Эксплуатация установки штангового скважинного насоса в осложненных условиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатация УШСН в осложненных условиях



Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (при- мерно 16,3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются УШСН. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до несколь- ких тонн.

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 штанг (Рис.1).

Рис.1. Схема установки штангового скважинного насоса

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной под- веске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песоч- ного фильтра 1.

Штанговые скважинные насосы. ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненно- стью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твер- дых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией С.воды до 10 г/л и температурой до 130.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 2, 3).

Рис. 2. Насосы скважинные вставные.

1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок Штанговые скважинные насосные установки (УШСН)

Рис. 3. Невставные скважинные насосы.



1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 - ловитель.

У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапа- ном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плун- жер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающе- го клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, слож- ность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины не- обходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и Основы нефтегазового дела 120 НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посад- ками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опуска- ется на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только ко- лонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присо- единенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах . НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилин- дром изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение «С» - то есть с составным цилиндром) (табл.1).

Таблица 1. Группы посадок насосов

Группа	Зазор, мм
0	До 0,045
1	0,02-0,07
2	0,07-0,12
3	0,12-0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29-57 мм и 1,2 -6 м;

НСН 32-95 мм и 0,6-4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

0 - группа посадки;

12Ч100 - наибольшая глубина спуска насоса (м);

30Ч100 - длина хода плунжера (мм);

32 - диаметр плунжера (мм).

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно- поступательного движения плунжер-насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Вы- пускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м - для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной по- садки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые штанги (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на ба- рабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т. п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отво- да продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности (несовпадение осей штока и НКТ) сальникового штока с осью НКТ, ис- ключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.2).



Таблица 2. Модели станков-кочалок

Станок-качалка	Номинальная нагрузка На устьевом штоке ,кН	Длина устьевого штока ,м	Число качаний балансира, мин	Мощность электро-двигателя, кВт	Масса, кг
СКБ80-3-40Т	80	1,3/3,0	1,8/12,7	15/30	12000
СКС8-3,0-400	80	1,4/3,0	4,5/11,2	22/30	11900
ПФ8-3,0-400	80	1,8/3,0	4,5/11,2	22/30	11600
ОМ-2000	80	1,2/3,0	5/12	30	11780
ОМ-2001	80	1,2/3,0	2/8	22/33	12060
ПНШ 60-2,1-25	80	0,9/2,1	1,36/8,33	7,5/18,5	8450
ПНШ 80-3-40	80	1,2/3,0	4,3/12	18,5/22	12400

В шифре станка - качалки типа СКД, например, СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допус- каемая нагрузка Pmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент Mкр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2 кН·м).

Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной че- тырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипа- ми и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, то есть регулирование дискретное. Для быст- рой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на желе- зобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или пово- ротная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинно- го оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устье- вым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис.4). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Рис. 4. Станок-качалка типа СКД

1- подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение;12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изме- нения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вра- щения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (проти- вовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда Штанговые уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошип- ным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в по- даче электроэнергии. Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели се- рии АО и электродвигатели АО2 (рис.5) и их модификации АОП2.

Рис. 5. Электродвигатель АО2

Трехфазные общепромышленные асинхронные электродвигатели ремонтной серии АО2-9 с короткозамкнутым ротором закрытого исполнения предназначены для продолжительного режима работы от сети переменного тока. Электродвигатели предназначены для работы в составе привода различных механизмов от сети переменного тока: вентиляторов, насосов, дымососов, мельниц, дробилок, станков и других установок для нужд различных отраслей промышленности: нефтегазового хозяйства, ЖКХ, электростанций различного типа, сельского хозяйства и др. Электродвигатели изготавливаются для различных климатических зон, в т.ч. тропиков и севера. Электродвигатели имеют множество модификаций по способу монтажа, категории размещения, климатическому исполнению, электрическим и другим характеристикам, кроме того, по требованию заказчика, предприятие проводит доработку выпускаемых изделий до любых стандартных и нестандартных форм исполнения.



Рис. 6. Расшифровка обозначения двигателей

Таблица 3.

Тип двигателя	Мощность кВт	Напряжение В	Частота тока, Гц	Ток, А	Кпд, %	Частота вращения r.p.m.	Масса, кг	Степень защиты
АО2-90-4	55	220/380	50/60	166/96	93	1500	525	IP44
АО2-91-4	75	220/380	50/60	232	92,5	1500	525	IP44
АО2-92-4	100	220/380	50/60	306	93	1500	635	IP44
АО2-91-6	55	220/380	50/60	177	92,5	1000	520	IP44
АО-91-6	75	220/380	50/60	232	92,5	1000	625	IP44

IP44 - степень защиты от проникновения) -- система классификации степеней защиты оболочки электрооборудования от проникновения твёрдых предметов и воды в соответствии с международным стандартом IEC 60529 (DIN 40050, ГОСТ 14254-96). В данном случае код 44 обозначает что данные приборы защищены от твердых предметов и частиц имеющих диаметр ? 1 мм и влага защиту от брызг падающих на прибор в любом направлении.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускают- ся новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицирован- ный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

Однако при всех этих рабочих характеристиках и достоинствах у УШСН есть ряд определенных проблем и осложнений связанных с их эксплуатацией.

Осложнения обусловлены:

1) большим газосодержанием на приёме насоса,

2) повышенным содержанием песка в продукции скважины

3) наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий,

4) искривлением ствола скважины,

5) отложением парафина и минеральных солей,

Теперь рассмотрим методы борьбы с этими осложнениями:

1)Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насоса.

Попутный нефтяной газ выполняет полезную работу по подъёму жидкости с забоя на поверхность или хотя бы до приёма насоса. Однако значительное количество свободного газа на приёме насоса приводит к уменьшению подачи вплоть до срыва подачи - кратковременного или постоянного. Во избежание этого явления, в частности, осуществляется перепуск газа из за трубного пространства в нефтесборный трубопровод.

Периодический срыв подачи объясняется тем, что приток жидкости в скважину продолжается, уровень жидкости поднимается выше приёма насоса, давление у приёма возрастает, а наряду с этим цилиндр заполняется жидкостью вследствие утечек через зазор в плунжерной паре и в нагнетательном клапане. штанговый скважинный насос станок

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Основной из них - уменьшение газа содержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приёме и как следствие уменьшается объём свободного газа за счёт сжатия и большее количество газа растворено в нефти.

ГАЗОВЫЕ ЯКОРИ

Сепарацию газа на приёме насоса можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются на приёме насоса.

Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания пузырьков газа), а так же их сочетания.

В основном принцип их работы заключается в том, что при повороте струи ГЖС на 180 градусов и движении её в низ пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают, движутся вверх от приёма насоса и частично сепарируются в за трубном пространстве, а жидкость поступает на приём насоса существенно дегазированной.

Способы борьбы с вредным влиянием газа:

1)отвод затрубного газа или перепуск его в нефтесборную линию,

2)уменьшение вредного пространства насоса,

3)увеличение длины хода плунжера и уменьшение числа качаний чтобы не было выделения газа в корпусенасоса,

5)увеличение погружения насоса под динамический уровень,

6)установление насоса в кармане («зумпфе») скважины

2) БОРЬБА С ВРЕДНЫМ ВЛИЯНИЕМ ПЕСКА НА РАБОТУ НАСОСА

Отрицательное влияние песка в продукции глубинно-насосной скважины сводится к:

1.абразивному износу плунжерной пары и клапанных узлов.

2.образованию песчаной пробки на забое.

3.при малейшей не герметичности НКТ песок быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях.

4.песок усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривлённых скважинах.

Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом,

приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приёма насоса, что способствует ускорению образования забойной пробки, которая существенно ограничивает приток жидкости в скважину.

Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки песчаной пробки.

К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Основные методы эксплуатации пескопроявляющих скважин делятся на две группы:

· методы эксплуатации скважин с выносом песка на поверхность с пластовой жидкостью;

· методы предотвращения выноса песка из пласта в ствол скважины.

Первый является более затратным и подразумевает применение дорогостоящих насосных установок, различных видов песко- и шламоуловителей, что в конечном счете не приводит к значительному увеличению межремонтного периода (МРП) и к отказу от профилактических ремонтов скважин с промывками песчаных пробок и очистке ПЗП от мехпримесей.

Более эффективны методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых заложен принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются технические, технологические и химические методы крепления и удержания пород в призабойной зоне пластов и их комбинации:

· технические (механические): установка скважинных фильтров;

· химические: закачка в пласт различных закрепляющих реагентов;

· профилактические: очистка ПЗП, контроль за количеством взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации.

Высокую эффективность показал механический метод (как за рубежом, так и в отечественной промышленности) - применение скважинных фильтров. Но его применение возможно только на стадии бурения.

3) ОСОБЕННОСТИ ОТКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ВЫСОКОВЯЗКИХ ЭМУЛЬСИЙ

Осложнения в этих условиях вызваны силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также при движении жидкости в трубах и через всасывающий и нагнетательный клапаны .Вредное влияние

гидродинамических сил трения сводится к увеличению Рmax,

уменьшению Pmin и к.п.д. ШСНУ.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа/с может происходить«зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

Для уменьшения влияния вязкости применяют различные приёмы и технологические схемы добычи нефти:

1. Двух-плунжерные насосы,

2. увеличение диаметра НКТ,

3. тихоходный режим откачки

Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь

Подливом растворителя (маловязкой нефти или воды) в Затрубное пространство в объёме 15 % от 10 ч дебита добываемой нефти, подогревом откачиваемой жидкости или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

4) ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИСКРИВЛЁННЫХ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

В наклонно-направленных скважинах наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах и обрыва штанг. В таких скважинах целесообразно применение штанго вращателей, которые выполняют следующие функции:

медленное проворачивание колонны насосных штанг и плунжера на заворот, т.е. по ходу часовой стрелки, прикаждом ходе головки балансира с целью:

· предотвращения одностороннего истирания штанг муфт и плунжера и

· удаления парафина при использовании пластинчатых скребков.

Штанговращатель состоит из:

круглого зубчатого диска, закреплённого на устьевом штоке горизонтально, храпового механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой (или с балансиром - цепью); при каждом качании балансира трос натягивается и посредством храпового механизма поворачивает диск и - соответственно - штанги на один шаг зубчатого диска штанги делают один оборот зачисло качаний, равное количеству зубьев в диске по его периметру.

Для уменьшения износа трение скольжения штанг заменяют трением качения путём использования муфт-вставок, снабжённых роликами.

Режим откачки должен быть с большим S и малым n, т.е. «тихоходным».

С целью предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки-завихрители или используют плунжер-«пескобрей».

5) ДЛЯ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА ПРИМЕНЯЮТ ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ:

· Механический:

Наиболее распространенным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специальных скребков, чистящими элементами которых являются всевозможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.

Оптимальная периодичность пропуска по механической очистке нефтепровода определяется экономическими соображениями. Отложение парафина в нефтепроводе вызывает снижение пропускной способности и увеличивает убытки. Эти убытки возрастают с ростом интервала пропуска очистительных устройств. Механические чистки требуют определенное давление и скорость потока не менее 1,2 - 1, 5 м/с. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Обязательно должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода.

· Тепловой:

Практически каждый подземный ремонт скважин предполагает поднятие труб на поверхность с целью удаления из них парафиновых отложений посредством пропаривания ППУ.

Скважины, оборудованные ШГН, очищают от парафиновых отложений посредством тепловой энергии пара, который закачивают в затрубное пространство скважины. Пар разогревает трубы, парафин внутри НКТ расплавляется и появляется возможность его выноса наружу. При этом нагретой струей нефти расплавляется парафин и в выкидных линиях.

Другой способ очистки предполагает закачку в скважинуподогретой до 120°-150°C товарной нефти.

Для проведения тепловых обработок нефтяных скважин и другого нефтепромыслового оборудования используется специальная техника: парогенераторные установки (ППУА), предназначенные для вырабатывания пара, и агрегаты АДПМ.

· Химический, при котором парафин удаляется с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ)

А так же методом предотвращения отложения парафина применением хим продуктов, ингибирующих процесс формирования смоло - парафиновых отложений.

В общем случае любая группа способов борьбы с отложениями парафина может оказаться перспективной, если они основаны на использовании таких свойств взаимодействующих фаз, на которые легко воздействовать в необходимом направлении современными техническими средствами.

Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняютдруг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину -- очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные пинии с помощью удалителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления tпл, температуры кипения растворителя tк, температуры растворения.

Недостатки УШСН

К основным недостаткам относятся:

· ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);

· малая подача насоса;

· ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

· Большая металлоемкость наземного оборудования.

· Сложность обслуживания и ремонта наземного оборудования.

· Удаленность привода насоса (передача движения через колонну штанг).

· Упругая деформация колонны штанг и труб.

Но из всего выше перечисленного особое место занимает обрыв штанг так как на их обрыв влияют не только расчеты на прочность, но и осложненные условия эксплуатации перечисленные выше в частности оседание парафина на колоннах штанг что в свою очередь приводит к увеличению нагрузки на штанги выше расчетной в итоге колонна не выдерживает.

Хотя нельзя оставить без внимания и тот факт что металлоемкость наземного оборудования имеет такой большой объем что в свою очередь ведет к большим трудозатратам на проведение планового вынужденного и капитальных ремонтов. Тем самым увеличивая сложность обслуживания и стоимость проводимых работ.

Размещено на Allbest.ru

...