газлифтная эксплуатация скважин Иреляхского месторождения с использованием плунжерного подъемника

Цилиндры применяются в машинах поршневого типа – компрессорах, штанговых глубинных насосах. Характерными дефектами этих деталей является износ рабочей поверхности.В зависимости от размера цилиндра выбирают станочное оборудование. Крупногабаритные цилиндры обычно растачивают на горизонтальных расточных станках многорезцовыми головками, закрепленными на бортштанге. После расточки поверхность подвергают шлифованию.Универсальный горизонтально-расточный станок с ручным управлением. Станок предназначен для обработки заготовок больших размеров и массы. Станок (рисунок4.4) имеет неподвижную переднюю стойку 3, установленную на основании 11. На направляющих стойки может перемещаться вверх-вниз шпиндельная бабка 7 с расточным шпинделем 6 и планшайбой 5. На направляющих основания расположены салазки 10, а на них стол 9, который может перемещаться в продольном и поперечном направлениях относительно оси шпинделя и совершать круговое движение.На основании установлена задняя стойка 1 с люнетом 2, предназначенным для дополнительной опоры конца борштанги при растачивании длинных отверстий. На планшайбе в радиальных направляющих смонтирован суппорт 4, обеспечивающий обработку резцом плоских поверхностей и выточек. Управление станком осуществляется с пульта 8. Координаты перемещения шпиндельной бабки, люнета, задней стойки и стола отсчитываются по лимбам или с помощью навесных оптических устройств.Рисунок4.4.Универсальный горизонтально-расточный станок1,3 — стойки; 2 — люнет; 4 — суппорт; 5 — планшайба; 6 — шпиндель; 7 — шпиндельная бабка; 8 — пульт; 9 — стол; 10 — салазки; 11 — основаниеТаблица 4.3.Технические характеристики горизонтально-расточного станка 2А656 Ф11Цилиндр обычно ремонтируют способом ремонтных размеров. Стандарт ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск насосов условным диаметром 28, 32, 38, 44, 57, 70, 95 мм. Внутренние диаметры цилиндров после ремонта могут отличаться от этих значений, но они должны быть кратны 0,05: 28,6-29,0 мм; 32,0-32,4 мм; 38,0-38,4 мм; 43,6-44,0 мм; 56,6-57,0 мм; 69,6-70,0 мм; 94,6-95,0 мм. Предельное отклонение внутреннего диаметра цилиндра – верхнее +0,03 мм, нижнее -0,01 мм. Внутренняя поверхность цилиндра подвергается азотированию на глубину 0,3…0,5 мм или хромированию с толщиной слоя не менее 0,07 мм для увеличения твердости и износостойкости. Твердость упрочненного слоя должна быть не менее HRС 80. Допуск прямолинейности оси цилиндра не более 0,01 мм на 1 м длины. Шероховатость внутренней поверхности цилиндра Ra=0,32 мкм.Азотирование — это технологический процесс химико-термической обработки, при которой поверхность различных металлов или сплавов насыщают азотом в специальной азотирующей среде. Поверхностный слой изделия, насыщенный азотом, имеет в своём составе растворённые нитриды и приобретает повышенную коррозионную стойкость и высокую твердость (до HRC 100).Насыщение поверхности металла производится при температурах от 400-600°С. Средой для насыщения являетсядиссоциированный аммиак. Для проведения газового азотирования используются преимущественно шахтные, ретортные и камерные печи.Рисунок 4.5. Схема установки для азотирования1 – шахтная печь; 2 – баллон с аммиаком; 3 – осушитель; 4 – манометр; 5, 6, 7 – вентили; 8 – свеча, 9 – термопараХромирование —процесс осаждения на поверхность детали слоя хрома из электролита под действием электрического тока. Хромирование используется для повышения износостойкости, повышения коррозионной стойкости. Этот процесс обеспечивает повышенную устойчивость стали к газовой коррозии (окалиностойкость) при температуре до 800 °C, высокую коррозионную стойкость в таких средах, как вода, морская вода и азотная кислота. Хромирование сталей содержащих свыше 0,3-0,4 %С, повышает также твёрдость и износостойкость. Твердость хрома составляетHRC 66…90. Толщина хромового покрытия обычно составляет от 0,075 до 0,25 мм [2]. Рисунок 4.6. Установка для анодно-струйного хромирования1 - ванна; 2 –опора; 3 –хромируемая деталь; 4 – хромируемая поверхность;5 –насадка-анод; 6 –насосная установкаСодержание ванны с шестивалентным хромом:- хромовая кислота 225—300 г/л;- серная кислота 2,25—3,0 г/л;- температура 45 — 60 °C;- сила тока 1,55—3,10 кА/м2;- анод - свинец, содержащий до 7 % олова или сурьмы.Изношенные плунжеры после соответствующей обработки могут быть использованы в малоразмерных цилиндрах. Незначительный износ может быть восстановлен хромированием.Рассмотрим ремонт плунжера способом ремонтных размеров. Наружные диаметры плунжеров после ремонта должны быть кратны 0,025: 28,1-28,6 мм; 31,0-31,5 мм; 37,5-38,0 мм; 43,1-43,6 мм; 56,1-56,6 мм; 69,1-69,6 мм; 94,1-94,6 мм. Нижнее предельное отклонение наружного диаметра плунжера -0,013 мм. Наружная поверхность плунжера имеет твердое износостойкое покрытие. Обычно это хромирование с толщиной слоя не менее 0,07 мм и твердостью не менее HRC 64…65 или покрытие из износостойкого порошка сплава ПН 70Х17С4Р4 методом газопламенного напыления с толщиной напыления не менее 0,35 мм и твердостью не менее HRC 79. Шероховатость наружной поверхности плунжера Ra=0,32 мкм.При газопламенном порошковом напылениинапыляемый порошок поступает в горелку сверху из бункера через отверстие, разгоняется потоком транспортирующего газа (смесь кислород − горючий газ) и на выходе из сопла попадает в пламя, где происходит его нагревание. Увлекаемые струей горячего газа частицы порошка попадают на предварительно подготовленную напыляемую поверхность. В порошковых горелках МРК-10 подача напыляемого материала в пламя и разгон образующихся расплавленных частиц может производиться при помощи струи сжатого воздуха.Рисунок 4.7. Установка МРК-10Рисунок 4.8. Пистолет-распылитель ПР-10Рисунок 4.9. Пульт управления рабочими газами ПУ-031- корпус; 2 - ротаметр (горючий газ); 3 - ротаметр (кислород); 4 – штуцер ввода сжатого воздуха; 5 - блок подготовки воздуха; 6 – регулятор давления и расхода сжатого воздуха; 7 - манометр сжатого воздуха; 8 – регулятор давления кислорода; 9 - манометр кислорода; 10 - кран регулирования расхода кислорода; 11 – регулятор давления горючего газа; 12 - манометр горючего газа; 13 - кран регулирования расхода горючего газа; 14 - штуцер входной горючего газа; 15 - штуцер входной кислорода; 16 - штуцер выхода горючего газа; 17 - штуцер выхода кислорода; 18 - штуцер выхода сжатого воздуха.Таким образом, цилиндр и плунжер ремонтируются способом ремонтных размеров с последующей обработкой поверхностей трения азотированием или хромированием цилиндра и хромированием или газопламенным порошковым напылением плунжера.Глава 5. Экономическое обоснование предложенного мероприятияПеречень оборудования, необходимого для установки новых насосов, и его стоимость представлены в таблице 5.1.Таблица 5.1. Стоимость материалов и оборудованияНаименованиеНеобходимое кол-во единицСтоимость единицы, тыс. руб.Сумма затрат, тыс. руб.Переходники, изоляционные материалыкомплект29,40029,400Фасонные частикомплект16,50016,500Расходные материалыкомплект8,5008,500Плунжерный насос2554,201054,00Итого: 1108,40В стоимость материалов и оборудования включены расходы на доставку.В расчет капитальных вложений входят также затраты на монтаж оборудования, которые составляют 20 % от стоимости оборудования.Зм.о. = 1108,40 * 0,2 = 221,68 тыс. руб.Капитальные вложения составят КВ = КЗ + З м.о. (38)КВ = 1108,40+ 221,68 = 1330,08 тыс. руб.Расчет годовых текущих затрат на содержание плунжерного насоса:Годовые текущие (эксплуатационные) затраты включают в себя[16]:стоимость электроэнергии;заработную плату рабочих, обслуживающих насосное оборудование;отчисления на социальные нужды;амортизацию;затраты на ремонт и техническое обслуживание.Расчет стоимости электроэнергии:Мощность электродвигателя, обслуживающего плунжерный насос, составляет 127 кВт. При 3-сменном режиме работы цеха и продолжительности рабочей смены 8 часов, потребляемая мощность составит 1600 кВт*ч. сутки или 655200 кВт*ч*год за 252 рабочих дней в общей сложности – 5 насосов.При стоимости одного кВт*ч электроэнергии 1,65 руб., расходы на электроэнергию составят:355200*1,65* 5= 1737,360 тыс. руб.Расчет заработной платы рабочего, обслуживающего насосную систему:Насоснуюсистемусистему обслуживает один механик, постоянно работающий на насосных станциях. За один рабочий день к основной заработной плате ему начисляется доплата в размере 100 руб.Годовая заработная плата механика составит:ЗП = ОЗП + ДЗП(19)где ОЗП - основная заработная плита, руб;ДЗП - дополнительная заработная плата, равная 1,15 % от ОЗП, руб.ОЗП = 200 . 300 = 60,000 тыс. руб.ДЗП = 60,000 . 0,0115 = 0,690 тыс. руб.ЗП = 60,000 + 0,690 = 60,690 тыс. руб.Отчисления на социальные нужды составляют 26 %от заработной платы рабочего, обслуживающего рукавный фильтр:О с.н. = 60,690 . 0,26 = 15,779 тыс. руб.Отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 0,7 % (т.к. предприятие относится к VI классу профессионального риска) от заработной платы рабочего, обслуживающего рукавный фильтр:Острах= 60,690 . 0,007 = 0,425 тыс. руб.Амортизация определяется как:А = Nа. КВ,где Nа - норма амортизации, равная для вентиляционных систем 20 % (согласно постановлению Правительства РФ от 01.01.02 г. «О классификации средств, включенных в амортизационные группы»).А = 0,2*1330,08 = 266,016 тыс. руб.Затраты на текущий ремонт:Текущие расходы на ремонт оборудования составляют 7 % от капитальных вложений.ТР= 1330,08*0,07 = 93,11 тыс. руб.Результаты расчетов годовых текущих затрат на содержание оборудования приведены в таблице 5.2.Таблица 5.2. Годовые текущие затраты на содержание оборудованияПоказатели текущих годовых затратРасходы, тыс. руб.1. Стоимость электроэнергии1737,3602. Заработная плата за тех. обслуживание60,6903. Отчисления на социальные нужды16,2044. Отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний 0,4255. Амортизация оборудования266,0166. Текущий ремонт93,11Итого 2370,00Расчет предотвращенного ущерба от внедрения насосной системы состоит из нескольких компонентов.Во-первых, необходимо учесть, что потери на перекачивания газовой смеси снижаются на 30%, что позволяет повысить прибыль от продажи каждого барреля газа на 30%, учитывая, что выручка компании составляет 3,2 млн.руб., то с учетом внедряемых мероприятий:Прибыль компании = 3,2 млн. руб + 3,2 млн. руб*0,3 = 4,160 млн. руб.Во-вторых, предприятие ежеквартально выплачивает экологические платежи. Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ (углеводородов С1 – С5) превышают заданный лимит, следствием чего стало повышение плат за выбросы загрязняющих веществ.Ежегодно предприятие осуществляло платежи за превышение допустимого лимита вредных выбросов в атмосферу в размере 78,50 тыс. руб. за 1 т загрязняющего вещества, что составляло 780,7 тыс. руб./год.Коэффициент снижения выбросов – 82 %.Предотвращенный ущерб при установке насосной системы составит780,7*0,82 = 640,174 тыс. руб./год.Таким образом, прибыль компании составит:Прибыль компании = 4,160 млн. руб. + 0,640 млн. руб. = 4,80 млн. руб.В-третьих, новый насос является более надежным, что позволяет сократить потери времени и средств, что позволяет сократить расходы компании, согласно статистическим данным на 15%, таким образом:Прибыль компании = 4,8 млн. руб + 4,8 млн. руб*0,15 = 5,52 млн. руб.Определение чистого интегрального эффекта проектных мероприятий:Чистый интегральный эффект – Эинт – это сумма текущих эффектов за расчетный период, приведенная к начальному шагу путем дисконтирования:Эинт = ΣТt=0 (ΔJt - Сt) ·1/(1+Е)t - КΔJt – предотвращенный ущерб, достигаемый на t-ом шаге расчетаСt – эксплутационные затраты на t-ом шаге расчетаt – номер шага расчета (t = 0, 1, 2……Т)Т – горизонт расчета (равен номеру шага окончания расчетного периода, который принимается равным сроку эксплуатации системы защиты). Т = 3 года(ΔJt - Сt) = Эt – текущий эффект на t-ом шаге1/(1 + Е)t = αt – коэффициент дисконтированияЕ – норма дисконта (Е = 10 % или 0,1)К – капитальные затраты (долгосрочные инвестиции) в систему защитыЗначения коэффициента дисконта представлены в таблице 5.3.Таблица 5.3. Значение коэффициента дисконта за 3 года реализацииинвестиционного проектаГод реализации проекта, t01,0010,9120,8330,75Эинт = 414,7 тыс. руб. Т. к. Эинт> 0, то проектные мероприятия эффективны.Определение индекса эффективности проектных мероприятий:Индекс эффективности (ИЭ) определяется как соотношение суммы приведенных (дисконтированных) эффектов к величине капитальных вложений:ИЭ = 1/К ·ΣТt=0 (ΔJt - Сt) ·1/(1+Е)tК – капитальные вложенияИЭ = 2,86Т.к. ИЭ > 1, то проектируемые мероприятия эффективны.Определение срока окупаемости капитальных вложенийСрок окупаемости капитальных вложений (Ток) с применением дисконтирования определяется как минимальный период времени, начиная с которого чистый интегральный эффект становится и остается положительным.Ток = 2,0 годаСводные показатели экономической эффективности представлены в таблице 5.4.Таблица 5.4. Показатели эколого-экономической эффективности мероприятий в формировочном отделении№ п/пПоказатели эффективностиЕдиницы измеренияЗначения показателей1Капитальные вложенияТыс. руб.1330,082Годовые текущие затраты на содержание и эксплуатацию системыТыс. руб/год2370,003Прибыль предприятияТыс. руб/год23200004Чистый интегральный эффект проектных мероприятийТ = 3 года, Е = 10 %Тыс. руб.414,75Индекс эффективности-1,866Срок окупаемостиГод3,0Глава 6. Повышение качества безопасности работНизкая надежность оборудования, как правило, приводит к увеличению эксплуатационных расходов и времени простоя. Кроме того, при недостаточной надежности внезапные отказы частей и деталей вследствие нарушений установленной технологии могут привести к тяжелым авариям, затраты на ликвидацию которых велики. Однако повышение надежности связано с усложнением оборудования и повышением его стоимости. Поэтому необходимо установить некоторую оптимальную надежность, исходя из критерия минимальной стоимости проектирования, изготовления и эксплуатации оборудования. Проектирование и изготовление высоконадежного оборудования требует дополнительных средств. Однако с увеличением надежности уменьшается число отказов, время вынужденного простоя, необходимое количество запасных частей, что позволяет снизить эксплуатационные расходы. Таким образом, с увеличением надежности оборудования растет стоимость проектирования и изготовления, но уменьшается стоимость эксплуатации [22].Повышение надежности может быть осуществлено в три этапа – при проектировании, производстве и эксплуатации. Основными методами повышения надежности оборудования являются: резервирование, уменьшение интенсивности отказов оборудования, сокращение времени непрерывной работы и уменьшение среднего времени восстановления.Резервирование, как средство повышения надежности, наиболее целесообразно применять для повышения надежности оборудования, предназначенного для непрерывной работы в течение короткого времени. Использование резервирования для повышения надежности оборудования предназначено для длительной работы, часто связано с высоким резервированием или с применением специальных способов резервирования. Повышение надежности оборудования путем его резервирования приводит к ухудшению таких характеристик, как масса, габаритные размеры, стоимость, условия обслуживания и поэтому ограничивает использование этого метода при конструировании оборудования.Уменьшение интенсивности отказов связано с осуществлением комплекса мероприятий по повышению качества и в первую очередь долговечности оборудования.Долговечность оборудования зависит от долговечности наиболее ответственных деталей и частей. Задача повышения долговечности должна решаться в трех направлениях:- конструкторском – на стадии проектирования;- технологическом – при изготовлении;- эксплуатационном – в процессе использования, техническом обслуживании и ремонте.При конструировании оборудования решаются главные задачи создания рациональной конструкции машины – упрощение кинематической схемы, правильный выбор материалов, обеспечение равнопрочности основных деталей и сборочных единиц, обеспечение экономичности и эффективности машины в целом.К технологическим направлениям повышения долговечности оборудования относятся: подбор оптимальных сочетаний химического состава и структуры материала деталей и термической обработки; выбор оптимальных условий механической обработки; улучшение геометрических параметров рабочих поверхностей деталей; применение упрочняющих способов обработки рабочих поверхностей деталей.К основным эксплуатационным мероприятиям, повышающим долговечность деталей относятся: тщательное обслуживание оборудования, своевременная регулировка и смазка сопряжений, использование оптимальных режимов работы оборудования. Эффективное использование оборудования возможно лишь при нормальном режиме его работы и соблюдении надлежащего ухода за ним. Для увеличения долговечности оборудования необходимо выполнять графики технического обслуживания и планово – предупредительного ремонта.Сугубо важны мероприятия по предупреждению всех видов неполадок с резьбой штанг. Обследование штанг с обрывами в резьбе помогло выяснить основную причину неполадок. Оказалось, что муфты при свинчивании штанг не доводятся до упора торца муфты в заплечик бурта головки штанги. Между тем известно, что в штангах муфта должна навинчиваться до упора вручную и затем уже крепится ключом с определенным моментом. Причинами недовинчивания являлись загрязнение резьбы, механические повреждения на ней или повреждения поверхностей торца муфты или заплечика головки. Но если муфта не навинчивается свободно до упора, то создаются очень высокие напряжения в нарезанной части как от изгибающих усилий из-за непрямолинейности оси штанги, так и вследствие местной концентрации напряжений во впадине последней несущей нитки резьбы. Эти явления и приводят к быстрому развитию в нарезанной части головки усталостной трещины и последующему обрыву штанг в резьбе. Недовинчивание резьбы до упора торца муфты или недостаточное крепление муфты уже при упоре в торец, являются основными причинами для самопроизвольного отвинчивания штанг в процессе работы [19].Таким образом, чтобы существенно снизить неполадки со штангами, необходимо соблюдение чистоты резьбовых соединений, свинчивание с определенным моментом, отбраковка штанг с дефектами на торцах муфт и заплечиках буртов, хорошая смазка резьбы.Следующий вид вынужденного ремонта – ликвидация утечек в трубах имеет наибольший удельный вес по затратам времени. Борьба с утечками в трубах должна идти в двух направлениях: прежде всего – улучшение ухода за резьбами (наблюдение за чистотой, применение специальной графитовой смазки, крепление с нужным моментом, запрещение ударов по муфтам при разворачивании); сильно изношенные резьбы старых труб нужно удалять и нарезать новые резьбы, а муфты менять.Третий вид вынужденного ремонта – смена насоса – отличается от предупредительной смены большой затратой времени и большим числом ремонтов. Это совершенно ненормально: предупредительные смены должны намного превышать вынужденные, так как заводские дефекты в насосах, способны вызвать выход насоса из строя, чрезвычайно редки. Причины преждевременного прекращения подачи кроются обычно в неправильной транспортировке, недостаточно тщательной проверке новых насосов и некачественном ремонте при повторном использовании насосов. Именно на эти обстоятельства и надо обращать внимание с тем, чтобы устранить все причины появления дефектов в спускаемых насосах. Однако некоторая часть восстановительных смен насосов является следствием неправильного назначения ремонта.Анализ должен быть более детальным и углубленным и выполняться по полугодиям. При анализе нужно учитывать все потери добычи в ожидании ремонта и за время ремонта в переводе на деньги.Рассмотрим жесткую металлическую плунжерную пару, у которой плунжер и цилиндр имеют правильную геометрическую форму цилиндров, рабочие поверхности которых совершенно гладкие, оси плунжера и цилиндра в процессе работы насоса всегда совпадают, откачиваемая жидкость лишена корродирующих свойств и не содержит никаких твердых частиц. Очевидно, что в зазоре такой плунжерной пары будет только чисто жидкостное (гидродинамическое) трение и наша идеализированная пара будет работать неопределенно долгое время, сохраняя зазор неизменным, так как износа рабочих поверхностей пары практически не будет.Серийный выпуск такой идеализированной пары практически неосуществим, но повышение износостойкости плунжерной пары вполне возможно. При механической обработке поверхностей плунжера и цилиндра стремятся уменьшить их волнистость и шероховатость. Волнистость определяется микрометром (поверхность плунжера) и пассиметром(цилиндра). Она представляет собой отклонение диаметра изделия от номинала и для втулок находится обычно в пределах плюс 5-30 мкм. Под шероховатостью подразумеваются мелкие, не видимые простым глазом, гребешки на рабочих поверхностях высотой 0,2-0,4 мкм. Более точная обработка значительно увеличивает стоимость плунжерной пары и поэтому не всегда целесообразна. Естественно, что оси рабочих поверхностей цилиндра и плунжера должны как можно меньше отклоняться от прямой линии. Ось безвтулочного цилиндра, состоящего из цельнотянутой трубы, должна иметь минимальную кривизну. Для повышения износостойкости плунжерной пары большое значение имеет высокая твердость рабочих поверхностей плунжера и цилиндра. В результате обширных исследований на специальных износных машинах и промысловых испытаний была установлена относительная износостойкость применяемых в настояшее время плунжерных пар. По убывающей износостойкости эти пары располагаются так [11]:- хромированный плунжер – азотированный стальнойцилиндр;- азотированный плунжер – азотированный стальнойцилиндр;- хромированный плунжер – закаленныйстальной цилиндр;- хромированный плунжер – закаленный чугунный цилиндр.Как видим, в большинство пар входит хромированный плунжер. Хромовое покрытие, наносимое электролитическим способом, имеет очень высокую твердость(HRC 64..65) и практически совершенно не подвержено коррозии (за исключением случаев частичного механического разрушения этого покрытия). Важно отметить, что абсолютный износ хромированного плунжера по сравнению с износом любого из упомянутых выше цилиндроввсегда в несколько раз меньше. Поэтому толщина хромового покрытия составляет обычно 70 мкм, а глубина азотированного слоя - не менее 300 мкм. На последнем месте по износостойкости стоит пара с чугуннымцилиндром. Тем не менее, в сравнительно легких условиях эксплуатации эту пару широко применяют, технология изготовления достаточно проста.Для повышения износостойкости клапанной пары ее компонентам придается значительная твердость, но твердость поверхности шара (HRC 58..62) должна быть намного больше твердости седла (HRC 40..45), так как работоспособность пары прежде всего определяется тем, насколько в процессе ее работы шар сохраняет свою форму и первоначальное состояние поверхности. Даже небольшие изменения в форме шара и чистоте его поверхности могут привести к потере герметичности клапана и появлению утечек жидкости. Этого нельзя сказать о седле: фаска седла может в процессе работы сильно изменить форму и размеры и все же клапан будет успешно выполнять свое назначение, так как при этом герметичность его сохраняется. В новом клапане отклонение в форме шара от строгой сферы не должно быть более 1-4 мкм для разных размеров клапанов. В противном случае притереть шар к седлу не удается. Для повышения работоспособности клапанов Е. В. Костыченко предложил клапан с более глубокой и широкой фаской (рисунок 8.1, б), который действительно показал значительно большую работоспособность по сравнению с обычными клапанами. Однако клапан Костыченко имеет и недостатки - запаздывание закрытия ибольшие гидравлические сопротивления. Первое обстоятельство вызвало необходимость применения второго шара, препятствующего произвольным движениям основного шара при его посадке на седло и тем самым исключающим запаздывание закрытия клапана.Рисунок 6.1. Конструкции используемых клапановЗаключениеВ ходе выполнения данной работы была достигнута следующая цель: проведен расчете технических параметров плунжерного насоса для разработки газового месторождения.Для достижения данной цели были решены следующие задачи:охарактеризовано месторождение;рассмотрены основные аспекты работы плунжерного насоса;проведен расчет основных технических характеристик;обоснованы основные ремонтные операции;проведен анализ эффективности мероприятия;обоснованы мероприятия по обеспечению безопасного функционирования насоса.В целом, несмотря на эффективность погружного плунжерного насоса для добычи газов пока не имеет широкого применения, говорить об отсутствии эффективности данного оборудования – не следует, поскольку с учетом развивающихся технологий добычи для получения больших объемов полезного ископаемого, особенно в случае природного газа. Тенденция нетрадиционных способов добычи развивается настолько широко, что появляются достаточно специфичные гибридные моделиВ целом, применение плунжерных насосов – это выбор обоснованный, как с технической, так и с экономической точки зрения, что естественно включает в себя основные параметры безопасности, поскольку основное обслуживание и ремонт возможно проводить непосредственно на месте работы насосного оборудования. При этом в случае попадания жидкости в добываемое сырье эффективность плунжерного насоса практически не снижается, поскольку данная жидкость не проникает непосредственно в полость конструкции насоса, таким образом исключая коррозионную нагрузку на насосное оборудование.Список используемой литературыГОСТ 2.604-2000. Чертежи ремонтные.Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М., Недра,1979. – 213 с.Аллахвердиева Д.Т., Евдокимов И.Н., Елисеев Д.Ю., Елисеев Н.Ю. Влияние термообработки на температуру застывания нефти //Наука и технология углеводородов. 2002. - № 1. — С.50-53.Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя: В 3 т. – 5-е изд. перераб. и доп. – М.: Машиностроение, 1980. – Т.1. – 728 с.Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромысловогооборудования. М., Недра, 1974. – 391 с.Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. Избранные труды. М., Недрф, 1974. – 184 с.Врублевский А.Н. Обоснование схемы и параметров топливного насоса для аккумуляторной топливной аппаратуры дизеля //Автомобильный транспорт. Харьков: Изд-во ХНАДУ, 2011. Вып. 28. С. 69-74. ISSN: 2219-8342. Режим доступа: http://elibrary.ru/item.asp?id=16990615 (дата обращения 29.02.2012).Габитов И.И., Грехов Л.В., Неговора А.В. Техническое обслуживание и диагностика топливной аппаратуры автотракторных дизелей. М.: Легион-Автодата, 2008. 248 с.Газаров Р. Е. Новый комплект оборудования для гидроразрыва пластов КО ГРП-105/50К // Конверсия в машиностроении. -1997. -№5. -С. 25—32.Новая блочная кустовая насосная станция БКНС-160х400/20/, Р. Е. Газаров, В. А. Терпунов, Ю. М. Авилкин и др. // Конверсия в машиностроении. -1999. -№6. -С. 77—81.Газаров Р. Е., Терпуиов В. А., Мелкумян С. А. Повышение долговечности плунжерных пар насосов передвижных нефтепромысловых установок // Химическое и нефтяное машиностроение. -1990. -№8. -С. 6—8.Газаров Р. Е., Гаджиев Р. И., Мелкумян С. А. К расчету энергетических потерь в плунжерных парах насосов нефтепромысловых установок // Химическое и нефтяное машиностроение. -1991. -№8. -С. 12—13.Газаров Р. Е, Заславский Ю. В. О передаточном механизме плунжерных насосов нефтепромысловых установок // Химическое и нефтяное машиностроение. -1994. -№11. -С. 26—28.Гаркунов Д.Н. Триботехника (конструирование, изготовление и эксплуатация машин): учебник. 5-е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во МСХА, 2002. 632 с., ил. ISВN: 5-94327-093-0.Грехов Л.В., Иващенко Н.А., Марков В.А. Топливная аппаратура и системы управления дизелей: учебник для вузов. М.: Легион–Автодата, 2004. 344 с.Григорян А. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1980.Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И.. Справочное пособие по расчету фазовых состояний и свойств газоконденсатных смесей. - М: Недра, 1984. - 264с.Даутов Т. М., Газаров Р. Е. Новое поколение нефтегазопромысловой запорно-предохранительной арматуры на давление 40 и 70 МПа производства ОАО «Ижнефтемаш»//Нефтяное хозяйство. -2002. -№7. -С. 128—131.Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. / Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М: Недра,1984.- 360с.Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи газа. М., Недра, 1973.Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.Камалетдинов-Р. Анализ работы механизированного фонда скважин ОАО «ЛУКОЙЛ» //Нефтегазовая вертикаль. 2006. - № 12. - С. 14-17.Макиенко Г.П. Кабели и провода, применяемые в нефтегазовой индустрии /Агентство «Стиль-МГ». Пермь, 2004. - 560 с.Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок: Справочник мастера. – М.: Недра, 1987. -208 с.Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 464с.Новиков В:Ф., Бахарев М.С. Магнитная диагностика механических напряжений в ферромагнетиках. Тюмень: «Вектор Бук». — 2001. - 220 с.Обработка информации о надежности буровых и нефтепромысловых машин: Учебно-методическое пособие/И.Е. Ишемгужин, В.В. Шайдаков, Е.И. Ишемгужин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – 39 с.Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2000. - 370 с.Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: Учеб.пособие для вузов/Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов, А.М. Рабинович и др. – М.: Недра, 1987.422 с.Ришмюллер Г., Майера Х. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. – Терниц: Шёллер-БлекманнГмбХ, 1988. – 150 с.Свистула А.Е., Таусенев Е.М. Совершенствование дизельного топливного насоса высокого давления. Снижение нагруженности кулачкового механизма применением дезаксиала. LAP LAMBERT AcademicPublishingGmbH & Co. KG, Germany, 2012. 129 с. ISBN-13: 978-3-8465-1907-3.Семенов В.В'. Теория взаиморасположения зубцово-пазовых структур линейного асинхронного двигателя плунжерного насоса для наклонно направленных и горизонтальных скважин //Нефтегазовое дело. Научно-технический журнал — 2007. Том 5.- № 1. - С. 86-90.Семенов В.В., Матвеев Ю.Г. Магнитная обработка добываемой жидкости нефтяных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и критерии для исключения осложнений при ее добыче// Известия ВУЗов. Нефть и газ.-2008.-С. 98-103.Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. - М: Недра, 1986.- 325с.Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учеб.пособие/С.Ю. Вагапов и др.; Под ред. Ю.Г. Матвеева. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 167 с.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М: Недра, 1983. - 455с.Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.Тарасов М.Ю. Исследование способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважинВынгапуровского месторождения //Нефтяноехозяйство.-2006. -№7.-С.115-117.Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов/А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. Проф. А.Х. Мирзаджанзаде – М.:Недра, 1986, 382 с.Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1971.Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.Шашин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М: Недра,1987.- 347с.Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учебник для вузов. - М., Недра, 1983. - 510 с.Ямлихин P.P., Карамышев В.Г. Основные виды осложнений в эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты// Тр./ ин-та проблем транспорта энергоресурсов.-2006.-вып. 64.-С. 137-139.Ямлихин P.P., Карамышев В.Г. Исследование параметров эмульсий в скважинах западной Сибири//Тр. Ин-та/ Институт проблем транспорта энергоресурсов.-2006.- вып. 64.-С.135-136.