Механизированная добыча нефти - Геология, гидрология и геодезия реферат

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Механизированная добыча нефти

Эксплуатация скважин винтовыми и штанговыми глубинными насосами. Гидрозащита погружных электродвигателей. Устройства для управления погружных электронасосов добычи нефти. Динамометрирование глубинных установок. Обработка призабойной зоны нефтяного пласта.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
по дисциплине: «Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта»
Тема: «Механизированная добыча нефти»
Установки погружных винтовых электронасосов типа УЭВН5, 2УЭВН 5, УЭВН Р5 предназначены для перекачивания пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин.
1. Пластовая жидкость -- смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа. 2. Максимальная кинематическая вязкость, кв./с,м. -- 1.10 -3 3. Содержание:
a. свободного газа на приеме насоса, % не более -- 50;
c. механических примесей г/л -- не более -- 0,8 для установок УЭВН5-25-1500, УЭВН5-63-1500, 2УЭВН5 И УЭВНР5 не более -- 0,4 для установок УЭВН5-16-1200, УЭВН5-25-1000, УЭВН5-100-1000, УЭВН5-100-1200, УЭВН5-200-900
Установка состоит из погружного агрегата, кабеля в сборе и наземного электрооборудования: трансформатора и устройства комплектного. Погружной агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с идрозащитой, спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю и крепится к колонне насосно-компрессорных труб.
Насос откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Электродвигатель -- погружной четырехполюсный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором (при п = 1500 об/мин), асинхронный погружной шестипопюсный (при п = 1000 об/мин).
ВНИМАНИЕ: спуск статора производить с зафиксированным крюкоблоком во избежание проворота подвески НКТ и посадки на якорь.
После спуска статора на заданную глубину производится посадка якоря в следующем порядке:
· допустить последнюю замеренную НКТ;
· навернуть НКТ и спустить в скважину не менее 2 метров;
· НКТ поднять с таким расчетом, чтобы посадить муфту нижней НКТ на элеватор ЭХЛ-73, установленный на крестовине трубной головки.
Обратить особое внимание: муфта должна быть поднята выше крестовины трубной головки не более высоты элеватора;
· ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ 3-5 оборотов по часовой стрелке ( крюкоблок снять с фиксатора);
· посадить подвеску НКТ на элеватор ЭХЛ-73, отвернуть НКТ;
· навернуть планшайбу (патрубок на планшайбе должен быть около 200 мм) на подвеску НКТ;
· поднять подвеску НКТ на 0,5-1 см и снять элеватор ЭХЛ;
· разгрузить НКТ на якорь. При посадке планшайбы разгрузка должна быть не менее 70-80 % от веса подвески НКТ.
Примечание: Если разгрузка меньше- приподнять подвеску НКТ от первоначальной высоты ( до начала разгрузки) на 5-10 см ( необходимо смотреть по обстановке) и снова разгрузить, и делать так до тех пор, пока разгрузка на якорь не достигнет 70-80%
· навернуть НКТ 2,5” и медленно опустить НКТ до разгрузки НКТ на якорь на 70-80%;
· на уровне фланца крестовины трубной головки сделать отметку на НКТ;
· приподнять НКТ до выхода муфты нижней НКТ из скважины и снова посадить на якорь 2-3 раза;
· если разгрузка происходит в одном месте - поднять навернутую НКТ, отвернуть и замерить от ниппеля до отметки;
· патрубками 2,5”набрать замеренную длину за вычетом длины патрубка под планшайбой;
· посадить планшайбу - в этом случае разгрузка на якорь должна быть 70-80% от веса НКТ.
Установка противоотворотного устройства.
После спуска статора с противоотворотным устройством на заданную глубину:
Навернуть планшайбу без центральной задвижки и длинным подъемным патрубком (можно целую НКТ) и опускать ее на крестовину трубной головки, не допуская 1-2 см;
ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ по часовой стрелке на пониженной передаче до появления пружины на НКТ (нагрузка на ключ должна резко расти);
не снимая ключа «Oil Country» посадить планшайбу на крестовину трубной головки, обратив особое внимание на правильность посадки по шпилькам;
после посадки и закрепления планшайбы устанавливается центральная задвижка с тройником, производится спуск ротора. К ротору специальными ключами приворачивается полуштанга на приемных мостках. Перед спуском в скважину ротор обильно смазывается по всей длине. Ротор спускается в скважину и устанавливается на специальный элеватор, после чего полуштанга отворачивается.
ВНИМАНИЕ: не устанавливать укороченную штангу вблизи ротора.
Ротор спускается на колонне штанг с установкой необходимого количества центраторов согласно плану работ. При свинчивании штанг обязательно производить докрепление штанг специальными ударными ключами.
В том случае, если при посадке якоря статор был не на заданной глубине, рассмотрим два варианта:
при спуске статора на большую глубину. Между ротором и намечаемой подвеской штанг установить дополнительные штанги, длиной, равной заглублению от планируемой глубины спуска. На каждой дополнительно спущенной штанге установить центраторы;
при спуске статора на меньшую глубину. Из нижней части подвески штанг уменьшают необходимое их количество.
После полного спуска ротора в скважину ( перед вводом ротора в статор) необходимо записать вес колонны штанг. Затем медленно спустить ротор в статор, при этом штанговая колонна возможно, будет вращаться по часовой стрелке. Когда ротор коснется упорного стержня и спуск остановится, напротив верхнего фланца тройника фонтанной елки нанести отметку «нулевой вес штанг». Затем повторить разгрузку колоны штанг, проверив правильность посадки ротора ( отметка должна остаться напротив фланца тройника); Подгонка полированного штока производится с таким расчетом, чтобы учесть:
· вытяжку штанг от собственного веса - ( Z ),
· вытяжку от динамического уровня - (Z 3 ),
· приподъем ротора от упорного стержня до резины статора - (Z 2 ),
При этом полированный шток должен быть над верхним оборудованием на 20-60 см.
Дальнейшая подгонка полированного штока производится следующим образом:
· Медленно поднять штанги до «отрыва» ротора с опорного фланца до достижения веса колонны штанг по показаниям ГИВ-6 (вес штанг был зафиксирован перед посадкой (спуском) ротора в статор). Расстояние между отметками «нулевой вес штанг» и сделанной отметкой (Z) - вытяжка штанг;
· поднять и отвернуть штангу с отметками и замерить длину штанги до отметки «нулевой вес» - (Z 4 );
из данных паспорта на УШВН определить расстояние между упорным стержнем и резиной статора -( Z 2 ) ( для установок фирмы «Гриффин» оно примерно равно 20 см);
по приведенной ниже таблицы определить вытяжку от динамического уровня - (Z 3 ) (величина динамического уровня приведена в плане работ на ремонт скважины );
Электродвигателя, скорость вращения полированного штока
(снижение дебита, падения или повышения Н дин )
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН
Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.
Пример условного обозначения установки
§ при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87,
§ при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87,
где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м 3 /сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.
Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».
Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4. Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.
Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м 3
Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:
§ среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
§ максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм 2 /с;
§ водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
§ максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
§ микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
§ максимальное содержание попутной воды - 99%;
§ максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);
максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.
Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:
§ для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;
§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;
§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.
Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. 1. Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 1) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м 3 .
Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 5.
Длина насосного агрегата, мм, не более
Примечание . Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м 3 /сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м 3 сут - 148,3 и 140,5 мм.
Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из
§ погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,
§ наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.
Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.
Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.
Насос - погружной центробежный модульный.
Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.
Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 5.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.
Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.
Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.
При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.
Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.
Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.
Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.
Комплектность установок приведена в табл. (см. приложение 1). Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.
Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 3). Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл., приложение 1).
1 - головка; 2 - втулка радиального подшипника; 3 - вал: 4 - сепаратор; 5 - направляющие аппараты: 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; ^ - основание
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис..4). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.
Наиболее известны две конструкции газосепараторов:
§ центробежные или роторные газосепараторы.
Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.
В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.
Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.
Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.
Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.
Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.
Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.
Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 - 80.
Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м 3 /сут. с резьбой 89 - более 800 м 3 сут.
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 4. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.
Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.
Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.
Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.
При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.
Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м 3 /сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м 3 /сут.
Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.
Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м 3 /сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м 3 /сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 - 80.
Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.
Примечание. Номер секции обозначает длину корпуса в м.
Насосно-компрессорная труба 60 и 48
Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.
В табл. 7 указаны длины поясов для крепления кабеля к различным видам оборудования. Пояс является изделием одноразового использования.
ПЭДУ16-103В5 ПЭДУ16-103ДВ5 ПЭДУК16-103В5 ПЭДУК16-103ДВ5
ПЭДУ22-103В5 ПЭДУ22-103ДВ5 ПЭДУК22-103В5 ПЭДУК22-103ДВ5
ПЭДУ32-103В5 ПЭДУ32-103ДВ5 ПЭДУК32-103В5 ПЭДУК32- 103ДВ5
ПЭДУ45-103В5 ПЭДУ45-103ДВ5 ПЭДУК45-103В5 ПЭДУК45-103ДВ5
ПЭДУС63-103В5 ПЭДУС63-103ДВ5 ПЭДУСК63-103В5 ПЭДУСК63-103ДВ5
ПЭДУС90-103В5 ПЭДУС90-103ДВ5 ПЭДУСК90-103В5 ПЭДУСК90-103ДВ5
ПЭДУ45-117В5 ПЭДУ45-117ДВ5 ПЭДУК45-117В5 ПЭДУК45-117ДВ5
ПЭДУ63-117В5 ПЭДУ63-117ДВ5 ПЭДУК63- 117В5 ПЭДУК63-117ДВ5
ПЭДУС90-117В 5 ПЭДУС90-117ДВ5 ПЭДУСК90-117B5 ПЭДУСК90-117ДВ5
ПЭДУС 125-117В5 ПЭДУС125-117ДВ5 ПЭДУСК125-117В5 ПЭДУСК 125-117ДВ5
ПЭДУ90-123В5 ПЭДУ90-123ДВ5 ПЭДУК90-123В5 ПЭДУК90-123ДВ5
ПЭДУС180-123В5 ПЭДУС180-123ДВ5 ПЭДУСК180-123В5 ПЭДУСК180-123ДВ5
ПЭДУС250-123В5 ПЭДУС250-123ДВ5 ПЭДУСК250-123В5 ПЭДУСК250-123ДВ5
ПЭДУС180-130В5 ПЭДУС180-130ДВ5 ПЭДУСК 180-130B5 ПЭДУСК180-130ДВ5
ПЭДУС250-130B5 ПЭДУС250-130ДВ5 ПЭДУСК250-130B5 ПЭДУСК250-130ДВ5
ПЭДУС360-130B5 ПЭДУС360-130ДВ5 ПЭДУСК360-130B5 ПЭДУСК360-130ДВ5
Диапазон контролируемого давления, МПа
Диапазон рабочих температур ПДТ, "С
Предельная температура погружного электродвигателя, °С
Диапазон рабочих температур наземного блока, °С
Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЭЦН, от заданной уставки, МПа, не более
Диаметр скважинного преобразователя, мм
Длина скважинного преобразователя, мм
Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 6.
Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.
Основные характеристики гидрозащит представлены в табл. 11.
Общие сведения о винтовых насосах. Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Расчет параметров, монтаж, эксплуатация, ремонт установок скважинных винтовых электронасосов. курсовая работа [5,2 M], добавлен 06.06.2014
Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение. реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011
Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Принцип действия насоса. Отказы, неполадки оборудования. Техника безопасности на нефтяном предприятии. Общая характеристика Ярегского месторождения. Расчет основных параметров винтового насоса. курсовая работа [4,5 M], добавлен 03.06.2015
Добыча жидкости и нефти установками погружных электроцентробежных насосов. Технологические показатели добычи нефти: наработка на отказ, межремонтный период работы скважин. Проведение борьбы с выносом механических примесей при помощи смолы "Геотерм". курсовая работа [1,1 M], добавлен 29.09.2014
Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта. презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
Исследование схемы и состава штанговой насосной установки. Эксплуатация скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Подземный и капитальный ремонт скважин. Изучение техники и технологии бурения скважин. Сбор и подготовка скважинной продукции. отчет по практике [1,6 M], добавлен 24.12.2014
История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах. курсовая работа [57,5 K], добавлен 30.10.2011
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Механизированная добыча нефти реферат. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: The Gift Outright Essay Research Paper The
Экономический смысл определенного интеграла
Геометрия 7 Контрольная Работа Номер 4
Реферат На Тему Религия Австралийцев
Общевоинские уставы ВСРФ
Обучение Написания Сочинения
Курсовая Работа По Теме Правовая Система России
Локальные сети и современная организация внутреннего документооборота
Курсовая работа по теме Конкурсный порядок подбора кадров на муниципальную службу
Учебное пособие: Теоретические и методологические основы менеджмента
Теоретическая База Исследования В Дипломной Работе Пример
Реферат: Thomas Jefferson Essay Research Paper THOMAS JEFFERSON18011809Thomas
Дипломная Работа Рахманинова По Окончании Консерватории
Как Писать Историческое Эссе По Истории
Учебное Пособие На Тему Основы Работы С Компьютером
Реферат по теме Гончарное производство Тверского края
Отчет По Практике Юриспруденция В Суде
Курсовая работа: Единый налог на вмененный доход от предпринимательской деятельности: понятие, условия и порядок оплаты
Дипломная работа по теме Резаная рана у телки
Реферат На Тему Great Britain: Constitution. Politics. Law
Разработка плана организации управленческого учета на производственных предприятиях - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Облік та аудит - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Физиология старения клетки - Биология и естествознание презентация