Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
Эффективность применения винтовых штанговых насосов для добычи нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычиID: 185262Дата закачки: 10 Ноября 2017 Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Диплом и связанное с ним Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word Описание: Эффективность применения винтовых штанговых насосов для добычи нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи ВВЕДЕНИЕ Для современного периода развития нефтяной промышленности Рос-сийской Федерации характерна неблагоп¬риятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запа¬сов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноиз-вле¬каемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Следствием ухудшения структуры запасов становится сниже¬ние сред-них дебитов добывающих скважин. Другой особенностью является интенсификация добычи не¬фти за счет все более широкого применения методов повыше¬ния нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и ис¬пользования повышенной депрессии на пласт. Следует отметить, что крупнейшие месторождения, откры¬тые в 60—70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуата¬ции значительно истощи-лись. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80—90 % и более. На ряде месторожде¬ний добыча нефти сопровождается отложением солей, парафи¬нов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами яв-ляются также и коррозионная активность среды, высокая тем¬пература пла-стовых жидкостей, большие значения газовых фак¬торов и давления насыще-ния, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеет-ся значительное число низ¬копродуктивных линзовых месторождений, раз-бросанных на большой территории. Отличительной их особенностью явля-ют¬ся, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднород-ность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существую-щих технологиях требует зна¬чительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн т обходится в 10—50 раз дороже, чем из месторож-дений с запасами в 10 млн т [1]. Освоение новых месторождений сопровождается ростом чис¬ла скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и осо-бенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ре-монт, что доказывает необходи¬мость повышения надежности работы внут-рискважинного обо¬рудования. Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от верти-кали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во многих районах Западной Сибири откло¬нение забоя от точки начала бу-рения достигает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40—60 гра¬дусов. Средняя кривизна ствола скважин для место-рождений Западной Сибири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуатация наклонно-направленных скважин при-водит к значительному сокращению наработки на отказ и межремонтному периоду. Одним из эффективных путей улучшения технико-экономи¬ческих пока-зателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сокращение числа скважин. Напри¬мер, для месторождений севера Тюмен-ской области на сооруже¬ние скважин приходится 20—25 % капитальных вложений и 30— 34 % металлозатрат. Одним из способов повышения сред-них де¬битов является бурение так называемых горизонтальных сква¬жин. Проводка таких скважин позволяет в 3—20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести разработку значительно мень¬шим количеством скважин. Это особенно важно для месторож¬дений морского и шельфового типа. Наибольший эффект дос¬тигается при добыче нефти с помощью горизонталь-ных сква¬жин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллек-торах. В соответствии с изменением условий добычи нефти меняет¬ся также и степень распространенности различных способов ее добычи Области применения различных видов нефтедобывающего оборудова-ния основываются на теоретических расчетах рабочих параметров скважин-ных насосов и наземного оборудования, на основании данных, указанных российскими и зарубежными кон¬структорами для оптимального режима ра-боты установок по до¬быче нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере из¬носа оборудования и ухудшения условий эксплуатации. Как толь¬ко условия эксплуатации усложняются, области экономически целесообразного применения различных способов могут суще¬ственно измениться. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Состояние разработки месторождения Республика Калмыкия относится к регионам с доказанной промышлен-ной нефтегазоносностью и является высокоперспективной для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. Калмыцкая нефть высококачественная, с незначительным содержанием серы (0,1 – 0,4 %), но с высоким процентом парафина (до 23%), что снижает её стоимость на рынке. Согласно имеющейся информации, начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов состав-ляют 2,81 млрд. тонн условного топлива, том числе жидких – 1,208 млрд. тонн. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов углеводоро-дов составляет лишь 2,3%. Курганное месторождение выявлено в 1987 году по результатам поис-ково- разведочных работ непосредственно на Курганной площади. В пре-делах этой площади залежь нефти было установлено в скважине № 321 в песчаниках нижнего апта. В 1989 г. на структуре, расположенной к северу от Курганной площади, был получен приток нефти из скважины № 371, из пес-чаников неокомского подъяруса. Месторождение получило название Северо-Курганное. Залежь аптского яруса вступила в пробную эксплуатацию в 1989 г., со-гласно уточненному проекту пробной эксплуатации. В 1990 г. был составлен проект пробной эксплуатации залежи нефти неокомского подъяруса. В результате дальнейшего проведения разведочных работ 1990 -1992 гг между указанными месторождениями скважин 377,379,390 была установлена их пространственная общность. Уточнение геологического строения залежей нефти и площадей распространения про-дуктивных пластов позволило объединить Курганное и Северо-Курганное месторождения в одно единое - Курганное. Углубленный анализ всего накопленного геологического, промыслово-геофизического материала и экс-плуатационные характеристики добывающих скважин позволили выявить на месторождении несколько залежей: две в нижнеаптском подъярусе (I и ПА пласт), две в неокомском подъярусе III и IIIA, и залежи нефти в верхнеюр-ских отложениях (IV пласт). Структура запасов и степень изученности Курганного месторождения дают возможность его комплексного освоения и соответствовать требованиям к материалам подсчета запасов инструкций ЦКЗ. Подсчитанные запасы на 1.01.2001г. в целом по ме-сторождению составили балансовые 9543,8 тыс. т. и извлекаемые 2976,1 тыс. тонн. За-пасы же газа в газовой шапке составляют 259,44 млн. мЗ. Региональные сейсмические исследования на площади проводились в начале 70-х годов. Детальные сейсмические работы осуществлялись в 1979-89гг. В 1985-86гг в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом «Грознефтегеофизика» выявлены Курганное и Северо-Курганное поднятия. Поисково-разведочное бурение проводилось Астраханским УБР в 1987-92гг. 2.2 Классификация ВШНУ В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом: — по типу привода различают установки с электроприводом, объем-ным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двига¬теля. Наиболее ши-рокое применение получили ВШНУ с асинх¬ронным электроприводом пере-менного тока с номинальной ча¬стотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше; — по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно- и дву-ступенчатой трансмиссией. Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмис¬сию, в ко-торой двигатель напрямую соединяется с валом при¬водной головки, на прак-тике не используется, поскольку требу¬ет применения тихоходных двигателей, что неэффективно. Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализова¬на на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроен-ной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также функцию редуктора) передачи. Двухступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность исполь¬зования быстроходных приводных двигателей с пониженными массогабаритными показателями, а также снижение передаточ¬ного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи. В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве привод-ного электродвигателя целесообразно использовать мо¬тор-редуктор. Наибольшее распространение получили схемы приводов с односту-пенчатой ременной трансмиссией; — по типу ременной передачи различают приводы с клиноремен-ными и зубчатыми ремнями. Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многоряд¬ные клино-ременные передачи. В некоторых конструкциях ис¬пользуются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обес¬печивают передачу высоких крутящих моментов без скольже¬ния, не требуют предварительного натяжения и перио-дической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД. Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превы-шает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номи-нальной частотой вращения электродвига¬теля 1000 об/мин минимально воз-можная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соот-ветствует требованиям эксплуатации; — по конструкции вала приводной головки существуют ком¬поновки с цельным и полым валом. Компоновка с цельным валом, не требующая использования полиро-ванного штока, сложна при регулировке осевого положе¬ния ротора накоса относительно статора во время монтажа ко¬лонны штанг. В этой связи при-водной вал, как правило, выпол¬няется полым, что позволяет пропускать внутри него полиро¬ванный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении; — по расположению приводного двигателя встречаются компо-новки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя. Вертикальная компоновка двигателя характерна для односту¬пенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси сква¬жины) — для приводов с зубчатой конической передачей; — по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ раз-личают приводы с регулируемым приводным двигателем (элек¬трическим или гидравлическим) и с регулируемым передаточ¬ным отношением транс-миссии, осуществляемым сменой шки¬вов ременной или введением в кинема-тическую схему механи¬ческого вариатора передачи. Наиболее перспективно использование установок с частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечива¬ющим пол-ный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность под-держания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов уста¬новки, что повышает надежность ее эксплуата-ции. Станция уп¬равления регулируемым электроприводом включает систему кон¬троля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия; — по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинемати¬ческим от-ношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим от-ношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.). Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса обуслов-ливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологичес¬кими возможностями произво-дителей винтовых пар (см. ниже); — по схеме закрепления статора различают трубный (статор за-крепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (ста¬тор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТс помощью специального замка) винтовые насосы; — по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной ко¬лонны раз-личают компоновки со свободным и заякоренным низом; — по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариан-тов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся наружным элементом (обоймой). Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и эконо-мичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной и отечественной практике. Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения отложения парафина на НКТ и сниже-ния гидравлических по¬терь на трение за счет создания водяного кольца на стенках по¬лых штанг. Такая схема является более сложной, требует ис-пользования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла про¬мышленного применения. 2.3 Запуск, вывод на режим и эксплуатация ВШНУ Для запуска УШВН бригада ПРС (КРС) вызывает представителей ЦДНГ не менее чем за 2 часа до окончания монтажа наземного привода. После монтажа наземного привода и подгонки колонны штанг произ-водятся подготовительные работы. Оператор ЦДНГ обязан : • ознакомиться с эксплуатационным паспортом; • проверить натяжение ремней (если передача ременная ) и соос-ность приводов; • опрессовать сальниковую коробку консистентной смазкой; • проверить уровень масла в редукторе; • проверить соответствие рабочему положению запорных арматур на устье скважины и в ГЗУ; • на выкиде и в затрубном пространстве установить манометры; • отбить статический уровень. После проведения подготовительных работ производится опрессовка сальникового ввода включением УШВН на закрытую задвижку до давления , указанного в технической характеристике наземного оборудования УШВН. В случае установки мембранного (разрывного) клапана опрессовка произ-водится на Р лин. Если наземное оборудование герметично , то установку оставляют в работе. Если обнаруживается утечка, то установку отключают и запускают после достижения герметизации. Система «насос-НКТ» считается герметич-ной, если темп падения давления не превышает 5 кгс/см2 за 1 минуту. После первоначального запуска до появления подачи устанавливать УШВН запрещается, во избежание отворота штанг. Электрик, после запуска, замеряет ток нагрузки, с последующей запи-сью в эксплуатационном паспорте. Нормальная откачка уровня жидкости в затрубном пространстве опре-деляется по таблице, по которой выбирается периодичность отбивки дина-мического уровня в зависимости от типоразмера УШВН и числа оборотов полированного штока. После запуска динамический уровень отбивается не позже Тотк (время откачки предельного уровня ): Т отк = ( Lспн – ( 200+Нст )) / V, где: Lспн - глубина спуска насоса, м; Нст - статический уровень, м ; V - скорость откачки уровня , м/с. Затем отбивается через каждые 30 мин. не менее 3-х раз. Скважина считается выведенной на режим, если в течение 1,5 часа динамический уро-вень не изменяется. При снижении динамического уровня ниже предельных значений ( Lспн – 200 м ) установка отключается на приток. Повторное включение производится при достижении уровня уровня 500-600 м от устья скважины. При выводе на режим контролируются следующие параметры : • Рб – буферное давление ; • Рл - линейное давление; • Рз - затрубное давление; • J - токовая нагрузка. Дебит скважины и токовая нагрузка замеряются сразу после вызова подачи, при максимальном снижении Ндин и после вывода на режим. В пери-од откачки жидкости глушения производится отбор проб на КЧВ. Повтор-ный отбор проб на КЧВ производится через 2 суток после вывода на режим; в процессе дальнейшей эксплуатации – 1 раз в полугодие. Анализ проб на КЧВ производит ЦНИПР. Результаты сообщаются в ЦДНГ в установленном порядке. Все данные запуска и вывода на режим, а также обводненность, зано-сятся в эксплуатационный паспорт. Мастер добычи проверяет качество вы-вода на режим, заполнение эксплуатационного паспорта. В случае, когда УШВН работает в режиме срыва подачи, необходимо ее отключить и произвести замену шкива на другой типоразмер. Эксплуатация и обслуживание скважин с УШВН Все данные по скважинам: даты запусков и остановок, причины оста-новок, сведения о подземных ремонтах, режимах работы, изменение диамет-ра шкива, исследовании скважин заносятся в журнал замеров. Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется не реже 1 раза в три дня оператором по добыче нефти. При осмотре наземного привода оператор ЦДНГ должен: • проверить наличие вибрации; • определить наличие необычных шумов и их источник; • устранить утечки через сальниковое уплотнение и арматуру; • проверить наличие масла в редукторе. Замена масла в редукторе осуществляется через каждые шесть месяцев. Замена уплотнений в сальниковой коробке осуществляется через каж-дые шесть месяцев работы персоналом ЦДНГ. Смазка осуществляется еже-дневно в течение недели после запуска, затем 1 раз в месяц. Токовая нагрузка замеряется силами энергетической службы не реже одного раза в месяц. Технологическая служба ЦДНГ осуществляет контроль за работой УШВН и ежемесячно проводит анализ работы. 2.4 Вставные штанговые винтовые насосные системы При замене отказавшего или же неэффективного оборудования прихо-дится каждый раз осуществлять подъем насосно-компрессорных труб (НКТ), что приводит к росту затрат на замену изношенного парка НКТ и связанных с этим расходов. Отказы оборудования и последующие внутрискважинные работы — неотъемлемая часть процесса. Именно поэтому приходится пла-нировать такие расходы и учитывать их в бизнес-плане, закладывая в бюд-жет. На всех этапах этого непростого пути компания Weatherford готова обеспечить эффективное и результативное решение таких задач. Системы вставных штанговых винтовых насосов (I-PCP) от компании Weatherford используют колонны насосных штанг для установки и извлече-ния модуля I-PCP из скважины. Это позволяет избежать повторных спуско-подъемов НКТ, что значительно сокращает время текущего ремонта и про-стоя, а также уменьшает затраты, связанные с последующими внутрисква-жинными работами, кроме: •замены отказавшего посадочного модуля I-PCP на новый; •изменения размера или геометрии штангового винтового насоса для калибровки системы; •извлечения посадочного модуля I-PCP для выполнения внутрисква-жинного обслуживания; •перехода на другую технологию механизированной добычи, в соот-ветствии с изменением динамики работы скважины. Установка модуля I-PCP внутри скважины начинается с установки ко-лонны насосно-компрессорных труб с соответствующим посадочным ниппе-лем насоса (PSN). После установки НКТ модуль I-PCP опускается в скважину на обычных или непрерывных штангах, пока не займет свое место в PSN. Если скважины не оснащены PSN, можно использовать якорь Flexisert™, ко-торый обеспечивает инновационное и надежное переоборудование скважины для использования модуля I-PCP. Рис. 2.1. Вид штанговой винтовой насосной установки Сразу после установки модуля I-PCP в скважине встроенный противо-отворотный якорь предотвращает развинчивание деталей насосной системы. При обслуживании насоса погружные скважинные системы мониторинга и телеметрии могут оставаться на своих местах. PSN и опорные кольца распо-ложены в верхней части I-PCP, что снижает вероятность попадания песка и механических частиц в затрубное пространство между насосом и НКТ. Для экономии времени и сокращения расходов узел I-PCP может быть установ-лен и извлечен с помощью промывочной установки. Система Arrowhead I-PCP использует запатентованную технологию для создания практичных и компактных вставных штанговых винтовых насосов. Ротор оснащен уникальным стреловидным наконечником, который со-прягается с плавающим кольцом и образует непроходное седло в верхней части вставного узла. Когда стреловидный наконечник и плавающее кольцо соединяются, вставной штанговый винтовой насос можно извлечь из скважи-ны. Укороченная расширительная трубка позволяет упростить процесс сборки и установки узла, а также повысить качество вымывания песка и ме-ханических примесей из насоса и приемного модуля. Если необходима промывка, то стреловидный наконечник поднимается на штангах в расширительную трубку, между статором и плавающим коль-цом. В этот момент остальная часть ротора временно выдвигается в НКТ. После выдвижения ротора можно промыть жидкостью ротор и статор. При обслуживании насоса погружные скважинные системы монито-ринга и телеметрии могут оставаться на своих местах. Доступно для насосно-компрессорных труб диаметром 2 7/8, 3 1/2, 4 1/2 и 5 1/2 дюйма. Комментарии: .2 Выводы и предложения Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия. В результате внедрения винтовых штанговых насосов произошло увеличение дебита скважины на 3,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1134 тонну. Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1739,58 руб. Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения мероприятия интеллектуальных скважин в сумме 3,4 тыс. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,53 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 5,79 млн. руб. Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1739,58 руб. На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения мероприятия по внедрению винтовых штанговых насосов ЗАКЛЮЧЕНИЕ Одним из видов штанговых насосных установок для добычи нефти яв-ляются винтовые штанговые насосные уста¬новки (ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начина¬ется в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки во-ды из неглубоких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа. Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат их техни-ко-экономические преимущества по сравнению с дру¬гими механизирован-ными способами добычи нефти: по сравнению с СШНУ. • простота конструкции и малая масса привода; • отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки; • простота транспортировки, монтажа и обслуживания; • широкий диапазон физико-химических свойств откачивае¬мых пла-стовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания); • уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действу¬ющих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачи-ваемую жидкость; • отсутствие клапанов в скважинном насосе; по сравнению с УЭВН:\' • простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные со¬единения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники); • наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогосто¬ящих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля. Рациональной областью применения ВШНУ являются вертикаль¬ные скважины или скважины с малыми темпами набора кри¬визны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышен¬ным содержанием газа и механиче-ских примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50—100 м3/сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некото¬рые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добыч¬ные возможности. Компоненты винтовой насосной системы Основными компонентами насосной системы можно считать: • винтовой насос • колонна насосно-компрессорных труб • штанговая колонна • привод винтового насоса • система передачи энергии • источник энергии Насосная система может так же включать дополнительное оборудова-ние: хвостовик, газовый сепаратор, противоотворотный якорь, виброгаси-тель, штанговые или межштанговые центраторы, вращатель НКТ и шкаф управления насосной системой. Малая энерго- и металлоемкость поверхностного привода установок, возможность использования серийно выпускаемых насосных штанг, высокий КПД, простота и надежность рабочих органов насосов, широкий диапазон производительности позволяют УСВН уже на современном этапе успешно конкурировать с традиционными средствами подъема жидкости из скважин. Предлагается заменить существующие насосные установки в скважинах с высокой вязкостью, большим содержанием механических примесей, высо-ким пескопроявлением и относительно небольшой глубиной на винтовые насосные установки. Они позволят сократить расходы на эксплуатацию и существенно удешевят затраты на извлечение тонны нефти. Размер файла: 2,4 Мбайт Фаил: 
(.rar)
Скачано: 1 Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! |
||||
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / Эффективность применения винтовых штанговых насосов для добычи нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Вход в аккаунт: