Есть также и необычная идея образования нефти – космическая. Геолог В.Д.Соколов в 1889 году высказал предположение, что в тот далекий период, когда вся наша планета еще представляла собой газовый сгусток, в составе этого газа присутствовали и углеводороды. По мере охлаждения раскаленного газа и перехода его в жидкую фазу, углеводороды постепенно растворялись в жидкой магме. Когда же из жидкой магмы стала образовываться твердая земная кора, она, согласно законам физики, уже не могла удержать в себе углеводороды. Они стали выделяться по трещинам в земной коре, поднимались в верхние ее слои, сгущаясь и образуя здесь скопления нефти и газа.

Правда и она была воспринята в штыки и про нее благополучно забыли до середины прошлого века.

В 50-60-е годы XX века в СССР (Н.А.Кудрявцев, В.Б.Порфирьев, Г.Н.Доленко и др.) и за рубежом (английский ученый Ф.Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы абиогенного (космического, вулканического и магматогенного) происхождения нефти.

Наиболее популярной стала магматическая теория просихождения нефти, предложенная совеским геологом Кудрявцевым. Согласно ей, в мантии Земли под давлением и при высокой температуре из углерода и водорода сначала образуются сначала углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3. Они движутся в веществе мантии от области высокого к области низкого давления. А так как в зоне разломов перепад давлений особенно ощутим, углероды и направляются в первую очередь именно сюда. Поднимаясь в слои земной коры, углеводороды в менее нагретых зонах реагируют друг с другом и с водородом, образуя нефть. Затем образовавшаяся жидкость может перемещаться как вертикально, так и горизонтально по имеющимся в породе трещинам, скапливаясь в ловушках.

Механизм абиогенного получения углеводородов был показан в опытах Гончарова: https://www.popmech.ru/science/9359-nefti-khvatit-na-vsekh-v....

В качестве источника тепла они использовали лазерный луч и подложку из прочного алмаза. Это позволило поместить молекулы природного газа (метана) в крайне непростые условия: давление, превышающее атмосферное в 20 тысяч раз, и температуру от 700 до 1500 °C. Напомню, что биогенная теория оперирует гораздо более скромными температурами (от 65 до 150 °C) и давлениями в несколько десятков атмосфер.

Цифры же в 20 000 атмосфер и температура в 700-1500 °C соответствуют условиям, существующим в недрах Земли, на глубинах от 65 до 150 км.

Группа Гончарова показала, что при таких условиях молекулы метана реагировали друг с другом, образуя целый спектр насыщенных углеводородов, включая этан, пропан, бутан, а также чистый молекулярный водород и углерод в форме графита. Было показано также, что если подвергнуть этан такому же воздействию, то он способен снова превратиться в метан. Конечно, в лаборатории для стимулирования реакции был использован катализатор, но и в глубине земной мантии вполне может действовать тот или иной каталитический механизм.

Все эти трансформации показывают, что углеводороды действительно способны формироваться в глубинах земных недр. А обратимость реакции говорит о том, что ход реакции синтеза определяется термодинамическим равновесием и не требует соединений органического происхождения.

То есть да, сделать нефть из органики можно. Но лишь на глубине в 60 километров, до которой нам пока, как до Китая пешком. Но тут возникает вопрос – если даже нефть образуется на такой глубине, то как она поступает на земную поверхность. И поэтому рассмотрим третье положение

3. Существует механизм выхода абиогенных углеводородов на поверхность.

Впервые его описал тоже Д. И. Менделеев. Он считал, что места выхода нефти совпадают с местами поступления воды в земную кору. Менделеев, как он сам пишет, был поражен видимой связью выходов нефти и газа с горными хребтами. Веди и правда, что самые мощные известные тогда нефтеносные бассейны были приурочены к предгорьям. Галицийское Прикарпатье, кубанское Предкавказье, азербайджанское Закавказье. В то время не было еще известно, что поверхностные нефтепроявления сопровождают лишь очень небольшую часть залежей нефти. И Менделеев принял эту связь за всеобщую закономерность. Он рассматривал разломы, рассекающие земную кору по окраинам горных хребтов, как пути для перемещения океанических и морских вод в недра земли, а нефтяных паров – в обратном направлении, вверх.

Кудрявцев намного расширил географию применения таких выводов, глубже обосновал их.

Например, на севере Сибири, в районе так называемого Мархининского вала, очень часто встречаются выходы нефти на поверхность. На глубину до двух километров все горные породы буквально пропитаны нефтью. В то же время, как показал анализ, количество углерода, образовавшегося одновременно с породой чрезвычайно невелико – 0,02-0,4%. Но по мере удаления от вала количество пород, богатых органическими соединениями, возрастает, а вот количество нефти резко уменьшается.

На основании этих и других данных Кудрявцев утверждает, что нефтегазоносность Мархининского вала скорее всего связан не с органическим веществом, а с глубинным разломом, который и поставляет нефть из недр планеты.

Подобные же образования имеются в других регионах мира. Скажем, в штате Вайоминг (США) жители издавна отапливают дома кусками асфальта, который они берут в трещинах горных город соседних Медных гор. Но сами по себе граниты, из которых состоят те горы, не могут накапливать нефть и газ. Эти полезные ископаемые могут поступить только из земных глубин по образовавшимся трещинам.

В качестве доказательств этой теории существует несколько аргументов:

1. Некоторые месторождения приурочены не к осадочным, а магаматическим и метаморфическим породам. Наиболее известно открытое 1988 году в трещиноватых гранитоидах мезозойского фундамента Кыулонгской впадины (Въетнам) нефтяное месторождение «Белый Тигр». Оно имеет доказанную толщину более 1600 м и объем нефтенасыщенных гранитоидов 88,2 млрд. м. За 13 лет разведки и разработки залежи нефти в фундаменте месторождения добыто около 100 млн. тонн. Правда по последним исследованиям, месторождение имеет осадочную природу миоценового периода, но все равно остается много вопросов.

2. Сильнейшим фактом в пользу абиогенного происхождения нефти является

абсолютно необъяснимое в рамках биологической версии (довольно быстрое по своим

темпам) увеличение запасов на давно эксплуатируемых нефтегазовых месторождениях.

Как считают сторонники абиогенной концепции, это прямое следствие процессов

современного нефтегазообразования. В числе таких регионов называются Татария и Чечня

(в последнее время к ним присоединилась и Сибирь) в России, Украина, Азербайджан,

штаты Техас и Оклахома в США и Мексика.

Особо показательно пополнение запасов на тех месторождениях, которые считались

уже полностью потерявшими свою рентабельность из-за практически выбранной оттуда

нефти.

На ряде нефтяных скважин запасы нефти неожиданным образом стали восстанавливаться.

Один из первых таких парадоксов был обнаружен в месторождении нефти в Терско-Сунженском районе, неподалеку от Грозного. Первые скважины здесь пробурили еще в 1893 году, в местах естественных нефтепроявлений.

К началу Великой Отечественной войны все скважины сильно обводнились, и некоторые из них законсервировали. После наступления мира добычу восстановили, и, к всеобщему удивлению, почти все высокообводненные скважины начали давать безводную нефть! Непонятным образом скважины получили «второе дыхание».

Спустя еще полвека ситуация повторилась. К началу чеченских войн скважины снова были сильно обводнены, существенно снизились их дебиты, и во время войн они не эксплуатировались. Когда же добыча была возобновлена, дебиты значительно возросли.

Причем первые мелкие скважины стали через затрубное пространство снова высачивать

нефть на земную поверхность. Сторонники биогенной теории находились в недоумении,

тогда как «неорганики» легко объясняли этот парадокс тем, что в данном месте нефть

имеет неорганическое происхождение.

Нечто похожее произошло и на одном из крупнейших в мире Ромашкинском нефтяном месторождении, которое разрабатывается уже более 60 лет. По оценкам советских геологов, из скважин месторождения можно было извлечь 710 млн. тонн нефти.

Однако на сегодняшний день здесь уже добыли почти 3 млрд. тонн нефти. Классические законы геологии нефти и газа не могут объяснить наблюдаемые факты. Правда некоторые такое явление объясняют, что при огромном количестве нефти часть ее просачивается в кристаллический чехол и потом он, как губка, отдает ее. Также этому способствует рост искусственного сейсмического фона.

Так откуда взялась нефть? Думаю, что окончательный ответ мы получим немного, если вообще получим его. А пока нефть есть, думаю, что на наш век хватит. Я в детстве читал книжки, где говорилось, что нефти хватит на тридцать лет, они были выпущены в 60-х гг. И вот спустя полвека в новых книжках я читаю также, что прогнозных запасов на тридцать лет. Правда ресурсы будут только дорожать в долгосрочной перспективе, потому что они истощаются, а также нужны для поддержания новых технологий нефтедобычи. И пока есть страны, где много нефти и мало демократии, то предстоит увидеть нам еще много интересных и страшных событий в борьбе за эту черную вонючую жидкость.

В ближайшее время планирую написать статьи про добычу нетрадиционной нефти, по газогидратам, по искусственной нефти. Если и еще планы, кому интересно - подписывайтесь

Уже сшитый полисахаридный гель

Ну и, наконец, самые используемые – это жидкости на водяной основе.

Для глушения с нормальным и аномально низким пластовым давлением используется простая техническая вода. Она имеется на любом месторождении, ее могут брать из пластовых вод, грунтовых, сеноманских, сточных и пр., очистить и использовать для глушения. Она достаточно дешева стоит всего 600 рублей за 1 м3 (на том месторождении, где я работаю, цена с учетом закачки). А раньше было еще проще, подбивали к скважине ППД и промывали скважину. Или еще проще – приходила одна ЦА-шка, одна бочка, качнут десять кубов вместо 60, напишет мастер левые сертификаты – и лепота. А потом при подъеме выброс. А сейчас понаставили камер, понагнали супервайзеров, не дают работать нефтяникам))).

Правда если скважина дебитная, хоть и с низким давлением, то применяют щадящее глушение, закачают блок-пачку инветной эмульсии, потом заполнят до устья водой и приступают к ремонту.

Для глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением применяют рассолы всевозможных солей.

Самая дешевая и используемая соль, это, конечно, всем известный галит – хлорид натрия, каменная соль. Его рассол может иметь плотность до 1,18 г/см3. Но раствор хрористого натрия вызывает набухание глинистых частиц, которые практически всегда имеются в терригенных пластах. Это приводит к падению дебита скважин. Чтобы избежать этого применяют для глушения другую соль – хлористый калий, который не вызывает набухания глинистого цемента пласта. Но он, во-первых, обладает меньшей плотностью, не более 1,16 г/см3. Во-вторых, он стоит в несколько раз дороже. Поэтому его применяют значительно реже. Правда есть выход, даже небольшое количество, 5-10% хлористого калия вызывают гораздо меньшее набухание глин. Поэтому часто делают комбинированный раствор, или готовят раствор из природного минерала сильвинита – смеси хлористого натрия и калия. Правда он содержит еще множество примесей, поэтому требует длительного отстоя и фильтрации.

Замер плотности раствора ЖГ ареометром АОН. Где-то 1,06 г/см3

Для более тяжелых растворов используется хлористый кальций. Его расторов может достигать максимальной плотности 1,4 г/см3. Но у него есть недостаток – он часто в контакте с другими солями вступает в конфликт и может образовывать осадкообразование в пластовых условиях. Также он обладает высокой коррозионной активностью И его раствор, также, как и хлористый натрий, вызывает набухание солей. Поэтому обычно к растворам хлорида кальция добавляют небольшое количество гидрофобизатора. Он изменяет смачиваемость пород, уменьшает глубину проникновения жидкости в пласт, снижает набухание солей и уменьшает вероятность образования эмульсий. Кроме того, насыщенный раствор хлорида кальция имеет очень низкую температуру кристаллизации - -51 градус Цельсия, поэтому применяется для заболнения ствола скважины для ликвидации скважин и их консервации.

Для ее более тяжелых растворов используются другие соли. Например, поташ (карбонат кальция). Он обеспечивает плотность технологических жидкостей до 1,55 г/см3 и уменьшает набухание глин, да так, что дебит скважин повышается. Только есть один огромный минус – он слишком дорог. Поэтому для более тяжелых растворов применяются другие соли. Например нитрат кальция (ниткал). Он обеспечивает плотность до 1,56, но обладает очень высокой коррозионной активностью. Поэтому за границей, в тех же США, для ЖГ, имеющих плотность выше 1,4 г/см3 используются бромиды кальция, натрия и цинка. Самой большой плотностью обладает смесь бромида кальция и цинка, обеспечивающая плотность до 2,3 г/см3.

Кроме того, для глушения сейчас активно применяются готовые сухие смеси, которые кроме солей имеют добавки гидрофобизатора, ингибитора коррозии, ингибиторов солеотложение, что обеспечивает их высокую технологичность, максимально быстрое приготовление рассола и минимизирует вредное взаимодействие на пласт и оборудование. Смесей очень много, например, ТЖС, КТЖ, PellttOil, МaxOil и другие. Правда они стоят дорого, даже очень дорого. НК примеру, 1 метр кубический раствора ТЖС плотностью 1,5 г/см3 стоит порядка 50 тысяч рублей.

Растворы солей приготовляют на РСУ, если это кому интересно, то если я поеду на технический аудит РСУ, то сделаю фото и расскажу принципы их работы.

В следующей теме я напишу про технологию глушения скважин

PS. Просили больше картинок и видео, я стараюсь выкладывать по максимум в сови статьи. Но тут такая тема, что разместить особо и нечего. Да и очень жалею и сотнях удаленных фото(((

Значит для того, чтобы скважина молчала, нам необходимо перед входом в продуктивный пласт или ремонтом заменить скважинную жидкость на другую, которая и будет называться жидкостью глушения.

Как рассчитать, какая жидкость нам нужна? Это очень просто. Формула забойного давления следующая: Pзаб=ρ*g*Н

Где ρ = плотность жидкости, g – ускорение свободного падения, H – высота столба жидкости. Естественно, изменить высоту столба мы никак не сможем изменить. Не можем же мы волевым решением удлинить скважину. Естественно никак мы не можем изменить и ускорение свободного падения, ну разве только перенесем скважину на другую планету. Единственная величина, которую мы можем поменять – это изменить плотность жидкости глушения.

Исходя из этого глушение заключается в замене скважинной жидкости на другую, которая может создать нужное противодавление на пласт благодаря своей плотности.

Для глушения большинства скважин достаточно простой воды. По этому признаку скважины разделяют на скважины с нормальным пластовым давлением, аномально низким и аномально высоким. Если в скважине нормальное давление, то для создать противодавление на пласт можно простой технической водой (плотность 1,02 г/см3) +/-10%. Если забойное давление скважины настолько низкое, что для создания достаточно более легкой жидкости, чем вода, то такая скважина имеет аномально низкое пластовое давление. И это вовсе не значит, что ее не надо глушить, на таких скважинах могут быть мощнейшие фонтаны. Но проблема заключается в том, что вода сильно ими принимается (поглощается), поэтому глушение таких скважин требует особого подхода, для них разработаны отдельные технологии, которые называются щадящим глушением.

Если же для глушения скважина требуется более тяжелая жидкость, чем вода, то такие скважин называют скважины с аномально высоким пластовым давлением.

Для расчета плотности требуемой жидкости применяется формула: ρ=Р*g* кз/Н

Где кз – это коэффициент запаса плотности жидкости, для скважин. Она берется из таблиц технологических регламентов, зависит от степени обводненности скважины, ее глубины, газового фактора и имеет значение не больше 10%.

Например, возьмём скважину с пластовым давлением 350 атмосфер, глубиной 3200 метров и коэффициентом запаса 5%

Ρ=350*9,81*1,05/3200=1,12 г/см2

То есть для глушения скважины потребуется жидкость плотностью 1,12 г/см.

Уф, кажется я и сам понял))).

В следующей части продолжим рассматривать глушение и я напишу о технологических жидкостях для глушения

Ввод в в затруб скважины

Кроме этих технологий существует еще и другие, например, магнитные (электромагнитные) и вибрационные.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получил. Сущность метода заключается в том, что водонефтяная эмульсия или вода пускается через рабочий зазор магнитного контура, где приобретает новые физические свойства, не изменяя своего химического состава. Присутствующие в нефтескважинных жидкостях неорганические соли и асфальто-смоло-парафины, отработанные магнитным полем, теряют способность создавать твердые отложения на внутренних поверхностях оборудования, происходит разрушение центров их кристаллизации, они не выпадают в осадок в процессе движения, а выносятся потоком наверх на устье, где отделяются от нефти при дальнейшей технологической подготовке

Если честно, я видел только один раз магнитный депарафинизатор, поэтому не могу сказать, какая у него эффективность.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся АСПО на насосно-компрессорных трубах, для чего разработан ряд скребков различных конструкций.

Скребок СДР-2С

Скребок крепится к ловильной проволоке и под действием утяжелителя спускается ниже зоны парафиноотложения. После этого начинается подъем, скребок поднимается, фрезы вращаются и срезают парафин со стенок. Парафин остается на месте и смывается восходящим потоком жидкости.

Скребки спускаются на ловильной проволоке, она прикреплена либо к стационарным лебедкам Селейманова, которые можно вращать вручную, либо с помощью электродвигателя.  Но чаще всего применяют мобильные лебедки на базе спецтехники, например лебедка ЛГС-10.

Для герметизации устья во время чистки скважины (а также во время исследовательских и геофизических работа) используют специальные устройства - лубрикаторы

Лебедки Сулейманова. Белая труба над верхней задвижкой - лубрикатор

Также скребки используются для чистки трубопроводов, только иной конструкции

Один из вариантов скребков Уником-Сервис и принцип работы

Тепловые методы удаления АСПО состоят из таких операций, как промывка горячей нефтью, электропрогрев путём спуска греющего кабеля. Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой

или обратной промывки.

Для этой цели промышленность выпускает специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами-подогревателями жидкости до температуры 150 °С, и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений. Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Агрегат АДПМ (агрегат для депарафинизации скважин модернизированный)

Применение перегретого пара, вырабатываемого паропередвижными установками (ППУ) типа ППУА1200/100, при температуре до 310 °С и давлении до 10 МПа для скважинной борьбы с

отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная

конденсация пара и на глубине 300…400 м температура пара снижается до температуры скважины. Поэтому  ППУ для очистки применяют для очистки манифольдов,

арматуры и трубопроводов на поверхности.

ППУ в работе

Также для добычи особо тяжелых и вязких нефтей применяют технологию внутрискважинных подогревателей.  Для этого при спуске насоса к наружной стороне НКТ прикрепляется специальный греющий кабель. Есть технологии, когда кабель спускается внутри трубы. Обычно они спускаются в зону усиленного парафинообразования и осуществляют постоянный подогрев.

Также такие кабели используются как путевые подогреватели (по трубе трубопровода), а также существуют индукционные подогреватели, которые подогревают скважинную жидкость прямо на выходе из скважины. Такие системы широко применяются в заполярных районах

Следующей темой, вероятнее всего, будет глушение скважин, там материала хватит на целую серию постов. Кому интересно - подписывайтесь

Некоторые углеводороды в пластовых условиях представляют собой жидкости, но по мере подъема наверх меняются и условия – температура, давление, газовый фактор, в результате чего они превращаются в твердые вещества и выпадают на стенках скважины. Эти отложения представлены преимущественно четырьмя веществами: парафинами, церезинами, нефтяными смолами и асфальтенами. Общее их название АСПО – асфальтосмолопарафинистые отложения.

Кстати, все эти вещества весьма полезны в деятельности человека. Парафин применяют в пищевых целях, он входит в состав технических смазок, с его помощью лечат, из церезина получают вазелин, па названию «асфальтены» и без расшифровки понятно, куда они входят. Но вот для добычи и транспортировки нефти – это страшный бич. Они откладываются на стенках насосно-компрессорных труб, транспортных магистралей, нефтеоборудования, что приводит к резкому уменьшению дебита скважин, полному прекращению подачи нефти по трубопроводам, выходу из строя оборудования и прочим печальным последствиям. Поэтому с АСПО постоянно и методично борются.

Трубы, забитые АСПО

Для начала давайте разберемся, что из себя представляют эти вещества и по каким причинам они выпадают.

Парафины – это воскообразная смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода от 18 до 35. Обычно парафины имеют линейные молекулы, хотя присутствует и небольшое число изомеров разветвленной структуры.

Церезины часто относят к парафинам, хотя часто и выделяют в отдельный класс веществ. Это также предельные углеводороды, но с числом атомов углерода от 36 до 55. В отличии от парафинов они представлены преимущественно разветвленными изоалканами.

Нефтяные смолы и асфальтены также схожи по строению. В основе их находятся уже гетероциклические соединения. Вспоминаем химию, углеводороды могут быть линейными и циклическими. Если несколько атомов углерода замкнуты связями в кольцо – то, соответственно, это циклические углеводороды. При этом они могут быть карбоциклическими и гетероциклическими. Если в кольце только атомы углерода, то это карбоциклическое соединение, а если есть иной атом – гетероциклическое. Например, шестичленный карбоцикл, имеющий ароматическое кольцо называется бензол. Если же в бензоле заменить один атом углерода на азот, то получается шестичленный гетероцикл пиридин.

Бензол и пиридин

Смолы от асфальтенов отличаются числом атомов углерода. Если в молекуле их от 30 до 70, то это нефтяные смолы, а если больше – соответственно асфальтены.

Процентный состав содержания различных веществ зависит от состава нефти. В некоторых АСПО могут преобладать асфальтены, в других – парафины и пр.

Кроме этих веществ АСПО всегда содержат в себе механические примеси и связанную нефть. Механические примеси берутся из разрушенного скелета породы, приносятся пластовой водой, содержат частицы бурового раствора, цемента и пр.

Внешне АСПО представляют мазеобразную густую массу разного цвета, преимущественно темных оттенков. На холоде они твердеют.

К основным факторам, приводящим к выпадению АСПО относятся:

1. Состав нефти. Если нефть тяжелая, в ней больше содержится парафинов, нафтенов, смол и асфальтенов, тем больше интенсивность осадкообразования

2. Невысокие температуры потока. Если добываемый флюид горячий, а на многих месторождениях даже на поверхности добываемая жидкость может иметь температуру под сотню градусов, тем меньше АСПО отлагается на трубах. При понижении температуры в осадок выпадает больше АСПО. Особенно критичны температуры от 20 градусов Цельсия и ниже.

3. Низкая скорость потока. Особенно мощные отложения бывают на низкодебитных скважинах. Скорость истечения жидкости в них мала, поэтому частицы успевают осесть на стенках труб. Если же скорость выше шести метров в секунду, то АСПО там практически не встречаются, бляшки парафина буквально срываются потоком.

4. Высокий газовый фактор. При подъеме нефти происходит падение давления, нефть начинает активно разгазироваться. Температура снижается и выпадают АСПО.

5. Состояние поверхности труб. Чем более старые трубы, чем более шероховатые стенки, тем больше площадь для удержания отложений.

Во второй части я напишу основные методы борьбы с АСПО.

Шарошечное долото

При этом скважина имеет ступенчатую конструкцию, и ее диаметр уменьшается от устья к забою. После бурения каждой ступени в скважину спускают трубу определенного диаметра для закрепления стен скважины. После пространство между стенками трубы и горной породой цементируют.

Конструкция скважины

Первая труба, самого большого диаметра, например 324 мм называется направление. Она нужна для защиты устья и верхнего слоя почвы от размывания.

Затем продолжают бурить ствол долотом меньшего диаметра до глубины порядка 500-700 метров. Затем спускают трубу меньшего диаметра, чаще всего 168 мм диаметром. Эта труба и часть скважины называется кондуктором. Кондуктор перекрывает водоносные слои и предохраняет их от попадания соленых вод и углеводородов.

Затем идет колонна еще меньшего диаметра, которая заходит в нефтеносный пласт. Она называется эксплуатационной. Если скважина глубокая, то между кондуктором и колонной спускается еще промежуточная (техническая) колонна.

Обсадная труба. 168 мм

В зависимости от геологических и технологических условий, скважина может быть пробурена различным образом:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Пласты не пролегают в недрах по идеальной горизонтали. Поэтому смысла бурить скважину под углом в 90% нет смысла, да и эксплуатировать ее труднее. Поэтому горизонтальной считается скважина, которая пробурена в азимутальном направлении пласта (внутри пласта по углу наклона пласта)

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными). Тут есть тоже один нюанс. Если основной ствол скважины пробурен до пласта, а уже внутри пласта забурены дополнительные стволы, то скважина многозабойная. Если разветвление начинается до пласта – то скважина многоствольная.

Типы скважин

После того, как скважина пробурена и ее стенки зацементированы, на устье обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Точнее сказать, что она устанавливается во время бурения и на ней устанавливают противовыбросовое оборудование. Она жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Колонная головка

На верхний фланец катушки колонной головки монтируется фонтанная арматура. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:

• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;

• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;

• осуществления на скважине различных технологических процедур;

• регулирования и контроля работы скважины;

• монтажа глубинного насоса

Она состоит из двух частей – трубной головки (обвязки) и фонтанной елки. Бывает несколько типов фонтанных арматур, они делятся на тройниковые и крестовые, с кранами и задвижками, однорядные и двурядные (используются редко).

Верхняя часть колонной головки и трубная головка

Фонтанная елка тройникового типа

Планировал написать одну статью, но материала хватит на две. В следующей части рассмотрю подземное оборудование, типы скважин, может еще что вспомню.

PS. Вспомнил забавную историю. В одной из КРС-бригад был мастер, которого звали Фидан Андреевич (сам в ахуе, мама башкирка, папа русский). Инициалы были ФА, как аббревиатура фонтанной арматуры. Так в бригаде, да и везде его за глаза звали Фонтан Арматурыч. Куда поехал? Да к Фонтан Арматурычу

Принципиальная схема работы гидрозащиты

Получается, что торцовое уплотнение разделяет объемы над и под ниппелем, но при этом позволяет валу вращаться. При этом такое торцовое уплотнение держит порядка 3-4 атм. Таких уплотнений в протекторе – обычно три или четыре.

Итак, сверху и снизу диафрагма, которая уравнивает давления внутри и снаружи ПЭДа, изготовлена из специальной термостойкой и маслостойкой резиной ограничены. Она ограничена торцовыми уплотнениям. Снаружи диафрагмы – пластовая жидкость(голубые шарики). Эта жидкость давит на стенки диафрагмы и передает давление маслу(зеленые шарики). Масло по каналу среднего ниппеля попадает в верхнюю трубку лабиринта и сообщает давление дальше(красные шарики). Масло через нижнюю трубку лабиринта по трубке попадает в полостью двигателя (желтые шарики). Вал при этом у нас может вращаться, но полость двигателя отделена аж тремя барьерами, и еще и давления что там, что там одинаковое! Вот такой хитрый механизм. Тот кусок, который содержит диафрагму – соответственно диафрагменная секция протектора, тот который с трубками – лабиринтная секция. Зачем такие сложности? Все сделано для того, что бы протектор как можно дольше работал и защищал двигатель. Например, отказало верхнее торцовое уплотнение или порвалась диафрагма? что произойдет? А ничего страшного! Пластовая жидкость будет давить на жидкость лабиринта – масло и пластовая жидкость в спокойном состоянии не смешиваются, а в спокойном состоянии они находятся даже при включенном двигателе. И пока еще пластовая жидкость пройдет лабиринт? Протектор все это время будет выполнять свои функции.

Это самый простой протектор, однако есть и посложнее, когда лабиринтов и диафрагм больше, то есть камер не две, а три, или даже четыре! Соответственно торцовых уплотнений и барьеров для пластовой жидкости еще больше. Бывает, что два протектора соединяют последовательно – это увеличивает надежность оборудования.

Еще один узел протектора – узел пяты. Это специальный упорный подшипник, который воспринимает осевую нагрузку на вал протектора. Эта нагрузка в некоторых установках может быть больше тонны. Представляете себе подшипник, который вращается с частотой 3000 об/минуту, и несет при этом тонну веса.

Полость диафрагмы соединена через специальные обратные клапана с внешней полостью. Эти клапана открываются при определенном давлении изнутри диафрагмы, что бы в случае превышения давления в двигателе, например, при его нагреве и соответственно расширению объема масла, ему было куда деваться и не рвать диафрагму. То есть масло при определенном давлении выплевывается из протектора.

В каждом ниппеле, в голове и основании есть специальные радиальные подшипник – они позволяют валу легко вращаться и ограничивают его от изгиба.

Когда производят монтаж протектора, его прокачивают через специальные пробки, полость за полостью, снизу вверх, вытесняя весь воздух и одновременно проводя опрессовку торцовых уплотнений и клапанов. Делать это надо очень тщательно, соблюдая последовательность и время. Этих пробок на защите может быть штук десять – главное ничего не перепутать. Пробки уплотняются специальными одноразовыми свинцовыми шайбами.

Для питания двигателя используется кабель. Очевидно, что обычный кабель для этой цели не подойдет, поэтому для этого используют специальный нефтепогружной кабель. По форме профиля могут быть кабели круглые КРБК и плоские КПБП. Сейчас круглый кабель практически не используется. КПБП состоит из трех изолированных медных жил. Изоляция выполняется двухслойной. В нижнем слое используется изоляционный полиэтилен высокой плотности, в наружном слое светостабилизированный полиэтилен высокой плотности для оболочек. Толщина каждого из слоев составляет 1,5 мм.

Схема кабеля КПБП

Поверх параллельно уложенных жил располагается подушка из лент нетканого материала и броня из стальных оцинкованных лент толщиной 0,5 мм. Броню накладывают с положительным перекрытием лент.

Кабелю при спуске УЭЦН прикрепляется к трубам с помощью специальных металлических поясов – клямс. Они затягиваются специальным устройством – клямсевателем, по неведомой причине называемый оренбургскими нефтяниками кичедык. Кстати, тест на нефтяника. Если я говорю с кем-нибудь на работе, и он говорит кичедык и вертиголова - значит земляк.

Если скважина имеет горизонтальные участки, то в местах соприкосновения кабеля со стенками скважины на кабель ставят защитные устройства – протекторы.

Связка клямс

Тот самый кичедык

Протектор для кабеля

И под конец видеоролик с объяснением принципа работы УЦН

Насос характеризуется габаритом, дебитом, напором и исполнением.

Габарит – это поперечный размер насоса с кабелем, определяющий в какую скважину его можно опустить. Габариты бывают 3, 4, 5, 5А, 6, 6А, 6Б, 7, 8, 9. Самые распространенные 5 и 5А. 3-4 - это уж для совсем тонких скважин – большая редкость. 6 и больше это для высокодебитных скважин, поэтому встречаются редко, и, в основном, используются в водозаборных скважинах
Насосы 5 габарита имеют наружный диаметр корпуса 92 мм, 5А – 103 мм. Плюс кабель который идет вдоль насоса. Самый большой диаметр у насоса 9 габарита – 185 мм, я не видел никогда такого монстра

Дебит – это количество жидкости прокачиваемой насосом за определенный период времени. Как-то так получилось, что мы измеряем дебит в метрах кубических в сутки. В США меряют в баррелях (каждый баррель 159 литров). Так вот, распространенные дебиты для габарита 5 – от 10 до 200, для габарита 5А – от 160 до 800. Есть насосы в габарите 5А с дебитом 25 – 125 м3/сутки. Дебит насоса зависит от применяемой ступени. То есть в каждом габарите есть ряд ступеней для определенных дебитов.

Напор – это высота водяного столба, на которую насос поднимает свой дебит. Тут диапазон широчайший… иногда надо 100 метров для какой-нибудь водяной скважины, иногда надо насос 3200 метров напором. Каждая ступень поднимает жидкость на высоту 4-6 метров, то есть что бы получить насос с напором 2000 метров нужно в среднем 400 ступеней. В один корпус столько ступеней просто физически не поместится, поэтому насосы секционные. стандартные длины 3, 4, 5 метров. В последнее время появились секции 4,5 метра и 6 метров (для более точного подбора и экономии количества секций). В каждую секцию помещается ( в зависимости от дебита (высоты ступени) и длины секции от 30 до 200 ступеней. Набирая насос из секций, мы подбираем необходимый напор.

Схема ЭЦН

Каждая секция это корпус нужного диаметра, в который последовательно набраны неподвижные аппараты и вращающиеся колеса. Колеса вращаются посредством вала, у которого есть шпон-паз и шпонка. В каждом колесе тоже есть шпон-паз. Набирая на валу части в последовательности аппарат – колесо – аппарат – колесо, получаем внутренности насоса. Эти внутренности запрессовываются в корпус, на концы которого вворачиваются концевые детали – головка (верх) и основание (низ). Через определенный промежуток устанавливаются промежуточные подшипники – они нужны, что бы повысить износостойкость насоса. Ставят их каждый метр, каждые полметра, каждые 0,35 метра, или, иногда даже каждые 200 миллиметров. Эти подшипники изготавливаются из специальных твердосплавных или керамических материалов – то есть очень износостойкие.

Опять же насосы бывают плавающие (это когда колесо немного ходит между аппаратами в осевом направлении), а так же пакетной сборки или компрессионной. Пакетной – это когда определенное количество колес зажато между подшипниками пакета аппаратов, и компрессионной – когда колеса закреплены на валу (специальными распорными втулками). Пакетная и компрессионная сборка так же нужна для повышения износостойкости насоса. Ступени обычно делают из специального чугуна. Для стандартного исполнения – из серого чугуна модифицированного, для износостойкого и коррозионостойкого ЭЦН из нирезиста (чугун с содержанием 14-16 % никеля). Достаточно часто ступени изготовляют методом порошковой металлургии – ступени прессуют из железного порошка, с различными добавками, который потом пропитывают в специальных печах медью. А еще есть ступени из нержавеющей стали – штампованные и потом сваренные разными способами. Такие ступени появились недавно. Есть пластмассовые ступени, узкий сектор, тоже имеет свою нишу – где не нужна большая теплостойкость, например.

Коррозионной стойкости добиваются путем применения специальных материалов для корпуса и концевых деталей (ступени из нирезиста, высоколегированного порошка или нержавейки уже стойки к коррозии), валы – тоже специальные нержавеющие стали (во всех исполнениях).

Секции друг с другом стыкуются болтами или шпильками. При этом валы соединятся при помощи специальных шлицевых муфт. Так и получаются насосы с нужными парметрами.


Погружной электродвигатель или ПЭД.
Это обычный асинхронный электродвигатель, только тонкий и длинный, и маслозаполненый. Он нужен для того, что бы вращать вал насоса

У асинхронного двигателя есть статор и ротор.

Статор это набранная из отдельных листочков специальной электротехнической стали такая длинная «колбас с 12, 18 или 24 пазами (секторными вырезами) и центральным отверстием. Получается такая толстостенная труба, с одним центральным отверстием под ротор и, например, с 18 пазовыми отверстиями под обмотку. В этих пазах укладывается обмотка статора (специальным высокотемпературным проводом). Так как двигатель трехфазный, то на каждую фазу приходится по 6 пазов или по три катушки (катушка – это два паза). Витков – может быть очень много (ну например 93 витка на фазу).
Комбинация различной длины двигателя, диаметра провода и количества витков позволяет получать различные по мощности двигатели. После намотки обмотка двигателя пропитывается специальным лаком. Двигатели, так же как и насосы, имеют различные габариты (диаметр) 96, 103, 117, 123, 130 мм (есть и другие, но они редкие). Основные габариты – это 103 и 117 мм.

Схема ПЭД

Ротор – это вал, на который последовательно надеты пакеты роторов и подшипники. Каждый пакет, а это цилиндр длинной 300-350 мм и диаметром 50-56 мм, так же набран из отдельных листочков электротехнической стали, с пазам под медные стержни. Таких медных стержней обычно 25. Эти стержни по краям пакета замыкаются специальными медными крайними листами и наглухо спаиваются. Получается такое медное колесо, заполненное листочками электротехнической стали. Таких пакетов в двигателе может быть от 2 до 66 (в трехсекционных мощных ПЭД).

Ротор вставляется в статор и очень легко там вращается. Внутри статора есть специальные пазы, в которые вставляются стопора подшипников (подпружиненные пластинки), которые фиксируют корпус подшипника от проворота. Так как эти подшипники находятся внутри мощного электромагнитного поля, создаваемого обмоткой статора, то делают их из специальных немагнитных материалов. Если сделать подшипник из обычной стали – мы получим вместо подшипника короткозамкнутый виток внутри статора – а он будет очень сильно нагреваться.

Сверху ПЭД – головка с узлом токоввода (штекер, куда мы подсоединяем кабель) и узлом пяты. Узел пяты – это опорный подшипник скольжения, который делается из специальной керамики – он нужен для того, что бы вал на чем то висел и не падал на основание ПЭД. В основании (низ двигателя) расположен фильтр, который внутренней полостью соединен с валом. В валу ПЭД есть осевое отверстие на всю длину, через которое прокачивается масло. Масло прокачивается не просто так, а при помощи турбинки, расположенной вверху вала. Так вот - масло проходит через фильтр, попадает в вал, поднимается по нему, по пути смазывая подшипники (в валу есть радиальные сверления напротив каждого подшипника), раскидывается турбинкой в верхней полости двигателя и стекает по обмоткам вниз, попутно охлаждая их. Масло очень специальное, жидкое и изоляционное (например, 2,5 мм масла держит 40-60 киловольт напряжения).
Секционные двигатели состоят из двух или трех секций, соединяемых узлами секционирования (специальные основания и головки с электроштеккерами). В секционных двигателях обмотки соединяются последовательно. Обмотки двигателя в итоге (три фазы) соединяются в звезду (то есть три фазы объединены в одну точку – от которой делается специальный отвод для присоединения ТМС). Узел токоввода – специальная трехфазная розетка в которую вставляется штекер кабеля (муфта по другому). Валы имеют шлицевые концы и соединяются при помощи шлицевых муфт.

Когда подается напряжение на одну из фаз (а оно по очереди подается так а-в-с-а-в-с-а-в-с и т.д.) в обмотке статора создается электромагнитное поле, которое взаимодействует со стержнями ротора, так как ротор – короткозамкнутый – в его стержнях создается очень большой то и ротор начинается вращаться от созданного электромагнитного поля. А так пакет ротора закреплен на валу (при помощи шпонки) – ему приходится вращать за собой вал, а вслед за ним и вал насоса, и ступени, и поднимать жидкость. Вот так вот электричество преобразовывается во вращение. А асинхронный он потому что чуть-чуть все время отстает от переключения напряжения в фазах (3000 оборотов напряжения в минуту) примерно на 5%.
Двигатель характеризуется мощностью и габаритом. У каждого габарита и мощности есть свои номинальные напряжения и токи. На каждом двигателе обязательно есть табличка, на которой кроме номера и типа (мощности и габарита) указаны еще его ток, напряжение, масса, дата выпуска. Эти параметры дублируются ударным шрифтом и на корпусе статора (так как это основной узел ПЭД).

Возьмем для примера какой-нибудь ПЭД, пусть ПЭД 45-117. Это двигатель имеет мощность 45 кВт, диаметр 117 мм, у него напряжение 1400 В, ток 27 А. Почему 1400?? Почему не стандартные 380? Это все для того, что бы экономить электроэнергию и кабель. Так как кабельная линия очень длинная – передавать через нее большой ток – значит половина будет уходить на потери. А можно увеличить напряжение и уменьшить ток – тогда можно передать большую мощность на большое расстояние с минимальными потерями и по тонкому кабелю.
Все ПЭД рассчитаны на работу при различных частотах питания (обычно от 40 до 70 Гц), соответственно и на разных частотах вращения. На 50 Гц вал двигателя вращается со скоростью 2850 об/минуту (за счет скольжения).

Забудьте про «сэкономить»

Хороший брус действительно стоит денег. С самого начала примите это. Цены начинаются от 25 000 рублей за кубометр. У «Слонов» (АПС ДСК) брус мне обошелся в 28 000 рублей. Еще и 4 месяца пришлось ждать в очереди, чтобы взять именно с их завода.

Квадратный метр двухэтажного дома в Подмосковье (под ключ, с сантехникой, заходи – и живи), если заказывать его в строительной конторе, обойдется в среднем в 45-60 000 рублей за квадратный метр. У меня вышло с отделкой ровно 50 000 рублей. Тепловой контур (фундамент, стены, крыша, окна) 27 500 р. за кв. м. Если вам где-то предлагают сильно дешевле — не ведитесь. Наверняка есть подводные камни.

Весь дом мне встал в 8 000 000 рублей. Это заезжай и живи.

Накопите деньги на предоплату. Сумма нужна немаленькая, потому что придется выкупить брус, который нарежут на весь ваш дом. Хранить его долго нельзя, надо сразу строить. Причем долго — это больше недели. Брус должен быть защищен от влаги и вредителей, но при этом к нему нельзя перекрывать доступ воздуха. В общем, сложно.

Совет №1. Выберите подходящий проект или хотя бы фото из интернета с желаемым домом и отдайте его вместе с размерами на просчет в две-три компании. Сравните их предложения по простому чек-листу.

1. Тип фундамента, почему такой выбран. Какая отделка цоколя. Какой пол. Если он на лагах — какой они толщины и с каким шагом. Если тонкие и мало — пол будет как батут.

2. Сколько всего бруса. Если в разных конторах цифра разная, вопрос: а за счет чего сокращают или увеличивают количество высоты потолков, материала внутренних стен?

3. Утепление кровли. Какая пароизоляция и ветрозащита. На качестве пленки экономить нельзя. И упаси вас господь от неумелых строителей, которые мало того, что плохо ее проклеивают, так еще и кладут не той стороной.

4. Стеклопакеты — сколько камер, из чего рамка. У пластиковых меньше теплопроводность. Применяются ли скользящие крепления оконных и дверных коробок.

5. Шлифовка стен, тонировка, антисептик, огнезащита.

6. Инженерка. Первым делом — какое отопление.

Вот минимум позиций, по которым нужно сравнивать предложения строительных компаний. Посмотрите цены и параметры, погуглите нюансы и посоветуйтесь со знающими людьми, если есть возможность.

Какие риски у работы с клееным брусом

Раньше пролететь с клееным брусом можно было легко. Человеку строили дом, внешне он был как пряник, а через год все расклеивалось и шло винтом. В последнее же время качество бруса выровнялось, хотя за Уралом брак еще встречается. Совсем уж плохой материал продают неадекватно дешево. Скупой платит дважды, а в случае с домом это большие деньги, ошибаться нельзя.

Качество клееного бруса по виду определить сложно. Цепочка производства у него длинная, на каждой стадии можно нахимичить. Могли на внутренние ламели пустить доску какую попало: трухлявую, с дефектом, даже ель под видом сосны. Могли доски взять слишком разной влажности или просто сырые. Чем сырее, тем сильнее ваш дом потрескается от усушки. Молчу уже про схему, когда грузят материал так, что сверху и по бокам брус, как себе бы брали, а внутри паллеты — самая что ни на есть труха.

Некоторые продают под видом добротных пород сущую ерунду. Ангарская и архангельская сосны ценятся в строительстве, потому что структура у них лучше. Деревья растут севернее, и дома из них прочнее получаются. Но ангарской сосны столько не рубили, сколько из нее строили. Часто суют что-нибудь поюжнее и пожиже, а цену ломят.

Совет №2. Берите клееный брус с предприятий, у которых есть история и репутация. Узнайте про производство — где, что, как, откуда лес, какой клей.

О нюансах теплоизоляции

Поставщики вам расскажут, что теплозащита у дерева поперек волокон даже лучше, чем у газобетона. Но сруб есть сруб, он будет студить по углам. А если поведет геометрию — так и между брусьями. Но если брус хороший и все по технологии — будьте спокойны. Двухсотого (толщиной 200 мм) вам хватит, чтобы зимовать с комфортом.

Совет №3. Особенно тем, кто не в теме и хочет отдать все «на откуп профессионалам». Не хотите сюрпризов — придется вникнуть, хотя бы базово. Иначе или смета раздуется ближе к стройке, или вылезут ошибки — замучаетесь переделывать..

Со «Слонами» мне особо вникать в план стройки не пришлось. Менеджеры сразу расписали все плюсы и возможные риски, проконсультировали в нескольких смежных вопросах. Как по мне, это правильно.

Обязательно поинтересуйтесь, как обстоят дела с организацией стройплощадки: есть ли биотуалеты, бытовка и так далее. А то после новоселья еще несколько месяцев будете мусор разгребать.

О сложностях с геометрией

Каким бы качественным ни был брус, это все же дерево. Оно сохнет, мокнет, сужается и расширяется. А значит «гуляет». Причем влажность меняется неравномерно. Внутри, на солнце и зимой — меньше, снаружи, в тени и летом — больше. Деформаций не избежать, вопрос лишь в качестве бруса и пряморукости тех, кто собирал коробку. В первую зиму, помолясь, начинайте топить. Сруб будет потрескивать, это нормально.

Венцы — конструкции из одного ряда брусьев, уложенных перпендикулярно друг другу — по всей высоте сруба пронизаны металлическими стержнями на 40 мм, по две на стену. Когда сруб собран, гайки на них протягивают специальными домкратами и приотпускают — чтобы дать небольшую свободу для колебаний. Соответственно, ничего не должно сковывать этих колебаний — ни оконные или дверные коробки, ни отсутствие специальных зазоров — даже лестницу рекомендуется крепить независимо или устанавливать ее уже на этапе финишной отделки. А иначе могут быть трещины в стенах — я видел такие с ладонь толщиной.

Тех, с кем я строил, на всякий случай перепроверил, съездил на их объекты, навел справки по клиентам, узнал, что к качеству сборки нареканий нет. Соберетесь строить — советую сделать то же самое.

Еще несколько важных моментов
1. На брусе могут появляться маленькие трещинки — это нормально. Все равно усадка будет 1-2%.
2. Зимой дом из бруса придется топить чаще, по сравнению с домом из того же утепленного газобетона.
3. Со временем наружный лак отобьется дождем и выгорит на солнце. Покрывать заново нужно будет через 6-8 лет.

Какие плюсы у клееного бруса

Стройка дома из клееного бруса вам сейчас кажется той еще проблемой, но я объясню, почему все же выбрал его. Главное, понятно: дерево — это жизнь, в таком доме есть душа. Тут и спится, и дышится по-другому. Попробуйте как-нибудь, поживите — в каменный мешок обратно не захочется.

Главная фишка — дом собирается быстро, буквально за пару месяцев, как из лего. Заехал и живи. Плюсом экономия времени и денег на отделке. Мокрые процессы заканчиваются на стадии фундамента, никакой грязи на площадке. «Слоны» собрали мне коробку за месяц — все быстро, аккуратно. Дальше дело за малым оставалось.

Клееный брус — вариант не для всех, но кто подошел осознанно, не пожалеет. Главное — не берите лишь бы дешевле и не стройте с кем попало. Как учил меня один состоятельный дружище: можно завести собаку не такую породистую, взять отель звездой ниже, вместо ресторана сходить в столовку. Но когда строишь свое жилье, мелочиться нельзя — из кожи вылезь, но сделай нормально.

И последний совет. Контролируйте стройку на каждом этапе. Хоть у ребят и стояли веб-камеры на объекте, я старался приезжать на площадку минимум раз в неделю. Так спокойнее. Сами не шарите — приглашайте независимых спецов. Но помните, стройки совсем без проблем не бывает. Главное, как ваш застройщик на них реагирует и решает.

Когда строили мой дом, не угадали с погодой. Свежая биозащита пошла потеками. Но технадзор подрядчика отработал, вовремя засекли проблему и все поправили. В остальном все прошло гладко. Я со своим опытом не лезть не мог, но ребята прислушивались. А если не согласны были, аргументировали, чем их решение лучше для проекта.

Дом закончили за 5 месяцев. Еще примерно столько же ушло на обустройство и отделку. За все время я ни разу не пожалел о решении строить из клееного бруса.

Три причины строить дом через АПС ДСК

Во-первых, после того, как внес предоплату — смета не растет, даже если дорожают стройматериалы. Например, контракт заключили зимой, в смете «зимние» цены, а закупка начинается уже по «летним». Бетон может быть вдвое дороже, но клиента это не коснется.

Во-вторых, у компании свое производство клееного бруса и работают они уже 12 лет. Весь процесс от доски на входе до дома на выходе они контролируют сами. Используют финский клей Kiilto и постоянно у финнов учатся.

В-третьих, в течение всей стройки на объекте работает внутренний технадзор. В чек-листе у проверяющего 96 параметров, и все они отражаются на зарплате исполнителей. Плюс к этому — на стройплощадке порядок. Все строго по технике безопасности и оборудовано.

Подробнее о строительстве деревянных домов из клееного бруса по доступным ценам читайте на сайте, а также в инстаграм-аккаунте главного «Слона». В копилке компании двухэтажные дома и жилье в стиле hi-tech или классическом стиле.