Ушгн расшифровка: Динамометрирование УШГН, расшифровка теоретической динамограммы нормальной работы насоса — Студопедия

Билет14

1. Осложнения
при эксплуатации УШГН, методы борьбы с
ними.

— повышенноегазосодержаниена
приеме насоса

-большое содержание
песка воткачиваемойжидкости(песок,
попадая вглубинный насос, приводит
кизносу пары трения
«цилиндр
—плунжер»,клапанов, авряде случаев
вызывает заклиниваниеплунжеравцилиндре
иобрыв штанг.Кроме того,
чрезмерное
количество песка впродукции приводит
косаждению части его на забое скважин,
образованию песчаных
пробок иснижению
продуктивности. Применяются различные
фильтры, привинчиваемыекприемному
клапану насоса.,
песочные якоря.
Впесочном якоре жидкость изменяет
направление движения на 180′, песок
отделяется искапливается в
специальном
кармане внижней части якоря. При
заполнении кармана песком якорь извлекают
на поверхность иочищают.
Условием
эффективной работы песочного якоря
является существование вякоре скорости
восходящего потока жидкости,
меньшей
скорости оседания частиц песка.

— отложения солей
навузлах насоса ивНКТ;

—
асфальтено-смоло-парафиновыеотложения
вНКТина насосных штангах;

— сильное искривление
скважин

— коррозия
нефтепромыслового оборудования.

-высоковязкиеивысокопарафинистыенефти

Чаще всего возникают
осложнения вследствие влияния газа на
работу насоса, уменьшающего коэффициент
наполнения
цилиндра

Борьба сгазом:

— увеличение глубины
спуска насоса

— газопесочныеякоря

Борьба спарафином:

-скребки-центраторы
на штангах

-обработка
химреагентом

-тепловые методы
(АДПМ)

Борьба смеханическими
примесями:

-установка сетчатых
фильтров

-установка
газопесочныхякорей

2. Порядок определения причины отказа ушгн.

Производят
динамометрирование и по динамограмме
определяют тип неисправности насоса.

Причины:

  • Механические
    примеси;

  • Выработка
    нагнетательного клапана;

  • обрыв
    плунжера

  • истирание
    плунжера

  • заклинивание
    плунжера

  • Влияние
    АСПО+ мех. пр.

  • Обрыв
    штанг

  • Отбраковка
    НКТ, износ резьбы, коррозия, смятие,
    протерты.

  • Коррозия
    клапанов, штанг и плунжера.

Одной
из главных причин снижения срока службы
скважинного насоса являются некачественное
изготовление деталей и небрежная сборка
его узлов, а именно: эллипсоидность,
конусность и не прямолинейность осей
цилиндра и плунжера. Вследствие этого
между трущимися поверхностями плунжера
и цилиндра в отдельных сопрягающихся
точках или площадках возникают
значительные удельные давления, которые
приводят к увеличению силы трения при
движении плунжера в цилиндре.

3. Виды и расшифровка практических динамограмм работы ушгн.

Методика
расшифровки (чтения) динамограмм основана
на теоретической динамограмме нормальной
работы глубинного насоса, при построении
которой учтено действие лишь следующих
сил: тяжести, упругости материала штанг
и труб; полужидко­го трения (штанг о
трубы, плунжера в цилиндре и др.) и силы
Архимеда. Исключено действие сил инерции
движущихся масс и гидродинамического
трения, т. е. движение штанг предпо­лагается
замедленным. Кроме того, принято, что
насос и трубы герметичны, откачиваемая
жидкость лишена упругости и дегазирована,
цилиндр насоса полностью заполняется
жидко­стью.

Цикл
действия глубинного насоса состоит из
четырех процессов и изоб­ражается в
координатах: нагрузка Р на штанги в
точке подвеса и перемещение S точки
под­веса в виде параллелограмма.

 
Практические
динамограммы нормальной работы насоса
вследствие действия сил инерции и
возникновения собственных и вынужденных
упругих колебаний штанговой колонны
отличаются от простейшей динамограммы
тем больше, чем больше число качаний
станка, глубина спуска насо­са и (в
меньшей мере) длина хода. В таких случаях
нужно использовать метод А.С.Вирновского
расчета и построения глубин­ной
динамограммы насоса по данным, получаемым
из обычной динамограммы, снятой в точке
подвеса штанг. Этим методом глубинная
динамограмма усилий, например в самой
нижней штан­ге, дает возможность
исключить влияние колебательного
процесса в штангах, трубах и столбе
жидкости и получить легко читаемую
динамограмму непосредственно глубинного
насоса.

Рис.
2. ‘,

Практические
динамограммы нормальной работы насоса

На
рис. 2 показаны практические динамограммы
нормальной работы глубинного насоса.
Вол­нообразные линии при ходах штанг
вверх и вниз фиксируют упругие колебания
штанг: собствен­ные и вынужденные с
превалированием первых. При больших
величинах сил трения и больших утечках
в рабочих парах насоса колебания сильно
затухают, вплоть до полного исчезновения.

Рис.
3.

Изменение
формы динамограммы с изменением числа
качаний а – п = 7; б – п * 13; в – п = 24

 
На
рис. 3 представлена серия динамограмм,
снятых при различных числах качаний
стан­ка и постоянстве всех других
параметров откачки и условий эксплуатации,
показывающих существенные изменения
формы динамограммы вследствие интенсивного
колебательного процесса, возникающего
в штанговой колонне.

 
Методика
элементарной обработки динамограмм,
снятых в точке подвеса штанг при зна­чении
т, не большем 0,2/0,25, в общих чертах, состоит
в построении простейшей теорети­ческой
динамограммы (параллелограмма) и в
сравнении ее с обрабатываемой практичес­кой
динамограммой. При возникновении
различных дефектов в насосной установке
проис­ходят соответствующие изменения
в геометрии динамограммы.

Следует
учитывать, что без обработки динамограммы
составление правильного заклю­чения
возможно лишь в случаях, когда параметры
оборудования скважины после предше­ствующего
динамометрирования (проведенного с
обработкой динамограммы) не измени­лись,
а конфигурация новой динамограммы дает
исчерпывающую информацию о работе
оборудования и без ее обработки.

Ниже
приводится краткое описание и разбор
наиболее характерных динамограмм,
фикси­рующих часто встречающиеся
отклонения от нормальной работы глубинных
насосов.

Динамограммы,
фиксирующие утечки жидкости в подземном
оборудовании.

Имеются
в виду утечки более или менее значительной
величины, влияющие на подачу насоса (по
практическим замерам подачи). Утечки,
составляющие 5% и менее от произво­дительности
насоса, трудно обнаружить на промысловой
динамограмме.

Рис.
4.

Динамограммы
работы насоса с утечкой жидкости в
нагнетательной части

а
– простейшая теоретическая; б –
практическая

На
рис. 4а приводится простейшая теоретическая
динамограмма, показывающая значи­тельную
утечку жидкости нагнетательной части
насоса. Под этим термином подразумевается
утечка в зазоре между плунжером и
цилиндром, в нагнетательном клапане, в
месте со­пряжения седла клапана и
гнезда и др. В каждом конкретном случае
утечка может возник­нуть в одном из
перечисленных мест и может быть любое
сочетание этих видов утечки, но форма
динамограммы (если величина утечки одна
и та же) будет почти одинаковой. Мето­дов
количественной оценки величины утечки
по динамограмме не существует.

 
Характерной
особенностью динамограмм рассматриваемого
типа является нарушение параллельности
линий восприятия нагрузки штангами и
разгрузки штанг. Наклон линии вос­приятия
увеличивается, а наклон линии разгрузки
уменьшается, и сама линия закругляется
в части, соответствующей концу хода
плунжера вверх. Имеются и другие признаки,
хорошо видные на рис. 4а. На рис. 4б
приводится в качестве примера практическая
динамограмма утечки жидкости в
нагнетательной части насоса.

Рис.
5.

Динамограммы
работы насоса с утечкой жидкости в
приемной части

а
– простейшая теоретическая; б –
практическая

На
рис. 5а и 5б приводятся теоретическая и
практическая динамограммы значительной
по величине утечки жидкости в приемной
части насоса, т. е. между шариком и седлом
при­емного клапана, между конусом и
седлом и т. д. В общем форма динамограммы
при утечке жидкости в приемной части
глубинного насоса такая же, как и при
утечке ее в нагнетатель­ной части, но
повернута в отношении осей координат
на 180°.

В
обоих рассматриваемых видах динамограмм
фиксируется тем большая относительная
утечка жидкости, чем сильнее форма
динамограммы отличается от формы
простейшей те­оретической динамограммы
– в первую очередь в отношении нарушения
параллельности линий восприятия нагрузки
и разгрузки.

Динамограммы
незаполнения цилиндра насоса жидкостью.

Эти
динамограммы могут получаться по двум
совершенно различным причинам:

Сокращенные названия на нефтегазовых предприятиях

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Поделитесь с друзьями:

    Расшифровка статьи 6 Парижского соглашения

    Публикация | Апрель 2018

    Новая основа для совместных подходов и механизмов в соответствии со статьей 6 Парижского соглашения прокладывает путь к возрождению углеродных рынков. Тем не менее, условия, правила и руководство еще не полностью разработаны.

      Заказать печатную публикацию

    Цена

    • 25 долларов США (мягкая обложка)

      Цитируемый URL

    • http://dx.doi.org/10.22617/TIM189218-2

    Статья 6 является ключевой частью Парижского соглашения. Он позволяет Сторонам добровольно сотрудничать для выполнения своих Определяемых на национальном уровне вкладов, обеспечивая международную передачу результатов смягчения последствий, новый механизм смягчения последствий и устойчивого развития, а также нерыночные подходы. Статья 6 закладывает основу для углеродного рынка после 2020 года, но Сторонам еще предстоит обсудить и решить множество сложных вопросов, чтобы завершить работу над сводом правил Парижского соглашения к концу 2018 года. В этой публикации рассматриваются варианты создания руководящих указаний, правил и условия для ключевых элементов статьи 6, вопросы расшифровки, такие как передаваемые на международном уровне результаты смягчения последствий, экологическая целостность, двойной учет и соответствующие корректировки.

    Содержание

    • Введение
    • Экологическая честность в статье 6.2 
    • Сфера применения статьи 6.2
    • Соображения относительно сферы применения Статьи 6.4 
    • Соответствующие корректировки 
    • Соображения относительно сферы применения Статьи 6.8  
    • Положения о прозрачности, отчетности и проверке, относящиеся к статье 6 Парижского соглашения 
    • Ключевые вопросы и дальнейшие действия 
    • Приложение: неофициальный документ Председателя Вспомогательного органа для научных и технических консультаций

    Дополнительные детали

    Тип
    • Отчеты
    Субъекты
    • Изменение климата
    • Укрепление политики, управления и потенциала
    Страниц
    • 130
    Размеры
    • 8,5 х 11
    Артикул
    • ТИМ189218-2
    ISBN
    • 978-92-9261-160-6 (печать)
    • 978-92-9261-161-3 (электронный)
    • Управление переходом к низкоуглеродной экономике: перспективы, политика и практика из Азии
    • Регион в зоне риска: человеческие аспекты изменения климата
    • Подробнее о фокусе АБР на изменении климата
    • Средства и продукты АБР
    • Сельское хозяйство и природные ресурсы
    • Развитие потенциала
    • Изменение климата
    • Экономика
    • Образование
    • Энергия
    • Окружающая среда
    • Оценка
    • Развитие финансового сектора
    • Пол
    • Государственное управление и управление государственным сектором
    • Здоровье
    • Промышленность и торговля
    • Информационные и коммуникационные технологии
    • Бедность
    • Развитие частного сектора
    • Региональное сотрудничество и интеграция
    • Социальное развитие и защита
    • Транспорт
    • Градостроительство
    • Вода
    • Центральная и Западная Азия
    • Восточная Азия
    • Южная Азия
    • Юго-Восточная Азия
    • Тихий океан
    • Афганистан
    • Армения
    • Азербайджан
    • Бангладеш
    • Бутан
    • Камбоджа
    • Китай, Народная Республика
    • Острова Кука
    • Фиджи
    • Грузия
    • Индия
    • Индонезия
    • Казахстан
    • Кирибати
    • Кыргызская Республика
    • Лаосская Народно-Демократическая Республика
    • Малайзия
    • Мальдивы
    • Маршалловы Острова
    • Микронезия, Федеративные Штаты
    • Монголия
    • Мьянма
    • Науру
    • Непал
    • Пакистан
    • Палау
    • Папуа-Новая Гвинея
    • Филиппины
    • Самоа
    • Соломоновы Острова
    • Шри-Ланка
    • Таджикистан
    • Таиланд
    • Тимор-Лешти
    • Тонга
    • Туркменистан
    • Тувалу
    • Узбекистан
    • Вануату
    • Вьетнам
    • Учебные материалы
      Руководства, наборы инструментов и другие практические ресурсы для разработки
    • Книги
      Крупные публикации, которым присвоен номер ISBN
    • Документы и обзоры
      Рабочие документы, подготовленные АБР
    • Материалы конференции
      Доклады или презентации на АБР и мероприятиях по развитию
    • Политики, стратегии и планы
      Правила и стратегии для операций АБР
    • Документы Совета
      Документы, подготовленные или представленные Совету директоров АБР
    • Финансовые документы
      Описывает фонды и механизмы финансирования
    • Отчеты
      Основные моменты отраслевой или тематической работы АБР
    • Сериалы
      Журналы и журналы, посвященные вопросам развития
    • Брошюры и листовки
      Краткие актуальные вопросы политики, информационные бюллетени по странам и статистические данные
    • Обязательные отчеты и официальные отчеты
      Записи АБР и годовые отчеты
    • Документы по страновому планированию
      Описывает страновые операции или стратегии членов АБР
    • Контракты и соглашения
      Меморандумы между АБР и другими организациями

    Расшифровка — Глоссарий | CSRC

    • Проекты

    • Публикации

      Развернуть или свернуть

    • Темы

      Развернуть или свернуть

    • Новости и обновления
    • События
    • Глоссарий

    • О CSRC

      Развернуть или свернуть

    Поиск

    Сортировать по

    Релевантность (наилучшее совпадение)Срок (A-Z)Срок (Z-A)

    Пункты на странице
    100200500Все

      Глоссарий

    А
    |
    Б
    |
    С
    |
    Д
    |
    Е
    |
    Ф
    |
    грамм
    |
    ЧАС
    |
    я
    |
    Дж
    |
    К
    |
    л
    |
    М
    |
    Н
    |
    О
    |
    п
    |
    Вопрос
    |
    р
    |
    С
    |
    Т
    |
    U
    |
    В
    |
    Вт
    |
    Икс
    |
    Д
    |
    Z

    Расшифровка

    Определения:

      Процесс преобразования зашифрованного текста в открытый текст с использованием криптографического алгоритма и ключа.
    Источник(и):

    NIST SP 800-133 Ред. 2

    NIST SP 800-175B Ред. 1

    NIST SP 800-57, часть 1, версия 5

    NIST SP 800-57, часть 2, ред. 1

      Процесс преобразования зашифрованного текста в открытый текст.
    Источник(и):

    НИСТ СП 800-20

    NIST SP 800-67 Ред. 2

      Процесс режима конфиденциальности, который преобразует зашифрованные данные в исходные данные, пригодные для использования.
    Источник(и):

    НИСТ СП 800-38А

    в разделе Расшифровка (Расшифровка)

      Процесс преобразования зашифрованного текста в открытый текст с использованием криптографического алгоритма и ключа.