Штанговый насос для скважины


bw + bsl && x + aw — ah / 2 — cw >= bsl ) { c.style.left = x + aw — ah / 2 — cw; } else { c.style.left = x + ah / 2; } if (y + ch + ah / 2 > bh + bst && y + ah / 2 — ch >= bst ) { c.style.top = y + ah / 2 — ch; } else { c.style.top = y + ah / 2; } c.style.visibility = «visible»; }}} function msoCommentHide(com_id) { if(msoBrowserCheck()) { c = document.all(com_id); if (null != c && null == c.length) { c.style.visibility = «hidden»; c.style.left = -1000; c.style.top = -1000; } } } function msoBrowserCheck() { ms = navigator.appVersion.indexOf(«MSIE»); vers = navigator.appVersion.substring(ms + 5, ms + 6); ie4 = (ms > 0) && (parseInt(vers) >= 4); return ie4; } if (msoBrowserCheck()) { document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomanchor»,»background: infoba.


;.msocomtxt»,»width: 33%»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»background: infobackground»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»color: infotext»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»border-top: 1pt solid threedlightshadow»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»border-right: 2pt solid threedshadow»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»border-bottom: 2pt solid threedshadow»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»border-left: 1pt solid threedlightshadow»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»padding: 3pt 3pt 3pt 3pt»); document.styleSheets.dynCom.addRule(«.msocomtxt»,»z-index: 100″); } // —>

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м).


ШСНУ включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

maket1r12

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, 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 песочного фильтра 1.

Станок-качалка (рис. 13), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

maket1r13


Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (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 подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД табл. 4.

Таблица 4

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 ‑ наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент Мкр, max на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.


Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика

Нагрузка на шток. кН (тс)                                      60 (6)

Длина хода, м                                                         1,2¸2,5

Число двойных ходов в минуту                              1¸7

Мощность, кВт                                                         18,5

Масса привода, кг                                                    1800

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рис. 14).

maket1r14


Рис. 14. Устьевой сальник типа СУС1:

1 — нипель; 2 — накидная гайка; 3 — втулка; 4 — шаровая крышка; 5 ‑ крышка головки; 6 — верхняя втулка; 7 — нажимное кольцо; 8,10 ‑ манжеты; 9 — шаровая головка; 11 ‑ опорное кольцо; 12 — нижняя втулка; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройннк; 16 — болт откидной; 17 ‑ палец

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рис. 15).

maket1r15

Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.


Техническая характеристика АУШ 65/50 Х 14

Рабочее давление, МПа:

в устьевом сальнике СУС при работающем

   станке-качалке                                                                                           4

   при остановленном станке-качалке                               14

Условный проход, мм:

   ствола                                                                                                          65

   обвязки                                                                                                        50

Подвеска насосно-компрессорных труб                                       конусная

Диаметр подвески труб, мм                                                                       73

Присоединительная резьба                                                              Резьба НКТ

            (ГОСТ 632—80)

Диаметр устьевого патрубка, мм                                                            146

Габариты, мм                                                                               3452х770х1220

Масса, кг                                                                                                    160

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000-1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.


maket1r16

Рис. 16. Насосная штанга

Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из от-дельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 17) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП — для соединения штанг разного диаметра.

maket1r17

Рис. 17. Соединительная муфта:

а — исполнение 1; б — исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты — МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм2. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000¸11000 мм.


Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18¸20%, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

ШСН 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.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рис. 18):

maket1r18

Рис. 18. Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 — вставные с заулком наверху;

НВ2 — вставные с замком внизу;

НН — невставные без ловителя;

НН1 — невставные с захватным штоком;

НН2 — невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С — с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;


А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные:

в) по стойкости к среде:

без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л — нормальные;

И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л — абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп (табл. 5).

Таблица 5

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы — исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры — диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра — группу посадки.

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений: ЦБ и ЦС.

ЦБ — цельный безвтулочный толстостенный;

ЦС — составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов, выпускают плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов различных поверхностей.

Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:

ПХ1 — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ПХ2 — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П111 — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П211 — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях:

К — с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ — то же, с седлом и буртиком;

КИ — с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из нержавеющей стали.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С — вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б — вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б…И — то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТ…И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД1 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б — вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде. (рис. 19).

maket1r19

Рис. 19. Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б

1 – защитный клапан; 2 – упор; 3 – шток; 4 – контргайка; 5 – цилиндр; 6 ‑ клетка плунжера; 7 – плунжер; 8 – нагнетательный клапан; 9 – всасывающий клапан; 10 – упорный ниппель с конусом

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

ННБД1 — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения:

НП1С — невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С — невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б — невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде (рис. 20);

НН2Б…И — то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТ…И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ — невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

maket1r20.bmp

Рис. 20. Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б и НН2Б…И:

1 – цилиндр; 2 – шток; 3 – клетка плунжера; 4 – плунжер; 5 – нагнетательный клапан; 6 – шток ловителя; 7 – всасывающий клапан; 8 – седло конуса

Все насосы типа НН2 — одноплунжерные, одноступенчатые.

Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.

Замковая опора ОМ (рис. 21) состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.

Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней (15о) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 3¸3,5 кН.

maket1r21

Варианты крепления насосов приведены на рис. 22.

maket1r22

Рис. 22. Крепление вставных насосов

maket1r23

Рис. 23. Область применения ШСН Сураханского машиностроительного завода

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рис. 22). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ — в зависимости от типа и условного размера насоса.

Теоретическая производительность ШСН равна

Штанговый насос для скважины, м3/сут.,

где      1440 — число минут в сутках;

D — диаметр плунжера наружный;

L — длина хода плунжера;

n — число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Qt.

Отношение Штанговый насос для скважины, называется коэффициентом подачи, тогда Q = Qt an, где an изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть an >1. Работа насоса считается нормальной, если an =0,6¸0,8.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

an=ag×aус×aн×aуm,

где коэффициенты:

ag — деформации штанг и труб;

aус — усадки жидкости;

aн — степени наполнения насоса жидкостью;

aуm — утечки жидкости.

где ag =Sпл/S ,          Sпл — длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S     —           длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

Sпл=S — DS,                DS=DSш+DSт,

где      DS — деформация общая; S — деформация штанг; DSт — деформация труб.

aус =1/b

где      b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

Штанговый насос для скважины

где      Штанговый насос для скважины —    газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить aн.

Коэффициент утечек

Штанговый насос для скважины

где      g —    расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); a —  величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы

Штанговый насос для скважины,             (3.1.)

где      [ОП1]an —     начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса; T —     полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m —    показатель степени параболы, обычно равный двум; t —      фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.

Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

Штанговый насос для скважины,                       (3.2.)

где      tp —       продолжительность ремонта скважины; Bp ‑ стоимость предупредительного ремонта; Bэ —          затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая Bp.

Подставив tмопт вместо t в формулу (3.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом anопт.

Если текущий коэффициент подачи anопт станет равным оптимальному anопт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит

Штанговый насос для скважины.

Анализ показывает, что при Bp/(Bэ×T)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15¸20%, а при очень больших значениях Bp/(Bэ×T) она приближается к 50%.

Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

1 Методы машинной графики — лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». 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 станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ — 4310СК.

Источник: studizba.com

Глубинные штанговые насосы.

Скважинный штанговый насос представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами длинным проходным плунжером (Рис.49). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в цилиндр штока, т.е это насос дифференциального действия.

По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора — с неметаллической рабочей поверхностью плунжера. И те и другие, в свою очередь, делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр спускается на трубах, а плунжер и клапаны — на штангах. Другие полностью спускаются в скважину на штангах, и их цилиндр закрепляется в нижней части труб замком.

По конструкции захватного устройства для съема всасывающего клапана трубные насосы бывают с захватным штоком (см. рис. 49,а) и специальным захватом (см. рис. 49, б).К основным параметрам насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов и их основные параметры установлены ГОСТом. ГОСТом установлены также семь схем насосов: НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2, НСНА, НСВГ и НСВД. Кроме того предусмотрены две схемы насоса по конструктивному исполнению — НСВ1Б и НСН2Б

(с безвтулочным цилиндром).

Рассмотрим схемы и конструктивные особенности некоторых насосов широкого применения.

Штанговый насос для скважиныШтанговый насос для скважины

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер

Штанговый насос для скважины

Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

а -невставной насос с штоком типа НГН-1;

б -невставной насос с ловителем типа НГН-2;

1 — нагнетательные клапаны, 2 — цилиндры, 3 — плунжеры; 4 — патрубки-удлинители, 5 — всасывающие клапаны, 6 — седла конусов, 7 — захватный шток, 8 — второй нагнетательный клапан, 9 — ловитель, 10 — наконечник для захвата клапана;

в — вставной насос типа НГВ-1: 1 — штанга, 2 — НКТ, 3 — посадочный конус, 4 — замковая опора, 5 — цилиндр, 6 — плунжер, 7 — направляющая трубка

довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство — замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Лекция

Общая характеристика насосов. На рис. 10.2 показаны принципиальные схемы невставных (рис. 10.2, а, б) и вставного (рис. 10.2, в) насосов.

Как видно из рисунка (см. рис. 10.2, а), в НГН-1 всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом. Однако наличие длинного штока не позволяет установить в нижней части плунжера второй нагнетательный, клапан для уменьшения вредного пространства и повышения надежности работы насоса. Кроме того, наличие штока внутри плунжера ограничивает ход последнего, и в насосах этой конструкции он не превышает 1 м.

В насосах НГН-2 (см. рис. 10.2, б) — два нагнетательных клапана. Это существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У этих насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется специальный ловитель 9, которым захватывается шток 10. После спуска плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана на конус поворотом штанг ловитель разъединяется от штока, и плунжер может производить возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра величиной хода. Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо ловителем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом штанг по часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли конуса неудачна, то насосные трубы приходится поднимать вместе с жидкостью, что сильно осложняет работу бригады текущего ремонта.

Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема всасывающего клапана.

Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры цилиндров, мм:

НГН-1 — 28; 32; 43; 55; 68;(НН)

НГН-2 — 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;(НН)

НГВ-1 — 28; 32; 38; 43; 55; 68.(НВ)

Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1 — 2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр может доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием как плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их реставрации на заводах или в мастерских.

Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 — от 2 до 7, что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2 — от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 — от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработанной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать необходимую точность.

Конструктивно вставные насосы несколько сложнее невставных.

Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки:

Группа посадки ………….. 1 II III

Зазор, мкм ……..………… 20 — 70 70 — 120 120 — 170

Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой жидкости.

Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных труб стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность — полированная хромированная. Плунжеры бывают гладкие (рис. 10.3, а), с кольцевыми канавками (рис. 10.3, б), с винтовой канавкой (рис. 10.3, в) и типа «пескобрей» (рис. 10.3, г).

Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что означает: насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим резиновые кольца (Р).

Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами, то к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б означает безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером разработаны в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.

Клапаны насоса (рис. 10.4, 10.5). Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под действием столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью (песок) и при наличии коррозионной среды.

На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 — товарный знак завода-изготовителя, 2 — заводской номер насоса, 3 — шифр насоса, условный диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина спуска, 4 — год выпуска насоса.

Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например, НГН2-43-4200-II-П-120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы пригонки с плунжером типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12 МПа). Все насосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех технических данных.(НН2Б-43-42—12-2-П)

Штанговый насос для скважины

Рис. 10.3. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов

Штанговый насос для скважины

Рис. 10.4. Клапанные узлы: а — нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

б — всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

1 — клетка клапана; 2 — шарик; 3 — седло клапана; 4 — ниппель или ниппель-конус Штанговый насос для скважины

Рис. 10.5. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата

штока всасывающего клапана: 1- 3 — см. рис. 10.4; 4 — корпус ловителя; 5 — ловитель

Необходимо также указать на существование специальных насосов, спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но малого диаметра (48 — 60 мм). Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов других типов и назначений, например для раздельной добычи нефти.

Трубные скважинные невставные насосы (НСН) выполняют двух типов— НСН1 и НСН2. Насос НСН1 (см. рис. 49, а) состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служащего для съема вса­сывающего клапана с его посадочного конуса и подъема клапана на поверхность вместе с плунжером. Цилиндр остается подвешен­ным на трубах. Нагнетательный клапан находится в верхней ча­сти плунжера. На данном рисунке показано нижнее положение плунжера при рабочем ходе. Подъем на поверхность всасывающего клапана удобен и прост. Но наличие штока в конструкции создают большое мертвое пространство VMв цилиндре насоса, что является причиной плохой работы насоса даже при небольшом газосодержа­нии в жидкости. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить мертвое пространство в насосе. Для этого нагнетатель­ный клапан переносят в нижнюю часть плунжера и применяют спе­циальный захват 7 и крестовину 8 для съема всасывающего клапана (см. рис. 49, б). Насос такой конструкции имеет шифр НСН2. Его преимущество — небольшое мертвое пространство VMв цилиндре насоса, что улучшает работу насоса при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват и подъем на поверхность всасывающего клапана обычно трудоемкая и не всегда успешная операция.

Вставной насос (НСВ) имеет следующую конструкцию (рис. 50). Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ /, в которой установлено седло-конус.3 для посадки вставного насоса. Конус иногда имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способствуют удержанию насоса на месте в начале работы при ходе плунжера вверх. К достоинствам насоса относится то, что при его смене все части поднимаются на штангах. Плунжер, имеющий нагнетательный клапан в нижней своей части, создает малое мертвое пространство. Но, поскольку насос спускается в НКТ, он имеет меньший диаметр плунжера, чем трубный насос, спускаемый с теми же НКТ. Это ограничивает подачу вставного насоса, а также снижает скорость жидкости в НКТ. Последнее важно при отборе жидкости с песком, так как вынос его будет хуже. Однако обратный клапан 2 предохраняет от попадания песка в цилиндр при остановках насоса.

Современные вставные насосы типов НВ1 (с установочным замком в верхней части насоса) и НВ2 (с замком внизу) выпускаются по отраслевому стандарту со сдвоенными впускными и сдвоенными выпускными клапанами. Такое дублирование клапанов принято потому, что вставные насосы предназначены для спуска на большую глубину, чем трубные.

Лекция

Подача насоса и коэффициент наполнения.

Скважинный штанговый насос работает под динамическим уров­нем жидкости в скважине. Погружение обусловлено в основном количеством свободного газа в жидкости у приема насоса и необ­ходимостью повысить коэффициент его наполнения. некоторых случаях насос имеет на приеме газосепаратор, отводящий свободный газ в затрубное пространство выше приема насоса. Но и в этом случае необходима определенная глубина погружения, так как гидравлические сопротивления во всасывающей системе насоса велики, а чрезмерное снижение давления в цилиндре насоса вызы­вает выделение растворенного в нефти и воде газа и образование паров нефти или воды (в зависимости от того, что перекачивают).

Насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют щеле­вое уплотнение между ними. По условиям работы насоса без закли-нивэния в некоторых случаях зазор между плунжером и цилинд­ром значителен. При этом на показатели работы насоса сущест­венно влияют утечки жидкости через зазор.

С учетом влияния газа и утечек необходимо определить коэффи­циент наполнения нового насоса, имеющего установленный при изготовлении зазор между плунжером и втулками и герметичные клапаны.

Коэффициент наполнения насоса отражает полноту заполнения насоса жидкостью при ходе плунжера вверх. Он равен отношению объема жидкости, поступающей в насос во время всасывания, к объему, освобождаемому плунжером в цилиндре за ход вверх.

ηнапг·ηвс.к.·ηн.кл.·ηут =Штанговый насос для скважины

гдеШтанговый насос для скважины— коэффициенты, отражающие уменьшение наполнения насосного цилиндра в зависимости от: ηг — содержания газа в откачиваемой жидкости; ηвс.к и ηн.кл — утечек жидкости из полости через всасывающий клапан и перетока жидкости из полости нагне­тания в полость всасывания у нагнетательного клапана за время посадки в них шариков на седло соответственно; ηут — перетока жидкости из полости нагнетания в полость всасывания по щели между плунжером и цилиндром.

Время посадки шариков клапанов в седла невелико по сравнению со временем движения плунжера вверх и вниз, герметичность новых клапанов хорошая. Поэтому и утечки жидкости в клапанах незначительны. Ими обычно пренебрегают, т.е ηвс.к.=1,·ηн.кл=1

Поэтому

ηнапг·ηут

Штанговый насос для скважины

При известных диаметре плунжера, числе его ходов и длине хода подача насоса в секунду будет

QФ=F·Sпл nШтанговый насос для скважины·ηнап

-фактическая подача в мин.

где- b— объемный коэффициент смеси, равный отношению объема жидкости в пласте к объему дегазированной жидкости в трапе при атмосферном давлении; п — число ходов плунжера, с-1.

Подача насоса в сутки определяется с учетом того, что всасывание происходит только при ходе плунжера вверх.

ηут=Штанговый насос для скважины

где Qж-количество жидкости поступившей в полость всасывания.

Расчет ηг начинают с определения количества свободного газа у приема насоса и поступившего в цилиндр.

Объем свободного газа на ед. объема жидкости у приема насоса

Г1=Штанговый насос для скважины

Здесь G — газовый фактор, м33; αг — коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3• МПа); рпр— давление у приема насоса, МПа; n — объемное содержание воды в жидкости, доли единицы.

В цилиндр насоса поступает часть этого газа за счет сепарации газа на приеме насоса. При приемном фильтре насоса, имеющем отверстия в боковой поверхности, объем части газа (в долях единицы) поступающего в насос, можно определить по следующей зависимости:

R=Штанговый насос для скважины

Здесь Штанговый насос для скважины— средняя скорость движения газа относительно жидкости (скорость всплытия пузырьков);Штанговый насос для скважины— площадь поперечного сечения зазора между эксплуатационной колонной и диаметром фильтра насоса;Qж пр— объем добываемой жидкости при условиях на приеме насоса (с учетом объемного коэффициента нефти).

Средняя скорость всплытия пузырьков газа в девонских нефтях рекомендуется брать при обводненности меньше 0,5 равной 0,02 м/с, при обводненности больше 0,5 — равной 0,17 м/с.

Количество газа, поступающего в цилиндр насоса,

Г=Г1R

Тогда коэффициент наполнения в зависимости от наличия газа в жидкости будет

ηг=Штанговый насос для скважины,

где –отношение объема вредного пространства к теоретическому объему m=Qвр/Qтеор

Однако в этом упрощенном методе расчета не учтены давление в цилиндре насоса, характеристика смеси нефти, воды и газа и пр.Более точный расчет: Л.Г.Чичеров,Нефтепромысловые машины и механизмы,стр 161-164.

Подача насоса и коэффициент подачи.

Теоретическую подачу глубинной установки определяют при предположении, что утечек жидкости в клапанах и зазоре плунжер-цилиндр нет, жидкость несжимаемая а все элементы установки недеформируемы.

В этом случае теор.подача за время двойного хода насоса одинарного действия :

Qт=Штанговый насос для скважины

Где D-наружный диаметр плунжера;

L-длина хода .

При ходе вверх подача составит:

Штанговый насос для скважины

d-диаметр штанг.

При ходе вниз: Штанговый насос для скважины=Штанговый насос для скважины

Минутная и суточная подача составит: Qт=Штанговый насос для скважины: Qт=Штанговый насос для скважины

где n-число двойных ходов в минуту.

Действительная подача меньше теоретической по причине :

а)потери жидкости в насосе

-утечки через зазор плунжер-цилиндр

-утечки у всасывающих и нагнетательных клапанов

-сжимаемость жидкости, обусловленный наличием газа.

-отставание жидкости от плунжера при наполнении полости насоса.

б)Потери обусловленные конструкцией установки:

-утечки через муфтове соединения.

-деформация колонных штанг и НКТ при работе насоса.

Штанговый насос для скважиныQф=FШтанговый насос для скважины

где η- коэф подачи

Количество жидкости протекающей через зазор плунжер-цилиндр

Штанговый насос для скважины

Где e-радиальный зазор ,см

v-кинематическая вязкость , см/сек

g-ускорение свободного падения

Штанговый насос для скважины— напор создаваемый насосом.

L-длина плунжера (контакта плунжер-цилиндр),м.

Если ось плунжера смещена относительно оси цилиндра то утечки увеличиваются примерно в 2.5 раза.

Газ поступающий вместе с жидкостью в цилиндр в свободном или растворенном состоянии , уменьшает коэффициент наполнения и может привести к блокировке насоса, поэтому применяются газовые якори направляющие газ в зазор между НКТ и обсадные трубы.

Отставание жидкости от плунжера при его ходе вверх обусловлено гидравлическим сопротивлением клапана потоку жидкости и ее вязкостью.

Лекция

Деформация колонны штанг и труб при работе приводит к уменьшению коэффициента подачи т.к реальный ход плунжера меньше длины хода точки подвеса штанг. Фактическая длина хода плунжера м.б определена либо замером изношенной части цилиндра после подъема наоса, либо расчетным путем. Для определения величины упругих деформаций штанг и труб динамическими нагрузками , которые по сравнению со статическими очень малы можно пренебречь.

1.При начале движения колонны штанг вверх нагнетательный клапан закрывается в результате чего нагрузка от веса столба жидкости Pж, находящегося над плунжером перестает действовать на трубы и перераспределяется на штанги. При этом штанги начинают растягиваться, а плунжер начнет двигаться только тогда когда верхняя точка штанг переместиться на величину деформации Штанговый насос для скважиныпод действием силыPж :

По закону Гука : Штанговый насос для скважины

Где l-глубина подвески насоса (штанг).

Штанговый насос для скважинымодуль упругости материала штанг и площадь поперечного сечения штанг.

Плунжер не дойдет до верхней точки на величину Штанговый насос для скважины.

При ходе штанг вниз нагнетательный клапан откроется всасывающий закроется и усилие Pж будет приложено к нижней части труб, удлинение которых будет:

Штанговый насос для скважины

Штанги не дойдут до нижней точки на величину Штанговый насос для скважины

Т,О деформация штанг и труб уменьшает длину хода плунжера относительно цилиндра. Реальная длина хода:

Sпл =SА –(Штанговый насос для скважиныилиSпл =SАШтанговый насос для скважины

При заякоренном насосе расчет реального хода должен вестись при условииШтанговый насос для скважины=0

Пи ходе штанг вниз на них действует сосредоточенная у плунжера осевая сила, направленная вверх Pс. Эта сила вызвана сопротивлением потоку жидкости в нагнетательном клапане и трением плунжера о цилиндр Сила Рс вызывает сжатие и продольный изгиб нижней части штанг. Если же силы не уравновешиваются утяжеленным низом штанг то соответствующая деформация уменьшающая длину ход плунжера:

: Штанговый насос для скважины

А уменьшение длины хода за счет изгиба штанг равно:

Штанговый насос для скважины

где ℓсж = Рс/qш — длина сжатой части колонны штанг.

Rc-радиус спирали по которой изогнута сжатая часть колонны.

Штанговый насос для скважины

Штанговый насос для скважины-диаметры труб(внутренний)

I-момент инерции (осевой) попер. сечения штанг.

qш -вес 1 м штанг в жидкости.

Если осевая сила Pc<10kH то используют более простую ф. А. Лубинского

λ из = Штанговый насос для скважины

Тогда длина хода плунжера определяется по формуле:

Sпл =SАШтанговый насос для скважины λ из = SА –λ

Кроме статических сил на штанги действуют также инерционные силы. В начале хода плунжера вверх они увеличивают деформацию штанг, но в конце хода плунжера вверх низ штанг и плунжер по инерции проходят дополнительное расстояние.

А. С. Вирновский дал несколько зависимостей для определения длины хода плунжера при деформации штанг с учетом статических и инерционных сил. Для 2-х степенчатой колонны штанг без учета сопротивления движения штанг в вязкой жидкости:

Штанговый насос для скважины,гдеШтанговый насос для скважины— критерий подобия режимов работы установок ШСН;fш1и fш2— пло­щадь сечения штанг 1-ой(верхней) и 2-ой(нижней) ступени.

Для одноразмерной колонны штанг:

Sпл=Штанговый насос для скважины

-для вязкой жидкости, гдеШтанговый насос для скважины а — скорость распространения волн в металле колонны штанг; bконстанта трения, обычно равна 0,2—1 с-1;

Без учета вязкости жидкости:

Штанговый насос для скважины

1.Производительность Qф по формуле А.М.Юрчука

Штанговый насос для скважины

2.Производительность Qф по ф. Адонина А.Н.

Штанговый насос для скважины

Штанговый насос для скважины

Штанговый насос для скважины

Штанговый насос для скважины

Штанговый насос для скважины

3.Qт=Штанговый насос для скважины

Лекция

Источник: studfile.net


Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.