Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

392

Расчетная часть-Расчёт подземного оборудования для добычи высоковязкой нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа 5.1 Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе насоса скважины 5.2 об одном и

ID: 207909
Дата закачки: 20 Марта 2020
Продавец: leha.nakonechnyy.2016@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Расчетная часть-Расчёт подземного оборудования для добычи высоковязкой нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
5.1 Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе насоса скважины
5.2 об одном из путей увеличения предельной производительности штанговой насосной установки при откачке высоковязкой продукции из скважин-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода

Комментарии: 5 РОЗРАХУНКИ ПРАЦЕЗДАТНОСТІ
5.1 Сумісний подовжній вигин колони НКТ і штанг при роботі насоса свердловини

З промислової практики відомо, що однією з причин аварій з штанговими колонами є їх знос унаслідок тертя об внутрішню поверхню колони НКТ. Так, в дипломному проекті наводяться результати аналізу відробітку штангових колон по НГДУ «Ватьеганнсфть», «Аксановнефть», \'\'Туймазанефтъ", які дозволили виділити дві зони зносу: 1) в області максимального викривлення стовбура свердловини; 2) на ділянках, прилеглих до насоса свердловини при великих глибинах підвіски, причому як у вертикальних свердловинах, так і в свердловинах з невеликим утлому відхилення стовбура від вертикалі. Разом з тим є результати спостережень зносу колон НКТ при експлуатації штангових насосів по більш ніж 500 свердловинам об\'єднання "Азнефть", які також свідчать про підвищення ступеня зносу НКТ при збільшенні глибин підвіски і на ділянках, наближених до насоса. Збільшення зносу штанг і труб НКТ на великих глибинах над насосом пояснюється подовжнім вигином штанг і труб, що виникає при роботі штангового насоса. Унаслідок великої поширеності цього явища в промисловій практиці розглянемо його детальніше.
При експлуатації свердловин штанговими насосами колона НКТ, що знаходиться вище за насос, може втратити стійкість при ході плунжера вгору і зігнутися навіть будучи розтягнутою. Можливість вигину нижньої частини колони труб над насосом в штанговій насосній установці свердловини вперше була доведена американськими дослідниками А.Лубінським і К.А.Бленкарном (1955г). Можливість спиралеобразной форми вигину низу колони НКТ при ході плунжера вгору була також доведена експериментально на моделі штангової насосної установки свердловини. Непрямим доказом наявності даного явища може служити двох-трьохстороннє зношення труби в одному перетині, про що указується в роботі.
Не дивлячись на те, що останніми роками спостерігається тенденція збільшення глибини підвісок штангових насосів, у вітчизняній практиці нафтопромислу цим питанням не приділяється належної уваги.
Для промислової практики представляє інтерес з\'ясувати: згинаються низ колони НКТ і колона штанг або можливий їх сумісний вигин при ході плунжера вгору, тобто коли штангова колона розтягнута. На користь цього припущення свідчить те, що жорсткість штангової колони нехтує мала в порівнянні з жорсткістю колони НКТ. Це дозволило багатьом дослідникам розглядати штангову колону як важку нитку. Разом з тим порівняння існуючих труб НКТ і відповідних розмірів обсадних колон, що застосовуються в промисловій практиці, показує, що торкання колоною труб колони штанг відбудеться до того, що стосується обсадної колони, оскільки зазор зовні труб більший, що також підтверджує зроблене припущення. Деякою підставою для сумніву є те, що колона штанг при цьому розтягнута вагою стовпа рідини, яка перешкоджає вигину.
Нами поставлене завдання вирішувалося на основі ознаки стійкості форм рівноваги Діріхле з використанням принципу можливих переміщень. Складався аналітичний вираз суми робіт сил для переміщень, відповідних подовжньому вигину колони труб, і в подальшому для отримання відповіді на поставлене вище питання сума робіт аналізувалася. Даний метод, названий енергетичним, дозволив уникнути великих математичних труднощів при достатній точності і був розроблений для використання в інженерній практиці С. П. Тімошенко (1995 р.).
При рішенні приймалися наступні допущення.
1.  Навантаження колони труб і штанг вагою стовпа рідини є статичним процесом, тобто не враховувалися динамічні навантаження. Близькі до цієї схеми умови роботи колони труб існують в реальності при тихохідній роботі глибиннонасосної установки у вертикальній свердловині. Для уникнення громіздких викладень приймали, що жорсткість колони НКТ і штанг однакова по всій дайне, свердловина вважалася вертикальною.
2. Колона штанг розглядається як важка гнучка нитка, оскільки порівняння моментів інерції перетинів показуючи; що при більшості практичних поєднань НКТ з штангами жорсткість штанги не перевищує 2% жорсткостей вміщаючої колони НКТ.
3. Розглядається плоска форма вигину, тобто обмежується деформація по одній з координат в площині поперечного перетину колон, що згинаються. Таке допущення правомірне при розгляді гвинтової форми вигину з великими кутами підйому. У розрахунках часто практикується заміна точного рівняння для зігнутої осі бруса його наближеним рівнянням, тим паче, що завдань, вирішується енергетичним методом, який не вимагає знання точного рівняння зігнутої осі.
Надалі аналізувалася схема зігнутої частини колони НКТ штангової насосної установки в припущенні, що рівновага в системі наступає після деякого вигину колони штанг під дією на неї зігнутої колони труб. З енергетичної точки зору завдання зводилося до визначення тієї величини сумісного прогинання, після якого подальший подовжній вигин не зменшує потенційну енергію системи, а навпаки, остання починає зростати із-за збільшення енергії пружних сил при деформації і підвищення центру тяжіння системи у вертикальному напрямі.
На рисунку 5.1 представлена схема зігнутої ділянки колони НКТ з штангової колони НКТ з штанговою колонною довжиною, рівною двом напівхвилям. Рівняння осьової лінії має вигляд де у,z - поточні координати: С - прогин зігнутої ділянки, тобто найбільше відхилення осі труби від початкового прямого стану; l - довжина напівхвилі синусоїди. Строго кажучи, дана залежність справедлива для вигину під дією тільки осьової стискаючої сили. У нашому прикладі зігнута труба випробовує також реакцію штангової колони, яка навантажує трубу радіальними зосередженими силами. Таким чином, приведене рівняння строго відповідає даній схемі тільки до тих пір, поки в процесі вигину НКТ не торкнеться штангової колони. Проте деяка невідповідність кривої, що описується цим рівнянням, дійсній формі осі не має в даному завданні принципового значення, оскільки використовується енергетичний метод. У подальшому проведемо аналіз для ділянки зігнутого НКТ, що складається з двох хвиль синусоїди. Така синусоїда відповідає одному кроку спіралі, що створює зручності для подальшого аналізу.

Рисунок 5.1 - Схема зігнутої ділянки колони НКТ і штангової колони
Переміщення кінця труби в результаті вигину знайдемо по відомій формулі  (5.1.1)
Підставляючи рівняння осьової лінії для граничних умов z=0 в межах інтеграції від 0 до 2l
 (5.1.2)
Формула (5.1.2) дозволяє визначити переміщення кінця колони НКТ при вигині двох напівхвиль
Дамо колоні НКТ на довжині двох напівхвиль уявне переміщення Дт у напрямі стріли прогинання, тобто перпендикулярно осі z, збільшивши прогинання із З до . Тоді очевидно кінець труби також отримає переміщення Дц тобто параметр складе .З урахуванням виразу (5.1.2)
 (5.1.3)
У умовах свердловин величина З багато більше ДТ, тому для технічних розрахунків приймемо . З урахуванням виразу (5.1.2) отримаємо
 (5.1.4)
Дане співвідношення дозволяє оцінити зсув кінця труб по осі z відповідне переміщенню у напрямі осі у.
Визначимо зсув кінця даної ділянки штангової колони відповідне переміщенню . Очевидно, що труба НКТ і штату в точках торкання переміщаються разом, поетом (  (5.1.5)

Очевидно, що аналогічно попередньому випадку, узявши першу похідну даної функції і проінтегрував для прийнятих раніше граничних умов, можемо знайти переміщення кінця даної зігнутої ділянки штангової колони
 (5.1.6)
Таким чином, вигин НКТ із стрілою прогинання З і вигин штанг із стрілою прогинання СШ дають переміщення на кінцях даних ділянок колони, визначувані відповідно по залежностях (5.1.2) і (5.1.6).
Розрахуємо, наскільки збільшиться переміщення плунжера щодо циліндра, якщо прогинання труб зросте на нескінченно малу величину . Проводячи аналогічні попередньому випадку міркування, маємо
 (5.1.7)
Таким чином, деформація НКТ на довжині двох напівхвиль на величину у кожну сторону викликає підйом колони на відповідно до залежності (5.1.4) і підйом штангової колони (а значить і плунжера) на по формулі (5.1.7). Очевидно, що при деформації НКТ плунжер перемішається щодо циліндра в осьовому напрямі, тобто
Підставляючи в останній вираз значення і з рівнянь (5.1.4) і (5.1.7) і беручи до уваги, що отримаємо
 (5.1.8)
Попередніми дослідженнями було показано [6], що енергетичною причиною вигину труб і штанг є переміщення плунжера щодо циліндра в процесі вигину колони. В результаті стовп рідини в трубах, просідаючи вниз, знижує центр тяжіння системи, тобто зменшує її потенційну енергію. Отже, джерелом активної роботи, що викликає розглянуті переміщення, є робота, проведена силою Fn *∆р на переміщенні (Fn -площадь перетину плунжера, ∆р- перепад тиску на плунжері)тобто
 (5.1.9)
У свою чергу дана робота витрачається па подолання пружної деформації труб Аупр і на підйом центру тяжіння труб і штанг Ац.Т Очевидно, прогинання труби спільно з штангою досягне максимуму при . Разом з тим, прогинання також залежить від відстані від насоса, тобто ніж далі даний інтервал колони від насоса, тим більше розтягуюче навантаження, обумовлене вагою колони і тим менше прогинання. Розглянемо інтервал, де прогинання максимальне, тобто у самого насоса. У даному інтервалі вага нижележащей випрямляючої частини колони мінімальна, тому нехтуватимемо роботою сили ваги труб і штанг, тобто Ац.Т = 0. Знайдемо
роботу пружних сил деформації по відомій формулі [7].
 (5.1.10)
Підставляючи значення функції, маємо для двох напівхвиль вигину
 (5.1.11)
Робота пружних сил є різницею двох робіт: до переміщення (робота А1) і після переміщення, коли прогинання стане рівним З + ∆Т (робота А2 ). Підставляючи значення прогинання до і після переміщення у формулу (5.1.11), знайшовши різницю робіт і нехтуючи аналогічно попереднім міркуванням величиною отримаємо
 (5.1.12)
Підставляючи і умову відповідні вирази (5.1.9), (5.1.12) і провівши необхідні перетворення, визначимо максимальне прогинання, при якому наступає рівновага форми вигину
 (5.1.13)
Таким чином, отримана формула, що дозволяє визначити максимальне прогинання при сумісному вигині труб ПКТ і штанг па довжині двох напівхвиль.
Оцінимо максимальне прогинання для умов свердловин. Хай насос, що має плунжер діаметром 44 мм, спущений па трубах НКТ 73x5,5 на глибину 1200 м. Припустимо, що рівень рідини щільністю 1000 кг/м3 знаходиться на прийомі насоса. Тоді ∆рп = 1000*9,8*1200 = 11,8 Мпа. Fп = 3,14* 0,0442/4 =15,2*10-4 м2. Визначимо довжину напівхвилі без урахування ваги штанг і труб по відомій формулі [5]
 (5.1.14)
Підставляючи значення Е=210 Гпа, j= 67*10-8 м4 (для труб НКТ 73x5,5), маємо довжину напівхвилі 8,8 м, отже, довжина хвилі 8,8*2 = 17,6 м. Хай діаметр штанги 19 мм., тоді при внутрішньому діаметрі труби 62 мм маємо . По формулі (5.1.13) отримаємо
Таким чином, для даного прикладу колона труб з штангами при ході вгору зігнеться з відхиленням від осі свердловини на 8,8 см. Враховуючи, що зазор між штангою і НКТ складає 2,15 см. робимо вивід, що штангова колона зігнеться. Більш того, усередині обсадної колони 146x10 (внутрішнім діаметром 136 мм) 73-мм колона НКТ може відхилитися від осі тільки на (13,6 -7,3) /2 = 3,15 см, отже, після того, як прогинання колони НКТ досягне 3,15 см, вона торкнеться обсадної колони і згодом, стикаючись з обсадною колоною, почне деформуватися далі за рахунок залишку енергії, яка далеко не повністю витрачена до цього моменту. Оскільки руху НКТ в радіальному напрямі перешкоджає обсадна колона, вона в процесі деформації і зсуву вгору вимушена складатися в спіраль, як найбільш доступну форму деформації, що спостерігається па практиці. Як показали наші експерименти, можливий і плоский вигин, проте він нестійкий і може спостерігатися лише у верхній частині зігнутої ділянки, що примикає до нейтральної лінії. Таким чином, при ході плунжера вгору штангова колона згинається разом з колоною НКТ, При цьому вона рухається в колоні НКТ, скрученій в спіраль щодо осі свердловини.
А. Лубінський в своїх дослідженнях (1955 р.) відзначав, що як засіб, що дозволяє повністю виключити явище подовжнього вигину колони НКТ, можна розглядати якір розтягування і хвостовик достатньої ваги. Застосування центраторів штанг в інтервалі вигину їм розглядалося лити як засіб, що зменшує шкідливий вплив подовжнього вигину, але що не виключає її. Отримане нами рішення (5.1.13) дозволяє зробити вивід, що, якщо штангова колона в інтервалі вигину оснащена центраторами, то , відповідно, С = 0, тобто вигину не буде. У зв\'язку з цим застосування центраторів на штангах в інтервалі можливого вигину дозволяє не тільки зменшити знос штангової колони і колони НКТ, але і ліквідовувати можливість їх сумісного вигину при ході вгору.
Проведений аналіз дозволяє зробити і інші важливі для практики виводи. Так, попередня оцінка показує, що при максимальних підвісках насосів великих діаметрів в свердловинах з великими діаметрами експлуатаційної колони, тобто там, де можливе максимальне прогинання, сила тертя між залученими в подовжній вигин колонами штанг і труб може стати сумірною з гідростатичним навантаженням, що діє на плунжер. Проте подібний прояв сили тертя в нижній частині колони може залишитися непоміченим при обробці динамограмм. оскільки вона прикладена до нижньої частини колони, складової, по наших оцінках, не більше 10% довжини підвіски, і тим самим може непомітно підсумовуватися з диференціальним навантаженням рідини на плунжер. Це, мабуть, є одним з чинників, що пояснюють достатньо поширене на практиці явище, коли форма динамограмми не відповідає подачі насоса. На наш погляд, проявом саме даної сили тертя можна пояснити форму динамограмм, що отримуються при неповному заповненні циліндра насоса, на трудність інтерпретації, яких указував А.С. Вірновський
Висновки:
1.  При ході плунжера вгору, вигині нижньої частини колони НКТ згинається також і штангова колона.
2.  За певних умов свердловин сумісний вигин колони НКТ і штанг може викликати появу в нижній частині штангової колони великих сит тертя, штанг, що виникають одночасно з процесом навантаження, гідростатичною силою. Проте вони можуть залишитися непоміченими на динамограммі унаслідок підсумовування з диференціальним навантаженням на плунжер. Неврахування даних сил тертя в нижній частині штангової колони може привести до неправильної інтерпретації динамограмм.
3. Застосування центраторів дозволяє не тільки зменшити знос штанг і труб, але і ліквідовувати можливість сумісного подовжнього вигину колони труб і штанг, тобто може розглядатися як засіб, що повністю виключає це явище [13].

5.2 Про один з шляхів збільшення граничної продуктивності штангової насосної установки при відкачуванні високов\'язкої продукції зі свердловин

При відкачуванні високов\'язкої продукції в підземній частині штангової насосної установки свердловини діють сили гідродинамічного опору, що зростають із збільшенням продуктивності насоса. Ці сили приводять до збільшення максимальної і зменшення мінімальною навантажень в точці підвісу штанг. При зменшенні мінімального навантаження до нуля робота насосної установки свердловини стає неможливою із-за відставання в русі штанг при ході вниз від підвіски штока. Продуктивність, при якій мінімальна величина навантаження в крапці підвісу штанг стає рівною нулю, прийнято вважати граничною для даних діаметрів насоса свердловини, штангової колони і насосних труб при відкачуванні зі свердловини продукції даної в\'язкості. Питання граничної продуктивності при відкачуванні високов\'язкої продукції штанговою насосною установкою свердловини розглянутий поряд дослідників, зокрема В.Ф. Силкиним, В.В.Лебедевим, А.Н. Алешиним. Проте цими дослідниками в основу визначення граничної продуктивності належало рішення задачі про визначення сил в\'язкого тертя при русі штангової колони вниз, знайдене без урахування впливу штангових муфт і ексцентричного розташування штанг усередині насосних труб. Точніші залежності, що враховують при розрахунку сил в\'язкого тертя наявність штангових муфт і ексцентриситету, запропоновані А.Р. Капланом, М.Д. Валєєвим, К.Р. Уразаковим.
Приймемо за основу при визначенні граничної продуктивності штангової насосної установки свердловини при відкачуванні високов\'язкої продукції формулу для розрахунку гідродинамічного тертя при ході штанг вниз, запропоновану К.Р. Уразаковим:
 (5.2.1)
де - динамічна в\'язкість продукції, мПа*с; L - довжина колони штанг, м; v - швидкість штанг, м/с; , ДШТ - діаметр штанг; dТР - внутрішній діаметр насосних труб.
Прирівнявши сили опору руху штанг вниз їх вазі в рідині, отримаємо рівняння, аналогічне прийнятому за початкове при визначенні граничної продуктивності Л.Н. Алешиним:
 (5.2.2)
де t\' - вага 1м штанг в рідині, Н/м; vmax - швидкість штанг, при якій мінімальне навантаження в точці підвісу рівне нулю.
Рівняння (5.2.2) отримане без урахування сили тертя штат об труби, направленою при ході вниз протилежно силі тяжіння штанг і що має істотне значення, особливо в похило направлених свердловинах. Введемо для обліку сили тертя штанг об труби, не залежною від швидкості, коефіцієнт що характеризує величину сили тертя в частці від ваги штангової колони в рідині. Тоді рівняння (5.2.2) може бути переписане у вигляді
 (5.2.3)
Вираз для максимальної швидкості точки підвісу штанг балансирного верстата-гойдалки може бути представлене у вигляді
 (5.2.4)
де - кутова швидкість обертання кривошипа верстата-гойдалки, с-1; S0 - довжина ходу точки підвісу штанг, м; Сv - коефіцієнт, значення якого залежить від кінематичних відносин перетворюючого механізму верстата-гойдалки.
Оскільки n - частота гойдань, с-1, то з (5.2.4)
 (5.2.5)
- гранична частота гойдань установки при відкачуванні високов\'язкої продукції. Підставивши (5.2.5) в (5.2.3), отримаємо
 (5.2.6)
звідки  (5.2.7)
Переходячи до загальноприйнятої для частоти гойдань розмірності хв-1, отримуємо
 (5.2.8)
Добова теоретична продуктивність штангової насосної установки свердловини визначається виразом
 (5.2.9)
де Fn - площа поперечного перетину плунжера насоса свердловини, м2.
Підставивши в (5.2.9) з (5.2.8), отримаємо вираз для визначення граничної продуктивності штангової насосної установки свердловини при відкачуванні високов\'язкої продукції  (5.2.10)
З (5.2.10), зокрема, витікає, що гранична подача насоса, обмежена дією гідродинамічного тертя в насосному підйомнику, за інших рівних умов не залежить від глибини спуску насоса (що фізично означає однакове зростання при збільшенні глибини спуску насоса і, відповідно, довжини колони штанг, ваги штанг і сили гідродинамічного тертя по їх поверхні), назад пропорційна в\'язкості продукції, що піднімається, і значною мірою залежить від співвідношення діаметрів насосних труб і штанг.
З (5.2.10) також витікає, що гранична продуктивність штангової насосної установки свердловини за інших однакових умов пропорційна площі плунжера насоса. Проте останнє справедливо тільки в межах міцності даної штангової колони. Звичайне збільшення діаметру насоса вимагає і застосування штангової колони більшого діаметру, що веде при незмінному діаметрі насосних труб до обмеження продуктивності унаслідок збільшення відношення до діаметру насосних труб діаметру штанг, що входить у формулу (5.2.10) в ступені вище п\'ятою. Отже, збільшення граничної продуктивності шляхом збільшення діаметру насоса може бути досягнуте при відповідному збільшенні діаметру насосних труб або при застосуванні штангової колони з підвищеними міцністними властивостями.
У вираз (5.2.10) входить і коефіцієнт Сv, що характеризує кінематику верстата-гойдалки і, як випливає з (5.2.5), спільно з числом що визначає перевищення максимальної величини швидкості в порівнянні з середньою за цикл, рівною 2nS0. Отже, чим менше перевищення максимальної швидкості руху точки підвісу штанг в порівнянні з середньою, тим вище за інших рівних умов гранична продуктивність штангової насосної установки свердловини при відкачуванні високов\'язкої продукції. За останній час запропоновані безбалансирні приводи штангових насосів свердловин, що забезпечують рівномірний рух штанг на більшій частині ходу, гідравлічного, пневматичного і чисто механічного дії. Розглянемо ефективність застосування таких приводів з погляду граничної продуктивності при здобичі високов\'язкої продукції зі свердловин на прикладі ланцюгових механічних приводів з редукуючим перетворюючим механізмом. Максимальна швидкість точки підвісу штанг насосної установки свердловини з ланцюговим приводом визначається виразом
 (5.2.11)
де к - кінематичний параметр, рівний відношенню довжини ходу до радіусу зірочок перетворюючого механізму ланцюгового приводу.
Підставивши (5.2.11) в (5.2.3), отримаємо рівняння, з якого знайдемо граничну частоту гойдань установки з ланцюговим приводом при відкачуванні високов\'язкої продукції
 (5.2.12)
де n - представлена в мін-1
Підставивши n з (5.2.12) в (5.2.9), отримаємо вираз для визначення граничної продуктивності штангової насосної установки свердловини з ланцюговим приводом при відкачуванні високов\'язкої продукції
 (5.2.13)
Розділивши (5.2.13) на (5.2.10), отримаємо
 (5.2.14)
Для верстатів-гойдалок нормального ряду з відношенням радіусу кривошипа до довжини шатуна і заднього плеча балансира відповідно 0,35-0,40 і 0,45-0,50 значень коефіцієнта Сv із знаходяться в межах 0,53-0,57. Для ланцюгових приводів, призначених для експлуатації свердловин з високов\'язкою нафтою, оптимальною є величина кінематичного параметра в межах 20-28. Підставивши ці значення в (5.2.14), отримаємо

Отже, гранична продуктивність штангової насосної установки свердловини з ланцюговим приводом (при підйомі високов\'язкої продукції з однаковою середньою швидкістю відкачування і за інших рівних умов, за рахунок особливостей кінематики цінного приводу буде на 59-73% вище, ніж у аналогічної насосної установки свердловини з балансирным приводом (звичайним верстатом-гойдалкою). Кореляція граничної продуктивності штангової насосної установки свердловини з в\'язкістю продукції, що піднімається, для установок з ланцюговим приводом і балансирним верстатом-гойдалкою представлена на малюнку. При побудові кривих прийняті: діапазон зміни середній швидкості відкачування (твір довжини ходу на частоту гойдань) 1,5-15,0 м/мін, значення коефіцієнта bтр=0,1, значення кінематичного параметра перетворюючого механізму ланцюговою приводу k=25, значення що характеризує кінематику балансирного верстата-гойдалки коефіцієнта Сv = 0,53.
У разі відкачування високов\'язкої продукції зі свердловин, що обводнюють, в яких в\'язкість емульсії зростає у міру підйому до гирла свердловини, в розрахунках слід застосовувати усереднену в\'язкість емульсії, а при відкачуванні неньютонівських рідин - ефективну в\'язкість. Значення усередненої і ефективної в\'язкості можуть бути знайдені по залежностях, наприклад, приведеним в роботах.
Викладене дозволяє укласти, що застосування у складі насосної установки замість традиційних балансирних верстатів-гойдалок (з близьким до гармонійного законом руху точки підвісу штанг) безбалансирних приводів, що відрізняються рівномірним рухом штанг на більшій частині ходу, забезпечує без зміни решти параметрів установки істотне збільшення її граничної продуктивності при відкачуванні високов\'язкої продукції зі свердловин. [1]



Размер файла: 5,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.

Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчёт подземного оборудования для добычи высоковязкой нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа 5.1 Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе насоса скважины 5.2 об одном и
Вход в аккаунт:
Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
UnionPay СБР Ю-Money qiwi Payeer Крипто-валюты Крипто-валюты


И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!