1135

Научно-исследовательская работа на тему: Штанговая скважинная насосная установка ШСНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 207918
Дата закачки: 20 Марта 2020
Продавец: lenya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Научно-исследовательская работа на тему: Штанговая скважинная насосная установка ШСНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа 3.1Насосные штанги отечественной промышленности. ……………………… 30
3.2Усовершенствование и расчет соединений полимерных стержней насосных штанг с металлическими головками. …………………………………………………30
3.3Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе скважинного насоса. ……………………………………………………………………. 33 3.4Исследование сопротивлений трения муфтовых соединений штанговых колонн в вязких жидкостях. ………………………………………………………….. 40 3.5Повыщение эффективности работы скважинных штанговых насосов….. 44 3.6Комплекс средств защиты СШНУ от вибрационных, инерционных и ударных нагрузок. ………………………………………………………………………….46
3.7Дефектоскопия насосных штанг. …………………………………………………..49


Оглавление

1.Введение....................................................................................................................................3
2.Поверхностные приводы штанговых насосов, конструкции, типоразмеры
2.1Анализ станков-качалок российских производителей………………………….5
2.2Подробный обзор приводов штанговых глубинных насосов производства ФГУП «Уралтрансмаш»..……………………………………………………………………..9
2.3.Опыт применения цепных приводов скважинных насосов для добычи высоковязкой нефти. …………………………………………………………………….. 14
2.4Преимущество приводов штанговых глубинных насосов с одноплечим балансиром. ……………………………………………………………………………..… 18
2.5Преимущество применения нового электропривода маятникового типа для скважинных штанговых насосов. …………………………………………………….. 22
2.6Совершенствование конструкции станков-качалок глубинно-насосных
установок штангового типа на основе применения биротативного электропривода. ………………………………………………………………………….. 26
3.Насосные штанги, типоразмеры, конструкции
3.1Насосные штанги отечественной промышленности. ……………………… 30
3.2Усовершенствование и расчет соединений полимерных стержней насосных штанг с металлическими головками. …………………………………………………30
3.3Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе скважинного насоса. ……………………………………………………………………. 33 3.4Исследование сопротивлений трения муфтовых соединений штанговых колонн в вязких жидкостях. ………………………………………………………….. 40 3.5Повыщение эффективности работы скважинных штанговых насосов….. 44 3.6Комплекс средств защиты СШНУ от вибрационных, инерционных и ударных нагрузок. ………………………………………………………………………….46
3.7Дефектоскопия насосных штанг. …………………………………………………..49
4.Основные сведения о штанговых скважинных насосах, конструкции, типоразмеры. ………………………………………………………………………………... 52
5.Технические методы совершенствования глубинонасосных установок для добычи высоковязких нефтей.
5.1 Основные типы установок для добычи высоковязкой нефти. ……………..…. 66
5.2 Опыт применения штанговых насосов различных конструкций для откачки высоковязких нефти. ……………………………………………………………………. 79
5.3 Об одном из путей увеличения предельной производительности штанговой насосной установки при откачке высоковязкой продукции из скважин. ……... 85
5.4 Исследование эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в зазоре плунжерной пары штангового насоса. ……………………………………………... 89
5.5 Продольный изгиб цилиндра скважинного штангового насоса. …………. 91
6. Выводы…………………………………………………………………………………..97



Комментарии: 3.Насосные штанги, типоразмеры, конструкции
3.1Штанги насосные ОАО «Ижнефтемаш»
ОАО «Ижнефтемаш» выпускает насосные штанги размерами 19, 22, 25мм длиной 25, 26, и 30 футов или 7620, 8000, 9140мм соответственно, а также укороченных штанг любой длины. Тех- нологические возможности предприятия позволяют изготавливать до 50 тыс.шт. насосных штанг в год.
Насосные штанги, изготовленные ОАО «Ижнефтемаш» имеют ряд особенностей: 1.используется горячекалиброванный прокат повышенной точности;
2. сталь с содержанием легирующих элементов суммарно не менее 2%;
3.насосные штанги каждой партии подвергаются механическим испытаниям на растяжение района подэлеваторного участка, как наиболее опасного сечения; упрочняется поверхностно-пластической деформацией галтель и подэлеваторный участок до 300мм или все тело насосной штанги; закалка с последующим отпуском;
4. резьба производится накаткой.
Все эти мероприятия позволяют получить высокие механические и коррозионных свойства насосных штанг, которые соответствуют классу «Д».

3.2 Усовершенствование и расчет соединений полимерных стержней насосных штанг с металлическими головками.
Авторами статьи проведены исследования соедине¬ний стальных бандажей и полимерных стержней на основе конструкций насос¬ных штанг из стекловолокна.
Существенные отличия физико-механи¬ческих свойств композитов от аналогич¬ных свойств традиционных металлов и сплавов (в частности, резкая анизотропия упругих и прочностных характеристик, гетерогенность структуры, низкая межсло¬евая прочность и др.) обусловили то, что эти материалы хуже, чем металлы, при¬способлены к передаче усилий (особенно сосредоточенных) от одного элемента к другому. Прочность наиболее распростра¬ненных (клепаных, болтовых, резьбовых) соединений металлических элементов значительно выше прочности аналогич¬ных соединений конструкций из компо¬зитов. Из-за невысокой прочности на смя¬тие и срез, низкого сопротивления изнашиванию может быть сведен к "нулю" весь выигрыш в массе от применения в конст¬рукции композитов. В результате соедине¬ния металлических и композитных дета¬лей удается избежать отмеченных нега¬тивных факторов.
Соединения стержневых изделий выпол¬няются, как правило, неразъемными, по¬скольку металлическая деталь уже прини¬мает участие в разъемном соединении. Со¬единение осуществляют в стык и внахлест части одной детали над другой. В таких конструкциях одно из изделий является охватывающей деталью, а другое охваты¬ваемой. Классификация соединений металлов и композитных материалов стерж¬невого типа приведена на рис.13.










Рис.13. Классификация соединений
Наиболее распространенным видом ад¬гезионного соединения является обычное по гладкой поверхности (рис.14, а), кото¬рое требует высокой точности изготовле¬ния элементов, точной посадки для обес¬печения необходимого зазора между дета¬лями, специальной подготовки поверхно¬стей.

Рис.14. Схемы соединений полимерных композиционных стержней и стальных бандажей:
1 - стальной бандаж (головка, деталь, труба); 2 - полимерный композиционный стержень или трубчатое изделие; 3 - адгезив (клей); 4 - распушение; 5 – штифты.
В современных конструкциях насосных штанг из стекловолокна используются главным образом адгезионные виды со¬единений с исполнением специальных выступов в стальной детали, которые слу¬жат для центрирования в ней стержня, а углубления между ними заполняют адгези¬онным веществом (клеем) (см. рис.14, б). Усталостные свойства такого соединения определяются свойствами адгезива. Конст¬рукционные элементы бандажа, такие как углубления или выступы, препятствуют адгезионному разрушению и делают его когезионным, на которое требуется значительно больше энергии. Для соединения металлических и композитных материа¬лов наиболее часто используются эпок¬сидные смолы и модифицированные эпо¬ксидные соединения. Они просты в переработке, дают малую усадку при отвержде¬нии, имеют хорошую смачиваемость и вы¬сокую несущую способность. Рекомендо¬ванная толщина адгезионного слоя составляет 0,1-02 мм и обеспечивает макси-мальную эффективность соединения. Эффективность рассматриваемых соеди¬нений определяется как соотношение прочности тела штанги к прочности со¬единения ее головки и тела при разрыве Данный оценочный параметр для штанг китайской фирмы SHASHI STEEL PIPE WORKS составляет 7:4.
На Украине известна конструкция меха¬нического соединения стальной головки и полимерного стержня насосной штанги полученная с помощью обработки давле¬нием (совместная разработка ДОУАННП (г. Днепропетровск) и ИФГГУНГ (г. Ивано-Франковск)) (см. рис.14, д). Проведенные статические испытания на разрыв натур¬ных образцов штанг диаметром 22 мм по¬казали эффективность соединения 5:2 Ха¬рактер разрушения смешанный в одних случаях стержень полностью выскальзы¬вал из обоймы, в других - происходило ча-стичное вырывание со сдвигом поверхно¬стных слоев стержня. На образцах, стерж¬ни которых выскальзывали без разруше¬ния поверхности, заметно их неравномер¬ное обжатие по периметру, вызванное тех¬нологическими факторами.
Повышение эффективности адгезионно¬го соединения, т.е. снижение его неравнопрочности, достигается изменением тех¬нологии получения стержня таким обра¬зом, чтобы имелись небольшие области длиной 100 - 150 мм распушенных воло¬кон без матрицы (или с неотвержденной матрицей) по всей длине получаемого пультрузией прутка с шагом, равным дли¬не тела штанги. Далее стержень разрезают по середине распушения. Здесь использо¬ван принцип дробления: если "ухватиться" за каждое отделенное волокно, то получим идеальную равнопрочность соединения. Затем используется принцип постепенно¬го укрупнения до оптимального уровня: отдельные волокна соединяются в пучки, причем, чем больше пучков и чем меньшее число волокон в них, тем лучше равно¬прочность. На основе таких принципов разработаны интегральные соединения металлического бандажа и полимерного стержня с распушенными волокнами (см. рис.14, в). В этом соединении стальная го¬ловка имеет особенные конструкционные элементы: на ее дне выполнены отверстия : направляющими, в которые входят рас¬пяленные, пропитанные клеем волокна. Такое исполнение максимально делает равнопрочной конструкцию без увеличе¬ния ее размеров. По предварительным расчетам эффективность такого соедине¬ния составляет 7:5 - 7:6.
Была усовершенствована также конст¬рукция соединения, полученная способом обработки давлением. Процесс совершают пуансонами с плавными переходами, ко¬торые обеспечивают равномерное нарас¬тание сжимающих деформаций вдоль по¬верхности стержня от нулевого до опти¬мального значения. Волокна при этом ми¬нимально повреждаются, а место концент¬рации напряжений "размывается". Испы¬тания новых видов соединений дали поло¬жительные результаты. Методики их рас¬чета в настоящее время находятся в состо¬янии разработки.
Таким образом, проанализированы су¬ществующие соединения стальных бандажей и полимерных стержней в насосных штангах из стекловолокна, отобраны наи¬более удачные (адгезионные интеграль¬ные и полученные способом обработки давлением) соединения, которые усовер¬шенствованы. Проведенные механические испытания показали надежность работы соединений, а математические модели аналитического вида позволяют теорети¬чески определить необходимые деформа¬ции для контактного соединения (соеди¬нения, полученного путем обработки дав¬лением).
[12]
3.3 Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе скважинного насоса
Из промысловой практики из¬вестно, что одной из причин аварий со штанговыми колонами является их износ вследствие трения о внутреннюю поверхность колонны НКТ. Так, в работе приводятся результаты анализа отработки штанго¬вых колонн по НГДУ «Ватьеганнсфть», «Аксановнефть», \'\'Туймазанефтъ", которые позво¬лили выделить две зоны износа: 1) в области максимального искривления ствола скважи¬ны; 2) на участках, прилегающих к скважинному насосу при больших глубинах подвес¬ки, причем как в вертикальных скважинах, так и в скважинах с небольшим утлом откло¬нения ствола от вертикали. Вместе с тем имеются результаты наблюдений износа ко¬лонн НКТ при эксплуатации штанговых на¬сосов по более чем 500 скважинам объеди¬нения "Азнефть", которые также свиде¬тельствуют о повышении степени износа НКТ при увеличении глубин подвески и на участках, приближенных к насосу. Увеличе¬ние износа штанг и труб НКТ на больших глубинах над насосом объясняется продоль-ным изгибом штанг и труб, возникающим при работе штангового насоса. Вследствие большой распространенности этого явле¬ния в промысловой практике рассмотрим его более подробно.
При эксплуатации скважин штанговыми насосами колонна НКТ, находящаяся выше насоса, может потерять устойчивость при хо¬де плунжера вверх и изогнуться даже будучи растянутой. Возможность изгиба нижней части колонны труб над насосом в скважинной штанговой насосной установке впервые была доказана американскими исследовате¬лями А.Лубинским и К.А.Бленкарном (1955г). Возможность спиралеобразной формы изги¬ба низа колонны НКТ при ходе плунжера вверх была также доказана экспериментально на модели скважинной штанговой насос¬ной установки. Косвенным доказательст¬вом наличия данного явления может служить двух-трехсторонняя сработка трубы в одном сечении, о чем указывается в работе.
Несмотря на то, что в последние годы на¬блюдается тенденция увеличения глубины подвесок штанговых насосов, в отечествен¬ной нефтепромысловой практике этим воп¬росам не уделяется должного внимания.
Для промысловой практики представляет интерес выяснить: изгибаются низ колонны НКТ и колонна штанг или возможен их сов¬местный изгиб при ходе плунжера вверх, т.е когда штанговая колонна растянута? В поль¬зу этого предположения свидетельствует то, что жесткость штанговой колонны пренеб¬режимо мала по сравнению с жесткостью ко¬лонны НКТ. Это позволило многим исследо¬вателям рассматривать штанговую колонну как тяжелую нить. Вместе с тем сравнение существующих труб НКТ и соответствующих размеров обсадных колонн, применяющих¬ся в промысловой практике, показывает, что касание колонной труб колонны штанг про¬изойдет до касания обсадной колонны, так как зазор снаружи труб больше, что также подтверждает сделанное предположение. Некоторым основанием для сомнения явля¬ется то, что колонна штанг при этом растяну¬та весом столба жидкости, которая препятст¬вует изгибу.
Нами поставленная задача решалась на ос¬нове признака устойчивости форм равнове¬сия Дирихле с использованием принципа возможных перемещений. Составлялось аналитическое выражение суммы работ сил для перемещений, соответствующих продольному изгибу колонны труб, и в последующем для получения ответа на поставленный выше вопрос сумма работ анализировалась. Дан¬ный метод, названный энергетическим, поз¬волил избежать больших математических трудностей при достаточной точности и был разработан для использования в инженер¬ной практике С. П. Тимошенко (1995 г.).
При решении принимались следующие до¬пущения.
1.  Нагружение колонны труб и штанг ве¬сом столба жидкости является статическим процессом, т.е. не учитывались динамиче¬ские нагрузки. Близкие к этой схеме усло¬вия работы колонны труб существуют в ре¬альности при тихоходной работе глубиннонасосной установки в вертикальной сква¬жине. Для избежания громоздких выкладок принимали, что жесткость колонны НКТ и
штанг одинакова по всей дайне, скважина считалась вертикальной.
2.  Колонна штанг рассматривается как тяже¬лая гибкая нить, поскольку сравнение момен¬тов инерции сечений показывая; что при большинстве практических сочетаний НКТ со штангами жесткость штанги не превышает 2% жесткости вмещающей колонны НКТ.
3.  Рассматривается плоская форма изгиба, т.е. ограничивается деформация по одной из координат в плоскости поперечного сечения изгибаемых колонн. Такое допущение право¬мерно при рассмотрении винтовой формы изгиба с большими углами подъема. В расче¬тах часто практикуется замена точного уравнения для изогнутой оси бруса его прибли¬женным уравнением, тем более, что задач,
решается энергетическим методом, который не требует знания точного уравнения изогнутой оси.
В дальнейшем анализировалась схема изогнутой части колонны НКТ штанговой насосной установки в предположении, что равновесие в системе наступает после некоторого изгиба колонны штанг под действием на нее изогнутой колонны труб. С энергетической точки зрения задача сводилась к определению той величины совместного прогиба, после которого дальнейший продольный изгиб не уменьшает потенциальную энергию системы, а наоборот, последняя начинает возрастать из-за увеличение энергии упругих сил при деформации и повышения центра тяжести системы в вертикальном направлении.
На рисунке 15 представлена схема изогнутого участка колонны НКТ со штанговой колонны НКТ со штанговой колонной длиной, равной двум полуволнам. Уравнение осевой линии имеет вид , где у,z - текущие координаты: С - прогиб изогнутого участка, т.е наибольшее отклонение оси трубы от исходного прямого состояния; l-длина полуволны синусоиды. Строго говоря, данная зависимость справедлива для изгиба под действием только осевой сжимающей силы. В нашем примере изогнутая труба испытывает также реакцию штанговой колонны, которая нагружает трубу радиальными сосредоточенными силами. Таким образом, приведенное уравнение строго соответствует рассматриваемой схеме только до тех пор, пока в процессе изгиба НКТ не коснется штанговой колонны. Однако некоторое несоответствие кривой, описываемой этим уравнением, истинной форме оси не имеет в данной задаче принципиального значения, поскольку используется энергетический метод. В последующем проведем анализ для участка изогнутого НКТ, состоящего из двух волн синусоиды. Такая синусоида соответствует одному шагу спирали, что создает удобства для дальнейшего анализа.


Рис.15. Схема изогнутого участка колонны НКТ и штанговой колонны
Перемещение конца трубы в результате изгиба найдем по известной формуле (1)
Подставляя уравнение осевой линии для граничных условий z=0, , в пределах интегрирования от 0 до 2l
(2)
Формула (2) позволяет определить перемещение конца колонны НКТ при изгибе двух полуволн
Дадим колонне НКТ на длине двух полуволн воображаемое перемещение Δт в направлении стрелы прогиба, т.е. перпендикулярно оси z, увеличив прогиб с С до . Тогда очевидно конец трубы также получит перемещение Δц т.е. параметр составит .С учетом выражения (2)
(3)
В скважинных условиях величина С мно¬го больше ΔТ, поэтому для технических расчетов примем . С учетом выраже¬ния (2) получим
(4)
Данное соотношение позволяет оценить смещение конца труб по оси z соответствую¬щее перемещению в направлении оси у.
Определим смещение конца рассматривае¬мого участка штанговой колонны , соот¬ветствующее перемещению . Очевидно, что труба НКТ и штата в точках касания переме¬щаются вместе, поэтом , ( - попе¬речное смещение штанга). Из рисунка видим, что длины полуволны колонны труб и штанг совпадают, различны лишь прогибы. Как и для труб предположим, что уравнение оси штанговой колонны на участке изгиба пред¬ставляет собой синусоид (см. рисунок 15)
(5)

Очевидно, что аналогично предыдущему случаю, взяв первую производную данной функции и проинтегрировав для принятых ранее граничных условий, можем найти пе¬ремещение конца рассматриваемого изогну¬того участка штанговой колонны
(6)
Таким образом, изгиб НКТ со стрелой прогиба С и изгиб штанг со стрелой прогиба СШ дают перемещения на концах рассматривае¬мых участков колони, определяемые соот¬ветственно по зависимостям (2) и (6).
Рассчитаем, насколько увеличится переме¬щение плунжера относительно цилиндра, ес¬ли прогиб труб возрастет на бесконечно ма¬лую величину . Проводя аналогичные пре¬дыдущему случаю рассуждения, имеем
(7)
Таким образом, деформация НКТ на дли¬не двух полуволн на величину в каждую сторону вызывает подъем колонны на в соответствии с зависимостью (4) и подъем штанговой колонны (а значит и плунжера) на по формуле (7). Очевидно, что при деформации НКТ плунжер перемешается относительно цилиндра в осевом направ¬лении, т.е.
Подставляя в последнее выражение зна¬чения и из уравнений (4) и (7) и принимая во внимание, что , получим
(8)
Предыдущими исследованиями было по¬казано [6], что энергетической причиной изгиба труб и штанг является перемеще¬ние плунжера относительно цилиндра в процессе изгиба колонны. В результате столб жидкости в трубах, проседая вниз, понижает центр тяжести системы, т.е. уменьшает ее потенциальную энергию. Следовательно, источником активной ра¬боты, вызывающей рассмотренные пере¬мещения, является работа, произведенная силой Fn *Δр на перемещении (Fn -площадь сечения плунжера, Δр- перепад давления на плунжере), т.е.
(9)
В свою очередь данная работа затрачивает¬ся па преодоление упругой деформации труб Аупр и на подъем центра тяжести труб и штанг АЦ.Т Очевидно, прогиб трубы совмест¬но со штангой достигнет максимума при . Вместе с тем, прогиб также зави¬сит от расстояния от насоса, т.е. чем дальше рассматриваемый интервал колонны от на¬соса, тем больше растягивающая нагрузка, обусловленная весом колонны и тем меньше прогиб. Рассмотрим интервал, где прогиб максимальный, т.е. у самого насоса. В данном интервале вес нижележащей спрямляющей части колонны минимальный, поэтому пре-небрежем работой силы веса труб и штанг, т.е. АЦ.Т = 0. Найдем
работу упругих сил де¬формации по известной формуле [7].
(10)
Подставляя значение функции, имеем для двух полуволн изгиба
(11)
Работа упругих сил представляет собой разность двух работ: до перемещения (ра¬бота А1) и после перемещения, когда прогиб станет равным С + ΔТ, (работа А2 ). Подставляя значение прогиба до и после перемещения в формулу (11), найдя разность работ и прене¬брегая аналогично предыдущим рассужде¬ниям величиной , получим
(12)
Подставляя и условие соответ¬ствующие выражения (9), (12) и проведя необходимые преобразования, определим максимальный прогиб, при котором на¬ступает равновесие формы изгиба
(13)
Таким образом, получена формула, поз¬воляющая определить максимальный про¬гиб при совместном изгибе труб ПКТ и штанг па длине двух полуволн.
Оценим максимальный прогиб для скважинных условий. Пусть насос, имеющий плунжер диаметром 44 мм, спущен па тру¬бах НКТ 73x5,5 на глубину 1200 м. Предпо¬ложим, что уровень жидкости плотностью 1000 кг/м3 находится на приеме насоса. Тогда Δрп = 1000*9,8*1200 = 11,8 МПа. Fп = 3,14* 0,0442/4 =15,2*10-4 м2. Определим длину полуволны без учета веса штанг и труб по известной формуле [5]
(14)
Подставляя значения Е=210 ГПа, j= 67*10-8 м4 (для труб НКТ 73x5,5), имеем длину полуволны 8,8 м, следовательно, длина волны 8,8*2 = 17,6 м. Пусть диаметр штанги 19 мм., тогда при внутреннем диа¬метре трубы 62 мм имеем . По формуле (13) получим
Таким образом, для данного примера ко¬лонна труб со штангами при ходе вверх изогнется с отклонением от оси скважины на 8,8 см. Учитывая, что зазор между штан¬гой и НКТ составляет 2,15 см. делаем вывод, что штанговая колонна изогнется. Более то¬го, внутри обсадной колонны 146x10 (внутренним диаметром 136 мм) 73-мм ко¬лонна НКТ может отклониться от оси толь¬ко па (13,6 -7,3)/2 = 3,15 см, следовательно, после того, как прогиб колонны НКТ дос¬тигнет 3,15 см, она коснется обсадной ко¬лонны и впоследствии, соприкасаясь с об¬садной колонной, начнет деформироваться дальше за счет остатка энергии, которая да¬леко не полностью израсходована к этому моменту. Поскольку движению НКТ в ради¬альном направлении препятствует обсадная колонна, она в процессе деформации и сме¬щения вверх вынуждена складываться в спи¬раль, как наиболее доступную форму де¬формации, что наблюдается па практике. Как показали наши эксперименты , воз¬можен и плоский изгиб, однако он неустой¬чив и может наблюдаться лишь в верхней части изогнутого участка, примыкающего к нейтральной линии. Таким образом, при хо¬де плунжера вверх штанговая колонна изги¬бается вместе с колонной НКТ, При этом она движется в колонне НКТ, скрученной в спираль относительно оси скважины.
А. Лубинский в своих исследованиях (1955 г.) отмечал, что в качестве средства, позволяющего полностью исключить явле¬ние продольного изгиба колонны НКТ, можно рассматривать якорь растяжения и хвостовик достаточного веса. Применение центраторов штанг в интервале изгиба им рассматривалось лить как средство, умень¬шающее вредное влияние продольного из¬гиба, но не исключающее ее. Полученное нами решение (13) позволяет сделать вы¬вод, что, если штанговая колонна в интер¬вале изгиба оснащена центраторами, то ,следовательно, С = 0, т.е. изги¬ба не будет. В связи с этим применение цен¬траторов на штангах в интервале возмож¬ного изгиба позволяет не только умень¬шить износ штанговой колонны и колонны НКТ, но и ликвидировать возможность их совместного изгиба при ходе вверх.
Проведенный анализ позволяет сделать и другие важные для практики выводы. Так, предварительная оценка показывает, что при максимальных подвесках насосов больших диаметров в скважинах с большими диамет¬рами эксплутационной колонны, т.е. там, где возможен максимальный прогиб, сила тре¬ния между вовлеченными в продольный из¬гиб колоннами штанг и труб может стать со¬измеримой с гидростатической нагрузкой, действующей на плунжер. Однако подобное проявление силы трения в нижней части ко¬лонны может остаться незамеченным при обработке динамограмм. так как она прило¬жена к нижней части колонны, составляющей, по нашим оценкам, не более 10% длины подвески, и тем самым может незаметно суммироваться с дифференциальной нагруз¬кой жидкости на плунжер. Это, по-видимому, является одним из факторов, объясняющих достаточно распространенное на практике явление, когда форма динамограммы не со¬ответствует подаче насоса. На наш взгляд, проявлением именно данной силы трения можно объяснить форму динамограмм, по¬лучаемых при неполном заполнении цилин¬дра насоса, на трудность интерпретации, ко¬торых указывал А.С. Вирновский
Выводы:
1. При ходе плунжера вверх, изгибе нижней части колонны НКТ изгибается также и штанговая колонна.
2. При определенных скважинных условиях совместный изгиб колонны НКТ и штанг может вызвать появление в нижней части штанговой колонны больших сит трения, возникающих одновременно с процессом нагружения штанг гидростатической силой. Однако они могут остаться незамеченными на динамограмме вследствие суммирования с дифференциальной нагрузкой на плунжер. Неучет данных сил трения в нижней части штанговой колонны может привести к не¬правильной интерпретации динамограмм.
3.  Применение центраторов позволяет не только уменьшить износ штанг и труб, но и ликвидировать возможность совместного продольного изгиба колонны труб и штанг, т.е. может рассматриваться как средство, пол¬ностью исключающее это явление. [13]


3.4 ИССЛЕДОВАНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ ТРЕНИЯ МУФТОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ШТАНГОВЫХ КОЛОНН В ВЯЗКИХ ЖИДКОСТЯХ.
Необходимость экспериментального исследования местных гидравлических сопротивлений, вызываемых штанговыми муфтами, связана с тем, что в настоящее время изучение гидродинамических нагрузок на глубиннонасосное оборудование при откачке вязких и высоковязких неф¬тяных эмульсий представляет большой практический интерес.
С целью исследования истинных значений коэффициентов сопро¬тивлений нами были проведены эксперименты на лабораторном стенде, позволившем изучать физический процесс на модели.
Основным элементом опытного стенда был трубопровод кольцевого сечения 1 (рис.16), в котором внутренний цилиндр (шток) 2 совершал продольные гармонические колебания. Перепад давления на участке тру¬бы воспринимался безынерционным датчиком давления 3 с последующей записью изменения величины во времени шлейфовым осциллографом 4. На шток насаживались различного размера патроны 5, выполненные геометрически, подобно муфтовым соединениям.

Рис.16. Принципиальная схема опытной установки
Циркуляция жидкости (турбинного масла) по трубо¬проводу осуществлялась с по¬мощью центробежного насоса, а замер расхода в единицу вре¬мени производился объемным способом. Геометрические раз¬меры труб и муфт, а также амплитуда колебаний штока были уменьшены по отноше¬нию к натурным в масштабе 1:3, 12. Частота колебаний штока менялась переключени¬ем коробки перемены передач и составляла 5,9; 7,2; 14.2; 27,2 1/мин
Исследовалось б моделей муфтовых соединений, которые соответствовали комбинациям 21/2 и 3" труб с 3/4, 7/8 и 1" штангами. В табл.8 приведены значения безразмерного числа для указанных комбинаций. Длина замерного участка трубопровода составляла 2,108 м, а м а к с и м а л ь н а я амплитуда качаний штока бы¬ла 0,7 м и могла меняться пере-становкой пальца, соединяю¬щего кривошип с шатуном при¬водного механизма.


Таблица 8
Dтр, дюймы 21/2 3
Dшт, дюймы 3/4 7/8 1 3/4 7/8 1

0,678 0,742 0,890 0,553 0,605 0,724

МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИИ
Кривая изменения перепада давления по длине трубопровода ха¬рактеризует суммарное сопротивление в концентрическом канале с под¬вижной внутренней стенкой и муфтового соединения. С целью разделе¬ния значений давлений на составляющие первоначально снимались ха¬рактеристики трения в безмуфтовом (гладкоствольном) канале. Далее были получены опытные данные по суммарным сопротивлениям и путем графоаналитического вычитания определялись искомые величины.
Расход жидкости в канале во времени сохранялся постоянным с тем, чтобы исключить влияние инерционного градиента давле¬ния. Истинные значения давле¬ний находились по тарировочным прямым датчика сопротивления 3. Осциллограммы имели вид гармо-нической кривой (рис.17) с раз¬личными параметрами колебаний, поэтому для удобства обработки пользовались лишь значения давлений в средней части хода штанг.

Рис.17. Осциллограмма кривой перепада давления на участке трубопровода
Ни¬же кривых давлений на осциллограмме записывалась прямая линия с короткими по длине обрывами, соответствующими верхним мертвым по¬ложениям штока. Сплошная линия соответствует нулевому значению перепада давления.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИИ 
Согласно методике вначале исследовалось гладкоствольное течение жидкости с целью получения функциональных зависимостей между без¬размерными критериями сопротивления , и числа Re, определяемого формулой
(1)
где — средняя скорость течения, м/с; — плотность, кг*с2/мА; — ди¬намическая вязкость, кг*с/м2.
Градиент давления по оси трубопровода, регистрируемый осциллог¬рафом, переводился в коэффициент гидравлического сопротивления , теоретический вывод которого дан в работе. Ниже приводится упро¬щенная формула, характеризующая течение в канале:
,(2)
где ; -скорость движения штанг, м/с;

Знак в скобках указывает на направление смещения штока относи¬тельно жидкости. Формула, справедливая для отношений т от 0,2 до 0,6 была экспериментально подтверждена до чисел Re = 400- 600 при встречном движении штанг и жидкости и до Re= 1100 для совмещен¬ного направления перемещений.
Интересен факт снижения значения критического числа Re для ни¬сходящего движения колонны штанг, который связан с более ранним формированием новой структуры потока вследствие нарушения устой¬чивости ламинарного течения. Однако диапазон чисел Re для условий подъема в скважине всегда перекрывается диапазоном исследованных чисел. Значение переходного числа Re зависит главным образом от кри¬терия Re\', представляющего собой число Рейнольдса для течения Куэтта.
Путем несложных математических действий формулу (2) можно преобразовать в гидродинамическую нагрузку, возникающую в точке подвеса штанг при ходе колонны вниз:
(3)
где L — длина штанговой колонны (или ступени, если из таковых ском¬понована колонна).
После завершения опытной проверки формулы (2) на 8-мм шток (диаметр трубы составлял 21 мм) крепились модели муфтовых соедине¬ний и аналогично предыдущему производилась регистрация всех пара¬метров течения. На рис.18 приведены экспериментальные данные о дополнительно развиваемых муфтами перепадах давления в функции скоростей движения штока и течения жидкости. Опытные точки были получены путем графоаналитического вычитания давлений гладко¬ствольного течения из общих гидравлических сопротивлений в канале с муфтой в средней части хода штанг. На графике иллюстрируется картина сопротивлений для двух типоразмеров соединений: (пря¬мые1, 2, 3) и (прямые ). Видно, что между скоростью движения штанг и развиваемым перепадом давлений имеет место линейная связь, коэффициент пропорциональности которой постоянен для каждого размера муфт и увеличивается с увеличением геометричес¬кого параметра .

Рис. 18. Зависимость дополнительного перепада давления в канале от скорости штанг, расхода жидкости и типораз¬мера муфт.
Для практических расчетов муфтовых нагрузок трения на штанго¬вую колонну в средней части хода вниз была получена формула
(4)
Расчеты по формуле (4) показывают, что во многих случаях муфтовое трение превышает трение по поверхности соответствующей 8-м штанги.
ВЫВОДЫ
1. Получена эмпирическая зависимость коэффициента сопротивления штанговых муфт в вязкой жидкости для существующих типоразмеров подземного оборудования глубинно- насосных установок.
2. Выявлено, что нагрузки вязкого трения муфтовых соединений в некоторых случа- ях превышают нагрузки соответствующих им штанг.
3. В расчетах по подбору оборудования и выбору режимов откачки с учетом гидро- механических усилий в подземной части штанговых установок необходимо учитывать дополнительные силы трения муфтовых соединений.[14]

3.5 Повышение эффективности работы скважинных штанговых насосов
При эксплуатации сква¬жин штанговыми глубиннонасосными ус¬тановками основным способом борьбы с отложениями пара¬фина является меха¬нический, т.е. ис¬пользование скреб-ков и центраторов различных конст¬рукций (рис.19) в со¬четании со штанговращателями.













Рис.19. Схема съемного центратора (а) и центратора из полиамида(б)
Наиболее эффективным методом по борьбе с отложени¬ем парафина и исти¬ранием НКТ штан-гами в скважинах с СШН является ис¬пользование скреб¬ков-центраторов из полиамидной смолы (см. рис. 1). Суще¬ствующие методы компоновки штанг скребками-центра¬торами и крепления ограничителей на штангах не дают комплексного решения проблем и макси-мального экономического эффекта от их использования.
В НГДУ "Альметьевнефтъ" разрабо¬тан комплекс технологий и приспособле¬ний, которые позволяют значительно по¬высить эффективность использования скребков-центраторов. Этот комплекс предусматривает следующее.
1. Известный метод крепления ограни¬чителей хода скребков-центраторов за счет установки ограничителей с резино¬вой прокладкой не обеспечивает надеж¬ного фиксирования их и ограничения хо¬да скребков-центраторов, особенно в на¬клонно направленных скважинах. Кроме того, в колонну штанг предусматривается устанавливать подвижные и неподвиж¬ные скребки-центраторы, что повышает их расход. В качестве ограничителей хо¬да скребков-центраторов принято уста¬навливать пластинчатые металлические скребки, ими же осуществляется очистка внутренней поверхности НКТ от пара¬фина. Между этими скребками устанав¬ливаются скребки-центраторы, которые счищают парафин с поверхности штанг и предотвращают износ пластинчатых скребков и внутренней поверхности НКТ. Для определения оптимальных усилий сцепления пластинчатых скреб¬ков к штангам были проведены исследо¬вательские работы. На основе получен¬ных результатов был модернизирован стенд приварки скребков. Это позволило использовать скребки-центраторы при всех углах наклона скважин, а также бывшие в употреблении штанги для при¬варки скребков и установки на них скребков-центраторов. Оснащение ко¬лонн штанг скребками-центраторами в больших объемах дает возможность со¬кратить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из-за запарафинивания глубиннонасосного оборудования. На основе накопленного опыта эксплуа¬тации и результатов проведенных иссле¬довании разработан "Стандарт по ком¬поновке штанг скребками-центраторами и пластинчатыми скребками на наклон¬ных скважинах". С 1995 по 1997 г. 333 скважины укомплектованы колоннами штанг по этому «Стандарту..».
2. Большие осложнения при эксплуата¬ции наклонных скважин с СШН проис¬ходят из-за истирания НКТ муфтами штанг. Для предотвращения этого ис¬пользуются центраторы разных конст¬рукций. На применение штанг со скребками-центраторами, описанными выше, затрачиваются большие средства. Слож¬ны в изготовлении дорогие центраторы других видов. В скважинах с большой обводненностью, где не происходит запарафинивания НКТ, и в наклонных сква¬жинах угленосного горизонта предлага¬ется устанавливать малогабаритные вставки в колонну штанг . Затра¬ты на их изготовление незначительны, так как в качестве материала можно ис¬пользовать списанные полированные штоки и муфты со списанных штанг. Кроме того, сокращаются транспортные затраты на перевозку, поскольку малога-баритные вставки можно перевозить лю¬бым попутным транспортом. В 1996 и 1997 г. они внедрены в 96 скважинах.
3. В связи с сокращением объема по¬ступления штанг нет возможности их за¬мены при частых обрывах. Для уменьше¬ния нагрузок на штанги предложено ус¬танавливать малогабаритные вставки в колонну штанг. Исследования, приведен¬ные в НГДУ "Альметьевнефть" и "Елховнефть", показали, что установка цен¬траторов с определением их места распо¬ложения в колонне штанг по расчету при¬жимных усилий по методике, разрабо¬танной сотрудниками МИНГ, позволяет снизить нагрузки на 20-25%. При опре¬делении места установки центраторов программой предусматривается три вида прижимающих усилий:
1) слабые (удельные прижимающие усилия изменяются от 0 до 0,2 кН/м);
2) средние (0.2 - 0,6 кН/м);
3) большие (более 0,6 кН/м).
В зависимости от прижимающих усилий, расчитанных на ЭВМ, определяют¬ся место установки, конструкция и число центраторов.
Технические средства для оборудова¬ния штанговой колонны и оснащение штанг по скв. 32617 Ромашкинского ме¬сторождения НГДУ «Альметьевнефть» в соответствии с програм-мой «Центра¬тор» приведены ниже.
Суммарное число центраторов:
роликовых 0
скользящих . . . 83
Суммарное число скребков ……  833
Суммарное число штанг ………150
из них диаметром 19 мм ……… 88
диаметром 22 мм  ………62
укороченных ……..0
4.В процессе эксплуатации скважин с СШН. особенно наклонных, происходит интенсивный износ устьевых сальников, что приводит к замазучиванию террито¬рии скважины и загазованности окружаю¬щей среды. Предлагается непосредст¬венно под полированный шток устанав¬ливать специальный скребок-центратор из полиамидной смолы. Этот скребок диаметром, большим диаметра штанго¬вых муфт, центрирует полированный шток, что увеличивает срок службы сальников.[15]
3.6 Комплекс средств защиты скважинных штанговых насосных установок от вибрационных, инерционных и ударных нагрузок
На нефтепромыслах стран СНГ и дальнего зарубежья широкое распро¬странение получили скважинные штанговые насосные установки (СШНУ), оборудованные станками-качалками с роторным и комбини¬рованным уравновешиванием и при¬водимые в движение асинхронными электродвигателями. Достоинствами этих приводов являются от¬носительная простота конструкции, надежность в работе и легкость в эк¬сплуатации. Однако с точки зрения наиболее благоприятных условий нагружения штанг эти приводы не мо¬гут быть признаны наилучшими, так как в процессе работы закон движе¬ния штанг определяется только их кинематическими параметрами.
Работа СШНУ связана с появле¬нием широкого спектра вибрацион¬ных, инерционных и ударных нагру¬зок, которые вредно влияют на ус¬талостную прочность материала на¬сосных штанг (НШ) и насосно-компрессорных труб (НКТ) и явля¬ются причиной аварийных ситуаций. Поэтому в СШНУ все чаше используют приводы с «мягкой» ха¬рактеристикой, например гидравли¬ческие приводы или электродвигате¬ли повышенного скольжения. В та¬ких установках эффект снижения уровня продольных вибраций НШ зависит не только от кинематики привода, но и от величины нагруз¬ки в их верхнем сечении.
В общем виде нагрузку Ртах в вер¬хнем сечении колонны НШ опреде¬ляют по уравнению , где -вес колонны НШ; Рин — инерционные нагруз¬ки: — вибрационные нагрузки: Ртр — нагрузки от сил механического трения; Рж — вес жидкости над плунжером глубинного насоса.
Существенно влияют на работу НШ и НКТ нагрузки, возникаю¬щие в результате ударов плунжера о жидкость в случаях частичного не¬заполнения цилиндра глубинного насоса. Следует отметить, что точ¬ное определение динамических на¬грузок связано с определенными трудностями, особенно в наклонных и искривленных скважинах.
На рис.20 изображена схема СШНУ, оборудованной комплек¬сом средств защиты от вибрацион¬ных, инерционных и ударных нагру¬зок. Предложенный комплекс вклю¬чает в себя станок-качалку 9, в месте крепления траверсы которого уста¬новлен амортизатор 8. Между осно¬ванием и балансиром станка-качал¬ки установлен демпфер двойного дей¬ствия 7, а на нижнем конце поли-рованного штока 6— скважинный амортизатор двойного действия 5. Этот амортизатор в случае наземно¬го размещения крепится на верхнем конце полированного штока. Ко¬лонна НШ 4 размешена в колонне НКТ 3, верхняя часть которой обо¬рудована трубным амортизатором одностороннего действия (на рис. 1 не показан). Между колонной НШ 4 и плунжером насоса / установлен еще один скважинный амортизатор 2, рассчитанный на нагрузку от веса жидкости, находящейся в колонне НКТ, веса плунжера и действия вибрационных, инерционных и ударных нагрузок.
Рис.20. Схема СШНУ, оборудованной комплексом средств защиты динамических нагрузок
Конструкции амортизаторов раз¬работаны Институтом прикладных проблем механики и математики НАН Украины совместно с учеными кафедры сопротивления материалов Ивано-Франковского Национально¬го технического университета нефти и газа. Отметим, что во всех конст-рукциях амортизаторов предусмот¬рена возможность обеспечения по¬стоянной или переменной жесткос¬ти и необходимых демпфирующих свойств, что определяется характе¬ром решаемых задач. Упругими эле¬ментами амортизаторов служат ци¬линдрические оболочки (замкнутого или разомкнутого профиля) и их си¬стемы с мягкими или жесткими уз¬лами трансформации продольных перемещений в радиальные .
Использование оболочечных уп¬ругих элементов позволило значи¬тельно упростить конструкции амор¬тизаторов, их монтаж и обслужи¬вание: стабилизировать характери¬стики; снизить себестоимость и обеспечить необходимую долговечность и эффективность работы. Такие виброзащитные устройства способны успешно заменить гидро¬пневматические и пневматические амортизаторы.
Опытные образцы отдельных амортизаторов и механических демп¬феров успешно проходят испытания на промыслах Прикарпатья и Татар¬стана. Запланированы испытания всего комплекса оборудования для защиты СШНУ от вибрационных, инерционных и ударных нагрузок.
На рис.21. представлены в обоб¬щенном виде динамограммы, сня¬тые в точке подвеса полированного штока на скважине при числе кача¬ний восемь в минуту; давлении в скважине 3,5 МПа. Анализ динамограмм показывает, что амортизатор значительно уменьшает максималь¬ную нагрузку на штанги, а также амплитуду изменения нагрузки Р.










Рис. 21. Динамограммы в точке подвеса полированного штока (S - длина хода):
1 - без амортизатора; 2-с амортизатором
Таким образом, можно утверж¬дать, что использование нетради¬ционных (оболочечных) упругих элементов и их систем в качестве рабочего звена виброзащитных ус¬тройств, особенно при комплекс¬ном подходе, обеспечит снижение вредного влияния вибрационных, инерционных и ударных нагрузок на долговечность НКТ и НШ, а также повысит общую эффективность ра¬боты СШНУ. [16]
3.6 Комплексная технология дефектоскопии и упрочнения насосных штанг
Значительные затраты и издер¬жки производства в нефтяной про¬мышленности связаны с большим объемом подземных работ по ремон¬ту обрывов насосных штанг. Наиболее эффективный и про¬стой путь повышения надежности и долговечности насосных штанг — применение неразрушающего кон¬троля и упрочнение тела и галтельного участка штанги методом повер-хностного пластического деформи¬рования (ППД).
ООО «Научно-производствен¬ный инженерный центр «Качество» при Ижевском государственном тех¬ническом университете по заказу ОАО «Белкамнефть» спроектиро¬ван, изготовлен, поставлен, смон¬тирован и запущен в эксплуатацию принципиально новый комплекс уп¬рочнения и дефектоскопии насосных штанг (КУДНШ) на участке ремон¬та труб и штанг ОАО «Белкамнефть» (с. Каракулино, Удмуртия). Ком¬плекс сертифицирован и соответ¬ствует ТУ 3827-003-13061670-01.
Оборудование КУДНШ объеди¬няет в себе новые возможности аку¬стического метода неразрушающего контроля и функционально ориен¬тированного упрочнения.
В разработанном комплексе обо¬рудования предусмотрены все необ¬ходимые функции для упрочнения и дефектоскопии насосных штанг, а также для планового контроля бывших в эксплуатации штанг на нефтедобывающих предприятиях и в цехах по ремонту насосных штанг.
Комплекс удобен в работе и со¬стоит из модуля упрочнения УУНШ 010.000.000 и модуля дефектоско¬пии, включающего акустический дефектоскоп АДНШ 4276.00.003 и установку контроля УКНШ 011.000.000, работающих по единому технологическому циклу и рас-положенных на одной производ¬ственной площадке.
Работа оборудования, входяще¬го в комплекс, возможна в нала¬дочном и полуавтоматическом ре¬жимах, с ручной загрузкой насос¬ных штанг и ручной установкой дат¬чиков контроля.
В настоящее время для контроля штанг в условиях НГДУ в основном применяются магнитоиндукционные дефектоскопы, к недостаткам кото¬рых относятся остаточная намагни-ченность штанг, чувствительность к изменениям магнитных свойств штанги, необходимость натяжения штанги при контроле, а также невы¬сокая производительность.
Применение классических мето¬дов ультразвуковой дефектоскопии вследствие значительного ослаб¬ления объемных (продольных и по¬перечных) волн с расстоянием при¬водит к необходимости сканирова¬ния всего тела штанги и, следова¬тельно, к существенному ограниче-нию производительности. Кроме того, использование пьезопреобразователей требует обязательного на¬личия контактной жидкости (им¬мерсионных ванн), что при плохом качестве обработки поверхности тела штанги (окалина, масляные загряз¬нения и др.) может привести к снижению воспроизводимости, надеж¬ности и достоверности контроля.
На основе исследованных зако¬номерностей авторами разработан акустический дефектоскоп для неразрушающего контроля насосных штанг и их заготовок на наличие дефектов типа нарушения сплошно¬сти или однородности металла эхоимпульсным методом, в котором используется продольная стержне¬вая мода в области минимальной дисперсии скорости в диапазоне используемых частот.
Функции акустического дефектоскопа:
• измерение длины штанги;
• обнаружение дефектов типа на¬рушения сплошности или однород¬ности металла;
• измерение координат дефектов;
• измерение амплитуд сигналов от дефектов;
• накопление и сохранение ре¬зультатов контроля в компьютерном банке данных и представление их в виде документа.
Все бывшие в эксплуатации и но¬вые насосные штанги с дефектами, превышающими уровень браковки, подвергаются испытанию растяже¬нием и закручиванием на установ¬ке контроля УКНШ 011.000.000 для штанг всех групп проч¬ности без изменения оборудования. Смена режимов работы установки осуществляется с пульта управле¬ния, растяжение насосных штанг с усилием до 280 кН — автономным бесступенчатым гидравлическим приводом. Закручивание насосных штанг механизировано. Плавность закручивания на угол 180° обеспе¬чивается спироидным редуктором.
После растяжения и закручива¬ния штанга вновь подвергается опе¬рации дефектоскопии. Если по ре¬зультатам дефектоскопии наблюда¬ется увеличение амплитуды эхо-сиг¬нала от дефекта, штанга бракуется. Возможен мониторинг развития де¬фектов в процессе нагружения на¬сосной штанги с помощью акустико-эмиссионного метода контроля.
Годные по результатам дефекто¬скопии штанги подвергаются упроч¬нению обкаткой роликами кон-цевых участков тела и галтелей на длине до 300 мм подэлеваторного бурта на уста¬новке упрочнения УУНШ 010.000.000 .Хо¬лодная обкатка профили¬рованными роликами с вращающейся деформиру-ющей головкой инерцион¬ною действия и возвратны¬ми пружинами обеспечивает повышение твердости, прочнос¬ти и циклической долговечности за счет наклепа поверхностного наибо¬лее нагруженного слоя тела штанги и создания в нем сжимающих оста¬точных напряжений. Кроме того, обкатка позволяет удалить окалину механическим способом и резко сни¬зить высоту микронеровностей повер¬хностного слоя, что упрощает визу¬альный контроль концевых участков и галтелей насосных штанг, частич¬но попадающих в мертвую зону акус¬тического дефектоскопа.
Предложенный новый метод акустического контроля насосных штанг позволяет обеспечить высо¬кую производительность (до 1000 деталей в смену), высокую чув¬ствительность к опасным дефектам без дополнительной подготовки по¬верхностей и иммерсионной среды. Оборудование для реализации ме¬тода имеет невысокую стоимость по сравнению с установками автомати¬зированного контроля.
Применение комплекса упрочнения и дефектоскопии насосных штанг позволяет:
• увеличить срок службы насос¬ных штанг и сократить их потреб¬ность;
• увеличить межремонтный пери¬од работы скважин вследствие сокращения числа подземных ремонтов;
• получить прирост добычи нефти за счет сокращения числа подземных ремонтов и простоев обору¬дования.
Окупаемость оборудования КУДНШ в ОАО «Белкамнефть» толь¬ко за счет снижения затрат на при¬обретение и транспортирование на¬сосных штанг составляет 1,7 года. [17]



Размер файла: 2,6 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено 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.