автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Повышение эффективности эксплуатации СШНУ в наклонно-направленных скважинах за счет уточнения методик расчета и подбора штанговых колонн

1111111111111111

0034Э1353

На правах рукописи

РЕНЕВ ДМИТРИЙ ЮРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ ЗА СЧЕТ УТОЧНЕНИЯ МЕТОДИК РАСЧЕТА И ПОДБОРА ШТАНГОВЫХ КОЛОНН

Специальность 05.02.13. - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 4 ФЕВ 2010

Москва 2010

Работа выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва

Научный руководитель:

- кандидат технических наук, доцент Сабиров Альберт Азгарович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Молчанов Александр Георгиевич, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

кандидат технических наук, Николаев Николай Михайлович ОАО «РИТЭК»

Ведущая организация:

ООО «ПермНИПИнефть»

Защита состоится «25» февраля 2010 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.07 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г.Москва, Ленинский проспект 65, ауд.612.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина Автореферат разослан « 25» января 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Э.С.Гинзбург

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

На сегодняшний день в условиях, когда формирование благосостояния России напрямую зависит от добычи энергоресурсов, очень большее значение приобретает добыча нефти, однако большая часть известных крупных месторождения открыта еще в 50-70-е годы прошлого столетия. Значительная часть разрабатываемых месторождений находится уже в четвертой стадии разработки, характеризующейся постоянным ростом обводненности добываемой продукции. Одновременно с ростом механизированного фонда скважин, значительно увеличиваются затраты на поддержание их работоспособности.

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» из-за неблагоприятных геолого-технических условий, происходит постоянное снижение дебитов добывающих скважин, при этом наиболее выгодным способом извлечением нефти из недр становятся скважинные штанговые насосные установки. В этих установках насосные штанги остаются одним из наиболее слабых звеньев, на долю их отворотов и обрывов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приходится более 20% всех отказов. Насосные штанги работают в сложных условиях, при работе на них воздействует множество факторов, таких как: силы механического и гидродинамического трения, коррозионные среды, циклические, вибрационные, инерционные, изгибающие нагрузки. Анализ промысловых данных позволяет сделать вывод о том, что число отказов насосных штанг в наклонно-направленных скважинах в 1.5 раза больше, чем в вертикальных или незначительно искривленных. Увеличение числа отказов в первую очередь объясняется сложнона-пряженным состоянием штанг (одновременное действие растягивающих, изгибающих и касательных напряжений) и их износом.

Расчет штанговых колонн по известным расчетным методикам (по приведенным напряжениям) чрезмерно упрощены и не полностью учитывают условия работы штанг в наклонно-направленных скважинах. Поэтому создание современной методики расчета колонны штанг, учитывающей влияние изгибающих нагрузок в наклонно-направленных скважинах, которая позволит правильно подобрать количество и интервалы расстановки центраторов на колонне штанг, в том числе - на участках набора кривизны, является задачей актуальной, имеющей промышленную ценность.

Цель работы

Целью настоящей работы является уточнение методики расчета и подбора колонны штанг, позволяющей повысить эффективность эксплуатации СШНУ в наклонно-направленных скважинах. Задачи исследования:

1. проанализировать отказы колонны штанг;

2. проанализировать существующие методики расчета колонны штанг;

3. разработать математическую модель работы колонны штанг с учетом изгибающих нагрузок, возникающих в наклонно-направленных скважинах;

4. разработать методику определения оптимального количества центраторов на одну штангу и интервалов установки центраторов на штанговую колонну на участках набора кривизны скважины;

5. проанализировать причины коррозионно-усталостного разрушения тела насосной штанги и результаты стендовых испытаний насосных штанг на коррозионную усталость;

6. проанализировать эффективность влияния методов поверхностного пластического деформирования на коррозионно-усталостную прочность насосных штанг;

7. провести в промысловых условиях испытания результатов внедрения исследований, а именно - внедрение на искривленных участках наклонно-направленных скважин насосных штанг, оборудованных центраторами, выбрать и провести ремонт насосных штанг в соответствии с наиболее эффективными методами поверхностного пластического деформирования.

Научная новизна

Разработана математическая модель и методика, которые позволяют рассчитывать напряжения в колонне штанг с учетом изгибающих нагрузок, возникающих в наклонно-направленных скважинах.

Практическая значимость полученных результатов Разработана новая методика расчета оптимального количества центраторов и интервалов установки центраторов на штанговую колонну на участках набора кривизны скважины.

Использование результатов работы позволило на 21 подконтрольной скважине увеличить среднюю наработку на отказ до 908 суток, что на 250 суток больше, чем на скважинах, оборудованных штанговыми колонами, составленными по старым методикам.

Использование упрочненных насосных штанг, оснащенных скребками-центраторами 6/5 (6- подвижных, 5- неподвижных), изготовленных по разработанным рекомендациям в ЗАО «Мотовилиха-нефтегазмаш», позволило достигнуть наработки на отказ до 784 суток.

Использованная методика расчета колонн насосных игганг с учетом изгибающих нагрузок позволила уточнить интервалы установки центраторов и оптимальное их количество на 1 штангу. Использование методики позволило снизить обрывность на интервалах искривления скважин.

Исследование причин разрушения насосных штанг и методов поверхностного пластического деформирования позволили выбрать наиболее эффективный промышленный метод ремонта насосных штанг с использованием поверхностного пластического деформирования дробеструйным наклепом. Практически все отремонтированные насосные штанги на Очерском машиностроительном заводе прошли промысловые испытания и показали высокую надежность.

За период 2006 по 2009гг. на подконтрольных скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» были получены следующие результаты:

■ на 3% увеличилось количество добытой нефти;

■ обрыв штанг сократился на 23.8%;

■ снизилось число сложных ремонтов на 23.5%.

Апробация работы

По результатам работы были сделаны доклады на «IV-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Лукойл», г.Калининград, 2004 г.; VII Конференции молодых ученых и специалистов организаций Группы "ЛУКОЙЛ", г. Бургас, Болгария, 2007. Конкурсе молодых ученых и специалистов ОАО «Лукойл» на лучшую научно-техническую разработку» при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; 2007 г.; «6-ой Всероссийской конференции

молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России», при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; 2005 г.; 59-ой межвузовской научной конференции "Нефть и газ-2005" при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; 2005 г.; 60-ой межвузовской научной конференции "Нефть и газ-2006" при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; 2006.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 4 печатных работах, опубликованных в журналах, рекомендованных ВАК и в пяти сборниках тезисов научных конференций.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов, списка использованной литературы из 90 наименований. Работа содержит 142 страницы печатного текста, 4 приложения, 71 рисунок и 24 таблицы.

Основное содержание работы.

Во введении определена актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи работы.

Первая глава посвящена анализу современной ситуации в работе механизированного фонда скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», проведен анализ состояния добычи нефти и структура запасов, анализ отказов штанговых колонн, выявлены основные места отказов насосных штанг, рассмотрен характер разрушения насосных штанг, рассмотрена актуальность выбранной теме диссертации, определены цели и задачи исследования.

Промышленная эксплуатация месторождений в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» началась в 1964-1965 годах. На 01.10.09 действующий нефтяной фонд составлял 5261 скважину. Основная добыча осуществляется при помощи механизированного способа - ШСН и ЭЦН (дебиты по жидкости и нефти соответственно С?ж=96.8% и (2н=93.7%).

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводятся расследовании всех преждевременных отказов глубинно насосного оборудования. Структура преждевременных отказов приведена на рис. 1, 2.

Рис. 1. Структура преждевременных отказов за 2007г.

Рис.2 Структура преждевременных отказов С1ЯНУ за 2007г.

89

118

50

39

93

116

38

31

Обръш вт. Опорет

О20 0 7г

Кор рома АСПО-т»др»т Засорси

Анализ данных показывает, что одной из основных причин преждевременного выхода из строя СШНУ является отказы штанговых колонн, поэтому повышение надежности работы колонны штанг является актуальной задачей.

Одним из основных показателей для нефтедобывающего предприятия является средняя наработка на отказ глубиннонасосного оборудования. С 2000 г. по предприятию наблюдается стабильный рост наработки, и на 1 января 2007 года средняя наработка на отказ составила 720 суток. Однако, одной из важных причин, сдерживающих ее рост, являются отказы насосных штанг.

В результате проведенного анализа типов изломов штанг и соединительных муфт определено, что причиной их разрушений стала усталость металла, вызванная циклической нагрузкой. Признаками усталостного разрушения обладают все объекты, поступившие для исследования. Выявлены следующие характерные виды разрушения штанг:

- Типичная коррозионная усталость, обычно с одним очагом зарождения трещины без интенсивного коррозионного повреждения поверхности. Как правило, наблюдается вблизи головок или центраторов.

- Коррозионная усталость в области интенсивного коррозионного повреждения поверхности.

- Усталостное разрушение в ниппеле по резьбе или галтели.

- Усталостное разрушение от металлургических, технологических или эксплуатационных дефектов.

Таким образом, основной причиной выхода из строя основных элементов штанговой колонны является коррозионная усталость.

Из анализа данных следует, что наиболее часто наблюдаются обрывы штанг по их телу, причем превалируют разрушения от типичной коррозионной усталости, как правило, с одним очагом зарождения трещины без заметных дефектов поверхности штанги.

Вторая глава посвящена теоретическому исследованию напряженного состояния штанговых колонн в наклонно-направленных скважинах.

Нагрузка, действующая на насосные штанги в процессе работы насосной установки, имеет сложный характер и складывается из следующих компонентов:

1. статические нагрузки веса штанг, жидкости и силы трения пары «плунжер-цилиндр» и «штанги - трубы»;

2. силы инерции движущихся масс штанг и жидкости;

3. ударные (вибрационные) нагрузки, как результат несоответствия скоростей движения плунжера и жидкости;

4. изгибные напряжения, действующие на колонну насосных штанг в наклонно-направленной скважине.

Рассмотренные методики подбора насосных штанг (Адонина А.Н., Вирновского A.C., Уразакова K.P., Грабовича В.П., МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, и ряда других) позволяют довольно точно определить первые четыре компонента нагрузок действующих на насосные штанги, однако расчет изгибных напряжений в штанговых колоннах является сложной математической задачей и обычно не используется в расчетах при конструировании штанговой колонны. То есть данными нагрузками часто просто пренебрегают. Анализ отказов штанговых колонн, работающих в условиях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», показал, что отсутствие последней составляющей нагрузки приводит к заниженным значениям расчетных напряжений и не позволяет получить точную картину напряженного состояния насосных штанг.

В связи с этим для расчета колонны насосных штанг в наклонно-направленной скважине с учетом изгибающих усилий создана уточненная математическая модель поведения колонны насосных штанг.

В рамках данной модели штанговая колонна рассматривается как тяжелый упру-

с1 <1

гии стержень диаметром 1, помещенный в искривленныи канал диаметром ',

заполненный вязкой жидкостью (рисунок 3).

Начало координат находится в верхнем сечении канала. Ось х криволинейной системы координат совпадает с осью канала и направлена вниз. Диаметр этого канала на несколько порядков меньше радиуса кривизны оси канала и соизмерим с диаметром стержня. Будучи ограниченным стенками этого канала, стержень имеет возможность двигаться только вдоль его оси. Верхний конец стержня совершает периодическое движение по заданному закону, а на нижнем - приложена сила, зависящая от направления его движения:

Г ^ при 1%<0; Рв^Р^.РЛ при ^=0, I РЛат ПрИ ,%>0.

Р > Р

ир (1о*П

Со стороны жидкости на стержень при его движении действуют силы вязкого сопротивления. Величина этих сил на единицу длины (с учетом знака) может быть вычислена по формуле

(2)

у

где

41п т

I 2 Л 41пт V" +1/+~Г~7~4

т -1 [т2 +1)|пш-(т2 -1)

\6Qii (тг +1)— 21пти ' й)"(т2 +1)1пот-(ш2-1)

. т . (2-1)

(2-2)

где ^^ - составляющая, связанная с движением жидкости внутри канала, С„ - коэффициент гидродинамического сопротивления.

Между стержнем и стенками канала возникают силы прижатия и связанная с ними сила Кулонова трения. Силы прижатия стержня к стенкам канала qn зависят от его текущего напряженно-деформированного состояния, направлены перпендикулярно оси стержня и не имеют осевой составляющей. Величина этой силы на единицу длины определяется по формуле:

9„=д|| ?5ШI (3)

Вдоль оси стержня действует сила трения скольжения, направленная против движения. Величина силы трения на единицу длины при скольжении равна

?/о =/Ы

(4)

где Г- коэффициент трения.

При продольном сжатии стержень находится в состоянии Эйлеровой неустойчивости. Однако, будучи ограниченным стенками канала, стержень переходит в новое устойчивое состояние и принимает винтовую форму. В этом случае соотношение между продольной силой и продольной деформацией остается линейным, но с другой жесткостью, чем при растяжении, определяемой по формуле:

N =Е

ед

КА 41,

Здесь е - продольная деформация, I - момент инерции поперечного сечения стержня, г -с1\

зс 2 у ' > - радиус цилиндра, образуемого осью стержня при продольном

изгибе. Зависимость силы прижатия от продольного усилия при этом будет квадратичной:

ч" = шМ'\ (6)

Влияние гидростатического давления на стержень учитывается следующим образом. Делается предположение, что прочность материала не зависит от среднего напряжения. Кроме того, главный вектор и главный момент системы сил, соответствующей наложению всестороннего давления, на участок стержня, равны нулю. Поэтому, прочность, устойчивость и сила прижатия к стенкам канала участка стержня, подвергающегося действию на его боковую поверхность давления рг, при продольной силе N. эквивалентны прочности, устойчивости и силе прижатия для стержня, не подвергающегося действию давления, но при эквивалентной продольной силе:

МЧ=М + Р/А (7) )

где А - площадь поперечного сечения стержня на рассматриваемом участке. Деформация участка штанги состоит из объемной деформации и деформации от приложения эквивалентной силы Ыеч. На наклонных участках на стержень действует архимедова сила, которая влияет на силу его прижатия к стенкам канала.

Основные трудности при расчете напряженно деформированного состояния такой системы возникают в связи с наличием в ней таких нагрузок, как сила трения и сила, действующая на нижний конец стержня. Для подобных систем одной из наиболее корректных является постановка задачи в виде вариационных и квазивариационных неравенств.

Вариационная формулировка задачи об определении динамического напряженно-деформированного состояния колонны имеет следующий вид: найти поле перемещений и(0, удовлетворяющее динамическому квазивариационному неравенству:

и

(рАЩх - (С„ф> -1$+ а(и, V - + Ф, ^ 60- Ф,^ >/(V - гф Vv е £/,

.е Ж) е ТГ (8)

начальным условиям для и и мк и такое, что .

Здесь и - пространство кинематически возможных скоростей (рАШр) — _ МОщНОСТЬ сил инерции, (С 1&у-гЙ

\ "г _ мощность сил вязкого сопротивления,

а(и,у — _ МОщНОСТЬ упругих сил в колонне,

ф«, М-Ф„ («4

<.<?* _ мощность сил сопротивления в насосе и кулонова трения,

мощность постоянных внешних сил, действующих на колонну (сила тяжести, архимедова сила).

Разработанная программа численного решения задачи о напряженно деформированном состоянии колонны позволяет учитывать такие факторы, как:

• зависимость силы, действующей на нижний конец колонны, от направления его движения (возникающая вследствие работы клапанов насоса);

• действие на боковую поверхность штанг сил трения о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ);

• действие на боковую поверхность штанг сил вязкого сопротивления со стороны протекающей по НКТ жидкости;

• сжимаемость жидкости в цилиндре насоса и податливость НКТ;

• реальный пространственный профиль скважины;

• фактический закон движения точки подвеса колонны.

В процессе расчета строилась теоретическая динамограмма штанговой установки, которая сравнивалась с реальной динамограммой, снятой при «нормальной» работе. Методом последовательного приближения проводилась корректировка входных параметров: средней вязкости откачиваемой жидкости, коэффициента трения штанг о НКТ, усилия на плунжер при ходе вверх и ходе вниз.

Методика уточнения параметров модели отработана на 20 скважинах, работающих в различных условиях

Для каждой скважины использовался ее профиль, исходные данные, экспериментальные динамограммы (рис. 4), а также теоретические динамограммы при

различных значениях вязкости, коэффициентов трения и давлений на выходе насоса (рис. 5).

Для исправных насосных установок теоретические и экспериментальные дина-мограммы при надлежащей корректировке входных параметров хорошо согласуются между собой. Результаты показали, что предлагаемая математическая модель может быть использована для уточненного расчета усилий, возникающих в различных сечениях штанговой колонны.

/

/ : ! ......./ * /

/

Рис. 4. Реальная динамограмма

Рис. 5. Расчетная динамограмма

На рисунке 6 показаны зависимости приведенных напряжений от продольных усилий для различных значений кривизны оси скважины.

орг

Рис. 6 Зависимости приведенных напряжений от продольных усилий

°РГ -приведенные напряжения, Па Ртах . продольные усилия в стволе скважи-р - радиус кривизны скважины, м ны

Как видно из рис.6, при наличии кривизны зависимость напряжений от усилия становится нелинейной, а сами напряжения существенно возрастают. На рис. 7 показаны зависимости отношения приведенных напряжений в опасном сечении штанги при заданном усилии при наличии кривизны к приведенному напряжению прямолинейной штанги.

Оказалось, что увеличение приведенных напряжений в искривленной скважине может быть весьма значительным (в два и более раза).

Созданная методика и программа были использованы для вычисления приведенных напряжений при динамическом расчете штанговых колонн.

На рис. 8,9 показаны графики распределения кривизны по длине штанговой колонны и приведенных напряжений для скважины 391 (месторождение Рассветное).

з

срг оОрг

2.5

2

1.5

О

0.002 0.004 0.006 0.008

к

Рис. 7 Зависимость относительных приведенных напряжений от кривизны оси скважины

0.01

+

о

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160

Рис. 8 Распределение кривизны по глубине скважины Рассветное 391

Рис. 9. Распределение приведенных напряжений по глубине скважины Рассветное 391

Из рисунков видно, что на участке колонны с повышенной кривизной резко возрастают приведенные напряжения, причем разрушение штанги, отмеченное кружком, произошло в данном случае именно в сечении с наибольшим приведенным напряжении, не принадлежащим верхней части колонны.

Для многообрывных скважин изучена возможность снижения максимальных расчетных напряжений за счет оптимизации компоновки штанговой колонны при неизменных параметрах режима работы насосной установки, а также за счет снижения эффекта влияния кривизны скважины путем установки центраторов.

Для каждой скважины рассмотрены: исходная компоновка, несколько вариантов двух и трех ступенчатых колонн, а также различные схемы расположения центраторов

В работе представлены графики распределения приведенных напряжений для различных вариантов компоновок штанговых колонн для некоторых скважин нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Результаты расчета показывают, что уровень нагруженности штанг большинства исследованных скважин высокий. Основной причиной высоких значений приведенных напряжений является значительная кривизна скважин. Оптимизация компоновки штанговых колон по сравнению с существующими приводит к некоторому снижению значений приведенных напряжений. Рациональное расположение центраторов может привести к значительному (до 40%) снижению приведенных напряжений.

Третья глава посвящена выбору методики коррозионно-усталостных испытаний насосных штанг.

Для определения работоспособности насосных штанг из разных марок сталей разными учеными были разработаны различные методики испытаний на усталость в коррозионной среде. Мной была выбрана методика, в которой используются образцы длиной 450 мм, вырезанные из насосной штанги и полностью сохраняющие конфигурацию и состояние поверхности штанги в пределах наиболее опасного участка с точки зрения разрушения - из головного участка штанги и цилиндрического тела штанги.

Определение характеристик сопротивления усталости проводилось на машинах конструкции ЦНИИТМАШ (У20), обеспечивающих консольное нагружение при поперечном изгибе с вращением образцов диаметром 19 и 22 мм при симметричном цикле нагружения с частотой 20 Гц.

Для определения статических характеристик прочности и пластичности исследуемых материалов штанг применялись испытания на осевое растяжение до разрыва участков штанг длиной 1000 мм и диаметром 19 и 22 мм. Полученные результаты сравнивались с данными, полученными из стандартных испытаний на растяжение лабораторных образцов диаметром 5 мм, выточенных из сердцевин штанг. Сравнение результатов этих двух видов испытаний показало, что предел прочности <тв, предел текучести от и относительное сужение в шейке у, определенные по всему сечению штанги и по ее сердцевине совпадают.

Анализ используемых сталей показал, что в нефтедобывающих скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» эксплуатируются штанги четырех марок сталей: 15Х2ГМФ, 15Х2НМФ, 20Н2М и 40ХГМ.

С целью приближения условий проведения лабораторных испытаний образцов из насосных штанг к реальным условиям эксплуатации штанговой колонны в скважине использовалась коррозионная среда. Изучение влияния вида агрессивной среды на коррозионно-усталостную прочность образцов штанг проводили в трех средах:

1 - 3% раствор хлористого натрия в дистиллированной воде;

2 - устькачкинская минеральная вода;

3 - пластовая вода осинского месторождения.

Сравнение полученных результатов показывает, что влияние примененных агрессивных сред на коррозионно-усталостную прочность насосных штанг с учетом оцененной погрешности отличается незначительно. Поскольку испытания в 3% растворе №С1 наиболее распространены и легко воспроизводимы, что обеспечивает возможность сравнения результатов, полученных в разных лабораториях, все корро-зионно-усталостные испытания в дальнейшем проводились в 3% растворе хлористого натрия.

Испытания на коррозионную усталость характеризуются значительным разбросом результатов. Разброс экспериментальных данных связан со статистической природой коррозионно-усталостного разрушения, неоднородностью структуры испытываемого материала, наличием микротрещин, анизотропией механических свойств и прочее. Поэтому для получения достоверных результатов необходимо испытывать достаточно большое число образцов и строить вероятностную диаграмму.

Для получения результатов испытаний в заданной области долговечностей применялась известная стратегия метода «вверх-вниз».

Кривая усталости в коррозионной среде апроксимировалась степенным урав-ш

нением вида N° = С.

Четвертая глава посвящена проведению стендовых испытаний коррозионно-усталостной прочности насосных штанг и и оценке влияния методов поверхностно пластического деформирования на коррозионно-усталостною прочность насосных штанг.

Проведены испытания образцов бывших в эксплуатации штанг с целью определения их остаточной статической и коррозионно-усталостной прочности. Испытывались образцы из стали 15Х2НМФ, из стали 15Х2ГМФ, из стали 20Н2М и из стали 40ХГМ.

Установлено, что статические характеристики прочности и пластичности бывших в эксплуатации в течение 10 и более лет разрушенных штанг соответствуют нормативным и практически не меняются.

Статистический анализ коррозионно-усталостных испытаний показал, что циклические характеристики прочности образцов штанг из сталей 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ

и 20Н2М образуют единую выборку. Построенная по результатам исследования вероятностная диаграмма коррозионной усталости приведена на рис. 10.

Средний предел выносливости на базе 107 циклов нагружения штанг из сталей 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ и 20Н2М после эксплуатации в скважине 5 и более лет составил 108,8 МПа.

Проведены коррозионно-усталостные испытания новых штанг НШ22 и НИИ 9 из стали 15Х2ГМФ. Статистический анализ показал, что результаты испытания всех образцов составляют единую выборку.

Где ст —приведенное напряжение, Р - Вероятность, N - количество циклов Рис. 10. Вероятностная диаграмма усталости бывших в эксплуатации насосных штанг

Средний предел выносливости на базе 107циклов нагружения новых штанг из стали 15Х2ГМФ составил 187 МПа против 108,8 МПа для штанг, бывших в эксплуатации.

Таким образом, циклическая прочность штанг из стали 15Х2ГМФ после эксплуатации в скважине в течение 5 и более лет снижается на 40 %.

Проведено исследование кинетики развития коррозионно-усталостного повреждения при испытании образцов штанг. Для выявления коррозионно-усталостных трещин образцы штанг после усталостных испытаний деформировались изгибом в пластическую область. При этом на поверхности штанг с помощью бинокулярного микроскопа обнаруживалась сетка трещин размером 0,2-0,5 мм, плотность которых по длине образца уменьшалась по мере удаления от сечения с максимальным циклическим напряжением. Однако размер трещин практически не зависел ни от уровня напряжений, ни от продолжительности циклического нагружения. Это даёт основание считать, что коррозионно-усталостные трещины возникают на ранних стадиях циклического нагружения, но развиваются чрезвычайно медленно или не развиваются вообще.

Проведена оценка минимального повреждающего напряжения, то есть уровня нагружения, при котором возникают начальные коррозионные повреждения. Для штанг из сталей 15Х2НМФ и 15Х2ГМФ минимальное повреждающее напряжение составляет оценочно 80 МПа.

Установлено, что все изломы штанг усталостные и имеют многоочаговый характер. Протяженные зоны усталости от разных очагов возникают только в случае, если очаги образовались одновременно на достаточном расстоянии друг от друга (по окружности) и на разных, достаточно близких уровнях по оси штанги

Коррозионно-усталостные трещины возникают на ранних стадиях усталостного повреждения, имеют достаточно высокую плотность и медленно развиваются до образования магистральной трещины усталости, приводящей к быстрому разрушению.

Практически во всех случаях очагом усталостной трещины является группа зародышевых микротрещин - «глазков» расположенных достаточно близко по окружности и практически в одной плоскости.

Отдельные, не испытывающие влияния поля напряжений соседей, зародышевые микротрещины имеют правильную эллиптическую форму. Размер всех выявленных микротрещин не превышает 1 мм в глубину, хотя по мере приближения к первичному излому размер отдельных «глазков» несколько увеличивается.

Для изучения кинетики развития коррозионно-усталостных трещин проведены испытания отполированных образцов на уровне напряжений 260 МПа с периодической остановкой испытательной машины и тщательным обследованием рабочей поверхности с помощью бинокулярного микроскопа МБМ-9. Установлено, что корро-зионно-усталостные трещины образуются на ранних стадиях циклического нагружения, медленно развиваются до некоторого критического размера в течение миллионов циклов, а затем интенсивно развиваются с все возрастающей скоростью до полного разрушения образцов.

Исследовано влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости новых штанг из стали 15Х2ГМФ. Коррозионно-усталостные испытания упрочненных образцов показывают, что сопротивление усталости повышается значительно, предел выносливости на базе 107 циклов достигает 300 МПа и выше. Определена глубина упрочненного интенсивной дробеструйной обработкой поверхностного слоя. По результатам исследований глубина наклепанного слоя не превышает 0.5 мм.

Исследовано влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости штанг из сталей 15Х2ГМФ и 40ХГМ, поднятых из скважины после 5 лет эксплуатации.

Проведено исследование эффективности повторной дробеструйной обработки эксплуатировавшихся штанг. Исследования показали, что в результате дополнительной дробеструйной обработки на поверхности штанги под слоем частично сохранившейся окалины возникает слой наклепанного металла толщиной более 150 мкм. Это позволяет получить более высокие показатели надежности штанг, бывших в эксплуатации.

Пятая глава посвящена результатам внедрения исследований, а именно внедрение на искривленных участках наклонно-направленных скважинах насосных штанг, оборудованных скребками-центраторами, (пять неподвижных и шесть подвижных) в результате получено увеличение наработки на отказ скважин, снижения количества обрывов насосных штанг на интервалах интенсивного набора кривизны.

Внедрены две колонны насосных штанг с муфтами из стали 15Х2ГМФ, отказов по этим колоннам "не зафиксировано.

Также в ООО «Мотовилиха-нефтегазмаш» измена технология дробеструйной обработки новых и бывших в употреблении насосных штанг по моим рекомендациям.

Основные выводы н результаты работы

1. В результате анализа существующих методик для определения приведенных напряжений в штангах в наклонно-направленных скважинах определенно, что в основном не учитываются напряжения изгиба, возникающие в штанговой колонне.

2. Созданная математическая модель поведения насосных штанг в наклонно направленной скважине показала высокую сходимость расчетных данных с промысловыми данными.

3. Зависимости приведенных напряжений от продольных усилий для различных значений кривизны скважин показали, что величины приведенных напряжений в искривленном участке ствола скважины могут быть весьма значительными (в два и более раза) по сравнению с расчетными напряжениями, полученными по стандартным методикам.

5. Существенное снижение приведенных напряжений в штанговых колоннах (до 40%) на искривленном участке ствола скважины может быть достигнуто путем установки центраторов, причем оптимальное размещение центраторов - не менее одного центратора на два метра штанги. Использование расчетов, выполненных по математической модели установки центраторов на участках интенсивного набора кривизны, позволило увеличить наработку насосных штанг. 6. Определенно, что циклическая прочность штанг из стали 15Х2ГМФ после эксплуатации в скважине в течение 5 и более лет снижается на 40 %, что значительно увеличивает вероятность отказа.

7. Показано, что упрочняющая дробеструйная обработка значительно повышает сопротивление коррозионной усталости новых насосных штанг за счет упрочнения тела штанг на глубину до 0,5 мм.

8. Повторная дробеструйная обработка бывших в эксплуатации насосных штанг значительно повышает коррозионно-усталостную прочность насосных штанг

9. Использование результатов поверхностно-пластического деформирования упрочнением дробью позволило улучшить технологию дробеструйной обработки насосных штанг на ОАО «Мотовилиха-нефтегазмаш»

10. Использование результатов повторной дробеструйной обработки бывших в эксплуатации насосных штанг позволило выбрать оптимальный вариант ремонта насосных штанг на ОАО «Очерский машиностроительный завод» с повторной дробеструйной обработкой насосных штанг.

Основные положения и результаты исследований диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Д.Ю. Ренев, A.A. Дорофеев, A.A. Сабиров, C.B. Фролов. «Анализ Состояния механизированного фонда скважин по Осинскому нефтяному району»; ВНИИОЭНГ НТЖ «Нефтепромысловое дело», № 11, 2004 г.

2. A.A. Сабиров, Д.Ю. Ренев, C.B. Фролов, A.A. Дорофеев, В.Р. Драчук. «Влияние различных факторов на отворот штанг в скважине оборудованных СШНУ.» ВНИИОЭНГ НТЖ «Нефтепромысловое дело», № 12, 2004 г.

3. Д. Ю. Ренев. «Причины разрушения штанговых муфт в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», Управление качеством в нефтегазовом комплексе, №4 2007г.

4. Д.Ю. Ренев. «Определение прочностных характеристик насосных штанг эксплуатируемых в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Управление качеством в нефтегазовом комплексе, №4, 2008г.

5 Д.Ю. Ренев «Мероприятия по повышению ресурса насосных штанг». Сборник тезисов конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермь, 2006 с. 22-23

6. Д.Ю. Ренев «Мероприятия по повышению ресурса насосных штанг». Сборник тезисов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов организаций Группы «ЛУКОЙЛ», Бургас, Болгария, 2007 с. 15-6

7. Ренев Д. Ю. «Проблемы расчета колонн насосных нгганг». Тезисы 6-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. Москва, 2005г. с.

8. Д.Ю. Ренев «Мероприятия по повышению ресурса насосных штанг». Сборник Тезисов XVI Научно технической конференции молодых ученых по проблемам ТЭК, Москва, 2008 с. 120.

Соискатель

Ренев Д.Ю.

Подписано к печати2 / 0{. (О Формат 60x90/16 Бумага офсетная Усл. п. л.

Тираж 1РО экз. Заказ

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел. (499) 233-93-49

Введение.

Глава 1. Анализ современной ситуации в работе механизированного фонда в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

1.1. Анализ состояния добычи нефти и структуры запасов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

1.2. Анализ обрывности штанг.

1.3. Анализ характера разрушения насосных штанг.

Глава 2 Теоретические исследования напряженного состояния штанговых колонн в наклонно-направленных скважинах.

2.1. Анализ существующих методик расчета колонны насосных штанг.

2.1.1 Конструкция насосных штанг.

2.1.2 Цикл изменения нагрузок действующих на насосные штанги.

2.1.3 Анализ существующих формул для подсчета усилий в штанговой колонны.

2.1.4. Формулы для расчета приведенных напряжений.

2.2 Математическая модель поведения колонны насосных штанг в наклонно-направленных скважинах.

2.3. Расчет напряжений в штанговой колонне с учётом влияния. кривизны скважины и наличия центраторов. Оптимизация штанговой колонны.

2.3.1. Входные параметры модели и их уточнение.

2.3.2. Вычисление напряжений в штанговой колонне с учетом влияния кривизны скважины и наличия центраторов.:.

2.3.3 Программа функций вычисления напряжений в штангах.

2.3.4. Отработка методики для уточнения входных параметров расчета.

2.3.5. Оптимизация компоновки штанговой колонны.

Глава 3. Методика коррозионно-усталостных испытаний насосных штанг.

3.1. Существующие методики коррозионно-усталостных испытаний.

3.2. Методика коррозионно-усталостных испытаний.

3.3 Материал исследуемых штанг.

3.4. Выбор коррозионной среды для усталостных испытаний.

3.5. Методика обработки результатов усталостных испытаний.

Глава 4.

4.1. Определение механических характеристик насосных штанг, новых и бывших в эксплуатации.

4.2. Сравнение характеристик сопротивления коррозионной усталости штанг, бывших в эксплуатации, и новых штанг из стали 15Х2ГМФ.

4.3. Исследование кинетики развития коррозионно-усталостных трещин

4.4. Выявление коррозионно-усталостного повреждения штанг.

4.5. Исследование влияния технологии поверхностного пластического деформирования на повышение усталостной прочности насосных штанг

4.5.1. Коррозионно-усталостные испытания новых штанг.

4.5.2. Влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости новых штанг из стали 15Х2ГМФ.

4.5.3. Влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости штанг, бывших в эксплуатации.;.

4.5.4 Исследование эффективности повторной дробеструйной обработки эксплуатировавшихся штанг.

4.5.5. Влияние упрочнения обкаткой роликами на сопротивление усталости бывших в эксплуатации насосных штанг.

Глава 5. Внедрение результатов исследования.

На сегодняшний день в условиях, когда формирование благосостояния России напрямую зависит от добычи энергоресурсов, наибольшее значение приобретает добыча нефти, однако большая часть известных крупных месторождения открыта еще в 50-70-е годы прошлого столетия. Ввод новых месторождений производится за счет интенсивной разработки шельфовой зоны и ввода в эксплуатацию сравнительно небольших месторождений

В таблице 1. приведены данные по способам эксплуатации по России, из представленных данных следует, наибольшее количество скважин эксплуатируется СШНУ.

Таблица 1.

Способ эксплуатации Фонд скважин (%) Затраты на ремонт (%)

Фонтанирующие 8.1 4.7 эцн 29.7 42.2 шгн 57.1 44.0

Газлифт 4.9 3.2

Прочие 0.02 5.9

Всего 100 100

Из представленных данных следует, что наиболее распространенным способом добычи нефти являются штанговые скважинные насосы. Большая часть разрабатываемых месторождений находится уже в четвертой стадии разработки характеризующимся постоянным ростом обводненности добываемой продукции. Одновременно с ростом общего фонда скважин и особенно механизированного, значительно возрастают затраты на их ремонт.

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» дочернем предприятии нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» является крупнейшим нефтедобывающим предприятием в Пермском крае и вторым по объёму добычи в составе ОАО «ЛУКОЙЛ», все крупные месторождения: Шагиртско-Гожанское, Баклановское, Батырбайское, Рассветное, Москудьинское, Уньвинское, Кокуйское, Павловское, Осинское, Шумовское, Красноярско-куединское на долю которых приходится более 60% всего добывающего фонда предприятия, открыты в 50-70-х годах прошлого столетия и находятся также на третьей или четвертой стадии разработки месторождений. Как следствие в нефтяной отрасли России и в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в частности, сложилась неблагоприятная геолого-техническая структура запасов нефти, в которой доля трудноизвлекаемых запасов нефти составляет более 75%, а в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составляет более 95%. В связи, с чем происходит постоянное снижение дебитов добывающих скважин при этом наиболее выгодным способом извлечением нефти из недр становятся скважинные штанговые насосные установки (далее по тексту СШНУ). В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 69% скважин эксплуатируется СШНУ. Разработка и внедрение новых типов штанговых глубинных насосов [1, 2, 3, 4] позволяют производить добычу продукции при наличии практически при любых осложняющих факторах. В связи с этим остро стоит проблема выбора конструкции и режимов откачки СШНУ, обеспечивающей оптимальный режим в конкретных условиях эксплуатации. Не смотря на значительный прогресс в технике глубинно-насосной эксплуатации насосные штанги остаются одним из наиболее слабых звеньев в работе СШНУ на долю их отказов связанных с их отворотом и обрывом приходится более 20% всех отказов. Насосные штанги работают в сложных условиях при работе на них воздействует множество факторов, таких как: силы механического и гидродинамического трения, коррозионные среды, циклические, вибрационные, инерционные, изгибающие нагрузки, поэтому при разработке методов количественной оценки прогнозирования величин экстремальной нагрузки посвящено множество научных трудов таких известных авторов как: Адонина А.Н., Алиева Ш.Н., Вирновского А.В., Грабовича В.П., Дрэготэску Д., Джонса Д.М., Зубаирова С.Г., Крумана Б.Б., Миллса К., Песляка Ю.А., Пирвердяна A.M., Султанова Б.З., Троицкого В.Ф., Уразакова К.Р., Шарипова А.Х. и др. Влияние условий эксплуатацию на работу насосных штанг довольно полно изложено в работах [5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12]

Анализ промысловых данных [13, 14] позволяет сделать вывод о том, что число отказов насосных штанг в наклонно-направленных скважинах в 1.5 раза больше, чем в вертикальных или незначительно искривленных. Увеличение числа отказов объясняется сложнонаправленным состоянием штанг и их износом, а также отказам муфт.

Сложнонаправленное состояние штанг объясняется одновременным действием растягивающих, изгибающих и крутящих напряжений, характерных для насосных штанг в наклонно-направленных скважинах. Применение для подбора штанговых колонн приведенного напряжения не полностью учитывает условия работы штанг в наклонно-направленных скважинах, что приводит к дополнительным отказам. Очевидно, что применяемые в известных расчетных методиках формулы для определения напряжений изгиба штанг и искривлениях ствола скважины чрезмерно упрощены или вообще отсутствуют, но как показала практика, значения таких напряжений могут достигать значительных величин и быть причиной разрушения насосных штанг.

Создание и практическое применение современной методики расчета колонны штанг учитывающей влияние изгибающих нагрузок в наклонно-направленных скважинах позволит правильно подобрать количество и интервалы расстановки центраторов на колонне штанг, на участках набора кривизны, является задачей актуальной, имеющей промышленную ценность.

Целью настоящей работы, является создание и применение методики расчета и подбора колонны штанг для повышения эффективности эксплуатации СШНУ в наклонно-направленных скважинах, с увеличением межремонтного периода оборудования.

Для этого необходимо было решить основные задачи исследования: проанализировать отказы колонны штанг: проанализировать существующие методики расчета колонны штанг: разработать математическую модель расчета колонны штанг с учетом изгибающих нагрузок возникающих в наклонно-направленных скважинах: разработать и применить методику расчета оптимального количества центраторов на одну штангу, оптимального количества и интервалов установки центраторов на штанговую колонну на участках набора кривизны скважины: провести стендовые коррозионно-усталостные испытания насосных штанг: провести промысловые испытания результатов внедрения исследований, а именно внедрение на искривленных участках наклонно-направленных скважин насосных штанг оборудованных центраторами.

Научная новизна. Разработана и применена математическая модель, которая позволяет рассчитывать колонну штанг с учетом изгибающих нагрузок возникающих в наклонно-направленных скважинах. Практическая ценность. Разработана новая методика расчета оптимального количества центраторов на одну штангу, оптимального количества и интервалов установки центраторов на штанговую колонну на участках набора кривизны скважины.

Использование результатов работы позволило на 21 подконтрольной скважине увеличить наработку на отказ до 908 суток, что на 250 суток больше чем на скважинах оборудованных штангами без скребков-центраторов.

Использование трех упрочненных насосных штанг оснащенных скребками-центраторами 6/5 изготовленных по моим рекомендациям заводом ЗАО «Мотовилиха-нефтегазмаш» по упрочнению колонных штанг позволило достигнуть наработки на отказ на сегодняшний день до 784 суток.

За период 2006г по 2009г. на подконтрольных скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были получены следующие результаты: на 3% увеличилось количество добытой нефти: обрыв штанг сократился на 23.8%: снизилось число сложных ремонтов на 23.5%.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, списка литературы и приложений.

Выводы:

1. Применение очищающей поверхность дробеструйной обработки создает упрочняющий эффект и повышает сопротивление усталости.

2. Значительно большее упрочнение штанг достигается обкаткой роликами, причем большее усилие обкатки увеличивает долговечность штанг.

4.5.2. Влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости новых штанг из стали 15Х2ГМФ.

Исследовано влияние упрочняющей дробеструйной обработки на сопротивление усталости новых штанг из стали 15Х2ГМФ. Механизм поверхностного упрочнения дробеструйной обработкой состоит в создании прочного поверхностного слоя с остаточными напряжениями сжатия в этом слое, которые блокируют развитие коррозионно-усталостных трещин [85, 86, 87] . Эффективность дробеструйной обработки обеспечивается за счет выбора оптимальных параметров режима упрочнения. Образцы новых штанг НШ22 из стали 15Х2ГМФ прошли дробеструйную обработку с целью получить упрочнение поверхностного слоя на максимально возможную глубину.

Параметры дробеструйной обработки:

Дробь стальная ДСЛ № 1.№1,4 ГОСТ 11964-81

Расход дроби, не менее 70 кг/мин. Время обработки: 9 мин.

Скорость перемещения деталей в камере 0,7 м/мин. (минимально возможная).

1. Ивановский, В. Н., и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Москва : Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. стр. 7-12.

2. Газаров, А. Г., Буранчин, А. Р. и Тюрин, В. В. Технологии и технические средства снижения износа УСШН в искривленных и обводненных скважинах. 2009 г., 3, стр. 63-64.

3. Дарищев, В. И. Состояние и перспективы разработки и внедрения насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин. Обзорная информация. 1990 г.

4. Ивановский, В. Н. Анализ современного состояния и перспектив развития скважинных насосных установок для добычи нефти. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2007 г., 6, стр. 12-21.

5. Биргер, И. А., Шорр, Б. Ф. и Иосилевич, Г. Б. Расчет на прочность деталей машин. Москва : машиностроение, 1979.

6. Макаров, И. К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине. Нефтяное хозяйство. 1966 г., 4, стр. 28-32.

7. Круман, Б. Б. Глубиннонасосные штанги. 1977.

8. Вирновский, А. С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. Избанные труды. Москва : Недра, 1971. стр. 144.

9. Баграмов, Р. А. Результаты исследования степени влияния асимметрии цикла нагружения штанг на вуиличину их предельных напряжений и основы методинки расчета равнопрочных колонн. 1954 г., стр. 196-206.

10. Бабаев, С. Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. Москва : Недра, 1977. стр. 11-70.

11. Адонин, А. Н. Добыча нефти насосными штангами. Москва : Недра, 1979.

12. Ивановский, В. Н., и др. Основные направления работ по оптимизации эксплуатации нефтепромыслового оборудования в наклонно-направленных скважинах. ВНИИОЭНГ. 1996 г., 3.

13. Ренев, Д. Ю.; Дорофеев, А. А.; Сабиров, А. А.; Фролов, С. В. Анализ состояния механизированного фонда скважин по Осинскому нефтяному району»\. ВНИИОЭНГНТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004 г., 11.

14. Галлямзинов М.Н., Дюсуше М.Ж., Евстратова А.В., Толкачев Ю.И. Галлямзинов М.Н., Дюсуше М.Ж., Евстратова А.В., Толкачев Ю.И. Нефтяное хозяйство. 1970 г., 1, стр. 7-12.

15. Романов, В. В. Влияние коррозионной среды на циклическую прочность металлов. Москва : Наука, 1969. стр. 220.

16. Фаерман, И. JI. Штанги для глубинных насосов. Баку : Азнефтеиздат, 1955. стр. 322.

17. Литровенко М.Г., Алиев Н.И. Исследование работоспособности трущихся пар штанговая муфта насосно-компрессорная труба. РНТС Сер. машины и нефтяное оборудование. М. ВНИИОЭНГ, 1974 г., 2, стр. 14-16.

18. Бабаев, С. Г. и Джабаров, Р. Д. Виды изнашивания штанговых муфт и насосных труб в различных условиях эксплуатации. Машины и нефтяное оборудования. 1977 г., 6, стр. 8-11.

19. Джабаров, Р. Д. и Ализаде, В. А. Влияние сопутствующих факторов на износ штанговых муфт и насосных труб. РНТС "Машины и нефтяное оборудование". ВНИИОЭНГ, 1977 г., 9, стр. 18-20.

20. Джабаров, Р. Д. Пути снижения износа штанговых муфт и насосных труб. РНТС "Машины и нефтяное оборудование". ВНИИОЭНГ, 1978 г., 19, стр. 14-17.

21. Ренев, Д. Ю. Причины разрушения штанговых муфт в ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2007 г., 4, стр. 76-80.

22. Пузанов, А. В., Карамышев, В. Г. и Загиров, Р. Я. Эксплуатация скважин насосами с канатными штангами, проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2004 г., 63, стр. 116-119.

23. Нагусев, А. Непрерывные штанги: нет соеденений нет проблем. нефтегазовая вериткалъ. 2008 г., 12, стр. 68-71.

24. ГОСТ 13877-80 Штанги насосные и муфты к ним. Технические условия. М. : Издательство стандартов, 1980 г.

25. Захаров, Б. С., и др. Модернизация штанговых насосов. Нефтяное хозяйство. 2000 г., 8, стр. 59-66.

26. Вирновский, А.С. Определение максимальной нагрузки на наземное глубоконасосное оборудование. Научное хозяйство. 1947 г., 2,5.

27. Урзумов, И. Г. Об определении нагрузки на наземное оборудование в течение цикла работы глубинного насоса . Москва : Издательство для ВУЗов, 1962.

28. Рабинович, А. М. Приближенный метод вычисления кривой усилий действующего на головку балансира станка-качалки. Нефтяное хозяйство. 1968 г., 1.

29. Адонин, А. Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. Москва : Недра, 1964.

30. Урзумов, И. Г. О динамике глубиннонасосной установки. Издательство для ВУЗов. 1962 г., 6.

31. ВЭИ-ЦЯН, ЧАН. Определение усилий в ступенчатой колонне насосных штанг . Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1965 г., 54.

32. Муравьев, И. М., и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Москва : Недра, 1965.

33. Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти. Москва : "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина , 2003.

34. Zaba, J. Design of sucker-rod strings OYJ. 1960. 43.

35. Насосная экпслуатация скважин в США (Сборник переводов), б.м. : ГОСНИТИ, 1961.

36. Зубков, Н. В. Методика определения потребного веса утяжеленного низа насосных штанг . Москва : Издательство для ВУЗов, 1964.

37. Дадашев, Б. Д. У вопросу о продольном изгибе бурильых труб от гидростатического давления. АНХ. 1940 г., 10-11.

38. Вудс, Г. и Лублинский, А. Искривление скважин при бурении. Госпотехиздат. 1960 г., 3.

39. Александров, М. М. Определение сил сопротивления при бурении. Москва : Недра, 1965. стр. 176.

40. Песляк, Ю. А. Расчет напрялсений в колоннах труб нефтяных скважин. Москва : Недра, 1973.

41. Алиев, Ш. Н. Методика расчета нагрузки на штанги работающие в наклонно-направленных скважинах. Нефть и газ. 1963 г., 2, стр. 44-49.

42. Хангильдин, И. И. Исследование сил механического трения штанговой колонны о насосно-компрессорные трубы в искривленных скважинах. Москва : Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 1977.

43. Алиев, Н. И. и Литровенко, М. Г. Влияние удельных давлений и скорости скольжения на износ насосно-компрессорных труб и штанговых муфт. Азербайдэ/санское нефтяное хозяйство. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1970 г., 11, стр. 30-31.

44. Круман, Б. Б. Практика эксплуатации и исследования глубинно-насосных скважин. Москва : Недра, 1964. стр. 204.

45. Троцкий, В. Ф. К расчету сил трения в наклонно-направленных скважинах, б.м. : Труды АзНИИ, 1957. Т. вып.4.

46. Уразаков, К. Р. Моделирование работы колонны насосных штанг в наклоннонаправленной скважине. Трубы БашНИПИнефтъ. 1961 г., стр. 4649.

47. Одинг, И. А. Допускаемые напряжения в машиностроении. Москва : б.н., 1962.

48. Hardy, A. A. Why sucker, б.м. : OGJ, 1961.

49. Сервисен, С. В. и Когаев, В. П. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность. Москва : Макгиз, 1968.

50. Керимадзе, А. С.; Ахмедов, Б. М.; Аскеров, Б. М. Перспективы совершенствования расчетов на циклическую прочность деталей нефтепромыслового оборудования . Труды Азинмаша. 1965 г., 3.

51. Грабович, В. П. Методика расчета штанговых колонн для восточных нефтяных районов. Москва : Диссертация на соискание научной степени кандидата технических наук, 1966.

52. Вассерман, И. Н. и Шардаков, И. Н. Постановка и решение упругих динамических задач для стержневых систем с граничными условиями, описываемыми многозначными соотношениями. Прикладная механика и техническая физика. 2003 г., 44, стр. 124-135.

53. Глубиннонасосная штанга с протекторами из полимерных материалов. Изобретения и рацпредлолсения в нефтегазовой промышленности. 2002 г., 1, стр. 79.

54. ГОСТ 23207-78 Сопротивление устойчивости Основные термины, определения и обозначения.

55. ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении, методы механических испытаний металлов.

56. ГОСТ 25.504-82 Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета характеристик сопротивления усталости.

57. Чичеров, JI. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Москва : Недра, 1983. стр. 308.

58. Когаев, В. П. Расчеты на прочность при напряжениях переменных во времени. Москва : Машиностроение, 1977.

59. Когаев, В. П. и Махутов, Н. А. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. Москва : Машиностроение, 1985. стр. 138169.

60. Баграмов, Р. А. Исследование коррозионно-усталостной прочности насосных штанг. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва : б.н., 1952.

61. Нассонов, В. В. Надежность насосных штанг глубинных насосовв наклонно-направленныз скважинах Западной Сибири. Москва : Дмссертация на соискание научной степени кандитата технических наук, 1989.

62. Негреев, В. Ф. и Андреева, Е. А. Коррозия стали в пластовых водах при статической нагрузке. Москва : б.н., 1948.

63. Фаерман, И. JI. Повышение выносливости насосных штанг. Баку : Фонд АзНИИ, 1947.71. —. Улучшение условий работы насосных штанг. Баку : Фонд АзНИИ, 1950.

64. Ермолов, И. Н., Алешин, Н. П. и Потапов, А. И. Неразрушаюший контроль. Москва : Высшая школа, 1991.

65. Клюев, В. В. Неразрушающий контроль. Москва : Машиностроение, 2006. Т. 3,6.

66. Ушаков, В. М. Неразрушающий контроль и диагностика горношахтного и нефтегазового оборудования. Москва : Высшее горное образование, 2006.

67. Клюев, В. В. Приборы для неразрушающего контроля. Москва : Машиностроение, 1986.

68. Кудрявцев, И. В. Исследования по упрочнению деталей машин. Москва : Машиностроение, 1972. стр. 467.

69. Рабинович, А. М. и Ахмедов, Б. М. Упрочнение глубиннонаосных штанг пластическим деформированием. Химическое и нефтяное машиностроение. РНТС, Москва г., 1.

70. Максмимович, Г. Г. Прочность деформированных металлов. Киев : Наукова думка, 1976. стр. 388.

71. Форрест, П. Усталость металлов. Москва : Машиностроение, 1968. стр. 456.

72. Серенсен, С. В. Избранные труды в 3-х томах. Т.2. Усталость материалов и элементов конструкции. Киев : Наукова думка, 1985. стр. 256.

73. Серенсен, С. В., Когаев, В. П. и Шнейдерович, Р. М. Несущая способность и расчет деталей на прочность. Москва : Машиностроение, 1975. стр. 488.

74. ГОСТ 1497-84. ГОСТ 9551-64, ГОСТ 1115-84 Металлы методы испытаний на растяжение.

75. Николаев, Н. М. Повышение эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в территориально-производственном предприятии "Лангепаснефтегаз". Москва : Диссертация на соскание научной степени кандидата технических наук, 2000.

76. Климченко, А. А. и Романенко, С. В. Возможность правки деформированный труб и штанг. Народное хозяйство. 2009 г., 3, стр. 76-78.

77. Отений, Я. Н. Сравнительный анализ определения глубины упрочнения при поверхностном пластическом деформировании по различным методикам. 2006 г., 3, стр. 3-6.

78. Ольштенский, С. П. и Отений, Я. П. Сравнительный анализ определения глубины упрочнения при поверхностном пластическом деформировании по различным методикам. 2007 г., 3, стр. 79-82.

79. Матлин, М. М., Моргунова, А. И. и Лебский, С. П. Прогнозирование параметров упрочнения деталей машин путем поверхностного пластическогодеформирования. Известия Волгоградсткого технического униврситета. 2005 г., 3, стр. 52-55.

80. Исследование коррозионной усталости насосных штанг. Отчет о научно исследовательской работе. Ивано-Франковск : Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, 2002.

81. Сидякин, Ю. И. и Бочаров, Д. А. повышение циклической прочности галтелей ступенчатых валов обкаткой роликами или шариками. 2009 г., 5, стр. 37-40.

82. Рыбаков, Г. М. Насыщение энергией металлических деталей при поверхностном пластическом деформировании дробеструйной обработкой. Вестник машиностроения. 2008 г., 11, стр. 81-82.