Современные технологии в нефтегазовой отрасли
Выбор конструкции скважины, буровой установки и оборудования для добычи нефти и газа. Анализ конструктивного исполнения и основных параметров противовыбросового оборудования. Технологии применения газовых горелок типа АГГ, принцип действия и преимущества.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.02.2012 |
| Размер файла | 239,9 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
3
Размещено на http://www.allbest.ru/
Современные технологии в нефтегазовой отрасли
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ, БУРОВОЙ УСТАНОВКИ И ОБОРУДОВАНИЯ
1.1 Конструкция скважины
1.2 Выбор буровой установки
1.3 Выбор бурового оборудования
1.3.1 Талевая система
1.3.2 Буровая лебёдка
1.3.3 Буровая вышка
1.3.4 Ротор
1.3.5 Вертлюг
1.3.6 Буровой насос
1.3.7 Циркуляционная система
1.3.8 Выбор геометрических размеров шкивов кронблока и талевого блока
2. Анализ конструктивного исполнения и основных параметров противовыбросового оборудования
2.1 Анализ конструктивного исполнения противовыбросового оборудования
2.2 Параметры применяемого оборудования
3. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВЫВОД
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
скважина противовыбросовое оборудование газовая горелка
ВВЕДЕНИЕ
Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т.д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень развития топливо-энергетического комплекса отражает социальные и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.
Экономически наиболее значимой составной частью топливо-энергетического комплекса ныне является нефтегазовый комплекс. Нефтегазовый комплекс включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающая, нефтегазохимическая отрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газового конденсата, природного газа и продуктов их переработки.
Нефть и газ -- уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и мн. др. Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 миллиарда тонн. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на уникальных (более 1 миллиарда тонн) и гигантских (от 300 миллионов до 1 миллиарда тонн) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби -- арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых запасов.
1. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ, БУРОВОЙ УСТАНОВКИ И ОБОРУДОВАНИЯ
1.1 Конструкция скважины
Скважина состоит из обсадных и бурильных колонн. Обсадные колонны предназначены для закрепления стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами, для разобщения различных пластов и создания долговременного канала для извлечения нефти и газа из скважины. Обсадные колонны подразделяются на кондуктор, промежуточные (технические) и эксплуатационные.
1.2 Выбор буровой установки
Буровая установка выбирается по главному параметру - допускаемой нагрузке на крюк.
Допустимая нагрузка на крюк рассчитывается как вертикальная статическая нагрузка на крюк, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Вес кондуктора не учитывается, так как он мал по сравнению с весами технической и эксплутационной обсадных колонн.
|
; |
(1) |
|
|
; |
(2) |
где - допускаемая нагрузка на крюк от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН;
- вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, хвостовика, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;
- вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;
, - коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке соответственно для обсадной и бурильной колонн, = 1,5…1,67; = 1,1.
Вес обсадных колонн в воздухе:
- промежуточной колонны:
|
; |
(3) |
- эксплуатационной колонны:
|
; |
(4) |
где , - длины промежуточной и эксплуатационной колонны соответственно, м;
, - вес 1 пог. м обсадных труб (табл. 3) , кН/м.
кН;
кН;
кН.
Вес бурильной колонны:
|
; |
(5) |
где L - глубина скважины, м;
- длина утяжеленных бурильных труб, м; = 180 м;
, - вес 1 пог. м бурильных труб и УБТ (табл. 1), кН/м.
Таблица 1- Характеристики труб
|
Диаметр наружный Dн, мм |
Толщина стенки , мм |
Вес 1 пог. м трубы q, кН/м |
|
|
Бурильные трубы |
|||
|
114 |
10 |
0,34 |
|
|
127 |
10 |
0,36 |
|
|
140 |
10 |
0,4 |
|
|
УБТ |
|||
|
178 |
49 |
1,56 |
|
|
108 |
35,5 |
0,90 |
|
|
146 |
35,5 |
1,03 |
кН;
кН;
кН.
<
значит, выбираем буровую установку по ГОСТ 16293-89 из условия
? и L=3550м. Это установка БУ5000/320ДГУ - 1.
1.3 Выбор бурового оборудования
1.3.1 Талевая система
1.3.1.1 Выбор крюкоблока
Крюкоблок используется при ручной расстановке свечей и выбирается по допустимой нагрузке на крюк:
;
2201 кН ? 3200 кН, принимаем крюкоблок УТБК-6-320.
1.3.1.2 Выбор каната
Талевый канат выбирается по разрывному усилию каната в целом:
|
; |
(6) |
где - максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН;
|
; |
(7) |
, - соответственно вес подвижных частей, число подвижных струн и коэффициент полезного действия талевой системы;
= 2 - коэффициент запаса прочности каната.
? ;
где - разрывное усилие каната по ГОСТ 16853-88.
Ориентировочно принимаем диаметр талевого каната 32 мм, число подвижных струн = 10. Тогда = 100 кН, = 0,849 при оснастке 56.
кН;
кН.
542 кН ? 679,20 кН,
принимаем шестипрядный канат с металлическим сердечником тросовой свивки 1-32-1668 по ГОСТ 16853-88 (=679,20 кН).
1.3.1.3 Выбор кронблока
Кронблок выбирается по допускаемой нагрузке на кронблок:
|
|
(8) |
где - натяжение неподвижной ветви талевого каната, кН,
|
; |
(9) |
Кронблок выбирается из условия:
? .
кН;
кН.
Выбираем УКБ-7-400 =4000 кН. 4000 кН ?2767 кН;
1.3.2 Выбор буровой лебедки
Буровая лебедка выбирается по максимальному натяжению ходового конца каната:
? ;
271 кН ? 320 кН, значит, выбираем ЛБУ-900ЭТ-3 (=320 кН).
1.3.3 Выбор вышки
Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке:
;
2201 кН ? 2250кН, выбираем вышку мачтовую А-образную УМ45/225-Р.
1.3.4 Выбор ротора
Ротор выбирается по диаметру проходного отверстия в столе, который должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб:
D>Dд;
; (10)
где =700 мм - диаметр долота при бурении под направление скважины;
д= 30 мм - диаметральный зазор, необходимый для свободного прохода долота.
D=700+30=730 мм.
Принимаем D=950 мм и выбираем ротор Р-950.
1.3.5 Выбор вертлюга
Вертлюг выбирается по допускаемой статической нагрузке на крюк:
= (11)
2201? 2500 кН;
выбираем вертлюг УВ- 250МА.
1.3.6 Выбор бурового насоса
Буровой насос выбирается по приводной мощности:
Nпр? NпрГОСТ;
Nпр= 450Lк1/2·0,736; (12)
Nпр=450·35501/2·0,736=930 кВт < 950 кВт, выбираем насос УНБТ-950А.
1.3.7 Циркуляционная система
Для расчета пропускной способности гидроциклонов наиболее приемлема эмпирическая формула М.Ш. Вартанетова:
; (13)
где - пропускная способность гидроциклона, л/с; - опытный коэффициент,
= 0,12; ,- диаметры питающего патрубка и сливной насадки, см; - давление на входе в гидроциклон, Мпа, = 0,4…0,5 Мпа, - диаметр гидроциклона, мм, = 500 мм.
Диаметры шламовой насадки питающего и сливного патрубков определяется из следующих соотношений:
=(0,125…0,250);
=(0,25…0,50) ;
= 12,5 см;
= 25 см;
= 0,12•12,5•25•50•0,6= 1125 л/с.
Выбираем гидроциклон ГЦП- 500.
1.3.8 Выбор геометрических размеров шкивов кронблока и талевого блока
Диаметр шкива по дну желоба выбирается из соотношения:
; (14)
где - диаметр талевого каната, мм.
- Наружный диаметр шкива:
;
- Ширина обода шкива:
.
Стандартные значения диаметров шкивов по дну желоба в БУ УЗТМ: 900; 1000;1010; 1285; 1400; 1500 мм.
Диаметр оси шкива, мм:
;
= 40•32= 1280 мм;
= 1,10•1280= 1408 мм;
? 107;
320 мм.
Таблица 2- Геометрические размеры шкивов талевой системы В миллиметрах
|
Обозначение типоразмеров шкивов |
Номинальный диаметр по дну желоба Dш |
Наружный диаметр шкива Dн.ш |
Диаметр каната dк |
Радиус желоба r |
Высота желоба H, не менее |
Ширина обода Bш , не менее |
Радиус профиля r1 |
Масса шкива, Кг, не более |
|
|
Шк-800-25 |
800 |
900 |
25 |
14 |
50 |
85 |
30 |
120 |
|
|
Шк-900-28 |
900 |
1000 |
28 |
15,5 |
50 |
90 |
30 |
150 |
|
|
Шк-1080-28 |
1080 |
1190 |
28 |
15,5 |
55 |
90 |
35 |
260 |
|
|
Шк-1000-32 |
1000 |
1120 |
32 |
18 |
60 |
100 |
35 |
250 |
2. АНАЛИЗ КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ И ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Анализ конструктивного исполнения противовыбросового оборудования
Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с эксплуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, открытие которых зависит от степени совершенства технологии бурения скважин. Опыт показывает, что бурение до проектных глубин нередко сопровождается возрастающим воздействием возникающих в находящемся в стволе скважины буровом растворе гидродинамических, физико-химических и механических процессов на общее состояние системы «скважина-пласт». Это, в конечном счете приводит к многочисленным осложнениям и авариям. Из всех видов известных аварий особую опасность представляют нефтяные и газовые фонтаны, периодически возникающие при бурении и эксплуатации скважин. Они являются наиболее тяжелыми авариями, осложняющими деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий. В связи с этим использование специального противовыбросного и противофонтанного оборудования является весьма актуальной.
При производстве работ для герметизации устья бурящихся нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения открытых выбросов и воздействия на скважину при водо-, газо- и нефте-проявлениях используется специализированное противовыбросовое оборудование. Его конструктивной особенностью являются, прежде всего, меньшие размеры.
Использование этого оборудования, как и оборудования для бурения эксплуатационных скважин, позволяет:
- быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб;
-осуществлять спуск и подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений;
-осуществлять расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье для предотвращения прихвата;
- создавать циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт -оперативно управлять гидроприводными составными частями оборудования;
- закачать промывочную жидкость в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.
В состав противовыбросового оборудования входят: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб, составляющие стволовую часть превенторного оборудования; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, обеспечивающие возможность управления скважиной при газонефтепроявлениях; станции управления превенторами и манифольдом.
Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы
Плашечные превенторы предназначаются:
-для герметизации устья нефтяных и газовыхскважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;
-расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;
-удержания плашками колонны труб;
На рис.1 приведены превенторы с ручным управлением.
а - одинарный типа ППР; б - сдвоенный типа ППР2;
Рисунок 2 - Превенторы с ручным управлением
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью противовыбросового оборудования и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки с ручным и гидравлическим управлением, регулируемые дроссели с ручным и гидравлическим управлением, манометры и др.)
Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.
2.2 Параметры применяемого оборудования
Таблица 3 - Основные параметры противовыбросового оборудования
|
Диаметр условный прохода ОП, мм |
Рабочее давление, МПа |
Диаметр условный прохода манифольда, мм |
Давление станции гидропривода (для схем 3-10), МПа |
Максимальный диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм |
||
|
100 |
14-70 |
80 |
50;65;80 |
10, 5; 14; 21; 35 |
- |
|
|
180 |
14-105 |
127 |
||||
|
230 |
35-70 |
146 |
||||
|
280 |
21-105 |
194 |
||||
|
350 |
21-70 |
273 |
||||
|
425 |
21-35 |
340 |
||||
|
476 |
35-70 |
377 |
На рис. 3 приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.
1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 - кольцевой превентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижка с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с
гидроуправлением; 21 - пульт управления дросселем; 22 - к системе опробывания скважины.
Рисунок 3- Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90
3. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Технологии применения газовых горелок типа АГГ предназначены для сжигания топливного газа широкого фракционного состава в трубчатых печах технологических установок нефтеподготовки, нефтепереработки и нефтехимии.
Принцип действия горелки (рисунок 4) разработана на принципиально новой теоретической основе с применением акустического резонатора, создающего мощный вихревой эффект смешения топливного газа с инжектируемым атмосферным воздухом. Её принцип действия основан на закрутке с помощью завихрителя топливного потока по периферии сопла и создании разомкнутого факела, который сгорает в пристеночной области топки, раскаляя кладку печи, тем самым создавая равномерный тепловой поток, излучением которого нагревается существующиий трубный змеевик.
Рисунок 4- Схема газовой горелки типа АГГ
Данная горелка является плоскопламенной, с устройством регулирования первичного и вторичного воздуха, поступающего на смешение с топливным газом и узлом шумоглушения. В зависимости от существующего процесса и технологических задач указанная конструктивная единица может быть выполнена:
- с четырёхканальным червячным завихрителем, модернизированная - горелка типа АГГ-М. Имеется разработанный типоразмерный ряд, охватывающий диапазон производительности по газу от 10 до 320 м3/ч и позволяющий разрабатывать любые системы сжигания топлива для трубчатых печей различных размеров топочной камеры;
- с увеличенным диапазоном производительности от 30 до 400 м3/ч -- двухступенчатая горелка типа АГГ-9 и АГГ-9А;
- с совмещённой пилотной горелкой.
Для сжигания водородсодержащего газа (содержание Н2 от 60 до 80% по объёму) -- горелка типа АГГ-10.
По сравнению с лучшими отечественными и зарубежными аналогами при использовании горелок типа АГГ были отмечены следующие характерные преимущества:
- обеспечивается значительная экономия материальных и топливно-энергетических ресурсов, в частности отмечается экономия топливного газа до 10-15%, а за счет увеличения степени черноты излучающей поверхности вплоть до 30%;
- используя отечественные разработки исключается большая транспортная составляющая характерная для импортных аналогов, тем самым многократно снижаются затраты на модернизацию существующих систем сжигания топлива в целом;
- при обеспечении необходимых параметров технологического процесса сокращается количество необходимых конструктивных единиц в частности, в зависимости от технологических задач требуется в 10-50 раз меньшее количество горелочных устройств в печи;
- за счёт низкой себестоимости производства горелки типа АГГ обеспечивается многократное снижение затрат на систему сжигания топлива в целом. Cтоимость одной конструктивной единицы в 2-4 раза меньше импортных аналогов;
- сокращаются затраты на необходимые арматуру и трубопроводы;
- увеличивается возможный диапазон топлив для применения -- топливо широкого фракционного состава с теплотой сгорания от 20 до 40 МДж/м3;
- за счет полного исключения прямого контакта пламени с трубами змеевиков, трубными подвесками и горелочными устройствами много-кратно увеличивается пробег материальной части печи;
- за счёт исключения проскока и отрыва пламени, при работе горелок типа АГГ в широком диапазоне производительности по топливному газу обеспечивается высокая безопасность работы предлагаемой системы сжигания топлива;
- в качестве основной излучающей поверхности используется стандартная кладка из шамотных фасонных кирпичей, вермикулитовых и шамотно-волокнистых плит;
- за счёт конструктивных особенностей предлагаемой технологии обеспечивается возможность проведения ремонта горелок без останова печи;
- при эксплуатации предлагаемых систем сжигания значительно уменьшается количество вредных выбросов в окружающую среду, в том числе обеспечивается сжигание топлива с минимальными коэффициентами расхода воздуха, исключая химический недожог и сокращая выход окислов азота в 3-5 раз NОх в продуктах сгорания до 40-80 п.п.м.
ВЫВОД
Для выбранной буровой установки применяется следующее оборудование:
Крюкоблок - УТБК-6-320; Кронблок - УКБ-7-400; Лебёдка - ЛБУ-900ЭТ-3; Буровая вышка - мачтовая А-образная УМ45/225-Р; Ротор - Р-950; Вертлюг УВ- 250МА; Буровой насос - УНБТ-950А; Гидроциклон - ГЦП- 500.
СПИСОК используемых источников
1. Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-Фолио, 2009
2. Абанов А.Э., доц.; Смолина А.К., стар. преп., Методическое пособие “Определение параметров оборудования для спуско-подъёмных операций”- Архангельск: АГТУ 2006.
3. Современные Нефтегазовые Технологии- Режим доступа: http://www.sovneftegaz.ru/science/agg.php
4. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
5. ОБОРУДОВАНИЕ ИНСТРУМЕНТ ЗАПЧАСТИ- Режим доступа: http://www.drillings.ru/protivovybr
6. - Режим доступа: http://zaozko.ru/store/32980/32989/
Размещено на Allbest
Подобные документы
История бурения скважин и добычи нефти и газа. Происхождение термина "нефть", ее состав, значение, образование и способы добычи; первые упоминания о газе. Состав нефтегазовой промышленности: значение; экономическая характеристика основных газовых баз РФ.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.07.2011Расчет компрессионной холодильной установки, ее теоретического и действительного цикла. Выбор типа и конструктивного исполнения электродвигателя. Выбор теплообменного оборудования: конденсатора, испарителя, маслоотделителя, ресивера, переохладителя.
курсовая работа [663,0 K], добавлен 16.11.2012Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011Превентор — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования для герметизации устья нефтегазовой скважины. Характеристика: марка, диаметр проходного отверстия, максимальное рабочее давление Принцип работы кольцевого превентора, безопасность.
презентация [20,5 M], добавлен 05.12.2012Общие сведения о шахте Воргашорская. Особенности и обоснование необходимости применения водоотливной установки. Расчет установки и выбор оборудования для нее. Меры зашиты людей на производстве. Расчет затрат по технологическому процессу на 1 т. добычи.
дипломная работа [568,3 K], добавлен 15.03.2011Средства, методы и погрешности измерений. Классификация приборов контроля технологических процессов добычи нефти и газа; показатели качества автоматического регулирования. Устройство и принцип действия термометров сопротивления и глубинного манометра.
контрольная работа [136,3 K], добавлен 18.03.2015Описание действующей технологии изготовления изделия, анализ вариантов сварки. Расчет режимов, выбор и обоснование используемого оборудования и приспособлений. Разработка технологического процесса сборки и сварки изделия, контроль качества материалов.
дипломная работа [678,7 K], добавлен 15.02.2015Добыча нефти и газа. Определение параметров характеристики оборудования, необходимых для условий эксплуатации. Расчёты на прочность деталей. Реакции опор от натяжения цепи. Транспортировка, монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования.
дипломная работа [241,8 K], добавлен 09.01.2014Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования. Расчет нужного количества смазочных материалов на год. Описание возможных дефектов. Выбор рациональной технологии восстановления трансмиссионного вала бурового насоса УНБ–600.
курсовая работа [580,1 K], добавлен 15.01.2015
