаполненным паспортом в ремонт не принимается. Данные о его работе заносятся в базу компьютера. Полученные специализированными участками результаты входного контроля и анализ объективных причин выхода из строя ШГН позволяют вести целенаправленную претензионную работу с заводами-изготовителями, вплоть до отказа от услуг тех поставщиков, оборудование которых не отвечает установленным требованиям по качеству и технологическим параметрам. В 1998 г. ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" отказалось от закупки штанговых глубинных насосов ЗАО "ЭЛКАМ-Нефтемаш", наработка на отказ по которым составляет чуть больше 160 суток и при этом процент брака в поставленных партиях колеблется от 10 до 58%.  
Наличие материалов о причинах выхода оборудования ШГН из строя позволяет анализировать работу не только ремонтных предприятий, но и служб, занимающихся непосредственно эксплуатацией оборудования, что дает возможность определять перечень первоочередных мер по улучшению в целом работы фонда скважин с глубинно-насосным оборудованием. При этом значительно повышается эффективность разрабатываемых на их основе мероприятий по увеличению межремонтного периода (МРП) и повышению эффективности работы оборудования для всех подразделений нефтегазодобывающего предприятия. 
n На попечении изготовителя 
По второму пути, пути сервисного обслуживания непосредственно силами изготовителя оборудования, пошли предприятия пермского региона - ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь". Имея "под боком" Пермскую компанию нефтяного машиностроения (ПКНМ) и передав в аренду ее дочернему предприятию ЗАО "Техносервис" часть своих производственных площадей, они начали переход на сервисные услуги по ремонту и обслуживанию штанговых насосов с привлечением этой фирмы. 
Концепция такой формы сервисного обслуживания строится на следующих положениях: 
• повышение ресурса работы ШГН;  
• увеличение межремонтного периода работы скважин;  
• снижение удельных затрат на обслуживание скважин;  
• обслуживание насоса в течение всего периода эксплуатации с участием завода-изготовителя;  
• создание системы проката. 
Работы по внедрению этой концепции ведутся в два этапа. На первом этапе (начат в 1997 г.) осуществляется введение в систему обслуживания завода-изготовителя и идет отработка взаимоотношений "Заказчик" - "Сервисная компания" - "Завод-изготовитель". При этом предусматриваются увеличение наработки оборудования и сокращение удельных затрат на его ремонт. Вводится программное обеспечение учета движения и ремонта оборудования, определяются критерии оценки качества услуг. На втором этапе намечено: создание законченного цикла в обороте насосов; минимизация и оптимизация парка насосов; переход на систему проката оборудования. 
В настоящее время работы по проверке и замене вышедших из строя узлов и деталей ЗАО "Техносервис" производятся непосредственно в специализированных мастерских (арендуемых у заказчика), а более сложный ремонт, связанный с обработкой цилиндра и плунжера, осуществляется непосредственно на заводе ПКНМ в г. Краснокамске. Специализированные мастерские имеют оснащение, аналогичное используемому ремонтными предприятиями ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", за исключением приборов контроля "ПИКА". Ремонт и контроль качества проводятся по заводской технологии работниками, прошедшими обучение в ПКНМ. При выполнении ремонта используются детали и комплектующие только заводского изготовления. 
Оплата услуг сервисного предприятия осуществляется за фактически выполненные заказы (с учетом стоимости запасных частей и транспортных расходов) по поддержанию в работоспособном состоянии парка ШГН, необходимого для обеспечения работы существующего фонда скважин с данным оборудованием. При этом в договоре на сервисное обслуживание предусмотрены задания ЗАО "Техносервис" по увеличению межремонтного периода и снижению удельных эксплуатационных затрат нефтегазодобывающего предприятия. В дальнейшем, по мере завершения формирования принципов сервисного обслуживания, взаимоотношения между заинтересованными сторонами должны строиться на условиях оплаты сервисной службе "суток-проката" оборудования.  
Необходимо отметить, что принципы сервисного обслуживания, заложенные в работу ЗАО "Техносервис", соответствуют положениям стандарта АРI, получившим широкое распространение в основных нефтедобывающих странах при организации сервисного обслуживания заводами-изготовителями. Такая система организации сервисного обслуживания предусматривает: 
• обеспечение ремонта насосов всех производителей путем применения унифицированных деталей насоса и замены на них деталей и узлов в существующих насосах;  
• исключение закупки новых комплектных ШГН, поставку только запасных частей;  
• снижение затрат на ремонт за счет максимальной унификации деталей;  
• сбор и обобщение исходных материалов для разработки новых конструкций насосов в различном материальном исполнении;  
• переход на сборку насоса (по материальному и конструктивному исполнению) под конкретную скважину. 
Первые результаты перехода на новую форму сервисного обслуживания подтвердили достаточную эффективность данного шага. 
Средняя наработка глубинного насоса в ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" увеличилась по сравнению с 1997 г. на 24% и составила свыше 760 суток, суммарные затраты на поддержание в работоспособном состоянии парка ШГН снижены в 1998 г. на 15% при одновременном уменьшении на 17% стоимости ремонта насоса. Экономическая эффективность за первую половину 1998 г. составила 135,8 тыс. рублей.  
Значительно сократились массовые закупки комплектных насосов. Так, в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" они снижены до 10%, а в ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", начиная со второй половины 1997 г., прекращены полностью. Через ЗАО "Техносервис" приобретаются только необходимые комплектующие изделия (цилиндры, плунжеры, клапанные пары и т.д.) с заданными параметрами в необходимом материальном исполнении. Данная система (кстати, давно существующая в основных нефтегазодобывающих странах), при которой под каждую конкретную скважину индивидуально на месте эксплуатации и по технологии завода-изготовителя собирается насос, значительно сокращает расходы на приобретение оборудования и снижает эксплуатационные затраты. 
Эффективность практикуемого в Пермском регионе сервисного обслуживания характеризуется сокращением на 30-50% прямых затрат на поддержание парка этого вида оборудования и ростом межремонтного периода работы штанговых насосов почти до 500 суток. 
Немаловажную роль в росте межремонтного периода работы скважин, особенно на скважинах с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСП), сыграло создание специализированных участков по контролю и ремонту штанг и установка там специальных машин по заливке скребков-центраторов. Так, на ряде скважин ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", где имеют место указанные отложения, внедрение скребков-центраторов позволило снизить количество подземных ремонтов скважин почти в 1,8 раза и увеличить межремонтный период работы скважин более чем в 1,5раза. 
n Не за горами - переход на систему проката 
На предприятиях компании начаты работы по созданию специализированных сервисных центров по ремонту и эксплуатации станков-качалок, которые также ведутся по названным выше двум направлениям. В ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" сервисное обслуживание осуществляется собственными силами, а в пермском регионе - ЗАО "Сервис", являющимся дочерним предприятием ОАО "Мотовилихинские заводы". 
На дочерних предприятиях компании в пермском регионе заказчик оплачивает сервисному предприятию фактический (за прошедший месяц) объем работ по ремонту и всем видам технического обслуживания, включая связанные с этим транспортные расходы. В случае если при приемке станка-качалки после технического обслуживания и текущего ремонта заказчик имеет замечания к механической или электрической части, плата за выполненный объем работ автоматически снижается (после устранения замечаний) на определенный, оговоренный договором процент.  
Данная система значительно повышает ответственность сервисной фирмы за качество ремонта и обслуживания станков-качалок, сокращает издержки потребителя и освобождает его от несвойственных нефтегазодобывающему предприятию работ. Теперь нефтегазодобывающие предприятия не имеют в своем составе специализированных баз и бригад по ремонту и обслуживанию, не занимаются вопросами обеспечения и производства запасных частей. Таким образом, нефтяники могут сосредоточить свои усилия на совершенствовании технологических процессов и повышении эффективности добычи нефти. 
Следующим этапом взаимоотношений между заказчиком и сервисной службой должен стать переход на прокатную систему, когда оплачивается только отработанное оборудованием время (количество суток-проката).  
Помимо постоянного совершенствования сервисного обслуживания и улучшения качества ремонта важным направлением снижения затрат при эксплуатации скважин с УШГН являются грамотный выбор оборудования и оптимизация режимов работы скважин. Но эта тема заслуживает специального анализа.
7 вопрос 
Работа штанговых глубинных  насосов на больших расстояниях  затруднена и эксплуатация скважин  ими малоэффективна. 
С увеличением глубины  спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования.  
Для эксплуатации глубоких скважин  с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют  бесштанговые погружные насосные установки.  
К бесштанговым погружным  установкам относятся насосы: 
а)электровинтовые; 
б)гидропоршневые - 1%; 
в)диафрагменные - 1 - 2 %; 
г)электроцентробежные. 
Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных  насосов. 
Преимущества: 
Скважины, оборудованные  установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными  установками. 
Здесь на поверхности нет  механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. 
Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в  эксплуатацию сразу же после бурения  в любой период года, даже в самые  суровые зимние месяцы, без больших  затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин  ЭЦН устье легко поддается  герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для  установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. 
Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин  и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также  наклонно-направленных скважин. 
Недостатки: 
К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении  труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее  электрика высокой квалификации.  
На больших оборотах нефть  смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН  могут применяться также для  межпластовой закачки воды и для  поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах. 
Не рекомендуется применять  погружные электроцентробежные  насосы в скважинах: 
а)в жидкостях, в которых  содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих  деталей насоса; 
б)с большим количеством  газа, снижающего производительность насоса. 
Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости. 
Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а  работа насоса становится неустойчивой.  
Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 500м и более, что объясняется  необходимостью иметь громоздкое тяжелое  оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. Да и  подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому в настоящее время  разработаны принципиально новые  бесштанговые насосные установки с  переносом двигателей на забой. 
Широкое применение в нашей  стране получили погружные установки  центробежных электронасосов. Начали, применяется гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания  винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сут., в то время  как дебит скважин, оборудованных  штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок 
- простота обслуживания, большой межремонтный период  работы - 1 года. Нередки случаи, когда  на отдельных месторождениях  установки работают более 2-3 лет  без подъема. 
Установки имеют два исполнения обычные и коррозионностойкие. 
Пример условно обозначения  установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВкО2 ТУ 26-06-1486-87, где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сутки; 1200 - напор, м; ВК - вариант  комплектаций; 02 - порядковый номер  варианта комплектаций по ТУ. 
Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие: 
-среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды  и нефтяного газа); 
-максимальная кинематическая  вязкость однофазной жидкости, при  которой обеспечивается работа  насоса без изменения напора  и кпд- 1мм2/сут.; 
 водородной показатель  попутной воды Рн 6,0 - 8,5, максимальное  содержание твердых частиц 0,01% (0,1 г/л), микротвердость частиц не  более 5 баллов по Люису; 
максимальное содержание попутной воды - 99%; 
максимальное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с насосными  модулями - газосепораторами (по вариантам  комплектаций) - 55%, при этом соотношение  в откачиваемой жидкости нефти и  воды регламентируется универсальной  методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП, ЭЦН - 79 ); 
максимальная концентрация сероводорода: для установок коррозионностойкого  исполнения - 0,125% (1,25 г/л); 
температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 С.
Эксплуатация  скважин бесштанговыми насосами.
Для отбора из скважин  больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах  жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых  районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки  носят название электропогружные электронасосы. В первом случае — это установки  центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором — установки погружных  винтовых электронасосов (УЗВНТ).
Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН  довольно просты в обслуживании, так  как на поверхности имеются станция  управления и трансформатор, не требующие  постоянного ухода.
При больших подачах  УЭЦН имеют достаточный КПД , позволяющий  конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.
При этом способе  эксплуатации борьба с отложениями  парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных  скребков, а также путем нанесения  покрытия внутри поверхности НКТ.
Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут.
Скважинный насос  имеет 80—400 ступеней. Жидкость поступает  через сетку в нижней части  насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается  узел гидрозащиты. Электроэнергия с  поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота  вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой  сети) до 400— 2000 В.
Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать  установку вручную или автоматически.
Колонна НКТ оборудуется  обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ  при остановках насоса, что облегчает  запуск установки, а сливной освобождает  НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.
Для повышения эффективности  работы для вязких жидкостей скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового  насоса, подобно установке ЭЦН, имеет  погружной электродвигатель с компенсатором  и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор  и станцию управления. За исключением  насоса, части установки идентичны.
снижение проницаемости призабойных  зон скважин происходит уже в  процессе бурения. При бурении скважин  происходит поглощение пластом промывочных  жидкостей, что является причиной кольматации  порового пространства прифильтровой  зоны глинистыми коллоидно-дисперсными  частицами и приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым  раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. В  процессе эксплуатации скважин проницаемость  также понижается в связи с  набуханием глин. Методы устранения этого  негативного явления разнообразны. Одним из них является способ применения водоотнимающих химических реагентов. К этому виду химических реагентов  относятся спирты и гликоли. Обработка  ? -олефинов перекисью водорода приводит к образованию двухатомных спиртов, таким образом, ? -олефины, обработанные перекисью водорода, выполняют две  функции: снижают набухание глин и являются растворителем асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). 
Снижение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства АСПО. Для борьбы с СПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. Механизм действия химических реагентов заключается, в основном, в растворении или диспергировании АСПО и их отмыве. При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважины образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО. Поэтому эффективными будут химические реагенты, одновременно действующие на глинистые компоненты и АСПО. 
Известны способы обработки призабойных зон добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое тело - 1979, N 9., с.8-9; Мустафин Г.Г., Зарипов И.З., Юсупов И.Г., Федин В. Ф. Обработка призабойной зоны скважин горячим растворителем // Тр. /ТатНИПИ -нефть, - 1980, -Вып.43, - С.48-51.). 
Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель (плотность - 0,69 г/см3
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.