Историю нефтяной промышленности России и СССР условно можно разделить на следующие этапы. Первый этап — с 1863 по 1920-е гг. В этот период добыча нефти в России в основном связана с Апшеронским полуостровом и Северным Кавказом, хотя бурение нефтяных скважин ведется и в других регионах России. Этап характеризуется неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. Но уже в этот период появились работы, заложившие основы современного состояния отрасли. Замена паровой машины на электродвигатель также была революционным шагом. Второй этап — с 1921 по 1950-е годы. Этот этап в истории развития отечественной нефтяной промышленности запланирован. В этот период совершенствуется бурение скважин и создается новое оборудование для эксплуатации. Этот этап характеризуется организацией вузов нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный импульс развитию нефтегазовой отрасли. Значительное влияние на освоение новых нефтяных регионов, особенно Урало-Поволжья, оказал XVII съезд партии, принявший программу развития этого важнейшего для страны нефтяного региона. Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным.
Разрабатываются новые методы разрушения горных пород: электродрель, взрывное бурение. Освоено производство насосных насосов и другого нефтедобывающего оборудования. Третий этап — с 1951 по 1990-е гг. Характеризуется мощным развитием нефтегазового комплекса страны, в результате которого СССР восстанавливает свои позиции крупнейшей нефтедобывающей державы мира. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Современные технологии, материалы и оборудование широко используются на всех этапах поисков, разведки и разработки месторождений. Современные компьютерные технологии расширили возможности поиска рациональных решений самых сложных проблем нефтегазового комплекса. В этот период был разработан мощный нефтегазовый регион страны — Западная Сибирь. Четвертый этап — с 1991 года по настоящее время Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.
Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение) , ремонт ...
... объединенного общества является; монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение входе выполнения этих работ. Структура «Нарьян-Марской экспедиции» состоит ... дипломного проекта является энергообеспечение буровой установки ООО «Буровая компания «Евразия» в связи с заменой механического привода на электрический с целью снижения затрат на ...
1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН).
Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются УШСН. Пропускная способность скважин варьируется от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200 ч 3400 м. ШСНУ включает: 1.?Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. 2.?Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны. Штанговые скважинные насосы ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99?%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5?%, свободного газа на приеме до 25?%, объемным содержанием сероводорода до 0,1?%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 °С. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 9.2, 9.3).
У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с выпускным и впускным клапаном опускается в колодец на штоках и вставляется в цилиндр. Плунжер соединен с шаром впускного клапана с помощью специального стержня. Недостатком НСН является сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения любых неисправностей. Вставные насосы полностью монтируются на поверхности земли и опускаются в колодец внутри трубопровода на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и держателя цилиндрового замка. В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ).
В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов операции по разъединению и подъему при работе на скважине ускоряются на 2 часа в 2,5 раза и значительно упрощается работа операторов. Однако питание вставного насоса с трубами заданного диаметра всегда меньше, чем питание вставного насоса.
Простое в конструкции устройство, разработанное и освоенное в начале 20-х годов прошлого века, стало самым популярным способом добычи нефти как в нашей стране, так и за рубежом. Оборудование для эксплуатации скважин этим способом включает (рис. 1): штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя 3, устьевое оборудование скважины 15, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления 13 и 14 для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.
Нефтегазопромысловое оборудование
... оборудование применяемое при капитальном ремонте скважин 1. Оборудование установки штангового глубинного насоса (УШГН) Добыча нефти при помощи штанговых насосов ... могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти ... передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление ...
Цилиндр насоса 24 опускается в скважину по колонне труб ниже уровня жидкости, в нижней части которой установлен приемный клапан 27, который открывается только вверх. Затем на насосных штангах в трубу, которая устанавливается в цилиндре насоса, опускается поршень 25, называемый плунжером.
Плунжер имеет один или два клапана, которые открываются только вверх, называемые заслонками 26 или сбросными клапанами. Верхний конец стержней прикрепляется к головке переднего рычага штанги. Для направления жидкости из НКТ в выкидную линию и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник 21, через который пропускается сальниковый шток 14.
Рис. 1. Штанговая глубинно-насосная установка:
I — устьевое оборудование; II — подвеска труб и штанг; III — глубинный насос; IV — газовый или песочный якорь; 1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — редуктор; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз балансира; 9 — стойка; 10 — балансир; 10 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — сальниковый шток; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — сальник устьевой; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный (выкидной) клапан; 27 — всасывающий (приемный) клапан
Скважинный насос приводится в действие насосным агрегатом, в котором вращательное движение, воспринимаемое двигателем через коробку передач 4, кривошипно-шатунный механизм и балансировочный стержень 10, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое на плунжер скважинного насоса.
Насосные агрегаты для глубоких скважин, различающиеся по принципу действия и конструкции, получили распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин. Многообразие глубиннонасосных установок требует их классификации.
Можно выделить следующие основные признаки классификации глубиннонасосных установок:
1. По принципу действия глубинного насоса
- плунжерные (поршневые),
- центробежные,
- винтовые,
- струйные,
- вибрационные (звуковые),
- диафрагменные,
- роторно-поршневые и др.
2. По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя
- штанговые,
- бесштанговые.
Скважинные штанговые насосные установки делятся на:
- балансирные,
- безбалансирные,
а по типу используемого привода на:
- механические,
- гидравлические,
- пневматические.
Бесштанговые глубиннонасосные установки делятся по типу используемого привода и его местоположению;
- с электроприводом,
- с гидроприводом,
- с приводом, расположенным на поверхности,
- с приводом, расположенным в скважине.
3. По назначению: подача
Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений
... разрезе месторождения, спускоборудования и эксплуатацию скважины. В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины ... выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости. При вращении долота шарошки перекрываются ... 2.2. Устройство буровой установки Ранее мы отметили, что бурение скважины есть процесс ... выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших ...
- для эксплуатации низкодебитных скважин,
- для эксплуатации среднедебитных скважин,
- для эксплуатации высокодебитных скважин высота подъема (напор)
- для эксплуатации неглубоких скважин,
- для эксплуатации скважин средней глубины,
- для эксплуатации глубоких скважин.
В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:
1. Скважинные щтанговые насосные установки (СШНУ).
2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).
3. Установки гидравлических порщневых насосов (УГПН).
4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).
5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).
6. Установки со струйными насосами (УСН).
Не все перечисленные скважинные насосные агрегаты играют одинаковую роль в добыче нефти.
В нашей стране наиболее распространенным по фонду добывающих скважин является ССНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что блоки СССНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднескоростных скважин, а блоки УЭЦН предназначены для эксплуатации средне- и высокоскоростных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.
Остановимся кратко на подразделении скважин на низкие, средние и высокие дебиты. Классификация скважин по дебиту связана, в основном, с высотой подъема жидкости, т.к. с ростом высоты подъема жидкости возможная подача большинства глубиннонасосных установок достаточно быстро снижается (а следовательно, и снижается возможный дебит скважины, который определяется в данном случае возможной подачей насосной установки).
Взаимосвязь высоты подъема жидкости и подачи установки как для СШНУ, так и для УЭЦН может быть выражена уравнением гиперболы:
Q = AIH,
где Q — подача установки (дебит скважины), м7сут; Н — высота подъема жидкости, м;
- А — постоянная числовая величина, имеющая размерность м*/сут и выбираемая из практических соображений.
Эта зависимость может использоваться в определенных ограниченных пределах для высоты доставки и подъема. Так, для СШНУ такие ограничения обусловлены фактической работоспособностью колонны штанг, используемой для передачи плунжеру глубинного насоса возвратно-поступательного движения от наземного привода (станка-качалки), а для УЭЦН — характеристиками Q-Н выпускаемых погружных центробежных насосов. Конечно, для насосных агрегатов для проливных скважин лимиты по подаче и высоте подъема разные. Поэтому во избежание неоднозначности границ между низко-, средне- и высокопроизводительными скважинами для насосных агрегатов разной глубины разделим рассматриваемые категории скважин по ССПУ. Исходя из этого, в дальнейшем зависимость будет использована в след)чощих пределах: по подаче Q < 100 м7сут, по высоте подъема Н < 3000 м.
Для выпускаемого в настоящее время оборудования СШНУ можно принять постоянную величину А, равной 4-10″ м»/сут, и с использованием этой величины определить границу между средне- и вы-сокодебитными скважинами:
Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения
... проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка служит для направления потока жидкости, в выкидную линию на замерную установку, регулирование режима эксплуатации и контроля за ... насосов и погружных центробежных электронасосов. 2. Фонтанная добыча – способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии. 3. Газлифтная ...
Q = 410VH.
Исходя из пределов использования выражения , к высоко-дебитным скважинам относятся скважины с дебитом более 100 м/ сут, независимо от высоты подъема, и с высотой подъема более 3000 м, независимо от дебита. К низкодебитным скважинам будем относить такие, дебит которых не более 5,0 мУсут при высоте подъема менее 3000 м. Скважины, не попадающие в группы с высокой и низкой добычей, относятся к скважинам со средней добычей.
По высоте подъема жидкости все скважины условно могут быть разделены на следующие категории:
1. Неглубокие — при высоте подъема до 450 м.
2. Средней П1убины-при высоте подъема жидкости от 450до 1350 м.
3. Глубокие — при высоте подъема более 1350 м.
Технико-экономические расчеты, а также длительная практика применения СШНУ и УЭЦН показали, что приведенные области применения глубиннонасосного оборудования являются достаточно обоснованными и позволяющими сделать два принципиальных вывода:
1. Установки щтанговых скважинных насосов предназначены, в основном, для эксплуатации низко- и среднедебитных неглубоких и средней глубины скважин, хотя могут оставаться рентабельными при эксплуатации высокодебитных и глубоких скважин (в определенных пределах).
2. Погружные центробежные электронасосные системы в основном предназначены для эксплуатации средних и высоких добывающих скважин различной глубины.
Рассмотрим более подробно эксплуатацию скважин СШНУ.
Рис. №1 Области и границы различных категорий скважин по дебиту и высоте подъема:
1 — граница между низко- и среднедебитными скважинами; 2 — граница между средне- и высокодебитными скважинами; 3 — граница между глубокими и средней глубины скважинами; 4 — граница между неглубокими и средней глубины скважинами.
При использовании колодцев с вакуумными насосными агрегатами применяются различные поршневые насосы. На сегодняшний день создано большое количество поршневых насосов, различающихся не только конструкцией, но и областью применения в различных условиях эксплуатации.
2. Новые технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях с применением ШСНУ
К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина.
При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д.
Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса.
Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации
... и оборудования для эксплуатации конкретной скважины с учетом технических возможностей способа эксплуатации и влияния на эффективность глубин скважин, диаметров эксплуатационных колонн, геометрических особенностей ствола скважин, дебитов, состава пластовой жидкости ...
В целях сохранения земель и лесов, а также из-за заболоченности и высокого уровня воды во время паводков и ряда других причин, усложняющих работу скважин, добывающие скважины часто располагаются кустовым способом. В некоторых нефтедобывающих районах фонд наклонно направленных скважин составляет около 90 %. Это обеспечивает не только благоприятные условия для обслуживания скважин, но и значительно снижает затраты на бурение и строительство коммуникаций на месторождении. Однако эксплуатация отклоненных скважин сопряжена с рядом осложнений, одним из которых является высокая вязкость нефти на многочисленных месторождениях Оренбургнефти и образование высоковязких водонефтяных эмульсий.
Согласно высоковязким маслам, маслам, вязкость которых в условиях резервуара превышает 30 мПа • с. Обратите внимание, что за пределами этой вязкости во время добычи нефти возникают осложнения. Высоковязкие нефти подразделены на три группы. В первую группу входят масла с вязкостью 30-100 мПа • с, во вторую — 100-500 мПа • с и в третью — более 500 мПа • с. Подавляющее большинство месторождений высоковязкой нефти в Оренбургской области относятся к первой группе. Однако нефти из разных месторождений характеризуются достаточно высокой вязкостью или добыча нефти сопровождается образованием высоковязких эмульсий.
В настоящее время проблема подъема высоковязкой жидкости насосной станцией со штангой решается несколькими способами. Один из них — снижение вязкости флюида в пласте, эксплуатационной колонне или трубах. Используемые методы различаются по техническому исполнению и могут быть разделены на две группы: подача в скважину химических реагентов — деэмульгаторов и растворителей и подогрев жидкости перед подачей в насос.
Теоретические и практические аспекты использования деэмульгаторов рассмотрены в работах многих авторов. Подача деэмульгаторов в скважину достаточно эффективно используется в практике нефтедобычи. Затем в УГНТУ были разработаны и испытаны с положительным эффектом методы подачи химикатов как в кольцо скважины, так и непосредственно на всасывающий патрубок штангового насоса. Для этой цели сконструирована целая серия дозаторов. Авторы отмечают, что наиболее эффективной является подача химического реагента непосредственно на всасывающий патрубок штангового насоса.
Распространены методы, заключающиеся в механическом воздействии на структуру жидкости или масла с целью ее разрушения. Такой метод разработан и применен в НГДУ «Туймазанефть» (Башкортостан) при эксплуатации скважин УЭЦН.
Для этого «ВНИИнефть» использовала «Шнек», установленный в штоке перед приемным насосом. По данным авторов, применение этого устройства позволило увеличить производительность штангового насоса на 20 %.
Скважинные нагреватели применяли давно. В промышленности освоен специальный комплект оборудования для обогрева скважин 1УС-1500. Основным узлом комплекса является электронагреватель ТЭН — трехфазная печь сопротивления, состоящая из П-образных или прямых трубчатых нагревательных элементов и опускаемая на тросе в свободный от оборудования колодец, где некоторое время хранится. Мощность нагревателя до 88 кВт, температура нагрева до 125 °С.
Разработан нагреватель для спуска в затрубное пространство диаметром 20 мм, мощностью 9,45 кВт, температурой нагрева до 125 °С и допустимым рабочим давлением среды 15 МПа.
Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
... - на электрические и тепловые. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг. ... установки ШНУ (рис. 1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце ...
Разработана серия скважинных электронагревателей индукционного типа, которые могут монтироваться на приеме или выкиде насоса и работать одновременно с ним.
Анализ отечественного и зарубежного оборудования и технологий производства вязких масел и водомасляных эмульсий позволяет констатировать следующее.
Вязкие масла и водонефтяные эмульсии многих нефтяных месторождений относятся к неньютоновским жидкостям, эффективная вязкость которых зависит от обводненности перекачиваемой жидкости и режима их движения в трубопроводах.
На устье должна быть арматура и устройство для герметизации ствола. Устьевой трубопровод скважины с периодическим притоком должен обеспечивать выпуск газа из кольцевого пространства в выкидной трубопровод через обратный клапан и замену сальника штока при наличии давления в скважине. Перед началом ремонтных работ или перед осмотром оборудования скважины, периодически работающей с автоматическим, дистанционным или ручным запуском, необходимо выключить электродвигатель и наклеить на стартер плакат: «Не включать, люди работают». На колодцах с автоматическим и дистанционным управлением насосными агрегатами возле стартера необходимо установить плакаты с надписью «Внимание! Автоматический запуск» на видном месте». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС — 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта насосных агрегатов используются специальные технические средства, такие как агрегат 2АРОК, нефтеналивной танкер МЗ-4310СК.
4. Охрана труда
На предприятиях составляется и утверждается главным инженером программа проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры и других источников возможных выбросов сероводорода.
Для перекачивания жидкостей, содержащих сероводород, необходимо использовать насосы с двойным торцевым уплотнением или с электромагнитными муфтами.
Сточные воды очистных сооружений нефти, газа и газового конденсата подлежат очистке, а в случае содержания сероводорода и других вредных веществ выше ПДК — нейтрализации.
Перед открытием и разгерметизацией технологического оборудования необходимо принять меры по обеззараживанию пирофорных отложений.
Перед осмотром и ремонтом емкости и устройства необходимо испарить и промыть водой, чтобы предотвратить самовозгорание естественных отложений. Для дезактивации пирофорных соединений следует принимать меры с использованием систем пен на основе поверхностно-активных веществ или других методов, которые промывают аппаратные системы от этих соединений.
Во избежание самовозгорания природных отложений, при ремонтных работах, все узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).
История развития машин и оборудования добычи нефти и газа
... современного оборудования, обеспечивающего энергосберегающие технологии при добыче нефти, играет существенную роль. Известны шахтный и скважинный методы добычи нефти. Этапы ... добычи нефти - насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН). Добыча нефти и газа. Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти и газа.добыча нефть газ насос Нефть ...
При наличии на объектах добычи газо- и продукта с большим геометрическим объёмом, необходимо секционировать их путём автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 — 4000 м 3 сероводорода.
В установках в помещениях и на промышленных объектах, где возможен выброс сероводорода в воздух рабочей зоны, следует проводить постоянный мониторинг окружающего воздуха и регистрацию опасных концентраций сероводорода.
Место установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяется проектом обустройства месторождения с учётом плотности газов, параметров изменяемого оборудования, его размещения и рекомендации поставщиков.
Контроль за состоянием воздушной среды на территории промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом датчиков на диспетчерский пункт.
Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику предприятия, а в аварийных ситуациях — газоспасательной службой с занесением результатов в журнал.
Заключение
УШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.
С точки зрения экономических возможностей УСШН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5до 50м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут УСШН имеет более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, может достигать максимального значения. Таким образом, УСШН хорошо приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита нефти. Независимо от конструкций основных узлов, для всех УШСН характерны следующие особенности: 1) Значительное удаление гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с цилиндром от кривошипно-шатунного механизма; 2) Вертикальное расположение основных элементов установки; 3) Малый поперечный размер деталей, входящих в гидравлическую часть установки.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/ekspluatatsiya-skvajin-ustanovkami-skvajinnogo-shtangovogo-nasosa/
1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. — М: Наука,2000.
2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скваженные насосные установки для добычи нефти и газа. — М: Нефть и газ, 2002.
3. Кушенов А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скваженные насосные установки. Штанговые скваженные насосные установки с механическим приводом, 2002.
4. Мищенко И.Т. Скваженная добыча нефти. — М: Нефть и газ, 2003.
