автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Улучшение технических характеристик штангового насоса нанесением регулярного микрорельефа на поверхности плунжера

004603353

На правах рукописи

ИСМАГИЛОВ ФАРИТ ГАБДУЛХАИВИЧ

УЛУЧШЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ШТАНГОВОГО НАСОСА НАНЕСЕНИЕМ РЕГУЛЯРНОГО МИКРОРЕЛЬЕФА НА ПОВЕРХНОСТИ ПЛУНЖЕРА

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы

(нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 3 СЕН 2010

УФА-2010

004608353

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научный руководитель

доктор физико-математических наук, профессор

Бахтизин Рамиль Назифович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зубаиров Сибагат Гарифович

кандидат технических наук Вагапов Самат Юнирович

Ведущее предприятие

ОАО «Гипровостокнефть» г.Самара

Защита состоится 1 октября 2010 года в 15час ЗОмин на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 31 августа 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Лягов А.В.

Общая характеристика работы Актуальность темы

В настоящее время разработка большинства нефтяных месторождений характеризуется следующими особенностями: высокой обводненностью добываемой продукции скважин, ростом доли добычи нефти из трудноизвле-каемых запасов, увеличением в эксплуатационном фонде месторождений скважин со сложнопостроенным профилем (наклонно-направленные, горизонтальные скважины, скважины с боковыми стволами), масштабным применением физико-химических методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. Эти особенности ведут к осложнению условий работы глубиннонасосных штанговых установок: к снижению коэффициента подачи насоса и коэффициента полезного действия напрямую или через увеличение нагрузок на штанговую колонну и возрастание деформации штанг и труб, или в результате их одновременного воздействия, сокращению межремонтного периода работы установки. В связи с этим оптимизация технологии эксплуатации указанных скважин, совершенствование насосных установок с целью улучшения их рабочих параметров являются актуальными задачами в нефтедобыче.

Цель работы. Разработка технических и технологических решений для повышения коэффициента подачи штангового насоса и увеличения межремонтного периода его работы.

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи:

1. Математическое моделирование фильтрации жидкости в зазоре «плунжер-цилиндр», теоретическое обоснование путей снижения утечек через плунжерную пару.

2. Разработка технических решений и технологии снижения утечек через зазор плунжерной пары.

3. Разработка лабораторного стенда для исследования новой технологии и технических средств по снижению утечек через зазор плунжерной пары.

4. Разработка и промышленное испытание технических устройств, позволяющих реализовать теоретически обоснованную технологию снижения утечек через зазор плунжерной пары серийных штанговых насосов.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертации задачи решались статистическими исследованиями отказов насосов, теоретическими исследованиями фильтрации жидкости через зазор плунжерной пары, лабораторными экспериментами на специальных стендах, опытно-промышленными испытаниями.

Научная новизна работы

1. Предложена математическая модель для оценки величины утечек через зазор плунжерной пары штангового насоса, теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность уменьшения утечек искусственной турбулизацией пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера при низких значениях числа Рейнольдса Яе (1...10).

2. Предложен новый метод для уменьшения утечек через зазор плунжерной пары штангового насоса выполнением плунжера с искусственной шероховатостью на его поверхности в виде волнообразного кольцевого регулярного микрорельефа (РМР).

Практическая ценность

1. Разработана технология модификации плунжеров штанговых насосов путем нанесения на них РМР для существенного снижения утечек откачиваемой жидкости через плунжерную пару серийных насосов.

2. Разработаны способ и устройство для модификации поверхности плунжера серийных штанговых насосов.

3. Разработан штанговый насос с нанесенным на поверхности плунжера РМР. Глубинные насосы с РМР прошли успешные промышленные испытания на Туймазинском месторождении. На трех скважинах, оснащенных глубинными насосами с РМР, дополнительно за счет снижения утечек в плунжерной паре добыто 119,94 тонн нефти в год.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты исследований по теме диссертации доложены и обсуждены на Международных научно-технических конференциях, 2008 г. (г.Уфа, г.Баку), технических советах НГДУ.

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано семь статей и получен один патент РФ № 2365786 на изобретение.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка использованной литературы из 98 наименований. Работа изложена на 136 страницах, содержит 44 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы диссертации, сформулированы цели, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена анализу геолого-промысловых факторов, осложняющих работу глубиннонасосного оборудования при добыче нефти. При этом условия работы насосного оборудования для добычи нефти в зависимости от геолого-промысловых характеристик скважин условно разделены на два вида: нормальные и осложненные.

К нормальным относятся скважины, в которых стандартный насос без специальных приспособлений может работать с коэффициентом наполнения близким к единице. При этом обеспечивается достаточно большой межремонтный период (МРП) в работе насосного оборудования.

К осложненным относятся скважины, в которых добыча нефти стандартными штанговыми установками малоэффективна из-за низкого коэффициента подачи насоса и небольшого МРП работы установки.

Скважины с осложненными условиями эксплуатации можно разделить на следующие основные группы: «искривленные», «с высоковязкой нефтью», «эмульсионные», «газовые», «песочные», «коррозионные», «с отложениями» и «глубокие низкопродуктивные».

Проведен анализ технологии и техники эксплуатации скважин с осложненными условиями, позволяющий выяснить насколько существующая современная глубиннонасосная техника отвечает геолого-промысловым условиям эксплуатации рассмотренных групп скважин. В работе показано, какие группы скважин на сегодня обеспечены адекватной условиям эксплуатации глубиннонасосной техникой и какие нуждаются в совершенствовании существующей техники. Так, например, показано, что группа «глубоких низкопродуктивных» скважин требует серьезной модернизации глубинного насоса для существенного повышения коэффициента его подачи.

Фактическая подача штангового насоса всегда меньше теоретической, так как длина хода устьевого штока, измеренная на поверхности, вследствие упругих деформаций штанг и труб не соответствует истинной длине хода плунжера и, следовательно, теоретический геометрический объем, измеренный по длине хода устьевого штока, будет отличаться от объема, описанного плунжером.

Коэффициент подачи насоса зависит от зазора- между плунжером и цилиндром насоса, герметичности труб и клапанных узлов насоса, наличия газа, песка, воды и парафина в нефти, числа качаний, длины хода плунжера и других факторов. Поэтому фактическая подача жидкости на поверхность может быть значительно меньше объема жидкости, поступающей в цилиндр насоса.

Чем больше глубина скважины, тем тщательней должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины спуска насоса возрастает давление на плунжер, обуславливающее увеличение утечек жидкости. Однако тугая пригонка может привести к заклиниванию плунжера, поэтому при выборе конструкции и группы посадки необходимо учитывать глубину откачки, свойства и температуру жидкости.

Маслянистые нефти содержат смазывающие вещества, которые уменьшают трение, а при откачке обводненных и содержащих большое количество бензиновых фракций нефтей смазка легко вымывается в результате чего усиливается трение в зазоре плунжер - цилиндр.

Коэффициент подачи насоса, кроме всего прочего, определяет еще и удельный расход электроэнергии на подъем нефти. Рост этого показателя с уменьшением коэффициента подачи насоса происходит по гиперболической зависимости. При снижении коэффициента подачи от 1,0 до 0,6 рост удельного расхода электроэнергии незначителен - в пределах 4,0.. 12,0 Вгч/гм. В этом интервале изменения коэффициента подачи удельный расход электроэнергии для насосов малых, средних, и больших диаметров практически одинаков. При дальнейшем снижении коэффициента подачи ниже 0,5 удельный расход электроэнергии резко возрастает (15..90 Вгч/гм). Если учесть, что в настоящее время себестоимость добычи нефти почти на 40 % складывается из затрат на электроэнергию и компенсации резкого ее подорожания, то становится очевидным, насколько важен оптимальный подбор насосов и технологического режима работы скважин в целом. Для решения этой задачи первостепенным является обеспечение точности расчета ожидаемого коэффициента подачи штангового насоса.

Известно, что силы трения и величина утечек в плунжерной паре в значительной степени зависят от качества поверхностей пары, в т.ч. и от степени чистоты их обработки. Естественно предположить, что с уменьшением зазора в плунжерной паре насоса коэффициент подачи насоса будет возрастать. В настоящее время технологии обработки металлов позволяют получать качество поверхностей плунжерной пары нулевой группы посадки, т.е. практически без зазора. При этом, с точки зрения исключения утечек жидкости через плунжерную пару эффект достигается максимальный, однако, происходит многократное увеличение сил трения и при подъеме высокообводнен-ных нефтей зачастую плунжер заклинивает в цилиндре, что в конечном счете приводит к аварии в скважине.

Таким образом, очевидно, что существует оптимальная величина зазора в плунжерной паре между цилиндром и плунжером.

Вторая глава посвящена анализу и исследованию влияния технологических факторов на работоспособность скважинных штанговых насосных установок (УСШН).

Известно, что на работу УСШН, кроме геолого-промысловых условий, оказывают влияние и технологические факторы, обусловленные неправильным подбором насосного оборудования, его параметров, неправильным режимом его работы в скважине, некачественным насосным оборудованием, несоблюдением требований проведения подземного ремонта скважины. Эти факторы можно подразделить на субъективные (низкий профессиональный уровень обслуживающего персонала, несоблюдение требований нормативных документов и т.д.) и на объективные, такие, как отсутствие расчетных методов, позволяющих оптимизировать выбираемый параметр, отсутствие стандартных технических устройств, повышающих эффективность УСШН в конкретных условиях, например, для глубоких низкопродуктивных скважин. Показано, что одним из основных условий применения статистических методов оценки влияния геолого-промысловых факторов на рабочие параметры УСШН на конкретном месторождении является устранение субъективных и унификация объективных технологических факторов (например, используя определенные правила).

В этой связи представляет интерес опыт эксплуатации штанговых установок на конкретных месторождениях. Рассмотрим эффективность работы насосов на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" (ОАО ЮНГ).

Анализ промысловых данных показывает, что из 117 подземных ремонтов, проведенных в течении года на Мамонтовском месторождении в скважинах, оборудованных УСШН , 64 ремонта (54.7%) вызваны неполадками в узлах глубинного насоса. Распределение подземного ремонта скважин (ПРС) по видам причин, связанным непосредственно с работоспособностью узлов насоса показано на рисунке 1.

Следует отметить, что по условиям работы УСШН скважины Мамон-товского месторождения относятся к осложненным.

Неисправность Заклинивание Смена насосов Ревизия насоса Причина не клапанов плунжера - установлена

Рисунок 1- Распределение ПРС по видам причин, связанных только с работой СИШ

Приведенные данные показывают, что наибольшее количество ПРС произведено по причине неисправности клапанов, причем такое положение является характерным и в целом по ОАО "ЮНГ" (по ОАО "ЮНГ" за гот же период произведено 39,3% ПРС из-за утечек в клапанах). Значительное количество подземных ремонтов производится из-за заклинивания плунжера в цилиндре насоса: по Мамонтовскому месторождению - 18.2% ПРС, а по ОАО "ЮНГ" в целом-17,2%. ' ' -

Основными причинами приведенных статистических данных являются:

¡.Отсутствие методики определения зазора и усилий, необходимых для перемещения плунжера в цилиндре в условиях откачки жидкости с мех-примесями.

2.Отсутствие надежных защитных устройств насоса у приема от мех-примесей поступающих с забоя скважины, а со стороны выкида насоса - от оседающих примесей с поверхности (песок в полости насосно-компрессорных труб (НКТ) во время спуско-подъемных операций (СПО),

стружка - продукт износа труб и штанг, окалина с внутренней поверхности НКТ и т.д.)

3.Отсутствие методики учета теплового режима работы насоса.

4.Работа плунжера в сверхнормативно искривленном и с большим отклонением от вертикали участке без соответствующих приспособлений.

5.Остаточная деформация цилиндра и плунжера насоса во время СПО в искривленных скважинах, несоблюдение скорости спуска, незнание участков опасной кривизны.

б.Низкий коэффициент подачи насоса (ниже 0,2) и временные срывы подачи жидкости насосом вызывают резкое увеличение температуры насоса. За 8 часов работы в таком режиме температура насоса повышается на 55...60°С от исходной температуры. Такое значительное повышение температуры кроме влияния на производительность насоса вызывает тепловое заклинивание плунжера в цилиндре. Указанный эффект в скважинах усиливается в результате изгиба насосов в рабочей зоне, вызванного пространственным искривлением ствола.

Одной из основных задач в области добычи нефти механизированным способом является увеличение их эксплуатационной надежности. Выбор в качестве показателя времени безотказной работы установки или межремонтного периода (МРП) глубиннонасосных установок для планирования работы ремонтных бригад на определенный период вполне обоснован. Однако эти традиционные показатели исследования надежности глубиннонасосного оборудования для добычи нефти, такие как, наработка на отказ, межремонтный период, вероятность безотказной работы, не дают полностью объективной картины, поскольку не учитывают условий, при которых эксплуатируются установки. В настоящей работе для анализа надежности штанговых насосов предлагается новый подход к определению комплексного показателя, который учитывает работу производимую установкой по извлечению продукции скважин на поверхность.

Он учитывает длину пробега плунжера, наработку на отказ, вес штанговой колонны и поднимаемой нефти.

10

В третьей главе рассматриваются результаты теоретических и экспериментальных исследований силы трения в плунжерной паре при откачке водонефтяных эмульсий и исследуются закономерности утечек откачиваемой жидкости в зазоре плунжерной нары.

Для экспериментального исследования влияния качества поверхности плунжера, обводненности откачиваемой эмульсии на силу трения в плунжерной паре и на объем утечек в зазоре «плунжер-цилиндр» была разработана лабораторная установка (рисунок 2).

Рисунок 2- Лабораторная установка для исследования сил трения в плунжерной паре и механизма утечек через плунжерную пару

1 - привод, 2 - модель глубинного штангового насоса, 3 - емкость для рабочей жидкости, 4 - баллон с инертным газом (азот), 5 - манометр, б -редуктор, 7 -кран, 8 - ПЭВМ, 9 - датчик контроля сил трения в плунжерной паре штангового насоса, 10, 11 - шланги высокого давления для подачи рабочей жидкости в насос.

Установка состоит из модели глубинного насоса, механизма возвратно-поступательного движения и системы, обеспечивающей циркуляцию

жидкости.В качестве модели использован серийный вставной насос НВ1Б -44 с укороченным плунжером и цилиндром. Внутренний диаметр цилиндра 43,99 мм. Диаметр плунжеров: №1 - 43,94 мм, обеспечивающий зазор на сторону между плунжером и цилиндром насоса 0,025 мм; №2 - 43,91 мм, обеспечивающий зазор на сторону между плунжером и цилиндром насоса 0,04 мм; №3 - 43,85 мм обеспечивающий зазор на сторону между плунжером и цилиндром насоса 0,07 мм. Длина плунжеров 210 мм.

Внутренний канал плунжера герметизируется заглушкой, что позволяет определить объем жидкости, протекающей через зазор между плунжером и цилиндром насоса в чистом виде.

Эксперименты проводились по специально разработанной методике проведения исследований.

Динамограмма, представленная на рисунке 3, получена при присутствии в насосе пластовой девонской эмульсии с содержанием воды 70 % и зазоре между плунжером и цилиндром 0,025 мм при давлении на выкнде насоса, равном атмосферному. Для чистоты эксперимента сальник герметизирующего устройства был откручен. По динамограмме видно, что происходит растяжение штока насоса при ходе вверх и сжатие при ходе вниз, обусловленное трением в плунжерной паре насоса.

А Р:,Н

201 т-1---

1- ход вши 2-ход вверх

Рисунок 3- Динамограмма при атмосферном давлении в насосе и открученном сальнике герметизирующего устройства

Представленные в диссертационной работе динамограммы позволяют вычислить силу трения между плунжером и цилиндром насоса с вычетом всех составляющих, несвязанных непосредственно с трением в плунжерной паре насоса. Проведенными экспериментами получено, что при ходе плунжера вверх сила трения пропорциональна вязкости водонефтяной эмульсии и имеет максимальное значение при содержании воды в эмульсии 55-75% (рисунок 4).

обводненность, %

Рисунок 4- Сила трения в плунжерной паре насоса в зависимости от обводненности эмульсии подаваемой в насос, ход вверх. Зазор между плунжером и цилиндром насоса 0,025 мм

Целью следующих экспериментов явилось изучение зависимости коэффициента трения состояния покоя плунжерной пары от вязкости водонефтяной эмульсии и группы посадки.

Эксперимент проведен на специально разработанном стенде (рисунок 5) с тремя плунжерными парами с разными группами посадок, при откачке водонефтяной смеси различной обводненности.

8 4 " 2 17

Рисунок 5- Схема стенда

1 - образец цилиндра насоса; 2 - образец плунжера насоса; 3 - опора; 4 -нить; 5 - емкости для воды.

Экспериментально выявлено, что силы трения состояния покоя (коэффициент трения состояния покоя) имеет максимальное значение при откачке воды и минимальное при откачке водонефтяной эмульсии с обводненностью 35...40% для всех групп посадки плунжера.

Исходя из реальных условий эксплуатации наклонно направленных, глубоких, высокообводненных скважин, в которых затруднительно использование насосов нулевой группы посадки (велика вероятность заклинивания плунжера), проведены исследования сил трения в насосах первой группы посадки, имеющие наибольшие силы трения по сравнению с насосами второй и третьей групп посадок. Полученные результаты исследований показывают, что во всем диапазоне обводненности эмульсии от 0 до 100 % силы трения в плунжерной паре насосов первой группы посадки имеют допустимую для практики величину.

Теоретическими исследованиями фильтрации откачиваемой жидкости через зазор плунжерной пары насоса показано, что уравнения динамики жидкости Навье-Стокса позволяют получить математическую модель фильтрации жидкости в зазоре лишь для ламинарного режима фильтрации при гладких поверхностях плунжера и цилиндра. Законы гидродинамики свидетель-

ствуют, что повысить сопротивление фильтрации жидкости возможно создав турбулентный режим течения. Для разработки математической модели фильтрации жидкости в зазоре плунжерной пары при турбулентном режиме, вызываемом шероховатостью поверхности плунжера, были использованы положения теории пограничного слоя. Теория пограничного слоя, развитая Л.Прандтлем в 1904 году, считается одним из наиболее значительных открытий в механике жидкости. По теории пограничного слоя следует, что в зазорах с геометрией, подобной зазору в плунжерной паре, фильтрационный поток представляет собой два соприкасающихся друг с другом пограничных слоя. Особенностью этого слоя является то, что ламинарное течение в нем сохраняется до значения критерия Яе, равного для гладких стенок - 500000. В тоже время в насосной гидравлике принято считать, что в зазоре «цилиндр -плунжер» течение жидкости становится турбулентным при Яе >1000. Из теории пограничного слоя следует, что в зазоре можно вызвать турбулентный режим течения за счет создания шероховатости при относительно низких скоростях фильтрации жидкости. Известно, что при турбулентном режиме градиент давления вдоль плунжера существенно превышает градиент давления для ламинарного режима, иными словами, при турбулентном режиме утечки жидкости через плунжерную пару должны быть меньше.

С целью исследования закономерности течения жидкости в зазоре плунжерной пары разработана математическая модель на основе уравнений динамики жидкости Навье-Стокса и теории пограничного слоя. Математическое моделирование осуществлено для случая, когда цилиндр насоса гладкий, а плунжер - шероховатый. По этой модели были проведены численные сопоставительные расчеты утечек через плунжерную пару насоса с гладкими поверхностями цилиндра и плунжера и плунжерную пару с шероховатой поверхностью плунжера. Результаты расчетов свидетельствуют, что турбулиза-ция пограничного слоя у стенки плунжера во всех рассматриваемых случаях снижает кратно величину утечек через зазор и особенно эффективна при откачке маловязких жидкостей. Таким образом, теория пограничного слоя подсказывает эффективный метод повышения коэффициента подачи насосов для

15

глубоких низкопродуктивных скважин, это - турбулизация пограничного слоя. Теоретически на основе уравнения Бернулли обоснована возможность турбулизации пограничного слоя при низких значениях Ые (1...10) нанесением на поверхности плунжера регулярного микрорельефа , состоящего из волнообразных замкнутых кольцевых канавок. Гидродинамическая характеристика модифицированной плунжерной пары изучалась экспериментально на специальном стенде (рисунок 2). В экспериментах использовалась водо-нефтяная эмульсия. Известно, что зазор плунжерной пары при работе насоса также является диспергатором дисперсной фазы, поэтому эмульсия готовилась в лабораторной мешалке при условии, что максимальный градиент скорости в мешалке был равен максимальному градиенту скорости в зазоре плунжерной пары при проведении экспериментов. Плунжер насоса в соответствии с теоретическими расчетами был модифицирован нанесением на его поверхности микрорельефа из канавок, получаемых вдавливанием шарика в металл плунжера. Для экспериментального исследования были изготовлены три плунжера с РМР с зазорами между плунжером и цилиндром 0.05мм, 0.08мм, 0.14мм.

- гладким плунжер плунжер с РМР

250,0

* 200,0 о

¿£150,0

1100,0 &

50,0 0,0

О 10 20 30 40 50 60 70 вязкость. м2/сх10"6

Рисунок 6- Зависимость утечек через плунжерную пару от вязкости откачиваемой жидкости. Зазор 0.14 мм

Результаты экспериментов и проведенных расчетов показывают, что утечки через плунжерную пару насосов с РМР на 30 % меньше, чем для обычной плунжерной пары (рисунок 6). С понижением вязкости откачиваемой жидкости эффект от РМР возрастает. Разработаны критерии подобия, позволяющие применить результаты стендовых и лабораторных испытаний для прогнозирования рабочих параметров серийных насосов с РМР в реальных скважинах.

Четвертая глава посвящена разработке технических средств по модернизации глубинных насосов с целью повышения их коэффициента подачи и результатам их опытно-промышленных испытаний.

Для нанесения микрорельефа на наружной поверхности плунжера использован известный в ряде областей машиностроения метод нанесения РМР - полостей для заполнения и удержания смазки на поверхности детали. Для нанесения на поверхности плунжера штангового насоса практически любого заданного микрорельефа метод был кардинально усовершенствован. Были разработаны рабочие чертежи, по которым изготовлен опытный образец промышленного устройства для нанесения РМР.

К настоящему времени 3 штанговых насоса с РМР (рисунок 7) успешно прошли промысловые испытания в действующих скважинах Туйма-зинского нефтяного месторождения.

Рисунок 7- РМР на поверхности плунжера

Дополнительная добыча нефти от внедрения только трех экспериментальных насосов составила 119,94 т в год.

Следует отметить еще одно полезное свойство РМР. Ни отечественные производители насосов, ни зарубежные фирмы не рассматривали возможности оптимизации процесса трения пары «плунжер-цилиндр» с целью повышения ресурса работы насоса независимо от используемых материалов. Известно, что износостойкость насоса кроме твердости деталей и чистоты трущихся поверхностей определяется условиями смазки. В скважинных условиях, когда отсутствует возможность принудительной смазки и конструкция пары «плунжер-цилиндр» не позволяет удерживать в зоне трения смазывающую жидкость, особенно при откачке маловязких нефтей в наклонно-направленных скважинах, РМР позволяет удерживать жидкостную смазку на поверхности плунжера, что приводит к снижению вероятности появления «сухого» трения и интенсивного износа, а также заклинивания плунжера. Указанный способ повышения износостойкости пар трения скольжения достаточно успешно применяется в различных областях машиностроения. Основные выводы

1. Показано, что при разработке математической модели утечек откачиваемой жидкости через плунжерную пару насоса с шероховатой поверхностью плунжера необходимо применить положения теории пограничного слоя . Расчетами по указанной в работе методике доказано, что утечки жидкости при искусственной турбулизации пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера, уменьшаются кратно по сравнению со стандартными плунжером и цилиндром.

2. Теоретически обосновано, что турбулизацию пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера, при очень низких значениях числа Рейнольдса Ие (1...10) можно вызвать нанесением на поверхности плунжера регулярного микрорельефа (РМР), состоящего из волнообразных замкнутых кольцевых канавок.

3. Разработано устройство для модификации плунжера серийных штанговых насосов нанесением на его поверхности РМР в виде канавок, получаемых механическим вдавливанием шарика в металл плунжера.

4. На созданном лабораторном стенде экспериментально установлено, что утечки через плунжерную пару насосов с РМР на 30% меньше, чем для обычной плунжерной пары.

5. Разработанные штанговые насосы с нанесенным РМР на поверхности плунжеров показали существенное увеличение коэффициента подачи при работе в промышленных условиях.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих публикациях:

1. Агамалов Г.Б., Методы расчета коэффициента подачи штанговых установок. /Агамалов Г.Б., Исмагилов Ф.Г. - Уфа: Изд-во Нефтегазовое дело, 2005. - 34 с.

2. Агамалов Г.Б., Исследование фильтрации откачиваемой жидкости в зазоре плунжерной пары глубинного насоса с позиции теории пограничного слоя / Агамалов Г.Б., Исмагилов Ф.Г. // Нефтегазовое дело. - 2008.- т.6. №1. -С.212 - 216.

3. Бахтизин Р.Н., Экспериментальное исследование плунжерной пары глубинного насоса с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера/ Бахтюин Р.Н., Исмагилов Ф.Г., Гафуров О.Г.// Нефтегазовое дело.- 2008. -т.6,- №2. - С. 33-39.

4. Исмагилов Ф.Г. Влияние геолого-промысловых условий на эффективность работы глубинно-насосного оборудования // Материалы Международной научно-технической конф. - Уфа : 2008. Вып.З. - С.48-51.

5. Исмагилов Ф.Г. Метод повышения подачи насоса и износостойкости плунжерной пары /Исмагилов Ф.Г. //Современные наукоемкие техноло-ГИИ.-2008. -№ 3. -С. 51.

6. Бахтизин Р.Н. Новый метод снижения утечек жидкости через плунжерную пару глубинного насоса / Бахтизин Р.Н., Исмагилов Ф.Г., Агамалов Г.Б. //Материалы Международной научно-технической конф.- Баку:2008. С.38-43.

7. Уразаков З.К. Комплексный показатель надежности глубиннона-сосных установок / Уразаков З.К. Топольников A.C., Исмагилов Ф.Г. // сб. трудов .- Уфа: Изд-во НПФ «Геофизика», 2009. Вып.6 - С.179-194.

8. Пат. № 2365786 Российская Федерация. Скважинный штанговый насос / Бахтизин Р.Н., Уразаков K.P., Исмагилов Ф.Г., Атаманов Г.Б., Жулаев В.П.; опубл. 27.08.2009, Бюл. №24.

Подписано в печать 24.08.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 100. Заказ 149. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Введение.

Глава 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЙ И ТЕХНИКИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Анализ условий работы штанговых насосов.

1.2 Анализ технологии и техники эксплуатации скважин с осложненными условиями.

1.2.1 Штанговые насосы для работы в наклонно направленных скважинах.

1.2.2 Защита насоса от газа и механических примесей в наклонно направленных скважинах.

1.3 Влияние осложняющих факторов на величину объемных потерь в штанговом насосе.

1.4 Методы расчета коэффициента подачи штанговой насосной установки.

1.4.1 Расчет подачи штангового скважинного насоса.

1.4.2 Расчет утечек через плунжерную пару.

1.4.3 Расчет коэффициента, учитывающего влияние свободного газа.

1.4.4 Расчет коэффициента, учитывающего влияние растворенного газа на подачу насоса.

1.4.5 Расчет коэффициента, учитывающего упругие деформации труб и штанг.

1.4.6 Расчет допустимого угла отклонения оси насоса от вертикали.

1.4.7 Адаптационная модель расчета коэффициента подачи штанговой установки.

Выводы.

Глава 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ.

2.1 Анализ и исследование влияния технологических факторов на работоспособность штанговых насосов.

2.2 Выбор и обоснование критерия оценки технического ресурса штанговых насосов.

2.3 Оценка адекватности показателей надежности глубиннонасосного оборудования.

2.4 Сравнение наработки и комплексного показателя надежности на примере выборок данных по отказам глубинных насосов.

2.5 Использования комплексного показателя надежности для прогноза времени безотказной работы.

Выводы.

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ УТЕЧЕК ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ЗАЗОРЕ ПЛУНЖЕРНОЙ ПАРЫ

3.1 Влияние водосодержания на вязкость водонефтяной эмульсии.

3.2 Расчет сил трения в плунжерной паре, работающей в искривленной скважине с обводненной продукцией.

3.3 Исследование силы трения плунжерной пары при откачке водонефтяной эмульсии.

3.4 Определение коэффициента трения состояния покоя между плунжером и цилиндром при трении в различных средах.

3.5 Исследование закономерностей утечек откачиваемой жидкости в зазоре плунжерной пары насоса.

3.6 Метод турбулизации пограничного слоя.

3.7 Экспериментальное исследование влияния модифицированного плунжера на рабочую характеристику насоса.

3.8 Методика проведения экспериментов при исследовании утечек через плунжерную пару.

3.9 Анализ результатов лабораторных исследований утечек через плунжерную пару.

ЗЛО Критерии подобия при моделировании на стенде работы насоса с модифицированным плунжером.

3.11 Определение нагрузки на плунжер от гидравлических потерь напора в зазоре плунжер-цилиндр.

Выводы.

Глава 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯКОЭФФИЦИЕНТАПОДАЧИ И ИЗНОСОСТОЙКОСТИ ПЛУНЖЕРНОЙ ПАРЫ.

4.1 Скважинный штанговый насос с турбулизатором потока.

4.2 Устройство для нанесения регулярного микрорельефа на поверхности плунжера.

4.3 Опытный образец устройства для нанесения регулярного микрорельефа и результаты обработки поверхности плунжера.

Выводы.

В настоящее время разработка большинства нефтяных месторождений характеризуется следующими особенностями: высокой обводненностью добываемой продукции скважин, ростом доли добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов, увеличением в эксплуатационном фонде месторождений скважин со сложнопостроенным профилем (наклонно-направленные, горизонтальные скважины, скважины с боковыми стволами), масштабным применением физико-химических методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. Эти особенности ведут к осложнению условий работы глубиннонасосных штанговых установок: к снижению коэффициента подачи насоса и коэффициента полезного действия напрямую или через увеличение нагрузок на штанговую колонну и возрастание деформации штанг и труб, или в результате их одновременного воздействия, сокращению межремонтного периода работы установки. В связи с этим оптимизация технологии эксплуатации указанных скважин, совершенствование насосных установок с целью улучшения их рабочих параметров являются актуальными задачами в нефтедобыче.

Цель работы. Разработка технических и технологических решений для повышения коэффициента подачи штангового насоса и увеличения межремонтного периода его работы.

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи:

1. Математическое моделирование фильтрации жидкости в зазоре «плунжер-цилиндр», теоретическое обоснование путей снижения утечек через плунжерную пару.

2. Разработка технических решений и технологии снижения утечек через зазор плунжерной пары.

3. Разработка лабораторного стенда для исследования новой технологии и технических средств по снижению утечек через зазор плунжерной пары.

4. Разработка и промышленное испытание технических устройств, позволяющих реализовать теоретически обоснованную технологию снижения утечек через зазор плунжерной пары серийных штанговых насосов.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертации задачи решались статистическими исследованиями отказов насосов, теоретическими исследованиями фильтрации жидкости через зазор плунжерной пары, лабораторными экспериментами на специальных стендах, опытно-промышленными испытаниями.

Научная новизна работы

1. Предложена матехматическая модель для оценки величины утечек через зазор плунжерной пары штангового насоса , теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность уменьшения утечек искусственной турбулизацией пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера при низких значениях числа Рейнольдса Ые (1. 10).

2. Предложен новый метод для уменьшения утечек через зазор плунжерной пары штангового насоса выполнением плунжера с искусственной шероховатостью на его поверхности в виде волнообразного кольцевого регулярного микрорельефа (РМР).

Практическая ценность

1. Разработана технология модификации плунжеров штанговых насосов путем нанесения на них РМР для существенного снижения утечек откачиваемой жидкости через плунжерную пару серийных насосов.

2. Разработаны способ и устройство для модификации поверхности плунжера серийных штанговых насосов.

3. Разработан штанговый насос с нанесенным на поверхности плунжера РМР. Глубинные насосы с РМР прошли успешные промышленные испытания на Туймазинском месторождении. На трех скважинах, оснащенных глубинными насосами с РМР, дополнительно за счет снижения утечек в плунжерной паре добыто 119,94 тонн нефти в год.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты исследований по теме диссертации доложены и обсуждены на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук», г.Уфа, 2008 г.; Международной научно-технической конференции, посвященной памяти А.Х.Мирзаджанзаде, г.Баку, 2008г.; технических советах НГДУ «Туймазанефть» в 2001 и 2002г.г.

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано семь статей, в том числе 2 работы в изданиях ВАК Минобрнауки РФ, и получен один патент РФ № 2365786 на изобретение.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка использованной литературы из 98 наименований. Работа изложена на 136 страницах, содержит 44 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.

5. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1.Показано, что при разработке математической модели утечек откачиваемой жидкости через плунжерную пару насоса с шероховатой поверхностью плунжера необходимо применить положения теории пограничного слоя . Расчетами по указанной в работе методике доказано, что утечки жидкости при искусственной турбулизации пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера, уменьшаются кратно по сравнению со стандартными плунжером и цилиндром.

2.Теоретически обосновано, что турбулизацию пограничного слоя, примыкающего к поверхности плунжера, при очень низких значениях числа Рейнольде Яе (1.10) можно вызвать нанесением на поверхности плунжера регулярного микрорельефа (РМР), состоящего из волнообразных замкнутых кольцевых канавок.

3 .Разработано устройство для модификации плунжера серийных штанговых насосов нанесением на его поверхности РМР в виде канавок, получаемых механическим вдавливанием шарика в металл плунжера.

4. На созданном лабораторном стенде экспериментально установлено, что утечки через плунжерную пару насосов с РМР на 30% меньше, чем для обычной плунжерной пары.

5.Разработанные штанговые насосы с нанесенным РМР на поверхности плунжеров показали существенное увеличение коэффициента подачи при работе в промышленных условиях.

1. A.c. СССР №321543. Устройство для обработки шариком внутренних цилиндрических поверхностей деталей. Шнейдер Ю.Г., Дворнов Ю.С., Гамагин В.П. Б.И. №35. 1972. - 2с.

2. A.c. СССР №1035282. Скважинный штанговый насос. Валишин Ю.Г., Уразаков K.P., Шарин Л.К. и др. Б.И. №30. 1983. - 2с.

3. A.c. СССР № 1439282. Скважинный штанговый насос. Уразаков K.P., Султанов Б.З., Жулаев В.П. и др. Б.И.№43. 1988. - 2с.

4. Агамалов Г.Б., Исмагилов Ф.Г. Исследование фильтрации откачиваемой жидкости в зазоре плунжерной пары глубинного насоса с позиции теории пограничного слоя. — Нефтегазовое дело, НТЖ, т.6. — №1. — 2008. С. 272 - 276.

5. Агамалов Г.Б., Исмагилов Ф.Г. Методы расчета коэффициента подачи штанговых установок. — Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело». 2005. - 34с.

6. Агроскин И.И. Гидравлика. Л.: Госэнергоиздат, 1944. - 400 с.

7. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра. 1979. -213 с.

8. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1987.- 167с.

9. Афанасьев В.А., Овсий Л.И., Сергеев А.Г. Обоснование направлений развития технических средств подъема жидкости из скважин //Нефтяное хозяйство.- 1991,- № 1.-С. 14-22.

10. Балакирев Ю.А., Тегельская Н.В., Слепян Е.А. и др. Добыча высоковязких нефтей скважинными штанговыми насосами // Нефтяное хозяйство 1981. - №7. - С.64-66.

11. Батыров Х.М. Относительная скорость подъема нефти в эксплуатационной колонне скважин // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр. ин-та/ Татнипинефть, 1978. Вып. 39.1. С.137-141.

12. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти / Нефтепромысловое дело, НТИ М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 9.-С. 24-28.

13. Бахтизин Р.Н., Исмагилов Ф.Г., Гафуров О.Г. Экспериментальное исследование плунжерной пары глубинного насоса с регулярным микрорельефом на поверхности плунжера. — Нефтегазовое дело, НТЖ, т.6. №2. - 2008. - С. 33-39.

14. Баширова Э.Р., Калинина Т.А., Баймухаметов Д.С. и др. Особенности условий применения деэмульгаторов на месторождениях Башкирии / сб.научн.тр. БашНИПИнефть. Уфа. - 2003. Вып. 112. - С. 164-173.

15. Бурцев И.Б., Ибрагимов Ф.И. К определению коэффициента подачи штангового насоса // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Тр. УНИ, 1978. С. 45-49.

16. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти // Темат.науч.-техн.обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 2. 40 с.

17. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1992. -150 с.

18. Валишин Ю.Г. Прогнозирование производительности штанговой глубиннонасосной установки // Нефтепромысловое дело. 1976. - №48. -С. 63-68.

19. Виденеев В.И., Чистяков В.Г. Улучшение показателей работы насосных скважин при совместном проявлении механических примесей и асфальтопарафинов. // Нефтепромысловое дело. — №1. 2002. - С.50-53.

20. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти // Тр. ин-та/ВНИИ. 1971. Вып. 57.- 184 с.

21. Временное методическое руководство по установлению режимов работы глубинных штанговых насосов // Репин H.H., Юсупов О.Н., Валишин Ю.Г. Уфа, 1971.

22. Габдрахманов Н.Х. Эксплуатация малодебитных скважин

23. Туймазинского нефтяного месторождения. — М.: Недра, 2004. — 215 с.

24. Грабович В.П., Касьянов В.М. Упрощение формулы для расчета нагрузок на головку балансира станка-качалки. НТС ВНИИОЭНГ «Нефтепромысловое дело». — 1966. — №8. — С. 14-17.

25. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Казань: Таткнигоиздат, 1973. -242 с.

26. Гурбанов P.C., Касимов А.Ф. Определение утечки жидкости через зазор между плунжером и цилиндром насоса при турбулентном режиме // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 962. - №2. - С. 44-46.

27. Гуревич A.C. Исследование процесса сепарации газа у приема погружного оборудования, работающего в нефтяной скважине: автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М., ин-т нефтехим. и газовой промышленности им. И.М.Губкина, 1973. - 24 с.

28. Гусейнов Г.С., Рустамов Э.М., Саакян A.M. Исследование работы глубинных насосов с различными начальными зазорами // Азербайджанское нефтяное хозяйство. №2.- 1972. - С. 24-26.

29. Дейли Дж., Харлеман Д. Механика жидкости. М.: Энергия, 1971. -273с.

30. Драготеску Н.Д. Глубинонасосная добыча нефти. М.: Недра, 1996. -418 с.

31. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов. // Нефтяное хозяйство. №1. - 2003.

32. Зрелкин В.А. Защита СШН от газа в наклонно направленных скважинах

33. Нефтяное хозяйство. 1992. - №9. - С. 31-32.

34. Зубаиров С.Г. Проектирование штанговых насосных установок для осложненных условий эксплуатации. Уфа: Изд-воУГНТУ, 1999. — 157с.

35. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И. и др. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа.-М.:Изд-во МГОУ, 2005.- 244с.

36. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: ГУЛ, изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2002. - 824 с.

37. Инюшин Н.Н, Валеев А.М, Перельман О.М., и др. Надежность погружного оборудования в условиях эксплуатации ООО «Лукойл -Западная Сибирь» // Технологии ТЭК. 2004. - №6. - С. 51-55.

38. Исмагилов Ф.Г. Влияние reo лого-промысловых условий на эффективность работы глубиннонасосного оборудования // Материалы Международной научно-технической конференции, 2008. Вып. 3. С. 48-51.

39. Ишемгужин С.Б. Справочник мастера по добыче нефти. Альметьевск, НИС ОАО «Татнефть», 2000. - 334 с.

40. Ишмурзин A.A. Изучение причин и закономерности снижения подачи штанговых насосов при откачке парафинистой нефти без абразивных включений // Тез.докл. 2-ой зональной научн.-техн. конф. по комплексной программе Минвуза РСФСР, 1984. С. 95-96.

41. Ишмурзин A.A., Аранцев М.А. Изучение причин заклинивания плунжера в цилиндре и способы их устранения // Нефтепромысловое дело, РНТС / ВНИИОНЭГ, 1972. №7. - С. 28-29.

42. Ишмурзин A.A., Аранцев М.А. Ликвидация заклинивания плунжера при откачке парафинистой нефти // Информ. листок БашЦНТИ. Уфа, 1972. -№189.-4 с.

43. Кадымова К.С., Мовламов Ш.С. Изучение видов трения в подземной части глубинно-насосной установки // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1973. №3. - С. 41 - 43.

44. Каплан Jl.С. Эксплуатация малодебитных скважин. Уфа, УГНТУ, 1994. -36 с.

45. Каплан Л.С., A.B. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении. // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. 416 с.

46. Каплан Л.С., Семенов A.B., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. — М.: Недра, 2003. — 190 с.

47. Карапетов К.А., Балакирев Ю.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин. — М.: Недра, 1966. -184с.

48. Кендалл М., Стыоарт А. Статистические выводы и связи. М.: Наука, 1973.-900 с.

49. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов-Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфсервис», 2005.-528с.

50. Круман Б.Б. Практика эксплуатации и исследования глубинно-насосных скважин — М.: Недра, 1964. — 187 с.

51. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Проблемы гидродинамики и их математические модели. -М.: Наука, 1973. 193 с.

52. Лайонз У., Плизг Г. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи -Перевод с англ.-СПб.: Профессия, 2009- 952с.

53. Лемешко Б.Ю. Асимптотически оптимальное группирование наблюдений в критериях согласия // Заводская лаборатория, 1998. т.64. -№1. - С. 56-64.

54. Мамонов Ф.А., Бадретдинов А.Н., Валеев A.M. и др. Закономерности разделения водонефтяной смеси в динамических условиях // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа. - 2005. Вып. 64. - С. 159-162.

55. Милинский В.М., Харламенко В.И., Лутфуллин А.Х. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса //130

56. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГД972. -№4. С. 16-18.

57. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003 -816с.

58. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М.: Недра, 1967. — 239 с.

59. Патрашев А.Н., Кивако JI.A., Гожий С.И. Прикладная гидромеханика. — М.: Изд-во Минобороны СССР, 1970. 532 с.

60. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И. и др. Статистический анализ надежности погружных установок в реальных условиях эксплуатации // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. 2002. - №3. - С.28-34.

61. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И. Слепченко С. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения // Технологии ТЭК. — 2005. №3. — С.66-72.

62. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М. Недра, 1965 .- 191 с.

63. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка // М.: Недра, 1986.- 120с.

64. Пирвердян A.M., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Баку: АЗНЕФТЕИЗДАТ, 1955. -191 с.

65. Писарик М.Н. Расчет утечек через зазор скважинного штангового насоса при откачке обводненной нефти // Нефтяное хозяйство. 1982. -№7. - С. 49 - 50.

66. Подкорытов С.М., Сельский А.А., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасоснымиустановками на Русском месторождении. // Тр. ин-та/ СибНИИНП, 1981.1. Вып. 22.-С. 21-25.

67. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2004.131509с.

68. Прандтль JI. Гидроаэромеханика. — М.: Изд-во иностр. лит., 1961.

69. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти / темат. научн.-техн. обзор. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 59 с.

70. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно направленных скважин. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. 372 с.

71. Рахматуллин В.Н., Валеев Н.Д. Добыча тяжелой нефти на Шафрановском месторождении // Нефтепромысловое дело. №3. - С. 15-16.

72. Рекин С.А. Износ и коррозия бурильных и обсадных колонн при строительстве и эксплуатации скважин. М., ВНИИОЭНГ, 2001. — 44 с.

73. Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами: Пер. с нем. — Австрия: Шеллер-Блекманн ГмбХ, 1988. — 150 с.

74. Сейтпагамбетов Ж.С., Агамалов Г.Б., Уразаков K.P. и др. Исследование особенностей работы штанговых насосов на месторождениях ОАО "СНПС-Актобемунайгаз" // Нефть и газ (Казахстан), Алма-ата. — № 3. — 2002.-С. 33-37.

75. Сердюк В.И. Исследование температурного режима штангового насоса в условиях скважин // Тр. ВолгоградНИПИнефть, 1974. В.22. С. 67-71.

76. Справочник по добыче нефти / K.P. Уразаков, A.B. Дашевский, С.Е.Здольник и др. Под ред. Уразакова K.P. СПб: ООО «Недра», 2006. - 448 с.

77. Тетерин С.А., Бакиров А.И. Предотвращение гидратобразования в скважинах, оборудованных штанговыми штанговыми насосами. // Нефтяное хозяйство. №9. - 2008. - С. 102-104.

78. Трахтман Г.И. Состояние штанговой глубиннонасосной эксплуатации нефтяных скважин за рубежом. Сер. «Нефтепромысловое дело». — М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

79. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных скважин. М.1. Недра, 1993.- 168 с.

80. Уразаков K.P., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин.// М.: Недра, 1999. — 268 с.

81. Уразаков K.P., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. — М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 56 с.

82. Уразаков K.P., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С. и др. Насосная добыча высоковязких нефтей из наклонных и обводненных скважин. -М.: Недра, 2003.-302 с.

83. Уразаков K.P., Кутдусова З.Р. Метод обработки статистической информации о работе штанговых установок // НТИС «Нефтепромысловое дело». 1982. - №3. - С. 6-9.

84. Уразаков З.К., Топольников A.C., Исмагилов Ф.Г. Комплексный показатель надежности глубиннонасосных установок / сб. трудов ОАО НПФ «Геофизика». Вып.6, Уфа: Изд-во НПФ «Геофизика», 2009. С. 179-194.

85. Хабибуллин З.А., Фасхутдинов P.A., Хусаинов З.М. Оптимизация режима работы малодебитных скважин на залежах аномальных нефтей. -Уфа, УНИД989. -70 с.

86. Харьков В.А. Эксплуатация обводненных скважин. — Казань: Таткнигоиздат, 1967. С. 79.

87. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983. С. 160 с.

88. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. М.: Недра. 1982.- 157 с.

89. Шарин Л.К. Относительная скорость движения газовой фазы в газожидкостной смеси. Тр. БашНИПИнефть. Вып. 37, 1973. С. 12-19.

90. Шнейдер Ю.Г. "Холодная бесштамповая обработка металлов давлением", Л.: Машиностроение, 1967. С. 183.

91. Щуров И.В. Влияние вязкости откачиваемой жидкости на величинугидродинамического трения штанг // НТЖ «Интервал». Самара: Изд-во ООО «Саар-Волга», 2000. - №6 (17). - С. 24-25.

92. Clauser F.H. The turbulent boundary layer. Advances in applied mechanics // Academic Press, Inc. 1956. - v.4. - P.2-51.

93. Freeman H.B. Force measurements on a 1/40 -scale model of the U.S. airship Acron // Nat. Advisory Comm. Aeron. 1932. - Rept. 432.

94. James W.D., Donald R. F. H. Fluid Dynamiks. Massachusetts, 1966.

95. Klebanoff P.S., Diehl Z.V. Some futures of artificially thickened fully developed turbulent boundary layers with zero-pressure gradient // Nat. Advisory Comm. Aeron. 1952. - Rept. 1110.

96. Moore W. F. An experimental investigation of the boundary layer development along a rough surface. Ph. D. Dissertation, State University of Iowa, 1951.

97. Prandtl L. Über Flüssigkeitsbewegung bei sehr kleiner Reibung, Proc. Third International Math. Congress. Heidelberg. 1904.

98. Rundstadler P.W., Kline S.J., Reynolds W.C. An experimental investigation of the flow structure of the turbulent boundary layer // Stanford University, Mechanical Engineering Department. June 1963. - Rept. MD - 8.

99. Shultz-Grunov F. Neues Widerstandsgesetz für glatte Platten, Luftfahrtforschung, Bd 17, 239, 1940. Nat. Advisory Comm. Aeron., Tech. Memo, 986, 1941.1. АКТот 04.07.2002г.

100. Дополнительная добыча нефти за 2000 год составила 50,74 т нефти, за 2001 69,2 т. Экономический эффект за 2000 год составил 29,3 т.руб, за 2001 год 57,4 т.руб.

101. При принятии решения о внедрении учтены результаты промысловых испытаний.

102. Акт от 04.07.2002 г., утвержденный главным инженером НГДУ «Туймазанефть» Мингуловым Ш.Г.