Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Повышение эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в территориально-производственном предприятии «Лангепаснефтегаз»

Диссертация: Повышение эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в территориально-производственном предприятии «Лангепаснефтегаз»
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В настоящее время и в обозримом будущем основой эксплуатационного фонда нефтяной промышленности России являются малои среднедебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. В ТПП «Лангепаснефтегаз» растет абсолютное число и удельный вес мало и средедебитных нефтедобывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации, из-за чего установки штанговых и центробежных насосов в ТПП «ЛНГ… Читать ещё >

Повышение эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в территориально-производственном предприятии «Лангепаснефтегаз» (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. Анализ состояния техники и технологии добычи нефти на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз»
    • 1. 1. Анализ состояния добычи нефти и структуры запасов в ТПП «Лангепаснефтегаз»
    • 1. 2. Области применения оборудования для механизированной добычи нефти. Анализ эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири (на примере ТПП «Лангепаснефтегаз»)
    • 1. 3. Аналитический обзор существующих методик повышения эксплуатационных характеристик оборудования для добычи нефти. Основные задачи и цели исследований
  • ГЛАВА 2. Способы определения основных механических характеристик материала бывших в употреблении насоснокомпрессорных труб и штанг
    • 2. 1. Определение требуемых характеристик сталей, применяемых для изготовления насосных штанг и НКТ
    • 2. 2. Взаимосвязь механических свойств сталей
    • 2. 3. Возможности управления механическиеми свойствами сталей
    • 2. 4. Влияние предварительной деформации на механические характеристики насосных штанг
  • Выводы и основные результаты по второй главе
  • ГЛАВА 3. Внедрение методик упрочнения и определения прочностных характеристик насосных штанг
    • 3. 1. Компьютеризованный технологический процесс восстановления, упрочнения, устранения биений, установления прочностных характеристик, неразрушающего контроля насосных штанг
    • 3. 2. Технологический процесс устранения биения головки насосных штанг
    • 3. 3. Сортировка насосных штанг в процессе
  • приложения продольной растягивающей нагрузки
    • 3. 4. Неразрушающий компьютеризованный магнитоиндукционный контроль насосных штанг
    • 3. 5. Основные направления усовершенствования компьютеризованного технологического комплекса по упрочнению, восстановлению пространственной геометрии и дефектоскопии насосных штанг
    • 3. 6. Методика подбора штанговых насосных установок

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерно вступление в стадию падающей добычи. Многие крупные месторождения Урало-Поволжья и Западной Сибири, обеспечивающие основной объём добычи нефти в стране, характеризуются сегодня высокой степенью выработанности запасов и интенсивным ростом обводненности продукции.

В 90-е годы двадцатого столетия процесс падения добычи нефти приобрёл лавинообразный характер. Так, за период 1988;1995 г. годовые объёмы добычи нефти снизились более, чем на 200 млн. тонн, постоянно растет количество простаивающих скважин.

В нефтяной отрасти сложилась неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В тоже время на долю трудно-извлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогружённые горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) в отрасли приходится 2/3, или 65%. В территориально-производственном предприятии «Лангепаснефтегаз» (ТПП «ЛНГ») доля трудно-извлекаемых запасов составляет более 90%.

Следствием ухудшения структуры запасов нефти становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин. За 15 лет (с 1985 г. до 1999 г.) средний дебит нефтяных скважин в ТПП «ЛНГ» уменьшился с 19 т/сутки до 6 т/сутки.

Под влиянием ухудшающейся структуры запасов, перехода многих нефтяных месторождений России на завершающие этапы разработки, когда увеличение обводненности, выпадение парафинов и смол, вынос вместе с пластовой жидкостью механических примесей усложняют эксплуатацию нефтяных скважин, происходит рост капиталоёмкости и трудоёмкости добычи нефти. Одновременно с этим происходит снижение наработки на отказ скважинного насосного оборудования.

Перенос центра тяжести развития нефтяной промышленности Российской Федерации на механизированную эксплуатацию малои среднедебитных скважин с осложненными геолого-техническими условиями ставит задачи оптимизации эксплуатации скважинного насосного оборудования.

Для этого необходимо разработать методики определения основных эксплуатационных характеристик как самих скважинных насосных установок для добычи нефти, так и отдельных их узлов (штанг, труб, скважинных насосов и т. д.), а также методики оптимального подбора и диагностики данного оборудования при его работе в осложненных условиях эксплуатации.

Создание вышеназванных методик, апробация и внедрение их на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз» стали основой настоящей диссертационной работы.

В первой главе диссертации проведен анализ состояния добычи нефти и наработок на отказ нефтепромыслового оборудования в ТПП «Лангепаснефтегаз», который подтвердил насущность и актуальность темы диссертационной работы.

Вторая глава посвящена теоретическим исследованиям, которые легли в основу создания методик определения прочностных характеристик насосных штанг и труб (НКТ) скважинных насосных установок.

В третьей главе представлены этапы экспериментальных и внедренческих работ по определению и повышению эксплуатационных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб, а также уточненная методика подбора конструкции штанговых колонн. В результате этих работ в ТПП «ЛНГ» внедрены компьютеризированный комплекс определения и повышения прочностных характеристик насосных штанг, а также программный комплекс подбора и оптимизации работы штанговых скважинных насосных установок «Автотехнолог». Внедрение указанных комплексов позволило значительно (более чем в 2 раза) сократить отказы скважинного оборудования ШСНУ за счет обрывов штанговых колонн.

В четвертой главе дан технико-экономический анализ возможности и целесообразности проведения различных работ на скважинах, оборудованных ШСНУ (подземный ремонт скважин, проведение ОПЗ, внедрение новой техники, оптимизация и т. д.), а также расчет технико-экономического эффекта от разработки, изготовления и внедрения программно-аппаратных комплексов определения и повышения эксплуатационных характеристик насосных штанг и подбора штанговых скважинных насосных установок для добычи нефти на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз».

В Приложениях представлены Акты, Протоколы, Приказы, Инструкции по эксплуатации, Руководящие документы, Методики и другие документы, отражающие результаты испытаний и внедрения созданных при непосредственном участии и под руководством автора настоящей диссертационной работы программно-аппаратных комплексов определения и повышения эксплуатационных характеристик насосных штанг и подбора штанговых скважинных насосных установок.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.

1.В настоящее время и в обозримом будущем основой эксплуатационного фонда нефтяной промышленности России являются малои среднедебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. В ТПП «Лангепаснефтегаз» растет абсолютное число и удельный вес мало и средедебитных нефтедобывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации, из-за чего установки штанговых и центробежных насосов в ТПП «ЛНГ» работают с низкими технико-экономическими показателями. Срок амортизации большой части нефтепромыслового оборудования (УЭЦН и ШСНУ) или уже истек, или подходит к концу.

2.Для рентабельной эксплуатации малои среднедебитных скважин в условиях ТПП «ЛНГ» необходимо иметь эффективные методики определения основных технических характеристик нефтепромыслового оборудования и точные методики подбора, учитывающие все осложняющие факторы и истинные технические характеристики оборудования.

3.Наиболее универсальной величиной, определяющей усталостную прочность сталей, используемых для изготовления НКТ и насосных штанг, является комплексные величины — произведение о"*у и ударная вязкость. В связи с этим для оценки предела усталостной прочности материала НКТ и насосных штанг, бывших в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, необходимо проводить испытания стандартных образцов на растяжение и ударную вязкость.

4.Колонны НКТ и насосных штанг, бывших в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, могут считаться годным к дальнейшей эксплуатации если величина произведения ов*у л находится в интервале 30. 50 МДж/м'.

5. У пру го-пласгическая деформация растяжения стальных насосно-компрессорных труб и штанг величиной от. 1,5 до 2% позволяет отбраковывать дефектные трубы и штанги и обеспечивает повышение коррозионной выносливости труб и штанг.

6.На основании теоретических и экспериментальных исследований усовершенствован применяемый в ТПП «ЛНГ» компьютеризованный технологический процесс восстановления, упрочнения, установления прочностных характеристик насосных штанг. Внедрен метод определения основных прочностных характеристик насосных штанг (твердость в НВ, а т, а в, 8 0,2, У,? -г,? в, о"*У), как для новых изделий, так и для изделий, находившихся в эксплуатации.

7.Допустимые приведенные напряжения насосных штанг, бывших в употреблении в течение 2−3 лет, на 25−30% ниже, чем для новых штанг. В связи с этим уточненные прочностные характеристики штанг должны учитываться при подборе скважинных штанговых насосных установок и штанговых колонн.

8.На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований созданы уточненная методика и программа подбора скважинных штанговых насосных установок, обеспечивающие выбор оптимальных параметров оборудования и-режимов работы ШСНУ. Разработанная методика подбора оборудования и режимов его работы обеспечила повышение добычи нефти на 13%, снижение количества отказов на 7% и повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками. Методика позволила проводить экономическую оценку выполнения различных мероприятий по каждой конкретной скважине, а также.

134 прогнозировать эффективность использования данной скважины в будущем.

9.Экономическая эффективность от применения уточненной методики расчета ШСНУ и программы подбора «Автотехнолог» на одной скважине Нивагальского месторождения ТПГТ «ЛНГ» составляет около 2000 руб. в год.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Н.К., Банков Н. М. и др. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности. Академия естественных наук России. М, ИГиРГИ., 1995 г.
  2. Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реализации. Виницкий М. М., Валов Б. М., Грайфер В. И., Джавадян A.A. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.
  3. В.О. О нефти, горючем газе и будущем энергетики. Наука в СССР, N4, 1988 г.
  4. В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М., Недра, 1976.
  5. А.Н. Формула прогресса. М., Недра, 1989
  6. Р.Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений. Татарское книжное издательство, Казань, 1989 г.
  7. В.И. Состояние и перспективы разработки и внедрения насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин. Обзорная информация.Сер.ХМ-4 «Насосостроение», ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М., 1990.
  8. Ю.В. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно-направленных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 2000.
  9. Н.Ф., Мерициди И. А., Ивановский В. Н. и др. Диафрагменные насосы для добычи нефти. Экспресс-Информация, Серия ХМ-4, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990 г.
  10. Насосное оборудование для добычи нефти. Научно-технический сборник N3 ОКБ БН, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М.:1990.
  11. Стандарт предприятия. Определение направлений развития оборудования механизированной эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири. СТП 14 863−011−89.
  12. А.Н. Выбор способа добычи нефти. M., Недра, 1971.
  13. Ю.П., Рябинина З. К., Воинов В. В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.
  14. Нефтяная промышленность Российской Федерации. 1994 год. М.: ВНИИОЭНГ, 1995, с. 443.
  15. В.Н., Кривенков C.B. Анализ оборудования для механизированной добычи нефти. Сборник трудов «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть», «Нефть и газ». Москва. 1993 г. стр.-19.
  16. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под редакцией Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1983.
  17. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1983.
  18. О.В., Николаев Н. М., Королев A.C. и др. Анализ состояния и перспектив развития НГДУ «Покачевнефть». В книге «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». М.: «Нефть и газ», 1993, 254 с.
  19. В.А., Сельцова H.A., Махиня Г. И., Осинцева JI.B. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, вып.5, ВНИИОЭНГ, М&bdquo- 1989.
  20. A.A., Каплан Л. С., Анализ нагрузок в наклонно направленных скважинах при эксплуатации их штанговыми насосами. Серия Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. ВНИИОЭНГ № 7 1991г.
  21. A.C. Переменное напряжение в глубинонасосных скважинных штангах и их связь с разрушением Труды ВНИИ., Гостоптехиздат., вып.1.1947г.
  22. A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. Избранные труды. М., Недра, 1971.
  23. В.П., Методика расчета штанговых колонн для восточных нефтяных районов., Диссер., к.т.н., М., 1966 г.
  24. Г. Л. Оптимизация работы штанговых глубиннонасосных скважин. Дисс.канд.техн.наук., М., 1985
  25. Круман Б. Б. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977, 345 с.
  26. .Б., Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. М. Недра. 1980 г.
  27. Ю.Н., Совершенствование расчетных методов оценки надежности штанг с целью улучшения компоновок штанговых колонн, работающих в наклонно направленных скважинах. Диссер., к.т.н., М. 1997 г.
  28. И.Т., Палий В. А. «Исследование динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну в наклонно-направленных скважинах. М, Нефтяное хозяйство, № 7, 1993.
  29. В.Н. Исследование усталостной прочности непрерывных насосных штанг, наматываемых на барабан с упруго-пластическими деформациями. РНТС «Машины и нефтяное оборудование» № 11, 1980, ВНИИОЭНГ.
  30. В.Н. Исследование работоспособности непрерывных наматываемых штанг глубинно-насосных установок. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М., МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1981, 217 с.
  31. Ю.А., Уразаков K.P. Трение штанг в наклонно-направленной скважине. М.: Нефтяное хозяйство, № 10, 1990.
  32. A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М., Недра 1965.
  33. A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М., недра, 1986.
  34. A.M. Штанговая скважинная насосная установка. В кн. «Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования». М., Недра, 1987.
  35. Гейнрих Ришмюллер. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. SBS нефтепромысловая техника. Шеллер-Блекман ГмБХ, г. Терниц, Австрия, 1988.
  36. H.A. Трение, износ и усталость в машинах. М.: Транспорт, 224 с.
  37. В.Н., Сорокин Г. М. Механическое изнашивание сталей и сплавов. М.: Недра, 1996,364 с.
  38. В.Н., Сорокин Г. М. Износостойкость сталей и сплавов. М.: Нефть и газ, 1994, 415 с.
  39. И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1986, 560 с.
  40. C.B. Избранные труды в 3-х томах. Т.2. Усталость материалов и элементов конструкции. Киев, Наукова думка, 1985, 256 с.
  41. C.B., Когаев В. П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчет деталей на прочность. М.: Машиностроение, 1975, 488 с.
  42. И.В. Исследования по упрочнению деталей машин. Сборник статей. М.: Машиностроение, 1972, 467 с.
  43. Прочность деформированных металлов. Под ред. Максимовича Г. Г. Киев, Наукова думка, 1976, 388 с.
  44. A.A. Пластичность. М., Гостехиздат, 1963
  45. В.В. Влияние коррозионной среды на циклическую прочность металлов. М.: Наука, 1969.
  46. П. Усталость металлов. М.: Машиностроение, 1968, 456 с. 49.3охрабов А.Г., Рабинович A.M., Ахмедов Б. М. Упрочнение глубиннонасоных штанг пластическим деформированием. M., РНТС «Химическое и нефтяное машиностроение», № 1,1974.
  47. С.И., Коваль В. П., Седов В. А. Оразрушении насосных штанг в сероводородосодержащих средах. РНТС «Машины и нефтяное оборудование», ВНИИОЭНГ, 1979, № 10.
  48. В.Н. Исследование коррозионно-усталостной прочности непрерывных насосных штанг, наматываемых на барабан. РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности» № 7, 1981, ВНИИОЭНГ.
  49. Штанги насосные и муфты к ним. ГОСТ 13 877–80.Издание официальное Е. Издательство стандартов. М., 1993-
  50. Межгосударственный стандарт. Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия. Издание неофициальное. ГОСТ 13 877–96.
  51. Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. М, 1996-
  52. Металлы. Методы испытаний на растяжение. ГОСТ 1497–84, ГОСТ 955 164, ГОСТ 1115–84, ГОСТ 11 701–84. Издание официальное. Издательство стандартов. М., 1993-
  53. Устройство для упрочнения длинномерного материала. Патент РФ № 2 082 590.
  54. В.Н., Кривенков C.B. Анализ оборудования для механизированной добычи нефти. Сборник трудов «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть», «Нефть и газ». Москва. 1993 г. стр.-19.
  55. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в ПГДУ «Покачевнефть». «Нефть и газ». Москва. 1993 г. стр. 51.
  56. В.Н., Дарищев В. И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Николаев Н. М., Петров В. М. Система диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок. Сборник трудов. Первая международная конференция «Энергодиагностика» Москва, 1995 г.
  57. В.Н., Дарищев В. И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Агафонов А. Р. Некоторые итоги подконтрольной эксплуатации установок типа УЭВН-5. Научно-технический журнал серии «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ.1997. № 2.С.16.
  58. В.Н., Деговцов A.B. Исследования усталостной прочности непрерывных канатных штанг скважинных насосных установок. Экспресс -информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование».№ 4, ВНИИОЭНГ, М&bdquo- 1984.
  59. Н.М., Ивановский В. Н., Дарищев В. И. и др. Как поставить диагноз скважине. Нефть России, № 9−10, 1998, с.36−40.
  60. Н.М., Каштанов B.C., Сабиров A.A., «Технико-экономические результаты оптимизации работы ШСНУ с помощью143системы диагностики работоспособности насосных установок» «Нефтепромысловое дело». М.:ВНИИОЭНГ, 2000, № 4.
  61. А.Ф., Предприятие в условиях рынка. Учеб. Пособие по курсу «Организация, планирование и управление предприятием». М. 1992 г.
  62. A.C., Торонов В. А. Нормативный учет и себестоимость промышленной продукции. Киев. Техника. 1990 г.
  63. В.И. Экономика новых форм автоматизации производства. М., Наука 1991 г
  64. Норма отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР., М., Экономика. 1979 г.760 составе затрат и единые нормы амортизационных отчислений. Сборник нормативных документов с комментариями. М. Финансы и статистика. 1995 г.
  65. Ю.В., Нормативная долговечность работы штанг в наклонно направленных скважинах., М, ВНИИОЭНГ., 1997 г.
  66. Настоящий документ определяет объем внедрения и технико-экономические показатели работы установок электроприводных винтовых насосов (УЭВН5) для добычи нефти на добывающих скважинах ТПП «Лангепаснефтегаз».
  67. Внедрение УЭВН5 было связано с усложнением эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в ТПГГ «ЛНГ» с помощью штанговых и центробежных насосов и со снижением технико-экономических показателей добычи нефти.
  68. От ГАНГ имени И. М. Губкина От ТПП «Лангепаснефтегаз"/^<1- //с с£ У/<�ус. а1. СОГЛАСОВАНО1. УТВЕРЖДАЮ
  69. Заместитель Генерального директора ЗАО «ЦОНиК1. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ^^
  70. ДЛЯ СПЕЦИАЛИСТОВ, КОМАНДИРОВАННЫХ В ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» по теме «Комплекс работ по кратному снижению РС-отказов насосных установок для добычи нефти"1 .ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ11. Каждый специалист по своему направлению проверяет гипотезу:
  71. Каждый специалист должен либо: -подтвердить гипотезу конкретными примерами--опровергнуть гипотезу, выдвинув новую и аргументировав конкретными примерами.
  72. Командировка завершается составлением подробного отчета.
  73. Каждый эпизод отчета должен быть адресным (скважина, куст, пласт, параметры режима, геометрия скважины, комплект оборудования, степень его износа, образец отказавшего оборудования.
  74. Объектом исследования являются как отечественные, так и импортные установки с указанием изготовителя и разработки конструкции и модернизации.
  75. Проиллюстрировать отказы и разрушения адресными образцами, пригодными к дальнейшим исследованиям.24.3америть твердость в образцах деталей, формирующих проточный тракт в отечественных и импортных насосах.
  76. Оценить практику применения обратных клапанов при повышенных КВЧ (засоряемость, герметичность и т. д.).26.0ценить практику применения газосепараторов при повышенных КВЧ.27.0ценить возможность прямой и обратной промывки «забитой» мехпримесямиустановки.
  77. Выделить (отранжировать) наиболее быстро изнашивающиеся элементы насоса: втулки, шайбы, диски, кромки лопаток, незащищенные участки валов и др. типовые случаи.
  78. Выяснить геометрию износа симметричный, эксцентричный, бочкообразный и т. д. — с численными характеристиками.
  79. Выяснить зависимости величин по п. 2.9. от места в насосе близость консоли, подшипника, номер секции, ступени — и от рабочих параметров — подача и напор насоса, обводненность, количество и характер мехпримесей.
  80. Определить, что чаще и по каким элементам отказывает новые насосы, ремонтные насосы, насосы многократным использованием деталей (валов, корпусов и т. д.).
  81. Приготовить образцы деталей, отработавших без отказов во многих рейсах (валы, фрагменты шеек корпусов, фланцы) для анализа на остаточные напряжения.
  82. Собрать полную коллекцию отказавших элементов или их фрагментов. 2.15.Оценить новации в области соединений секций и модулей УЭЦН.
  83. Провести анализ для определения наиболее слабых элементов УЭЦН и способов их усиления.
  84. Проверить соответствие фактических конструкционных материалов проектным.
  85. Оценить разбираемость поднятых после работы насосов, в т. ч. возможность плавания рабочих колес.
  86. Проверить соответствие фактических зазоров, биений, размеров, люфтов проектным. 2.20.Оценить работу осевых опор в секциях насосов и в ступенях.
  87. Собрать сведения о работе насосов в износостойком исполнении (в т.ч. конструкции ОКБ БН, Борец, АЛНАС и др.).
  88. Проверить соответствие требованиям ТУ, РЭ, регламентов ПРС, выводов на режим и т. д. при проведении всех работ.
  89. Оценить проведение процессов глушения скважин (начиная с солевых растворных узлов и кончая пробами жидкости глушения из скважин), ПРС, монтажа УЭЦН, спуска установки в скважину, вывода на режим.
  90. Оценить стабильность электропитания ПЭД, методы настройки защиты, суточные, сезонные, кратковременные колебания напряжения, пики, посадки и т. д.
  91. Собрать образцы и оценить «координаты» типичных мест пробоя кабельных удлинителей.
  92. Оценить условия комплектации отечественных и импортных установок колоннами НКТ (одна и та же категория прочности- завод изготовитель- полет по элементам колонны НКТ резьба, муфта, тело- место установки оборванной трубы).
  93. Оценить процесс шаблонировки скважин под спуск конкретных УЭЦН, получить чертежи шаблонов для отечественных и импортных установок.
  94. Ознакомиться с нормативными документами по подготовке скважин к спуску отечественных и импортных установок ЭЦН .
  95. Сравнить технологию монтажа отечественных и импортных установок ЭЦН по документам, личным наблюдениям.
  96. Выяснить технологию организации расследования причин отказов УЭЦН, в т. ч. РС-отказов. Принять участие в работе комиссии, оценить уровень квалификации специалистов, виды репрессий.
  97. Оценить уровень квалификации специалистов, имеющих отношение ко всем фазам технологического цикла движения УЭЦН.
  98. Ознакомиться с опытом применения всех видов глубинных измерителей давления, температуры, вибрации и т. д.
  99. Ознакомиться с опытом работ по снятию инклинограмм скважин с обсаженным стволом.
  100. Куратор работ от ТПП «Лангшепаснефтегаз"1. К.Э.Бегагаев1. При ложе ни• Утверждаю «дире*ф$ра ВИМСа аботе строумов99 7 г
  101. Заключение о результатах минералогического анализа пробы песка!
  102. По заказу сотрудника Государственной Академии нефти и газа С. С. Пекина в лаборатории прикладной и генетической минералогии ВИМСа в период с 11 по 18 ноября 1997 г был проведен минералогический анализ пробы песка.
  103. Проба поступила упакованной в открытый полиэтиленовый пакет. После просушивания под ИХ-лампой масса воздушно-сухой пробы составила 322,5 г. Дальнейшие исследования проводились на отквартовке пробы массой 100,03 г.
  104. Результаты ситового анализа представлен!,! в таблице I.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!