автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Разработка методов снижения износа штангового насосного оборудования в наклонно направленных скважинах

На правах рукописи

Газаров Аленик Григорьевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ ИЗНОСА ШТАНГОВОГО НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 05.02.13 - «Машины, агрегаты и процессы»

(Нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Когалымский научно - исследовательский и проектный институт нефти» (ООО «КогалымНИПИнефть»).

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Защита диссертации состоится « 29 » июня 2004 года в 15-30 часов 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 диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государстве

Уразаков Камил Рахматуллович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Алексеев Леонид Александрович;

кандидат технических наук Баталов Самат Юнирович. Ведущая организация ООО «Уфанефть».

Ученый секретарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Кустовое бурение наклонно направленных скважин (ННС) является в настоящее время наиболее распространенным способом освоения залежей нефти во многих регионах России. Строительство ННС и их дальнейшая эксплуатация позволяют существенно сэкономить капитальные и эксплуатационные затраты недропользователя и улучшить экологическую обстановку в районах добычи нефти.

Вместе с тем, характер профилей добывающих скважин, в силу наличия участков повышенной кривизны и наклона, вносит существенные осложнения в механизированную эксплуатацию. Износ штанг и насосно-компрессорных труб в значительной мере снижает межремонтный период (МРП) работы скважин.

Наибольшие осложнения имеют место при штанговонасосном способе эксплуатации скважпп. На отдельных участках ствола с пространственным искривлением возникают большие прижимающие усилия и силы трения, зоны интенсивного износа штанг и труб, приводящие либо к обрыву колонны штанг, либо к появлению сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах и потере подачи насосной установки, преждевременному изнашиванию эксплуатационной колонны. Значимым фактором, ускоряющим темп износа подземного оборудования, является коррозия металла в агрессивной среде. Обводнение продуктивных пластов и повышенная минерализация попутно-добываемой воды при наличии сил трения могут создавать условия интенсивного коррозионно-механического изнашивания металла штанг и труб. Износу оборудования способствует наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, выносимых из пласта (прежде всего кварцевого песка), или образующихся в скважине (продукты коррозии металла). Попадая в зону трения, они могут многократно ускорить износ материала штанг и труб.

Таким образом, осложнения, связанные с наклонно направленным профилем стволов добывающих скважин, насосным оборудованием, весьма злободневны

Целью настоящей работы является разработка способов и технических средств снижения износа глубинно-насосного оборудования наклонно направленных скважин путем выявления причин и характера процесса изнашивания.

Задачи исследований

1. Анализ факторов, влияющих на условия работы и изнашивания глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах.

2. Лабораторные экспериментальные исследования условий изнашивания глубинно-насосного оборудования.

3. Разработка методики прогнозирования осложнений в работе насосного оборудования и его наработки на отказ в искривленных скважинах.

4. Разработка методов и технических средств снижения износа глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и лабораторных исследований процессов трения и износа взаимодействующих пар трения подземного оборудования с применением методов математической статистики и моделирования физических процессов с привлечением современных средств вычислительной техники.

Научная новизна

1. Получен модифицированный параметр трения, учитывающий шероховатость поверхностей и ширину полосы контакта трущихся пар, для которого установлена обобщенная зависимость величины коэффициента трения штанговой колонны о насосно-компрессорные трубы для зон сухого, смешанного и вязкого трения.

2. Установлены экспериментальные зависимости коэффициента трения штанговых центраторов различных конструкций от модифицированного параметра трения и содержания механических примесей в жидкости.

3. Получены зависимости износа оборудования от периода наработки в агрессивных средах при различных концентрациях механических примесей. Показано, что основной причиной катастрофического износа подземного оборудования является присутствие кварцевого песка, выносимого из пласта, в среде коррозионно- агрессивной жидкости.

Практическая ценность работы

1. Для условий Когалымской группы месторождений (пласты АВ1, ЮВ1) установлена статистическая зависимость содержания мех-примесей в скважинной продукции от депрессии на пласт, а также критическая величина депрессии, превышение которой приводит к резкому росту количества выносимого из пласта песка. Разработано и внедрено устройство очистки забоя скважин от продуктов разрушения пласта.

2. Разработаны и внедрены конструкции центраторов штанговых колонн, снижающие трение и износ подземного оборудования.

3. Разработана, изготовлена и внедрена конструкция песочного якоря, позволяющего эффективно улавливать песок, выносимый из пласта, и увеличивать тем самым срок службы насосного оборудования.

4. Предложена новая методика построения динамической динамо-граммы работы штанговых насосов.

5. Разработана и внедрена конструкция шарнирного соединения для штанг, являющегося компенсатором упругих деформаций, возникающих при кручении и изгибе штанг.

Основные положения, защищаемые в работе

1. Закономерности трения и изнашивания подземного оборудования в скважинах с интенсивным искривлением ствола при обводнении продукции и содержании в ней абразивных частиц.

2. Методы прогнозирования участков повышенного износа штанго-

вой колонны по критерию Зоммерфельда, а также осложнений в работе насосного оборудования и его наработки на отказ.

3. Динамическая модель работы штангового насоса в искривленных скважинах в условиях высокого содержания газа на приеме пасо-сов.

4. Технические средства предупреждения износа подземного оборудования скважин с интенсивным искривлением стволов.

Реализация работы

1. Разработано и внедрено на скважинах ООО «Лукойл-Западная Сибирь» устройство очистки забоя скважин УОЗ - 4.

2. Разработано и внедрено на скважинах ТИП «Лангепаснефтегаз» шарнирное соединение насосных штанг.

3. Ряд скважин ТПП «Лангепаснефтегаз» оснащены центраторами.

4Хруппа скважин ТПП «Лангепаснефтегаз» оборудована штанговыми

колоннами с графитонаполненными центраторами и протекторами, устанавливаемыми на НКТ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно - технических конференциях в ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урай-нефтегаз», ТПП «Когалымнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и ООО <<КогалымНИПИнефть» в период 2000-2003 гг.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 8 патентов ла изобретения и полезные модели, одна монография, один руководящий документ, статьи и материалы научно-практических конференций.

Объем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, общих выводов и рекомендаций, списка литературных источников из 127 наименований. Работа изложена на 127 страницах машинописного текста, содержит 35 рисунков, 24 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность рассматриваемых в работе задач.

В первой главе выполнен анализ осложнений, возникающих при механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин. Основными факторами, осложняющими добычу нефти в Западной Сибири, являются большая глубина скважин, вынос механических примесей из пласта, обводнение залежей, высокое газосодержание нефти, наличие многолетнемерзлых горных пород. Наиболее сложной проблемой эксплуатации является изнашивание подземного оборудования на участках повышенной кривизны стволов. Нередки случаи полного износа соединительных муфт штанг и образования сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах. Кроме того, кривизна стволов, доходящая в отдельных случаях до 5-6° на 10 м, вызывает также заклинивание насосов, обрывы штанг и полет насосно-компрессорных труб.

Большая кривизна стволов скважин в целом снижает межремонтный период работы (МРП). Для месторождений нефти ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» автором получена статистическая связь МРП скважин с обобщенным параметром искривления ствола Щ предложенным в работах К. Р. Уразакова:

странственная кривизна ствола, градусов на 10 м; Отщ - максимальный угол наклона ствола, градусы; Аа - разность прострапственных углов на концах участка с максимальной кривизной, градусы; Л1 - длина интервала с максимальным искривлением, м; lj - глубина расположения максимального угла наклона, м; ¡2 - глубина расположения участка с максимальной кривизной, м; к - количество участков в стволе скважины с градиентом более 2° на 10 м. При увеличении параметра цт с 0,22 до 0,45 град/м МРП скважин снижается с 250 до 50 сут.

Для оценки влияния свойств откачиваемой среды на трение и износ

МРП = - 86,6 In у/+130,

(1)

где

максимальная про-

оборудования скважин выполнен анализ физико-химических и реологических параметров пластовых жидкостей. Анализ показал, что попутно-добываемые пластовые воды большинства скважин ТПП «Урайнефтегаз» относятся к сильно агрессивным средам с содержанием сероводорода в пределах 2-6 мг/л и углекислого газа до 200 мг/л. Таким образом, пластовые воды этой группы месторождений являются коррозионно-агрессивными средами.

Обводнение нефти существенно увеличивает ее вязкость, влияющую на коэффициент трения штанг о трубы. Для обводненной нефти крупнейшего в регионе Повховского месторождения получена экспериментальная зависимость эффективной вязкости нефти от обводненности:

¡Лэф - 7,3 1СГ3 ехр (4,6В), Па-с, (2)

где В - обводненность нефти в долях ед.

Формула (2) получена для стандартных условий. Значение ц^ф справедливо для градиентов скорости более ввиду проявления неньютоновских свойств в диапазоне малых градиентов скорости. Формулой можно с достаточной степенью точности пользоваться для расчета вязкости скважин-ной продукции в НКТ.

Анализ применения устройств, защищающих глубинно-насосное оборудование от износа, показал, что полиэтиленовые центраторы работают 1-3 месяца и, деформируясь, плавятся; при проведении подземных ремонтов через 2-3 месяца они не обнаруживаются. Надежность работы центраторов, снабженных шариками, оказалась невысокой. Роликовые центраторы дают положительный эффект, однако относительная сложность позволяет рекомендовать их к применению только в скважинах, имеющих значительное искривление ствола. Наиболее надежными и практичными зарекомендовали себя укороченные штанги и центраторы, устанавливаемые на теле штанг.

Приведенный литературный обзор отечественного и зарубежного опыта борьбы с изнашиванием внутрискважинного оборудования показал, что не существует единой универсальной методики предотвращения преждевременного износа.

В заключении первой главы сформулированы цель и задачи исследования.

Во второй главе изложены результаты исследований причин и закономерностей изнашивания подземного оборудования скважин на основе обработки промысловых данных, а также результатов лабораторных экспериментальных исследований темпов и характера износа.

На основе известного в теории машиностроения и изнашивания материалов числа Зоммерфельда получен модифицированный параметр трения отличающийся тем, что в отличие от числа Зоммерфельда учитывает

степень шероховатости поверхностей контакта и площадь контакта:

¿о -'

(3)

где V — скорость относительного движения; ц - вязкость жидкой среды; £2 - площадь контакта; N - радиальная сила прижатия;.Д,,- средняя высота выступов (шероховатость) трущихся поверхностей.

Использование параметра ^о позволило получить обобщенные коэффициенты в известной формуле КР. Уразакова для определения коэффициента трения /щр для различных диаметров штанг и НКТ:

(4)

где значения коэффициентов соответственно приняли значения

10,5; 0,15; 0,50; 8,9-101.

Формула (4) при этих значениях коэффициентов позволяет определить границы перехода от сухого трения к смешанному и далее к гидродинамическому. Начало режима гидродинамического трения, например, соответствует значению параметра [л/^о • 102] порядка 0,5.

Малые значения параметра , свидетельствующие о режиме сухого трения штанговой колонны о НКТ, одновременно указывают на высокую интенсивность их изнашивания. Расчеты значений

по глубине искривленной

скважины с учетом возникающих сил прижатия Эйлера позволяют прогнози-

ровать возможные зоны наиболее интенсивного износа оборудования. Нами составлена программа расчета Эйлеровых сил и параметра &> по глубине искривленной скважины. Принималось, что при обводненности более 60 % наступала инверсия фаз эмульсий. С помощью программы были произведены расчеты для 13 скважин ТПП «Урайнефтегаз». Расчеты параметра во* показали, что во всех скважин на ряде интервалов по длине ствола реализуемый режим трения действительно находится в области сухого или полусухого трения и соответственно имеет место интенсивный износ оборудования. Таким образом, задача сводится к увеличению параметра для того, чтобы перевести характер взаимодействия контртел трения в зону гидродинамического режима.

На рисунке 1 в качестве примера приведен график распределения параметра Бо* по глубине скважины (Ъ) № 2176 ТПП «Лангепаснефтегаз». Каждая точка характеризует режим трения определенного центратора.

Из рисунка видно, что параметр Бо* снижается ниже 1,0 на интервалах 180...380 м и 400...800 м. На интервале 180..380 м [л/лМО2] < 0,4 трение центраторов о стенки НКТ происходит в режиме сухого трения, что может привести к катастрофическому износу и потере герметичности НКТ. На интервале 400...800 м трение происходит в режиме полусухого трения (граничной смазки) 0.4 < [-Тл/'Ю1] <1, что также является неблагоприятным режимом взаимодействия с точки зрения темпов износа. По промысловым данным, интервалы фактического износа НКТ составили 232...352 м; 472...712 м; 872...1142 м. Таким образом, расчетные показатели достаточно близко совпадают с фактическими. В интервале 872...1142 м износ произошел за счет потери устойчивости и спирального изгиба штанговой колонны при ходе вниз.

Эксперименты по определению темпа износа штанг, муфт и НКТ проводились на стенде ДООО «БашНИПИнефть», моделирующем условия работы пар трения в скважинах. Износу подвергались натурные образцы штанг и труб с созданием соответствующих сил прижатия, скорости и среды взаимодействия. В качестве последней использовались пластовая вода и водонефтя-ная эмульсия с различным содержанием механических примесей. На рисунке 2 показана зависимость коэффициента трения муфт о трубы от массового содержания мехпримесей в жидкости при обводненности 0...60 %(1) и 60... 100%(2).

Как видно из рисунка, возникает необходимость учета влияния содержания механических примесей путем введения в зависимость (4) дополнительного параметра вида кт, где т — массовая доля мехпримесей. Коэффициент ¿для нефтяной среды в среднем соответствует значению 0,39, а для водной - 0,82. Зависимость (4) приобретает вид

0.35 0.3 0,25

0,15 0.1 0,05 0

0. 1 2 3 4 5 6 7

м, %

Рисунок 2 — Зависимость коэффициента трения от содержания мех-примесей в среде взаимодействия Для более полной оценки влияния конструкции центратора на темп износа НКТ были проведены сравнительные испытания при одних и тех же режимах нагружения и с одинаковым количеством циклов работы. Результаты исследования износа различных типов центраторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты испытаний центраторов

Параметр' Центратор конструкции «РИТЭК - техносеовис» Центратор конструкции «КогалымНИПИнейпъ»

Длина контакта, мм ■ 50,0 66,5

Масса образца НКТ до испытания, кг 2,74 2,76

Масса образца НКТ после испытания, кг 2,74 2,75

Износ образца НКТ, г 2,0 0,5

Диаметр центратора до испытаний, мм 56,0 55,0

Диаметр- центратора после испытаний, мм 54,9 54,5

Износ центратора, мм 1,1 0,5

Таким образом, при проведении сравнительных испытаний выявлено, что за 34200 циклов нагружения износ образца НКТ при работе с центратором конструкции «РИТЭК» в 4 раза выше, чем при работе с центратором

«КогалымНИПНнефть».

Влияние содержания мехпримесей на скорость износа образцов НКТ при установке центраторов ЗАО «РИТЭК» показано на рисунке 3. Кривые 1, 2,3 получены при содержании мехпримесей 0; 3 и 5 % масс. Видно, что присутствие мехпримесей в кратное число увеличивает износ НКТ. Кривые на рисунке 2 получены при взаимодействии трущихся пар в пластовой воде.

3 -----

2.5 ----]--

2

О

X 15 о S

1

0.5 -V^T----

Oll I —---J-

0 1 2 3 4 5

Время, часы О 0% массы >3% массы А 5% массы

Рисунок 3 - Зависимость степени износа НКТ от времени работы и содержания мехпримесей в среде взаимодействия

Для исследования влияния пескопроявления на износ НКТ была проанализирована аварийность 234 скважин ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», оборудованных скребками-центраторами конструкции «РИТЭК-Техносервис». Исследования проб продукции из этих скважин показали, что основное содержание мехпримесей составляет кварцевый песок, который выносится из пласта; среднее количество мехпримесей составляет 55 мг/литр.

Вынос механических примесей из пласта определяется скоростью фильтрации жидкости преимущественно в призабойной зоне. С ростом депрессии на пласт при прочих равных условиях увеличивается содержание

прессии на пласт при прочих равных условиях увеличивается содержание взвешенных частиц в добываемой жидкости.

Для установления зависимости количества выносимых взвешенных частиц (КВЧ) от депрессии на пласты АВ[ и ЮВ] был проанализирован обширный лабораторный материал по содержанию КВЧ в скважинной продукции. Установлено, что до значения депрессии величины порядка 6,0-6,5 МПа количество взвешенных частиц находится в пределах 300 мг/л. При превышении депрессией величины 6,0-6,5 МПа начинается значительно более интенсивный вынос песка из пласта (до 1000 мг/л). Поэтому величину Р^- Рза^= можно принять за предельно допустимую депрессию на указанные пласты.

Литологические исследования частиц мехпримесей, оседающих в устьевых пробах жидкости, позволили получить фракционный состав выносимого материала. Наибольшая часть выносимого песка по пластам АВ] и ЮВ( располагается в диапазоне размеров 0,1 ...ОД мм.

Другим важнейшим фактором, определяющим интенсивность корро-зионно-механического износа, является содержание сероводорода и углекислого газа в среде взаимодействия трущихся тел.

Механизм усиления коррозии в присутствии сероводорода разнообразен. Исследования зарубежных и отечественных специалистов указывают на деполяризующее действие сероводорода, однако многие исследования указывают, что основное влияние на коррозию оказывают вторичные продукты коррозии - сульфиды железа. Совместное присутствие двуокиси углерода и сероводорода приводит к значительному увеличению темпов коррозии. Работа установленных на колонне штанг центраторов способствует образованию на поверхности насосно-компрессорных труб коррозионных макрогальвано-пар за счет образования анодных участков в зонах изнашивания.

Нами был проведен регрессионный анализ по ряду скважин, оборудованных УСШН, целью которого было выявление статистической зависимости наработки на отказ от совместного влияния различных факторов. Анализ

показал, что на величину наработки оказывают совместное влияние ряд показателей. Регрессионная зависимость описывается уравнением вида

N— 61,7рН—0,5 7-11143р+ 0,4 С02 + 14Н}Б+ 15,8Ре, (5)

где N — продолжительность наработки на отказ, сут; рН - кислотность среды; V - обводненность, %; р - плотность жидкости, г/см3; СОт-содержание углекислого газа, мг/л; .//¿^-содержание сероводорода, мг/л; Ре-содержание железа, мг/л. Среднее квадратичное отклонение В2 = 0,6 , уровень надежности 90 %.

В третьей главе приводится методика прогнозирования осложнений при эксплуатации наклонно направленных скважин путем использования предлагаемой динамической модели и методики прогноза наработки на отказ скважин, оборудованных штанговыми насосами.

Основная цель диагностики осложнений в работе оборудования сводится к расчету выходных параметров (нагрузок, фактической производительности, деформаций и т.д.) при заданных технологических режимах и условиях эксплуатации и сопоставлению этих параметров с допустимыми величинами. Применительно к УСШН диагностирование включает расчет экстремальных нагрузок на оборудование при заданных исходных параметрах (газовый фактор, вязкость среды, кривизна ствола скважины, содержание парафина в нефти и т.д.) и технологическом режиме и сопоставление нагрузок или напряжений в металле штанг с их допустимыми значениями, определенными ГОСТом.

Исследования, описанные в предыдущей главе, позволяют прогнозировать износ путем расчета сил сопротивления и использовании установленной связи между коэффициентом трения и количеством механических примесей в добываемой продукции, а также обводненностью нефти. Совокупность воздействия всех нагрузок на оборудование скважин можно отобразить в динамической модели и построить динамограмму работы насоса, отражающей реальный характер нагрузок. Динамическая модель сводится к системе четырех дифференциальных уравнений, описывающих действие сосрс-

доточенных сил (вес штанг, труб, упругость жидкости и материала, силы трения, инерции и др.).

где Мш — масса колонны штанг, V - скорость движения штанг, / - время, £ - закон движения точки подвеса штанг, К - обобщенный коэффициент упругости колонны штанг и НКТ, - перемещение точки подвеса штанг, -

П.уйО

давление в жидкости

,

скорость движения колонны штанг

О.уйО'

(направление меняется на противоположное), и — скорость движения жидкости, ¿^шя, — площадь сечения штанг на устье, — объем жидкости в НКТ, /3 -сжимаемость газожидкостной смеси, - площадь сечения плунжера, 5' шт - площадь сечения штанги, Ржлес- сила, создаваемая весом жидкости, Ру -устьевое давление, Р„р— давление на приеме насоса, Рж„с - нагрузка от веса жидкости , - коэффициенты, зависящие от вязкости жидкости, дина-

мического напряжения сдвига и др., Рст — сила сухого трения,, тж- масса жидкости, Бщр — площадь поперечного сечения НКТ.

Для апробации предложенной модели для ряда скважин были рассчитаны теоретические динамограммы с использованием вышеназванной системы уравнений. Параметры, входящие в уравнения, определялись исходя из условий работы рассматриваемых скважин. Расчетные данные по нагрузкам показали их хорошую сходимость с фактическими показателями (таблица 2)

Таблица 2 - Значения расчетных и фактических нагрузок

Номер Технологический режим Вяз- Нагрузка, кН

СКВ. Глубина подвески, м Диаметр насоса, мм Число качаний, 1/мин Длина хода,м кость, мПас Расч. Факт. Ошибка, %

20977 1300 32 2,4 3,0 24,1 3455 3612 4,3

23394 1300 44 2,4 6,0 15,3 3784 4030 6,1

20975 1100 44 4,5 2,7 24,1 3617 3840 5,8

Методика прогнозирования наработки на отказ глубинно-насосного оборудования основана на анализе статистической информации. Обработка статистических данных показала, что с изменением технологических параметров работы УСШН и степени кривизны ствола скважины заметно меняется продолжительность наработки на отказ.

Прогнозируемое значение наработки на отказ (Г) для одной скважины находится как сумма базового (среднего) значения наработки и отклонений наработки отдельно для каждого из параметров:

(7)

где п — количество рассматриваемых параметров.

Влияние параметров определяется путем линейной аппроксимации векторов - вектор отклонений наработки от

среднего значения наработки выборки, а - векторы от-

клонений рассматриваемых параметров от их средних значений. Вектор находится по формуле

где к — количество рассматриваемых скважин;

у - среднее значение наработки для рассматриваемой выборки;

— фактическое значение наработки для скважины. Векторы ДХ1,ДХ2,ДХ3,...ДХ4 определяются аналогичным образом:

Г-Г + ^ДГ,

где к — количество рассматриваемых скважин;

п - количество рассматриваемых параметров;

X/ — среднее значение_/-го параметра для рассматриваемой выборки; - значение параметра для скважины.

В результате аппроксимации отклонений всех параметров получается совокупность линейных уравнений вида

ДГ,-а,ДХ,+г\

ЛТ*2 т ¿^ДХз + Ьг

ДГ3 = а,ЛХ] + й, (8)

ДГ, ■» а4ДХ, +Ьк,

где - искомые векторы отклонения наработки, — векторы отклонения параметра от среднего значения, - количество рассматриваемых скважин.

Подставляя отклонение от среднего каждого параметра ДХ4 в соответствующее уравнение совокупности (9), получается отклонение наработки для каждого параметра. Найденное отклонение наработки подставляется в уравнение (8) и получаем прогнозируемое значение наработки.

Данная методика позволяет косвенно учесть человеческий фактор путем разделения скважин по цехам и вычисления средних значений отдельно для каждого цеха. При сильном отличии наработки на отказ различного скважинного оборудования (УСШН) рекомендуется разделение скважин по типам установок. Прогноз наработки на отказ на основе полученных зависимостей может быть использован для расчета экономической эффективности нового технологического режима отдельных скважин или групп скважин механизированного фонда.

В четвертой главе приведены способы совершенствования технологии эксплуатации наклонно направленных скважин путем разработки технических средств уменьшения износа оборудования.

Разработано устройство для защиты приема штангового насоса, позволяющее в момент его спуска в скважину производить очистку стенок обсадной колонны от смолопарафиновых и иных отложений, а в период эксплуатации выполняет роль песочного якоря.

Показано, что для предупреждения преждевременного износа оборудования наиболее действенным техническим средством являются центраторы со сниженным изнашивающим эффектом насосно-компрессорных труб за счет разработки более оптимальных конструкций и применения соответствующих наполнителей. Разработаны различные типы центрирующей и предохраняющей оснастки НКТ (центраторы, протекторы - центраторы, центраторы с наполнителем). Описание, условия применения и результаты внедрения данного оборудования в ТПП Урайнефтегаз» и ТПП «Лангепаснефтегаз» приведены в диссертационной работе. Для снижения изгибающих напряжений разработана оригинальная конструкция шарнирных соединений (ШС) для штанговых насосов. Шарнирное соединение штанг - прошло промысловые испытания в ТПП «Урайнефтегаз» и ТПП «Лангепаснефтегаз». Испытания устройства проведены в компоновке штанговых колонн в интервалах максимальных искривлений стволов. Места установок и необходимое число шарнирных соединений определялись по данным инклинометрии и режимам работы подземного насосного оборудования. Испытания показали значительное снижение нагрузок на штанговую колонну при использовании шарнирных соединений.

В пятой главе приведены результаты внедрения технических средств для снижения изнашивания глубинной части УСШН.

Нами был проведен анализ факторов, влияющих на темп износа сопрягаемых пар глубинной части УСШН, основным результатом которого явился вывод о том, что только комплексный подход к решению этой задачи может дать ощутимый положительный результат. В связи с этим, при разработке комплекса технических мероприятий по снижению темпов изнашивания глубинно-насосного оборудования на предприятиях ТПП «Урайнефте-

газ» и ТПП «Лангепаснефтегаз» реализовывался именно этот многоцелевой подход.

В комплекс технических средств и приемов, рекомендуемых для внедрения, входят:

1. Профилактическая очистка забоя при осуществлении текущих ремонтов скважин от скопившихся продуктов разрушения пласта-коллектора и коррозионно-механического разрушения глубинно-насосного оборудования методом депрессионного воздействия (патент на изобретение № 2213847).

2. Использование шарнирных соединений штанг при превышении предельно допустимой нормы искривления ствола скважины (патент на изобретение № 2211909).

3. Использование центраторов насосных штанг (патент на полезную модель № 25529) или штанговых протекторов — центраторов (патент на полезную модель №27145).

4. Использование специального протектора для НКТ в скважинах с коррозионно — активной пластовой продукцией.

Применение устройства очистки забоя на тринадцати скважинах позволило снизить содержание песка в потоке жидкости на 30-40 % в течение шести последующих после обработки месяцев.

Применение шарнирных соединений штанг позволило как минимум в полтора раза увеличить наработку на отказ глубинно-насосного оборудования на трех скважинах Нивагальского месторождения. Динамограммы до и после установки ШС подтвердили снижение уровня максимальных нагрузок на 600-800 кгс. В ТПП «Лангепаснефтегаз» принято решение об оснащении ШС 280 скважин с интенсивным искривлением стволов.

Результаты испытаний центраторов с увеличенной площадью контакта на пяти скважинах ТПП «Лангепаснефтегаз» убедительно доказывают целесообразность их применения в высокообводненных скважинах, не осложненных парафиноотложениями: наработка увеличилась в 1,6 раза.

Результаты промысловых испытаний скребков-центраторов из графи-тонаполненного материала на девятнадцати скважинах ТПП «Лангепаснеф-тегаз» показали, что средняя текущая наработка на отказ после установки скребков составила 342 суток против 204 суток до установки. Наиболее эффективно применение графитонаполненных скребков-центраторов в скважинах, осложненных парафиноотложениями.

Специальный протектор, устанавливаемый на НКТ в скважинах с кор-розионно-активной средой, был включен в схему компоновки пяти скважин в 2002 году. Наработка на отказ уже превысила величину, достигаемую до внедрения протектора. Скважины продолжают эксплуатироваться, т.е. наработка продолжает увеличиваться.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ условий эксплуатации и износа глубинно-насосного оборудования в скважинах с повышенной (сверхнормативной) кривизной стволов показал, что преобладает коррозионно-механический характер износа труб и штанг в агрессивных средах в присутствии механических примесей. Установлена зависимость межремонтного периода работы скважин от обобщенного параметра искривления стволов.

2. Получен обобщенный параметр трения, учитывающий шероховатость трущихся поверхностей, позволивший установить универсальную зависимость коэффициента трения от этого параметра для различных типоразмеров штанг и насосно-компрессорных труб.

3. Лабораторными исследованиями установлена степень влияния мех-примесей на коэффициент трения штанг о трубы и износ оборудования в пластовых жидкостях различной обводненности. Предложена методика про-гпозирования зоны износа насосного оборудования на основе расчета параметра Зоммерфельда на различных глубинах скважины.

4. Получена статистическая зависимость наработки оборудования на отказ от массового содержания в пластовых водах сероводорода, углекислого

газа, железа, а также кислотности среды. Разработана методика прогнозирования наработки на отказ, учитывающая технологические параметры работы скважин.

5. Разработана динамическая модель работы скважинного насоса, учитывающая трение колонны штанг о трубы в искривленных скважинах, показавшая удовлетворительную сходимость расчетных и фактических показателей нагрузок на оборудование в реальных скважинах.

6. Разработаны и испытаны на скважинах с повышенной кривизной ствола различные типы протекторов - центраторов, уменьшающих износ оборудования, устройство очистки забоя для снижения доли механических примесей в добываемой жидкости, а также шарнирное соединение штанг, существенно снижающее возникающие в них напряжения изгиба.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Газаров А.Г., Нифонтов АЛ., Зайнулин А.В. Автоматизирование методов подбора ГНО — перспективный путь оптимизации работы насосного оборудования //Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Материалы первой науч.-практ. конф.-г. Когалым, 17-18 декабря 2001г. - Кн. 2 - С. 115-116.

2. Газаров А.Г., Буранчин А.Р., Киекбаев И.Д. Проблемы борьбы с коррозией и износом НКТ, штанг и скребков — центраторов штангово-глубинных насосов для скважин с осложненными геолого — техническими условиями //Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Материалы первой науч.-практ. конф.-г. Когалым, 17-18 декабря 2001г. - Кн. 2 - С. 126 - 131.

3. Сергиенко В.Н., Газаров А.Г., Энштейн А.Р., Камалетдинов Р.С. Методы интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях //Нефтяное хозяйство.- 2001.- №6. - с. 62-63.

4. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Пчелинцев Ю.В. Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложненными геолого-техническими условиями //Автоматизация, телемеханизация и связь с нефтяной промышленности: РНТС.-М: ВНИИОЭНГ, 2002,- №11.-С.5 -7.

5. Газаров А.Г., Рекин СА, Абуталипов У.М. Модифицированный параметр Зоммерфельда для исследования трения штанг о трубы: Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть. - Уфа, 2002.- Вып. 106.- С. 59-61.

6. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Галеев Ф.Х., Атнабаев З.М., Газаров А.Г. Результаты применения программно - технологического комплекса «Насос» на месторождениях Урало - Поволжья и Западной Сибири: Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть. - Уфа, 2002.- Вып. 106.- С. 26-39.

7. Габдрахманов Н.Х., Латыпов А.М., Галеев Ф.Х., Абуталипов У.М., Газаров А.Г. К вопросу расчета нагрузок трения в искривленных скважинах: Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть. - Уфа, 2002.- Вып. 106.- С. 51-53.

8. Уразаков К.Р., Резванов М.А.,Кутдусов Э.Т., Сабиров P.M., Газаров А.Г. Штанги насосные и муфты штанговые: Технические требования к штангам насосным, прошедшим восстановление и упрочнение методом пластической деформации, и муфтам штанговым. РД 03-00147275-083-2002 /ДООО БашНИПИнефть. - Уфа, 2002.- 37 с.

9. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин /Под ред. М.Д. Валеева. - М.: «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 303 с.

10. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Андреев В.Е. К вопросу усталостно -коррозионного износа глубинно - насосного оборудования //Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. - Вып. - 4. - Уфа: Изд-во «Монография», 2003.- С.222-223.

11. Пат. РФ. Соединительная муфта насосных штанг /А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, А.Р. Буранчин. - № 2211909; Заявл. 13.11.2001; Опубл.

10.09.2003 // БИ.-2003.-№ 25.

12. Пат. РФ. У(що^^йфефе«^ионной очистки забоя скважин /А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, М.И. Галай, Е.Г. Сычев. - № 2213847; Заявл. 21.09.2001; Опубл. 28.10.2003 И БИ.-2003.-№ 28.

13. Свид. РФ на полезную модель. Соединительное устройство насосных штанг /А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, М.И. Галай. - № 33390. - 2001.

14. Свид. РФ на полезную модель. Протектор - центратор /А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, А.А. Чакин, А.Р. Буранчин. - № 25529. - 2001.

15. Свид. РФ на полезную модель. Устройство для имплозионного воздействия на призабойную зону скважины /А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, Р.Г. Рамазанов, К.Т. Суфьянов. - № 24239. - 2001.

16. Свид. РФ на полезную модель. Штанговый протектор - центратор /А.Г. Газаров, А.И. Трофимов, АЛ. Со.ин, А.Р. Эпштейн. - № 27145. - 2002.

17. Свид. РФ на полезную модель. Скважинный штанговый насос /А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, В.Е. Андреев, А.Р. Буранчин. - № 33786. - 2003.

18. Пат. РФ. Установка для освоения скважин /А.Г. Газаров, М.Д. Ва-леев, В.Н. Сергиенко, К.Р. Уразаков . - № 2182677; Заявл. 06.05.2000; Опубл. 20.05.2002 // БИ.-2000.-№ 14 ч.2.

Подписано в печать 24.05.2004. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Печать трафаретная. Печ. л. 1,5. Тираж 90 экз. Заказ 190.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. Адрес типографии: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

Введение.

1. Анализ опыта эксплуатации добывающих скважин с повышенной кривизной стволов.

1.1. Факторы, влияющие на интенсивность износа глубинно насосного оборудования.

1.2. Обзор научных и промышленных разработок в области способов снижения механического износа оборудования скважин.

Выводы.

2. Исследование причин и закономерностей износа подземного оборудования скважин.

2.1. Параметры режима граничного трения.

2.2. Исследования износа насосного оборудования в искривленных скважинах.

2.2.1. Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов.

2.2.2. Результаты экспериментов по изучению износа металла труб и штанг.

2.3. Связь между числом Зоммерфельда и износом оборудования по глубине скважины.

2.4. Влияние коррозионной активности откачиваемой среды на износ оборудования.

2.5. Основные закономерности пескопроявления в добывающих скважинах, приводящего к повышенному износу оборудования.

Выводы.

3. Прогнозирование осложнений в работе УСШН в наклонно-направленных скважинах.

3.1. Динамическая модель работы штангового насоса.

3.2. Методика прогноза наработки на отказ механизированного фонда скважин, оборудованных УСШН.

Выводы.

4. Совершенствование технологии эксплуатации наклонно-направленных скважинах.

4.1. Оптимальный профиль ствола наклонно-направленной скважины.

4.2. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в ННС.

4.3. Разработка технических средств предупреждения интенсивного износа штанг.

Выводы.

5. Промысловые испытания технических средств для снижения темпов износа глубинной части УСШН.

5.1. Профилактическая очистка забоя при ремонтах скважин.

5.2. Шарнирные соединения.

5.3. Центраторы насосных штанг.

5.4. Протекторная защита.

Кустовое разбуривание наклонно-направленных скважин (ННС) является в настоящее время наиболее распространенным способом освоения крупных залежей нефти во многих нефтедобывающих регионах России. Строительство ННС и их дальнейшая эксплуатация позволяют существенно сэкономить капитальные и эксплуатационные затраты недропользователя и улучшить экологическую обстановку в районах добычи нефти, в особенности, в труднодоступных зонах Западной Сибири.

Вместе с тем, характер профилей добывающих скважин, в силу наличия участков повышенной кривизны и наклона, вносит существенные осложнения в механизированную эксплуатацию. Наибольшие осложнения имеют место при штанговонасосном способе эксплуатации скважин. На отдельных участках ствола с пространственным искривлением возникают большие прижимающие усилия и силы трения, зоны интенсивного износа штанг и труб, приводящие либо к обрыву колонны штанг, либо к появлению сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах и потере подачи насосной установки, преждевременному изнашиванию эксплуатационной колонны.

При работе штанговой насосной установки, кроме растягивающих, сжимающих и изгибающих нагрузок, на штанги действуют также силы трения о внутренние стенки насосно-компрессорных труб. Интенсивность этих сил обусловливается степенью кривизны ствола скважины -продольным изгибом штанг при ходе вверх и продольным изгибом труб при ходе вниз, а также дефектами заводского происхождения (несоосность высаженной части и тела штанги, погнутости и т.д.).

Износ штанг и насосно-компрессорных труб в значительной мере снижает межремонтный период (МРП) работы скважин. Так, по Till! «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз» в результате наличия сил трения и износа штанг и труб, МРП скважин снижается в среднем на 55 %.

Значимым фактором, ускоряющим темп износа подземного оборудования, является коррозия металла в агрессивной среде. Например, анализ результатов лабораторных исследований пластовой жидкости скважин ТПП «Урайнефтегаз» показал, что продукция большинства из них относится к высокоагрессивным средам с содержанием сероводорода в пределах 2.6 мг/л и углекислого газа до 200 мг/л. Совместное присутствие двуокиси углерода и сероводорода приводит к значительному усилению коррозии в сравнении с раздельным присутствием этих агрессивных компонентов.

Обводнение продуктивных пластов и повышенная минерализация попутно-добываемой воды при наличии сил трения могут создавать условия интенсивного коррозионно-механического изнашивания металла штанг и труб. Износу оборудования способствует наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, выносимых из пласта (прежде всего кварцевого песка), или образующихся в скважине (продукты коррозии металла). Попадая в зону трения, они могут многократно ускорить износ материала штанг и труб.

Таким образом, осложнения, связанные с наклонно-направленным профилем стволов добывающих скважин, оборудованных глубинно-насосным оборудованием, весьма злободневны и ждут своего разрешения. Для выявления причин возникновения и механизма протекания катастрофического износа оборудования скважин необходимо провести анализ промысловых данных и лабораторные экспериментальные исследования по износу штанг и труб с соблюдением условий их работы. Это позволит разработать соответствующие мероприятия по повышению долговечности скважинного оборудования и продлению межремонтного периода.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ условий эксплуатации и износа глубинно-насосного оборудования в скважинах с повышенной (сверхнормативной) кривизной стволов показал, что преобладает коррозионно-механический характер износа труб и штанг в агрессивных средах в присутствии механических примесей. Установлена зависимость межремонтного периода работы скважин от обобщенного параметра искривления стволов.

2. Получен обобщенный параметр трения, учитывающий шероховатость трущихся поверхностей, позволивший установить универсальную зависимость коэффициента трения от этого параметра для различных типоразмеров штанг и насосно-компрессорных труб.

3. Лабораторными исследованиями установлена степень влияния мехпримесей на коэффициент трения штанг о трубы и износ оборудования в пластовых жидкостях различной обводненности. Предложена методика прогнозирования зоны износа насосного оборудования на основе расчета параметра Зоммерфельда на различных глубинах скважины.

4. Получена статистическая зависимость наработки оборудования на отказ от массового содержания в пластовых водах сероводорода, углекислого газа, железа, а также кислотности среды. Разработана методика прогнозирования наработки на отказ, учитывающая технологические параметры работы скважин.

5. Разработана динамическая модель работы скважинного насоса, учитывающая трение колонны штанг о трубы в искривленных скважинах, показавшая удовлетворительную сходимость расчетных и фактических показателей нагрузок на оборудование в реальных скважинах.

6. Разработаны и испытаны на скважинах с повышенной кривизной ствола различные типы протекторов - центраторов, уменьшающих износ оборудования, устройство очистки забоя для снижения доли механических примесей в добываемой жидкости, а также шарнирное соединение штанг, существенно снижающее возникающие в них напряжения изгиба.

114

1. А.С.№200439 СССР, МКИ Д32 В47/06. Насос для эксплуатации глубоких скважин с вязкопластичным уплотнением зазора между плунжером и цилиндром/ Амиров А. Д., Ханларов А. Д. Кулиев В.И. Опубликовано 30.05.1967. Бюл.№16.

2. Абдуллаев М.А. Глубинные насосы. Баку: Азнефтеиздат. 1951.

3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М.: Недра,1979.

4. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов // Нефтяное хозяйство/-! 965.-№7.-С52-56.

5. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтеотдачи М.: Недра,1964.

6. Адонин А.Н., Пирвердян A.M. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Азнефтеиздат, Баку, 1955.

7. Адонин А.Н., Сердюк В.И. Исследование силы трения в плунжерной паре штангового насоса. //Машины и нефтяное оборудование/-1972.-№7.С.-34-38.

8. Акрамов Р.Ф., Уразаков К.Р., Шарин JI.K. и др. Продольный изгибцилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно направленнойскважине//Тр. БашНИПИнефти.-1992.-Вып.85.

9. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины. -М.: Недра, 1982.

10. Алибеков Б.И., Пирвердян A.M., Чубанов О.В. Гидравлическиеметоды защиты глубинных насосов М.: Недра, 1972

11. Аливердизаде К.С. Вопросы механики и техники длинноходового режима откачки. Баку: Азернешр. 1958.

12. Алиев М.Д. О сроке службы глубинных насосов./Нефтяное хозяйство/-1963 .-№2.-С.З 8-41.

13. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок М.: Недра. 1988.

14. Альтшуль А. Д. Местные гидравлические сопротивления при движении вязких жидкостей. М.:Гостоптехиздат, 1962.

15. Амиров А.Д., Кулиев В.И., Ханларов А.Т. Глубинный насос манжетного типа//Нефтяное хозяйство/ 1976.-№10.-C30-32.

16. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкирское книжное издательство. 1987.

17. Ахтямов М.М., Валеев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Уразаков К.Р. Установка для испытания скважинных штанговых и винтовых насосов/Патент на изобретение №2159867 от 15.03.1999г. Бюл.№33 ОТ27.11.2000.

18. Ахтямов М.М., Габдрахманов Н.Х. Способ контроля за техническим состоянием станка-качалки/Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ "Туймазанефть": Сборник научных трудов/У фа.2000.

19. Ащепков М.Ю., Ащепков Ю.С., Березин Г.В. Новая ресурсосберегающая технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. М: Печатно-множительная база ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. -52с.

20. Бабаев Б.М., Рустамов Э.М., Степанова И.С. Исследование утечки в зазоре пары плунжер-цилиндр скважинного штангового насоса/Азербайджанское нефтяное хозяйство/-980.-№12.С24-28.

21. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Щ., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа: Башкирское издательство «Китап» 1993.

22. Балакирев Ю.А., Карапетов К.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин М.: Недра, 1966.

23. Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика- М.: Недра. 1962.

24. Браун Э.Д., Евдокимов Ю.А., Чачинадзе А.В. Моделирование трения и изнашивания в машинах. М.: Машиностроение. 1982.

25. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии.- М.: изд. ВНИИОЭНГ. 1985.

26. Валеев М.Д. Совершенствование глубинонасосной эксплуатации наклонных и обводнившихся скважин/ Николаев Г.И., Уразаков К.Р., Валеев М.Д.// Нефтяное хозяйство/-1980.-№ 1 .-СЗ 8-40.

27. Валеев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Уразаков К.Р. Исследование межремонтного периода и коэффициента подачи штанговых установок./ Сборник научных трудов/ БашНИПИнефть.- 2000, №104. С.65 - 77.

28. Вирновкий А.С. Определение максимальной нагрузки на наземное глубиннонасосное оборудование //Нефтяное хозяйство/-1947. -№2.-С.38-41.

29. Временный технологический регламент по проектированию и контролю профилей наклонно-направленных скважин на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь»,-1999г.-7 с.

30. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть»//Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвузовский тематический сборник научных трудов/Уфа. 1996.

31. Габдрахманов Н.Х. Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук:0515.06.-Уфа 1998.

32. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть». Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики/ Межвуз. математ. сб. научных трудов. Уфа. Изд-во УГНТУ. 1996. С.25-57.

33. Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвузовский тематический сборник научных трудов/Уфа. 1996.

34. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Р.Т., Ермоленко А.Ф., Насруллин Д.Я., Ягофарова Н.Х. Лабораторный стенд, моделирующий работу штанговой глубинонасосной установки при различных параметрах /

35. Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ "Туймазанефть": Сборник научных трудов/Уфа.2000.

36. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С, Минигулов З.Р. и др. Свидетельство на полезную модель №20124 от 31.03.2000г. Бюл.№29 от 20.10.2001.

37. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Малец О.Н. и др. Некоторые особенности эксплуатации малодебитного фонда скважин НГДУ «Туймазанефть»/ Сборник научных трудов/ Баш НИПИнефть.- 2000, №104. -С.32.

38. Габдрахманов Н.Х., Каплан JI.C. Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвузовский сб. научных трудов/У фа. 1997.

39. Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г., Тимашев А.Т. К методике оценки эффективности разработки нефтяного месторождения Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвузовский сб. научных трудов/Уфа. 1998.

40. Газаров А.Г., Рекин С.А., Абуталипов У.М. Модифицированный параметр Заммерфельда для исследования трения штанг о трубы. ДООО

41. БашНИПИнефть». Сборник научных трудов, вып. 106, с. 59 61, г. Уфа 2001г. Добыча, сбор и подготовка нефти в осложненных условиях.

42. Газаров А.Г., Рекин С.А. Лабораторный стенд для исследования трения и износа оборудования при бурении и эксплуатации скважин. Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли. Тезисы докладов, с. 172-173. г. Уфа 2002г.

43. Газаров А.Г., Нифонтов А.А., Зайнуллин А.В. Автоматизирование методов подбора ГНО перспективный путь оптимизации работы насосного оборудования. Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности.

44. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р. Андреев В.Е. К вопросу усталостно -коррозионного износа глубинно насосного оборудования. Методы увеличения нефтеотдачи трудно извлекаемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 4. Издательство «Монография» г. Уфа 2003г.

45. Газаров А.Г. Эпштейн А.Р., Пчелинцев Ю.В. Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложненными геолого -техническими условиями. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №11, 2002г.

46. Галиуллин Т.С. Лабораторный стенд, моделирующий работу штанговой глубиннонасосной установки при различных параметрах/Тезисы докладов V межвузовской научно-методической конференции. Уфа. 2000.

47. Галиуллин Т.С., Ермоленко А.Ф., Рогов А.Н. Опыт работы НГДУ "Туймазанефть по работе с отложениями АСПО в наклонных скважинах, оборудованных УСШН /Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ "Туймазанефть": Сборник научных трудов Уфа.2000.

48. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики.- М: Недра, 1998.

49. Гасанов А.Х. Исследование влияния поверхностно активных свойств жидкостей на величину утечек через зазор между цилиндром и плунжером глубинного насоса. Азербайджанское нефтяное хозяйство-1961.-№2.-С.43-45.

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

51. Григоращенко Г.М. Основные направления технического прогресса в техники и технологии добычи нефти//Азербайджанское нефтяное хозяйство/-1974.-№7.С 18-19.

52. Гурбанов Р.С., Касимов А.Ф. Нестационарное движение жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром глубинного насоса./Изв. АН Азерб. ССР, серия геолого-географических наук и нефти. 1962.-№1.

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

54. Гусейнов Г.С., Рустамов Э.М., Саакян A.M. Исследование работы глубинных насосов с различными начальными зазорами //Азербайджанское нефтяное хозяйство/-! 972.-№2.С24-26.

55. Давлетшин Х.Г. К теории работы манжетного плунжера./Нефтяное хозяйство/-950.-№2.-С.-38-40.

56. Далимов В.У. Некоторые особенности износа штанговых глубинных насосов в наклонно направленных скважинах// Тр. ВНИИ.-1985.-Вып.93.

57. Еникеев В.Р., Репин Н.Н., Юсупов О.М. и др. Эксплуатация глу-биннонасосных скважин. М.: Недра. 1971.

58. Загиров М.М. Увеличение долговечности нефтяных скважин: Дисс. . д.т.н. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 1985.

59. Залялиев М.А., Минигазимов М.П. Глубинный насос со штанговой колонной, имеющей повышенную плавучесть / Машины и нефтяное оборудование / -1973 .-№5 .С.-6-8.

60. Зарецкий Б.Я., Ионов В.И., Пелевин JI.A. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий // Нефтяное хозяйство /-1976.-№10.-С32-36.

61. Информатика в статистике: Словарь-справочник / Под ред. Дай-итбегова Д.М. М.: Финансы и статистика, 1994.

62. Ишмурзин А.А. Гидродинамика течения скважинной жидкости в зазоре плунжерной пары штангового насоса/контактная гидродинамика: Тез. доклад IV Всесоюз. конф. Куйбышев/Куйбышевский авиац. институт -1986.С.18-22.

63. Кадымова К.С. Трение в подземной части штанговой насосной установки.-Баку: Азербайджанское государственное издательство. 1983.

64. Кадымова К.С., Мовламов Ш.С. Изучение видов трения в подземной части глубинно-насосной установки./Азербайджанское нефтяное хозяйство/-1973 .-№3 .-С41-43.

65. Казак А.С. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами/Нефтяное хозяйство /-1991.-№12.-С32-36.

66. Каплан JI.C. Новые скважинные штанговые насосы и их приводы. Уфа: Изд. Уфимского нефтяного института. 1963.

67. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов./Сб. статей ВНИИОЭНГ./ М.ВНИИОЭНГ. 1973.

68. Кичин И.Н. Экспериментальное исследование методов регулирования малых расходов жидкости и борьба с облитерацией в гидроавтоматике/ Канд. дисс. ИАТ АН СССР/1957.

69. Круман Б.Б. Практика эксплуатации и исследования глубинно-насосных скважин М.: Недра. 1964.

70. Литвак В.Н., Уразаков К.Р. Влияние наклона ствола на дебит скважин, оборудованных штанговыми установками// Тр. БашНИПИнеф-ти.-1989.-Вып.80.

71. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче Баку :Азернешр. 1959.

72. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти М.: Недра, 1989,- 245с.

73. Мищенко И.Т., Муравьев И.М. Насосная эксплуатация за рубежом-М.: Недра, 1967.

74. Мурсалов М.А. Вопросы интенсификации добычи нефти механизированными способами на старых площадях/Азербайджанское нефтяное хозяйство/-1974.-№7.С20-21.

75. Мухаметшин М.М.: Рогачев М.К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей.- Уфа, 2001 128 с.

76. Некоторые вопросы теории и практики применения насосов с гидрозатвором Баку:АзИНЕФТЕХИМ. 1967.

77. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. -1984, № 15.t

78. О Брайен Т.Б. Причины повреждения обсадных колонн // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1984.- № 6.- С. 6-11.

79. Ованесов Г.П., Халимов Э.М. Особенности текущего состояния разработки девонских залежей нефти Башкирии.// Геология нефти и газа. 1964, №10.

80. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра, 1965.

81. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.:-Недра, 1986.-192с.

82. Пирвердян A.M. Теоретическое и экспериментальное изучение работы глубоконасосной установки. Научно-исследовательские работы нефтяников, вып. 3. Гостоптехиздат, 1944.

83. Писарик М.Н. Расчет утечек через зазор скважинного штангового насоса при откачке обводненной нефти/Нефтяное хозяйство/-1982.-№7.-С49-50.

84. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов / Г.А.Гареев, И.А.Иванов, И.Г. Абдуллин и др.- М.: Недра, 1997.

85. Прок И.Ю. Пути улучшения эксплуатации песчаных глубинных скважин. «Азербайджанское нефтяное хозяйство» №2, 1960.

86. Прок И.Ю. Совершенствование техники эксплуатации нефтяных скважин М.: Недра, 1968.

87. Разработка нефтяных месторождений Башкирии. М: Гостоптехиздат, 1959.

88. РД 39-0147276-246-88Р "Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определение количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения" БашНИПИнефть.- 1988.- 17 с.

89. Рустамов М.С. Вопросы рационального использования запаса производительности глубиннонасосной установки. Азнефтеиздат, 1962.

90. Рустамов Э.М. Машины для испытания на износ пары плунжер-втулка глубинных насосов при возвратно-поступательном движении./Сб.научно-технической информации/Баку: АзИНТИ.-1962. №5.

91. Ряшенцев Н.П., Ащепков Ю.С., Юшкин В.Ф., Назаров Л.И., Симонов Б.Ф., Кадышев А.И. Управляемое сейсмическое воздействие на нефтяные залежи. Новосибирск: ИГД СО АН СССР, 1989.

92. Саттаров М.М., Халимов Э.М. и др. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов.// Тр.УфНИИ. 1969. Вып.27.

93. Сахаров В.А., Середа Н.Г., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. М.:Недра. 1986.

94. Слезкин Н.А. Динамика вязкой несжимаемой жидкости. Гостех-теоретиздат, 1955.

95. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. М.:Недра. 1974.

96. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Гиматудинова Ш.К./ Адриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. М.:Недра. 1983.

97. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под общ. ред. Гиматудинова Ш.К./ Борисов Ю.П., Розенберг Н.Д. и др. М.:Недра. 1983.

98. Степанова И.С. Определение потерь напора в клапанах глубинных насосов/Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. / 1969.-№1.-С.30-32.

99. Сергиенко В.Н., Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Камалетдинов Р.С. Методы интенсификации добычи нефти в осложненных геолого -физических условиях. Нефтяное хозяйство №6, 2001г. с. 62-63.

100. СТП ОАО «Лукойл» 01-014-99. Установка погружных центробежных насосов типа УЭЦН. Методика определения допустимой кривизны ствола скважины в интервале подвески УЭЦН.-Москва.-2000 г.

101. Ташкинов Г.А. Исследование изнашивания плунжерных пар. АН СССР, Институт машиноведения. "Трение и износ в машинах". Сб. 13, 1959.

102. Теория и практика применения глубинных насосов с гидравлическим затвором// Зайцев Ю.В., Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M. и др. М.:Недра. 1968.

103. Тимашев А.Т. Определение потерь производительности глубинного насоса от утечек//Нефтепромысловое дело: Рефер. Науч.-техн. С6./НГДУ «Туймазанефть».- 1975.- №7.-С.42-44.

104. Тимергазин К.Р. Додевонские образования Западной Башкирии и перспективы их нефтегазоносности. Уфа. 1959.

105. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. Под ред. М.Д. Валеева, М. ООО «Недра Бизнесцентр», 2003г. с.ЗОЗ.

106. Троицкий В.Ф. Работа глубинонасосной установки в осложненных условиях Баку: Азернешр.1962.

107. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Галлеев Ф.Х., Андреев В.В., Газаров А.Г., Атнабаев З.М. Результаты применения программно -технологического комплекса «Насос» на месторождениях Урало Поволжья и Западной Сибири ДООО «БашНИПИнефть».

108. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклоннонаправленных скважин -М.:Недра, 1993.

109. Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш. Повышение межремонтного периода работы наклонно направленных скважин// Тр. БашНИПИнефти.-1988.-Вып.78.

110. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири.М.:ВНИИОЭНГ. 1997.-56с.

111. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах АстраханскогоГКМ: Дисс. канд. техн. наук.- Астрахань, 2000.- 163 с.

112. Хадденхорст Х.Г., Хорн К. Проблемы откачки двухфазных смесей при глубиннонасосной эксплуатации.//Инженер-нефтяник/-1962.-№7.

113. Храмов Р.А. длинноходовые насосные установки для добычи нефти М.:Недра, 1996.

114. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. -М.:Недра, 1982.

115. Шиллер JI. Движение жидкости в трубах. ОНТИ, 1936.

116. Шмелев П.С. Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно- активных сред. М.: Наука, 1998.- 351 с.

117. Щелкачев В.Н. Движение вязкой жидкости по трубе, внутри которой находятся трубки малого диаметра. Союзнефть нефтяное изд-во. М.-Л., 1931.

118. Щелкачев В.Н. Эпизоды из истории разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Избранные труды. М.: Недра, 1990.Т2.

119. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра.1983.

120. Юсупов Ф.Ш., Быков Л.И., Султанмагомедов С.М. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных внутренней коррозии // Защита трубопроводов от коррозии и охрана окружающей среды.-М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-№3.

121. VcCaclin К.Р. A. Study of the Methods for Preventing Rod Wear Tubing Leaks in Sucker - Rod Pumping Wells, SPE Production Engineering (November 1988), p.615-618.