Практика бурение. Практика техникум буровое. Бурение нефтяных и газовых скважин
 Скачать 0.78 Mb.
|
 ВВЕДЕНИЕ Целями учебной (ознакомительной) практики являются: получение первичных профессиональных знаний; закрепление, развитие и совершенствование первичных теоретических знаний, полученных в процессе обучения на 1 и 2 курсах, профессиональная ориентация, формирование у студентов представления о своей профессии. 1 БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 1.1 Организационная структура предприятия глубокого бурения В нефтяной и газовой промышленности строительство скважин (основано) возложено на управлении буровых работ (УБР). УБР контролирует и управляет деятельность всех подразделений входящих в ее состав. Состав производства и служб УБР и их взаимодействия в процессе производства определяется производственной структурой.  Рисунок 1 - Производственная структура управления буровых работ (УБР) Основное производство - это буровые бригады, районная инженерно-технологическая служба (РИТС) и центрально-инженерная технологическая служба (ЦИТС), которая осуществляет координацию работы основного и вспомогательного производств. Вспомогательное производство производственного обслуживания и цехи обеспечивают снабжение основного производства электроэнергией, материалом, проводят техническое обслуживание, ремонт оборудования. К структурным подразделениям вспомогательного производства относятся: цех крепления скважин (ЦКС) или тампонажная контора (ТК); база производственного обслуживания (БПО), состоящая из прокатно-ремонтных цехов бурового оборудования (ПРЦБО), электроснабжения (ПРЦЭЭ), турбобуров и труб (ПРЦТТ), цеха пароводоснабжения (ЦПВС); цеха промывочной жидкости (ЦПЖ), цеха автоматизации производства (ЦАП). К непромышленным хозяйствам относятся автотранспортная контора (АТК), строительно-монтажное управление (СМУ) или ремонтно-строительный участок (РСУ), жилищно-коммунальная контора (ЖКК), учебно-курсовой комбинат (УКК) и ряд других подразделений. 1.2 Основное оборудование, применяемое при бурении нефтяных и газовых скважин Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструментов. Буровая установка состоит из комплекта спускоподъемного оборудования (вышка, лебедка, талевая система). Оборудование для вращения буровой колонны, ротор, вертлюг. Буровые насосы для промывки буровых скважин вспомогательного оборудования (консольно-поворотный кран 8КП2, 8КП3; вспомогательная лебедка) и другое оборудование.  1 - буровое долото; 3 - бурильные трубы; 5 - устьевая шахта; 6 -противовыбросовое устройства; 7 - пол буровой установки; 8 -буровой ротор; 11 - вертлюг; 12 - крюк; 13 -талевый блок; 15 - кронблок; 16 -талевый канат; 18 - индикатор нагрузки на долото; 19 -буровая лебёдка; 20 - буровой насос; 21 - вибрационное сито для бурового раствора; 22 -выкидная линия бурового раствора Рисунок 2 - Общая схема буровой установки Рассмотрим основные узлы буровой установки. Талевая система - представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока (рис.3), талевого (подвижного) блока (рис.4), стального каната, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой и механизмом крепления неподвижного конца каната. Кронблок устанавливается на верхней площадке буровой вышки. К талевому блоку присоединяется крюк, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг.  1 - шкивы; 2 - ось; 3 - рама; 4 - предохранительныйкожух; 5 - вспомогательныешкивы Рисунок 3 - Кронблок  1 - серьга; 2 - подвеска; 3 - корпус; 4 - кожух; 5 - осьшкивов; 6 - роликоподшипники; 7 - шкив; 8 - крышка Рисунок 4 - Талевый блок  Рисунок 5 – Элеватор В процессе проводки скважины талевая система служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора. Лебедка - основной механизм подъемной системы буровой установки. Она предназначена для проведения спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки скважины; при подъеме бурильной колонны и труб при наращивании; передачи вращения ротору; свинчивание и развинчивание труб; вспомогательных работ по подтаскиванию в буровую инструмента, оборудования, труб и др.; подъема собранной вышки в вертикальное положение.  1 - станина; 2 - рычагтормозной; 3,6 - трансмиссии тихой и быстрой скоростей; 4 - тормозленточный; 5 - барабанподъемный; 7 - тормоз; 8 - пунктуправлениятормозом Рисунок 6 - Буровая лебедка Роторы предназначены для вращения вертикально подвешенной бурильной колонны с частотой 30-300 об/мин при роторном бурении или восприятия реактивного крутящего момента при бурении забойными двигателями. Они служат также для поддержания на весу колонн бурильных или обсадных труб, устанавливаемых на его столе на элеваторе или клиньях.  1 - станина; 2 - столсзакрепленнымзубчатымвенцом; 3 - зажимщики; 4 - вкладыши; 5 - кожух; 6 - валпривода Рисунок 7 - Ротор При проведении спускоподъемных операциях применяют следующий инструмент: Элеваторы - предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операциях. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые. Рисунок 8 - Элеватор Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми, ручными и механическими.  1 - блок ключа; 2 - каретка с пневматическими цилиндрами; 3 - стойка; 4 - пульт управления Рисунок 9 - Ключ буровой АКБ-ЗМ: Штропы - используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем. Вертлюг - важный элемент буровой установки, обеспечивающий свободное вращение буровой колонны с одновременным подводом промывочной жидкости в нее. Вертлюг устанавливается между талевой системой и буровым инструментом и предотвращает скручивание каната.  Рисунок 10 - Вертлюг Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции: нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность.  1 - станина; 2 - вал трансмиссионный; 3 - кривошипно-шатунный механизм; 4 - система смазки штоков Рисунок 11 - Буровой Насос УНБ-600 Консольный кран - кран, у которого грузозахватный орган подвешен на консоли или тележке, перемещающейся по консоли, закреплённой на колонне или ферме. Положение на консоли определяет максимальный и минимальный вылеты консольного крана. По типу привода консольные краны различают: -Краны с ручным приводом - Краны с машинным приводом  1 - колонна 2 - консоль 3 - таль Рисунок 12 - Кран консольный поворотный с ручным приводом 2 ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2.1 Организационная структура НГДУ Рассмотрим организационную структуру на примере нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Лениногорскнефть», которое является крупным структурным подразделением ОАО «Татнефть». НГДУ действует на принципах хозяйственного расчета, осуществляет первичный бухгалтерский учет финансово-хозяйственных операций. Основу деятельности НГДУ составляет добыча и подготовка нефти и газа. Аппарат: Маркшейдерско-геодезическая служба Технологический отдел по разработке нефтяных месторождений Геологический отдел Отдел бухгалтерского учета и отчетности Финансовый отдел Планово-экономический отдел (ПЭО) Отдел по регистрации имущества Отдел вспомогательного производства Служба обработки информации Служба супервайзеров Отдел по капитальному ремонту скважин Технологический отдел по разработке 301-303 залежей ЦИТС Служба по охране окружающей среды Технический отдел Отдел промышленной безопасности и охраны труда Отдел главного энергетика Технологическая служба по подготовке нефти и газа Технологический отдел по ППД Служба главного механика Учебно-курсовой комбинат (УКК) Производственный отдел по обустройству месторождений Проектно-сметный отдел Служба безопасности (СБ) Служба технико-экономической информации и распространение передового опыта Цеха: Цех научно - исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) Жилищно-коммунальный цех (ЖКЦ) Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНиГ) Цех по добыче природного битума Цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС) Прокатно-ремонтный цех глубинно - насосного оборудования (ПРЦГНО) Цех автоматизации производства (ЦАП) Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ) Теплоэнергетический цех (ТЭЦ) Цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) Цех поддержания пластового давления (ЦППД) Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) Цех по производству железобетонных изделий и конструкций (ЦПЖБИиК) Строительно-ремонтный цех (СРЦ) Цех по капитальному ремонту зданий и сооружений (ЦКРЗС) База материально-технического снабжения и комплектации оборудования Управление технологического транспорта (УТТ-1) 2.2 Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, оборудование, применяемое при эксплуатации нефтяных и газовых скважин Фонтанный способ - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания. Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.  1 - колонная головка; 2 - трубная головка; 3 - переводник трубной головки; 4 - тройник; 5,6 - заглушки; 7 - ответный фланец; 8, 9, 10 - кольцо; 11 - вентиль манометра; 12 - задвижка шиберная; 13 - дроссель угловой регулирующий; 14 - манометр Рисунок 13 - Арматура фонтанная АФК 1 Газлифтный способ - поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Преимущества газлифтной эксплуатации: - все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; - простота конструкций оборудования; - возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; - простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); - возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; - простота исследования скважин. Недостатки газлифтной эксплуатации: - необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах; - низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%); - большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; - большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями. Насосный способ – подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов. ШСНУ включает: - Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. - Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.  1 - песочного фильтра; 2 - скважинного насоса (вставного или не вставного типов); 3 - насосно-компрессорных труб; 4 - насосных штанг; 5 - тройник; 6 - сальниковое уплотнение; 7 - сальникового штока; 8 - трубная подвеска; 9 - станок-качалка; 10 - фундамент Рисунок 14 - Штанговая глубинная насосная установка Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт и его обойма образует по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость. 3 ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При бурении возникают такие аварии, как прихват бурового снаряда, потеря циркуляции бурового раствора, прихват обсадных труб из-за обвалов, осыпей, набухание грунта и так далее. Скважины эксплуатируют длительное время. Периодически их приходится останавливать для подземного ремонта. Вместе с тем в их работе возможны различные осложнения, также обусловливающие необходимость проведения ремонта. Нормальная работа скважины может быть нарушена в результате износа или отказа в работе подземного или наземного оборудования эксплуатационной колонны, отложений песка, парафина, солей, прорыва газа и так далее. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на: -текущий -капитальный Текущий ремонт скважин подразделяют на: -планово-предупредительный (или профилактический) -восстановительный Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны. Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей. Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования ,очистка от песка, гидратных отложений и продуктов коррозии, восстановление и повышение добывных возможностей скважин, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта. Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов. При подземной ремонте скважин проводятся следующие операции: - транспортные - доставка оборудования на скважину; - подготовительные - подготовка к ремонту; - спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования; - операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидация мелких аварий; - заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке При ремонте скважины применяют подъемные установки, например: агрегаты УПФ-50А, УПА-60А, Азинмаш-37А, смонтированные на гусеничном тракторе агрегаты Азинмаш-43А, агрегаты для текущего ремонта нефтяных и газовых скважин АР 32/40 максимальной грузоподъемностью 40 т на спецшасси Уральского автозавода. Рассмотрим подъемную установку УПА-50 Установка - самоходная; смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-250. Состоит из следующих основных узлов: подъемной лебедки, установленной на специальной раме, вышечного сооружения с талевой системой и системой механизации, задней опоры, трансмиссии и монтажной базы. Отличительные особенности установки: моноблочная конструкция мачты. Это позволяет работать как с вертикальным размещением труб, так и с укладкой их на мостки; возможность совмещения элементов спускоподъемных операций, что сокращает продолжительность ремонта в целом; oтносительно высокий уровень механизации как основных, так и вспомогательных операций в процессе ремонта скважин.  1 - шассиавтомобиля; 2 - распределительныйшкаф; 3 - цилиндрическийредуктор; 4 - топливныйбак; 5 - коническийредуктор; 6 - лебедка; 7 - рабочаяплощадка; 8 - задняяопора; 9 - мачта; 10 - балкон; 11 - талевыйблок; 12 - кронблок Рисунок 15 - Подъемная установка УПА-50 Лебедка - однобарабанная двухскоростная с цепными приводами; смонтирована в сварной раме, прикрепленной болтами к лонжеронам автомобиля. Оснащена двумя дисковыми фрикционными муфтами пневматического действия, тормозными шкивами, симметрично размещенными на концах барабанного вала, а также винтовым механизмом противозатаскивателя. Мачта - моноблочная. Нанейразмещеныустройствакомплексноймеханизацииспускоподъемныхоперацийсвертикальнымразмещениемтруб. Из конструкции мачты исключена верхняя (вторая) секция, что существенно снизило ее массу и исключило необходимостъ в механизмах, связанных с выдвижением и креплением мачты. Талевая система - с четырехшкивным кронблоком с перекрещивающимися осями и раздвоенным талевым блоком с поперечным расположением среднего шкива. Задняя опора установки представляет собой двухопорную конструкцию с телескопическими гидравлическими домкратами. Домкраты имеют подпятники с винтовой нарезкой для контакта и крепления с фундаментом. Управление навесным оборудованием и механизмами - с пульта, размещенного на рабочей площадке и задней опоре установки. Привод лебедки, насоса, ротора и других механизмов осуществляется от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, установленную на раздаточной коробке, и цилиндрический и конический редукторы. Барабанный вал лебедки получает вращение через звездочки 1 и 2 или 3, 4 цепного привода и дисковую фрикционную муфту, ведомый диск которой посажен посредством шпонки на вал барабана. Стол ротopa приводится во вращение от ведомой шестерни 5 конического редуктора через карданные и промежуточный валы. Приводной вал промывочного насоса получает вращение от ведомого колеса 6 конического редуктора через соединительную муфту и карданный вал. Привод механизма противозатаскивателя - от конца барабанного вала через звездочки 7 и 8 цепного привода и зубчатую муфту на винтовой вал механизма.  1, 2, 3 и 4 - звездочкицепногоприводалебедки; 5 - ведомаяшестерняконическогоредуктора; 6 - ведомоеколесоконического редуктора; 7 и 8 - звездочкицепногоприводамеханизмапротивозатаскивателя Рисунок 16 - Кинематическая схема подъемной установки УПА-50 Подготовка к ремонту 1. Первоначально нужно тщательно обследовать скважину при помощи геофизических способов, чтобы обнаружить причины проблем. 2. Только после обработки полученных данных следует планировать и производить конкретные мероприятия по ремонтным работам. 3. Есть много технологических приемов, при помощи которых можно осуществить ремонт скважины. Конкретный способ выбирается, исходя из соображений целесообразности. 4. Эффективность ремонта должна определяться при сравнении итогов обследования объекта до работ и после, а также сравнения его обводненности, уровня продуктивности и пр. 5. По мере износа скважины, необходимость в ее ремонте растает. Подобную задачу решить традиционными способами, подчас, становится сложно. Исходя из этого, на данный момент были разработаны новые технические приемы, которые уменьшают трудовые и финансовые затраты на ремонтирование скважин.  Рисунок 17 - Виды ремонта скважин 4 СБОР, ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА Подготовка нефти и газа, к переработке включает следующие операции: -удаление попутных газов - обессоливание нефти - обезвоживание нефти Попутный нефтяной газ (ПНГ) - смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти; они выделяются в процессе добычи и перегонки. Обессоливание нефтиудаление минеральных солей путем смешивания предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием. Обезвоживание нефти разрушение водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Основными путями утилизации ПНГ являются переработка на ГПЗ, генерация электроэнергии, сжигание на собственные нужды, закачка обратно в пласт для интенсификации нефтеотдачи (поддержание пластового давления), подготовка газа для газотранспортной системы ОАО "Газпром", закачка в добывающие скважины - использование «газлифта». По своей конструкции углеводородная мембрана представляет собой цилиндрический блок с выходами пермеата, продуктового газа и входа ПНГ. Внутри блока находится структура селективного материала, который пропускает только определенный вид молекул. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.  1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная насосная станция; 4 - установка очистки пластовой воды; (ДНС); 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк Рисунок 18 - Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов: учебник для вузов/ И.Ю. Быков [и др.]. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2012. – 371 с. 2. Быков И.Ю. Эксплуатационная надёжность и работоспособность нефтегазопромысловых и буровых машин: Учебное пособие/И.Ю.Быков, Н.Д.Цхадая. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2010 - 304с. 3. Воронкин Ю.Н. Методы профилактики и ремонта промышленного оборудования: учебник для СПО / Ю.Н.Воронкин, Н.В.Поздняков– 4-еизд. –М.: ИЦ«Академия», 2010. – 240с. 4. Кожевников Н.Н. Основы экономики: учебное пособие для ССУЗов/ Н.Н. Кожевников – 2-еизд.,перераб. и доп. –М.: ИЦ«Академия», 2012. – 288с. 6. Нефтегазопромысловое оборудование: учебное пособие/ В.Г. Крец [и др.]. –Томск: Изд-воТПУ, 2011. – 236 с. 7. Молчанов А.Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа»: учебник для вузов. / А.Г. Молчанов 2-е издание. - М.: «Издательство «Альянс», 2013. – 588 с. 8. Ящура А.И. Система технического обслуживания и ремонта общепромышленного оборудования. Справочник. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012г. - 360 с. 9. Протасов В.Н., Султанов Б.З., Кривенко С.В. Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи. Под общ. Ред. В.Н. Протасова: Учеб. Для вузов.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006.-691 с. 10. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. Учебник для техникумов. –М.: Недра, 1989 – 396 с. 11. Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. –М.: Недра, 1980 – 304 с. 12. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование/ Е.И. Бухаленко - М.: Недра, 1990. – 401 с. 13. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. –М.: Недра, 1990 - 427c. 14. Потеряхин А.Ф. Учебное пособие «Нефтепромысловое оборудование http://www.ishnk.ru/files/aids/1503.rar 15. Потеряхин А.Ф. Учебное пособие «Технологическое оборудование отрасли» http://www.ishnk.ru/files/aids/1504.doc 16. Рисунки из сети Интернет 17. Должностная инструкция слесаря по обслуживанию буровых http://www.lawmix.ru/docs/9477/ Вып Самсонов По Оксанич |