автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.07, диссертация на тему:Разработка научных основ и технологии добычи нефти из наклонно направленных скважин

V 1 и

Государственный комитет РФ по высшему образованию

Уфимски^ государственный нефтяной технический университет

на правах рукош'сл

УРАЗАКОВ КАМКЛ РАШАТУЛЯОВМЧ

РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Специальности: 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 05.04.0? - Машины и агрегаты нефтяной п газовой

промышленности

ДИССЕРТАЦИИ

на соискание ученой степени доктора технических наук в форма научного доклада

Уфа - 1994

работа выполнена в башкирском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности и региональной "лукойл-урал » нк "лукойл".

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Дияшев Р.Н. чл.-корр.АН РБ» д.т.н., профессор Нугаев Р.Я. доктор технических наук, профессор Максутоэ P.A.

Ведущая организация - Гипровостокнефть

Защита состоится "£i " июнр_ 1994 г. в i500 час.

на заседании диссертационного совета Д.063.09.02 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г.Уфа, ул. Космонавтов,' I. С диссертацией можно ознакомиться в техархиве УГНТУ. Научный-доклад разослан "¡с)" ная_ 1994 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.ф-ы.н., профессор Р.Н.Бахтизин

- 3 - - .

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

---------- Актуальность • проблемы. Состояние и развитие нэфтяной промышлен- ~

ностл России и стран дальнего и ближнего зарубежья в настоящее время характеризуется увеличением объемов добычи обводненной нефти из наклонно направления скважин (ННС). Широкое распространенно индустриально-комплексного метода рбзоургшакия, обустройства и эксплуатации 1.эфтшт месторождений хсустовищ наклонно, направленными скважинами обусловлено несбходга,'.остьп сровздопет прфодссхрашгсолыш. ка-роприятиа, освоения месторождений со слокныш орогадрографическнми условиями и открытием морских месторовдепий с геологическими запасами сырья, исчисляемыми десятками ¡лрд.т. В этой связи нефтедобывающие отрасли республик СНГ в ближайшее время й, особенно, в перспективе будут в значительной мере ориентированы на разработку месторождений кустовыми наклонно направленными 'сквазянами. К основным регионам Российской Федерация, ведущим добычу нефти из кустоьнх наклонно направленных скважин, относятся Башкортостан, Татарстан, Удмуртия, Западная и Восточная Сибирь, Пермская и Оренбургская области.

Подавляющее большинство мало- и срвднедебитннх скважин оборудовано установками скважишшх штанговых насосов (УСШН), позволяющими при достаточно впсоком значении межремонтного периода осуществлять подъем жидкостей в широком диапазоне изменения производительности и условий добнчи.

Добыча нефти из ННС существенно осложняется из-за деформации элементов подземного оборудования и их интенсивного износа, вызванных искривлением ствола скважгош. При этом в значительной мере возрастает амплитуда нагрузок на колонну штанг, количество их обрывов и связанные" с этим неизбежные потери в добыче нефти.

Определенные осложнения в добыче нефти имеют место я при эксплуатации ННС установками электроцентробекных насосов (УЭЦН). Искривление участков ствола НКС может вызвать статочную деформацию при спус-

ко-подъемных операциях и преждевременный выход из строя изогнутых элементов насоса в рабочей зоне ствола при эксплуатации.

Обводнение залежей нефти и поступление вода в добывающие' скважины создают дополнительные осложнения,, связанные с образованием высоковязких эмульсий (ВВЭ) и проявлением синергетического эффекта при одновременном действии сил граничного и вязкого трений на колонну штанг. Наибольшие осложнения, связанные с ростом сил вязкого трения, имеют место в интервале обводненности откачиваемой жидкости 45...70Ж. При этом смазывающие свойства жидкости в силу того,, что внешней фазой является нофть (обратные эмульсии), качественных изменений не претерпевают. Увеличение обводненности продукции выше 70...75 % приводит уже к качественному изменению смазывающей способности водогазонефтя-1.ой смеси из-за обращения фаз и изменения ила эмульсии. Водная пленка на границе трения при высоких значениях радиальных нагрузок является причиной появления резиима сухого трения и катастрофического износа штанг и труб.

По затрагиваемым вопросам уже накошен определенный опыт, позволивший расширить область применения насосного способа эксплуатации ннс.

Разработаны некоторые технические средства уменьшения сил граничного трения штанг о трубы, включаире центраторы, протекторы, методы упрочнения штанговых муфт и т.д., которые позволяют уменьшать износ в местах повышенной кривизны. В зарубежной практике известен метод установки станка-качалки с наклоном, соответствующим начальному наклону ствола скважины. 'Разработаны некоторые требования к профилю ствола наклонно направленных скважин, согласно которым интенсивность искривления не должна превышать 2* на 10 м при наборе угла наклона и 3* на 100 м на участке регулируемого снижения угла наклона;

Однако, в целом ряд вопросов касающихся добычи нефти из ННС,нуждался в своем решении. Преаде всего, требования к профил1- ствола ННС базировались на результатах исследований, не охвативших весь комплекс

осложняющих факторов. К таким факторам следует отнести влияние изгиба корпуса глубинного насоса и отклонения его оси от вертикали на рабочую характеристику, влияние кривизны ствола скважины на напряжения от изгиба штанг и т.д.

Техника снижения сил граничного трения из-за своего несовершенства и отсутствия методики выбора типа центраторов и интервала их расстановки не позволяла достигать существенных результатов.

Известные теоретические зависимости для расчета нагрузок на колонну штанг были получены без учета ряда существенных факторов, влияющих на величину трения. К примеру, в расчетах не учитывалось трение непосредственно тела штанг о трубы, а коэффициент трения по глубине НКТ принимался постоянным и т.д.

Таким образом» резервы использования насосного способа добычи обводненной нефти из ННС были далеко не исчерпаны. Правде всего, потребовался качественно новый подход к проектированию насосного оборудования на основе фактических данных о степени влияния пространственных параметров ствола скважины на показатели трения и работоспособность насоснто оборудования. Стала необходимой разработка требований к типам профиля ННС, предназначенного для насосной эксплуатации. С другой стороны, необходимы были создание и разработка технологии, позволяющей предупреждать сухое трение в. элементах подземного оборудования. Технология должна создавать условия эксплуатации ННС, при которых силы полусухого трения штанг о трубы будут сведены к минимуму. И, наконец, технотогия должна быть разработана таким образом, чтобы можно было перевести отдельные факторы из осложняющих в категорию,способствующую повышению эффективности добычи нефти из ННС. В этой связи проблема создания технологии насосной добыта обводненных нефтей из ш слокно направленных сквакин имеет особую актуальность.

Цель работы. Разработка научных основ проектирования глубинно-насосной добычи нефти из наклонно направленных скважин на базе исследований процессов граничного трения.элементов насосной устансв-

ки и нагрузок на оборудование, а также расширение области рационального применения УСШ путем создания технологий, предупреждающих возникновение режима сухого трения в подземном оборудовании.

Основные задачи исследований. В диссертационной работе согласно поставленной цели рассмотрены и решены следущие задачи:

1. Выявление характера и количественная оценка осложнений,связанных с наклоном и искривлением ствола скважины.

2. Исследование влияния деформации элементов насосного оборудования на ее работоспособность в скважинах с различной конфигура-цей стволов.

3. Изучение граничного трэния в подземном оборудовании скважинах, получение зависимостей для расчета экстремальных нагрузок на оборудование и построение математической модели работы УСШН для диагностирования; осложнений. Определение основных направлений создания технологии добычи, исключающей сухое трение штанг о трубы переводом на режимы смешанной смазки или.гидродинамического трения.

4. Разработка принципиальных основ и методики проектирования насосного оборудования для добычи нефти из ННС, а также установления технологического ргкима их эксплуатации. .

Б. Разработка и совершенствование технических средств достижения безызносного трения элементов подземной части насосной установки

6. Обоснование возможности и разработка новых способов добычи нефти из ШС, предупреждающих сухое трение и интенсивный износ штанг

и муфт.

Метода решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлено на базе теоретических, лабораторных и преимущественно промысловых исследований, и опытно-промышленных испытаний глубинно-насосной добычи обводненной нефти из ННС с применением современных методов математической статистики и вычислительной техники. Объектами исследований явились добывающие скважины Башкортостана, Оренбургской области и Западной Сибири.

И§2НИ§5Ловизна. Установлены закономерности граничного трения в элементах подземного оборудования и средствах, снижающих их износ, на различных моделях откачиваемых сред, позволяющие прогнозировать возникновение сухого трения в еквашил и проектировать оборудование в режиме гидродинамической смазки.

Установлено влияние угла отклонения участка ствола скважины от вертикали в зоне подвески насоса на динамику работа запорных элементов и величину его объемных потерь.

выявлено существенное правление приведенных напряжений в материале штанг на участках повышенной кривизны ствола скважин определенных категорий над напряжениями в точке подвеса штанговой колонны за счет появления дополнительных напряжений в штангах от их изгиба.

На базе полученных зависимостей для расчета граничного трения' в искривленных скважшаг и напряжений от изгиба созданы принципиальные основы конструирования равнопрочной колонны штанг.

Разработана математическая модель роботы насосной установки, позволяющая проектировать добычу нефти из ННС с учетом пространственных параметров ствола скважины, сортамента оборудования и физических свойств пластовых жидкостей.

Разработаны теоретические основы технологии глубинноцасосной добычи нефти, основанной на перераспределении гидростатической па-грузки на оба пелупикла работы насоса и снижении коэффициента асимметрии цикла нагружек.-я штанг.

Практическая ценность. На базе промысловых исследований скважин с различными способами механизированной эксплуатации установлены и обобщены основные виды и уровни осложнений, связанных с обводнением нефти и искривлением профил.1 ствола в стационарных и периодических режимах работы оборудования. На основе теоретических, лабораторных и частично промысловых исследований составлены методики проектирования оборудования и выбора технологического рехима эксп-

луатации скважин, включающие таблицы, номограммы и программы, реализованные на ПЭВМ и ЭВМ типа ЕС для их практического использования на предприятиях отрасли. •

Разработаны различные технические средства уменьшения износа и трения штанг, муфт и труб и методики выбора их тшк>1 и интервалов расстановки, основанные на снижении удельных радиальных и изгибающих нагрузок (распределители нагрузок), а также создании дополнительных растягивающих сил на колонну штанг при откачке ВВЭ (насосы с вынесенным тяжелым низом) в цикле холостого хода насоса.

На основе промышленных испытаний штанговых насосных установок с дифференциальным плунжером показаны технологические возможности оборудования, значительно расширяющего область рационального применения УСШН для добычи нефти из ННС за счет исключения сухого ■ трения и снижения ..максимальных нагрузок на штанги.

Обоснованы и »формулированы принципиальные требования к проектированию оптимального профиля ННС, обеспечивающего надежную работу насосной системы путем регламентирования допустимых углов наклона и кривизны участков ствола в рабочих зонах УСШ. Требования составлены с учетом уровня развития технологии и техники бурения.

Реализация результатов исследований в промышленности. Результаты промысловых' исследований нагрузок на оборудование УСШН от граничного и гидродинамического трения легли в основу руководящих документов (РД 39-1-728-82, РД 39-01147276-019-86, РД 39-01362217-01-90, РД 39-0136217-001-91) и стандартов предприятий СТП 4758937-00189, СТП5778425-007-90 по проектированию насосного, оборудования и технологического режима работы добывающего фонда скважин. Руководящие документы и стандарты разработаны для промыслов ПО "Башнефть", "Ниж-невартовскнефтегаз", "Когалымнефтегаз", "Ноябрьскнефтегаз" и "Орен-Оургнефть".

Ведомственной приемочной комиссией МВД СССР реком.ндованы к промышленному применению технология добычи нефти из глубоких искрив-

ленных скважин штанговой насосной установкой с дифференциальны", плунжером (РД 39-1 -1049-84) и технология добычи внсоковязких эмульсий с применением пневмокошенсаторов на штанговой колонне (РД 39-1-879-83). Применение пневмокошенсаторов глубянкспасосных установок не промыс лах Башкортостана позволило в среднем в 1,55 раза увеличить МРП скважин и.получить экономический э$фект в размере 146 тыс.руб. (в ценах до 1991 г.).

. Разработанные принципиальные требования к профадя ШС лагди в основу РД 39-0147276-246-88р "Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определение количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения".

Суммарный экономический эффект от внедрения разработок за период с 1980 по 1993 г.г. составил 0,828 млн.руб. (в ценах до 1991 г.) и 143,3 млн.руб. (в ценах 1993 г.)

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось в 1976-1990 года на Республиканских научно-технических конференциях по проблемам добнчи, сбора, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа,1976, 1977, 1979, 1990 гг) на Всесоюзной научно-технической конференции "Состояние и перспектива развития техники, технологии добычи, подготовка нефти и охрана окружающей среда на эксплуатируемых месторовдениях" (г.Баку, 1983 г.), на Выездном заседании секции добычи нефти и газа научно-технического совета Миннефтеьрома (Шевченко, 1985 г.), на мездународном семинаре по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти (г. 1ГФа, 1988 г.), во Всесоюзной школе-семинаре "Добыча и транспорт высоковязких нефтей" (г.Киев, 1989г.),на областной научно-технической конференции по проблемам разработки нефтяных и газовпх месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья (г. Астрахань, 1989 г.), на совместнгч заседании секции „обычи нефти и газа научно-технического совета Мшшефтегазпрсмп СССР и ЦП ВНТО H1TI (г.Пермь, 1990г.), обсуждалось на технических советах производственных объединений "Баинефть", "Когалымн>?фтегя?",

"Ноябрьскнефтегаз", "Оренбургнефть", "Татнефть", ряда нефтедобывающих управлений, на Ученых советах Башнипинефти, Нижневартовскнипинефти.

Публикации. По результатам диссертации опубликованы 73 работы, вт. . 1 монография, 1 обзор, 40 статей и тезисов докладов,получено 31 авторское свидетельство на изобретение. Часть материалов изложена в 3 отчетах НИР с грифом"Для служебного пользования", 7 руководящих документах и 2 стандартах предприятия, , выполненных под руководством й при непосредственном участии автора.

Объем работы. Работа состоит из 6 глав, выводов, заключения и списка литературы, включающего статьи, методики, руководства и изобретения.

Работа базируется на опубликованных научных трудах и изобретениях автора, выполненных им в перюд его научной и производственной' деятельности в Башкирском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности и в РФ "Лукойл-Урал".

Автор благодарен научным консультантам д.т.н. Валееву М.Д. и чл. корр.АН РВ, д.т.н., профессору Кагарманову Н.Ф. , а также своим коллегам за сотрудничество и содействие тому, чтобы данная работа была осуществлена.

СОДЕРЖАНИЕ Р. А Б О Т Ы

На основании выполненных исследований и полученных результатов автор защищает следующие положения:

1. Анализ и обобщение различных категорий технологических осложнений механизированной добычи нефти из ННС, связанных с влиянием пространственных параметров ствола скважины на рабочие характеристики, УСШ.

2. Методики я результаты определения режимов и величин сил граничного трения в элементах подземного насосного оборудования и нагрузок на штанги при, подъеме обводненной нефти из ННС.

3. Основы проектирования насосного оборудования и диагностирования

осложнений глубиннонасосной добычи нефти из наклонных скважин на базе исследования закономерностей граничного трения, напряжений от изгиба штанг и влияния отклонения оси насоса от вертикали на динамику его работы.

4. Методы уменьшения деформаций и коэффициента трония элементов подземного насосного оборудования воздействием на откачиваемую продукцию и снижением радиальных и изгибакгцих нагрузок, позволяющие существенно повысить работоспособность УСШН при ■ добыче обводненной

НвфГИ КЗ ЙКО.

5. Новые направления и практические решения энергосберегающей технологии добычи нефти из ННС, основанные на дифференцировании гидростатического давления столба жидкости в полости подъемных труб и раздельной подаче жидкости с. разных глубин скважины в обоих полуциклах работы установки.

Проведение исследований при выполнении диссертационной работы осуществлено по схеме, показашюй на рис Л.

1 , ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ ШМИЗИРОВАШОГО ФОНДА СКВАЖИН, ВЫЗВАННЫЕ НАКЛОНОМ И ИСКРИВЛЕНИЕМ ИХ СТВОЛОВ

Добича нефти а условиях разработки нефтяных месторождений кустовыми наклонно направленными скважинами осложнена увеличенной по сравните» с услогяо -Еортикалшзми скважинами длиной подъемных лифтов, деформацией элементов насосного оборудования, ростом осевых нагрузок на привс износом и трением штанг, му*т, труб и обрывам! штанговых колонн. Наиболее ярко выраженные осложнения в эксплуатации оборудования нчзлндоотся в скваюшох, пробуренных с нарушение!.. проо.лного профиля ствола.

Степень влияния кривизну сть-: а скважины на ее тохнико-техно-логические показатели эксплуатации зависит как от пространствешшх параметров и конфигурации ствола, так и от способа эксплуатации скважины. Характер профиля Солыаинства скважин определяется требо-

Разработка научных основ и технологии глубиннонасоснзй добычи нефти из наклонно

направленных скважин

• ■ + ~

Исследование осложнений в эксплуатации ШС| +

Рис Л. Структурная схема проведения исследований

ваниями проекта строительства скважины, уровнем техники буре гаи и квалификацией бурового персонала. Однако, получаемый в "итоге- профиль-" ствола оказывается далеко не благоприятным для последующей эксплуатации скважины механизированным способом. В практике бурения наибольшее распространение получил метод ражего.(менее 100...200 м глу-бшш) набора кривизны, позволяющий при современной технше контроля управлять положением бурильного инструмента и попадать в заданный круг допуска. Поэтому интенсивность искривления ствола на участка набора кривизны значительно превышает допустимую величину. С позиции же эксплуатации скважины насосным способом участок набора кривизны должен располагаться как можно глубже. Такое противоречие приводит не только к осложнениям, но в ряде случаев и к невозможности эксплуатации и необходимости перевода сквакин в иную категорию (пьезомет-рпя, нагнетание л т.д.).

Анализ промысловых статистических данных по большой группе месторождений с различными способами механизированной добичи, по-показал существование достаточно тесной связи между надежностью работы насосного оборудования и кривизной ствола скважины.

Ранний набор кривизны и высокая интенсивность искривления являются причиной сложных аварий насосного оборудования, связанных с образованием сквозного износа труб или истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности. На скважинах 279/13, 54-3/41, 566/41, 530/40 НГДУ "Ватьеганнефть" с глубиной расположения таких участков 89...101, 122...128 210...220, 250...260 м, и интенсивностью набора кривизны 3,4; 3,8; 2,9; 3,5 градуса на 10 м,соответственно, произошли полета НКТ вследствие истирания труб и обрывы штанговых колонн. Полеты труб при этом произошли в среднем по исте чеши 240 суток, а обрывы штанговых колонн - 75 супж.

Сверхнормативное искривление ствола скважины приводит к росту величины граничного трения колонны штанг о трубы и ео обрыву иг>-за превышения фактических напряжений в металле над допустимыми.

Анализ отказов УСШН по скважинам НГДУ "Шарланнефть" показал, что в скважинах с интенсивностью пространственного искривления бо-лее'2,2 градуса на Ю м длины ствола средняя наработка на отказ . штатовых колонн снижается в 1.5...3 раза, по сравнению с УВС.

Добывающие скважины по конфигурации ствола скважин автором классифицированы на четыре основные группы по характеру и пространственным параметрам профиля.

Первую группу составляют условно-вертикальные скважины с максимальным углом отклонения ствола скважины от вертикали до 5.градусов; вторую - ННС, пробуренные по проектному профилю с максимальным углом отклонения ствола скважины от вертикали до 50 градусов и искривлением не более 2 градусов на Юм, с амплитудой изменения азимутального угла до 45*; третью - ННС, пробуренные с максимальным углом отклонения ствола скважины от вертикали более 50 градусов и искривлением 2...6 градусов на 10 м и выше с амплитудой изменения азимутального угла без ограничений; четвертую - скважины, спроектированные как условно-вертикальные (УВС), но пробуренные ввиду сложных геолэго-технических условий и несовершенства техники бурения со значительными локальными иифивлениями. Большинство месторождений разбурено первыми тремя и частично четвертой группами скважин.

Для характеристики профиля скважины предложен обобщенный параметр интенсивности искривления ствола:

Ф «= • р-ЗайЦ . (к+1) ,. (1)

2

где

10 да

о ---максимальная пространственная кривизна ствола

дг па 10 м, град.;

а т£Цс- максимальный угол наклона ствола скважины, град.;

Да - разность пространственных углов на концах участка с максимальной кривизной, град.;

- 15 -

Д1 - длина интервала с максимальным искривлением, м;

11 - глубина расположения максимального угла наклона, м;

Та - глубина располозешя участка с максимальной кривизной,м;

к - количество участков в сть^ло скважиш с градиентом болэв 2 градусов па Юм.'

При наличии в скважине нескольких участков с одинаковыми ай?х ' или а расчет ведется гго минимальным зна-юниям или ?2.

Параметр ф учитывает глубины расположения участков с макспмаль-шш наклоном и интенсивность*» даярлиаша' <йвод», в татсо каяачвс-тсо участков со сверхнормативной кривизной. С использованием этого параметра был обработай обширный статистический материал по эксплуатации скважин Когалымского региона Западной Сибири. На рис. 2-представлен график зависимости МРП скважин , отпараметра ф, с ростом которого вначале происходит постепенное снижение МРП -для скважин ' второй группы. При достижении (|> значения О,??.. происходит рев -кое 'снижение МРП до 90... 110 суток. При далнгэЙЕОм росте ^ из-за продолжарцегося падения МШ эксплуатация сквамиш становится невозможной. Зги сквакшш составляют согласно принятой клпссификацш третью группу. Первая группа сквзкин (условно-вертикальные) с максимальным углом поклона до б'огратгеивается расчетным значением ф = 0,015. В этой груше МРП скважин определяется уже иными факторами, нзсвя-зашшми о пространственной характеристикой ствола. Иокривлетппго сква-теп?, СОСТЭЛПЯЩИе четвертую группу, мсгут ОХВПТРВОТЬ ПО ЗНЗЧеНИЯМ ф вторую и третью груш 1, в зависимости от степени нарушения профиля стволов условно-вертикалышх скважин.

Кривизна.ствола скважины и ее ппп-он в значительной мере определяют ра отоа.оссбность глубшшого насоса.

Расчетагш показано, что допус лмю значения 1фивиз1Ш в рабочей зоне н.чсосшя установок но долыш превышать 2,5° на 100 м. В то же ь^емя фактическая кривизна ствола в этой зоне даже на Ю м интервала доходит до г-? личины до б...8°. Согласно экспериментам, силы трения

при изгибе оси насоса с интенсивностью 2 на 10 м возрастают в 2...3 раза. При достижении изгиба насоса 6° на 10 м происходит заклинивание плунжера.

Частота отказов глубинных насосов при их эксплуатации в скважинах с интенсивностью пространственного искривле-ия более 30* на 10 м возрастает более чем в 2,5 раза (НГДУ "Шарланнефть"). В целом, МРП работы скважин при таких условиях снижается по сравнению с эксплуатацией условно-вертикальных скважин более, чем в 2-3 раза.

Отклонение оси штангового насоса от вертикали сникает его подачу из-за роста утечек в рабочих органах насоса, вызванных запаз-

Рис.2.

Зависимость межремонтного периода работы скважин Кога ымской группы месторовдений от обобщенного параметра интенсивности искривления скважины

даванием и неплотной посадкой запорного органа клапана. При углах . наклона ствола скважины,в зоне расположения насоса болев"427. .45° согласно лабораторным и промысловым исследованиям происходит потеря устойчивости работы клапанов и гавспегата подачи насоса до 25 %.

Аналогичная ситуация, хотя и в метшей степени по проявлению осложнений, имеет место в скважинах, оборудованных УЭ1Щ. Профиль ствола скважшш,предназначенной для эксплуатации погружными центробежными насосами, должен обеспечивать возможность транспортировки глубинного оборудования Сэз остаточной деформации в заданный интервал ствола, а также безаварийную работу насоса в месте его установки. Наличие в профиле скважин участков с кривизной более 2° на 10 м по данным ряда исследователей приводит к значительному возрастанию числа повторных ремонтов из-за механических повреждений кабеля и остаточных деформаций в рабочих узлах при спуске насосного агрегата. Сверхнормативная кривизна в интервале установи! насоса значительно сникает продолжительность его работы по причине усталостных напряжений вала. Выборочный анализ профилей скважин Южно-Ягунского месторождения показнвает, что чем больше угол отклонения ствола скважины от вертикали, тем больше имеют место нарушения проектного профиля. Например, скважины 335/16, 388/22, 52^/31 имеют количество участков со сверхнормативной кривизной (.2 и более градусов на ю м> 10, 29, 54 соответствегшо, при максимальных углах наклон 19,33 и 50 градусов.

Анализ опыта эксплуатации показывает, что для ряда месторождений Западной Сибири увеличение угла наклона 1ШС от 20 до 45° приводило к снижению МРП скважин, оборудованных УЗЦН, на 20 %,а в скьакн нах того же месторождения с УСШН на 52 %.

2.ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗОК НА. ОБОРУДОВАНИЕ НАКЛО.Ж» НАПРАВЛЕННА СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ КАТЕГОРИЯХ И" РЕЖИМАХ ГРАНИЧНОГО ТРШй

Для проектирования насосной добычи нефти из ННС и разработки

специальных технологий необходимо, прежде всего, располагать сведениями о коэффициенте трения штанг о трубы и действующих на оборудование нагрузках. Определенные стороны этого вопроса затрагивались в проведенных исследованиях у нас в стране и за рубежом. Однако в целом, из-за отсутствия комплексного подхода к изучению механизма граничного трения, проблема расчета трения и нагрузок на колонну штанг оставалась открытой. Прежде всего, известные зависимости для расчетов трения базировались на учете лишь отдельных факторов (вязкость среды, ее удельный вес, радиальные силы), не связанных мезду собой. При атом совершенно не принимались в расчет ни род трения, ни возникающий его резким, определяемый свойствами жидкостей и взаимодействием трущихся пар. Изменение условий трения приводит к его качественно новому роду и значительном:* изменению величины сил трения и нагрузок..Совершенно очевидно, что переход трения из одного рода в другой влечет за собой и изменение показателей изчоса поверхностей. Предыдупдае исследования предполагали наличие трения в подземном оборудовании лишь по муфтам штанг, а значения коэффициентов трении принимаются разными авторами в очень широких пределах (от 0.1 до 0.6). Оказался, что трение р оборудовании может иметь место . и по телу штанг из-за их качания, вызванного повышенной кривизной участков ствола скважины. Трепне необработанного проката тела штанг по трубам многофатно превышает величину сил трения по муфтам и ускоряет износ.'. • .

. . в данном разделе рассмотрен круг вопроссз, касающихся закономерностей граничного трения колонны штанг о трубы в скважинах различных категорий по наклону и интенсивности искривления. Объектами исследований яеились сквакины Самотлорского, Шафрановского, Сергеевского, Сутррминского и др. месторождений с вязкость» добываемой нефти в стандартных условия*" 1.6 — 262 мПа с.

Исследовышш ряда авторов была установлена тесная связь меж-

ду коэффициентами трения и такими факторами, как вязкость жидкости и нормальнее составляющие усилий.

--------- - Поэтомув-качестве "комгтлоксного параметра, характеризующего

процесс трения, бил использован критерий ЗоммерфвльдаСБо),представляющий собой соотношение сил вязкого трэния я радиально направленных сил прижатия штанг к трубам. В области малых чисел Зо вследствие полного удаления смазки происходит "сухоо" трение штанг о труОн. При больших, числах Бо имеет место вязкое трение (гидродинамический вид треняя). В ЩШЭ37ТКЗ меаад этими двумя видами имеет моего переходный (смешанный) вид граничного трения. Величина коэффициента трения (Г) при переходе из одного вида трения в другой непрерывно изменяется. Кривая зависимости коэффициента трения • Г от числа Бо имеет минимум в переходном режиме трения.

Для экспериментального исследования совместного влияния вязкости нефти, относительной скорости движения трущихся тел и удельной нормальной нагрузки на коэффициент трения муфт, штанг и центраторов 0:,'Л создан усовершенствовошп.'* стенд, позволяющий исследовать процесс на натурных образцах с пр'.шуди'Гельной циркуляцией пластовых жидкостей и широком диапазоне изменения вязкости и радиальной силы. В таблице представлены опытные значения коэффициентов, входяирк в полученную ранее четырехпараметрическую зависимость

коэффициента трения от числа Зоммерфельда:

,__с

Г(5о) = а + Ъ уБо +---—г-. (2)

1 + й • У50

Таблица I

Значения коэффициентов граничного трения

Вязкость смазки,ыЛас Пара трения а Ь с (1

35 - 262 труба - муфта -о, Н4 15,00 0,70 800

труба - штанга -0,105 10,00 0,70 500

труба-центратор -0,219 17,00 1,00 100

- 20 -

Исследованиями установлено, что коэффициенты трения телг штанг и муфт о трубы вследствие возникновения различных видов и режимов трения имеют неодинаковые значения. В зависимости от условий величина трения тела штанг о трубы может в ряде случав превышать силу трения в муфтах. В большинстве исследованных скважин трение в муфтах происходит в "сухом" и "смешанном" режимах, а по телу штанг - "смешанном" и "гидродинамическом" режимах. Для поин-тервального расчета сил трения колонны коэффициент трения в интервалах, содержащих несколько штанг с муфтами, усредняется и представляется в виде

• гк = ( 1 - е ) - Г(8ом) + б • £{Бош), (3)

где б = 1к / 1ш- доля длины участков касания штанг,

, !,„ - длина соответственно участка касания штанг с НКТ

К Щ

в рассматриваемом интервале и штанги.

и ' V 1 6тах и • у

20- ■ -г"' Т7~ И ^" ■ 141

где Бом, Зош - число Зодаерфельда соответственно для муфт и штанг, етах = 1 ~ 1и / ~ предельная доля касания, 1м - длина муфты.

Длина участка касания штанги с НКТ в общем зависит от иест-

» • I

кости штанг при изгибе. При больших прижимающей и растягивающей • силах, когда сила трения также велика, жесткость при изгибе не существенна. В таком случае N = Т^ / й, (где Т1 - эффективное продольное усилие в колонне, Я - радиус кривизны оси скважины) и размер участков касания определяют только из геометрического соотношения

1К = гш - 2 /щ^-а^, (5)

где (1ш - диаметр соответственно муфты и штанги.

Касание происходит при гк » 0, т.е. при Я < / 4 (с^ - б ). Величина граничного трения зависит, главным образом, от ^ади-

альной силы, которая в искривленных сквакннах зависит от растг ива-ющих нагрузок на колошу штат^Есля при добыче маловязких нефтей последние определяются в основном статическими силами, то при подъеме высоковязкой нефти дополнительно силами вязкого трения. Вязкое трение штанг о жидкость при хода вниз сникает величину граничного трения, при ходе вниз - увеличивает.

Для расчета сил вязкого трения при ходе колонны вниз получена зависимость-, включающая мгновенную скорость втаяг:

Ртр.н'= 16.9'Ц-Ь-Гт 5,49 , (6)

где ц - коэффициент динамической вязкости; Ъ - длина штанговой колонны; V - скорость движения штанг; га = бшт/йт, йт - внутренний диаметр лифтовых труб. Для хода колонны вх>5рх соответственно получена зависимость: Ртр.в ■= ю~3|х-ь-у* (0.369-11,+ г.Б-ат-ы,), (?)

где ?11= с^ - с2 , М, = сб»п^ - с7 , п, = йпл/йт

йлл - диаметр плунжера. Формула (7) справедлива лишь до значения диаметра насоса, равного диаметру ККТ, определяемого формулой:

йпл = с!пл* = /НН£ (4йт - <3ш)

При блл > йпл* происходит смена знака градиента скорости течения на поверхности штанг, в результате чего направление сил вязкого трения совпадает с направлением движения колонии штанг вверх. Это

приводит к перераспределению растягивающих нагрузок по длине колония, не регистрируемы" на дипамограммэ, при котором верхние штанги чаотич -но разгружаются, а нижние - перегружаются. Такое положение но мпэг'ом объясняет повышенную аварийность нижней части штанговых колош!.

При с1пл > ' пл* расчет сил вязкого трения производится по Формуле :

Ртр.в = 10"3Ц-Ь-Уш*(0.369'Н2+ 2.5-йт-М2), (8)

где М2=-с3п^+сдп^-с5, М2=-сап^+сдп^-с10, 11,= <1пл/йт

Коэффициенты с,- с10 , входящие в формулы для определения ^, Л2, Н,, М2 приведены в табл.2.

Расчет экстремальных нагрузок в точке подвеса штанг производится суммированием статических и инерционных сил, а также сил граничного и вязкого трений.. В скважинах с искривленной рабочей зоной насоса необходимо учитывать трение в плунжерной паре.

Апробация формул (1-8) на сквазсигах Волковского, Кушкульг:ого и Сергеевского месторождений ПО Башнефть показала, '-.то погрешность в расчетах нагрузок в среднем соответствует 5,0 процентам.

3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННОГО НАСОСА В ННС И ВЛИЯНИЕ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ НА ЕГО РАБОЧУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ

Опыт эксплуатации насосных скважин показал, что в подавляющем большинстве случаев глубинные насосы расположены на наклонных и искривленных участках стволов. Отсутствие должного внимания к.рабочей зоне расположения насоса приводит к тому,что эксплуатация насосов происходит в напряженных условиях повышенных нагрузок и потери производительности. Искривлегае ствола скважины,составляющее в среднем 2...5° на 10 ц, вызвано естественным снижением зенитного угла.

Небольшие зазоры между корпусом насосов и эксплуатационной колонной являются цричиной повторения профиля его изгиба. Из-за малых зазороч между плунжером и цилиндром силы трения в плунжерной паре могут достичь значительных величин, нередко приводящих к заклиниванию. С такой позиции искривление ствола в зоне расположения насоса может оказаться более опасным, чем искривление напорной части подь-емника. Наряду с этим из-за существенного отклонения оси насоса от вертикали происходят'нарушения в работе запорных элементов насоса.

Исследования!® установлено, что силы трения в плунжерной паре

Значения коэффициентов с

d, шт. 12

16

19

22

25

m 1 сг Ci Ci

0,298 ' 0,204 0,318 640,75 427,36 696,16 379,00 233,8) 418.45 2266,97 1646,77 2391,84 1677,03 992,79 1376,06

0,258 0,378 540,70 897,33 279,13 566,53 1945,84 3015,64 1340,46 2656,48

0,306 0,214 0,373 662,30 447,17 378,81 394,26 246,44 552,67 2290,75 1696,34 2954,79 1753,59 1049,71 2579,81

0,301 0,219 0,403 648,16 457,06 999,63 341,67 252,95 644,04 2250,56 1722,04 3349,50 1704,13 10"»9,29 гш.ъъ

0,330 0,249 732,40 20,45 444,65 295.44 2499,90 1890,24 2009,26 1275,30

Таблица 2

С5 Сб С7 св С9 С10

453.46 254.47 636,23 46,51 0,42 62,48 29.93 0,22 44,42 142,47 2,74 176,47 10,51 1,83 143,23 8,16 1 0,07 12,68 ' 1 го

353,85 756,31 9.5Г 380,06 11.72 251,30 40,79 685,85 28,66 554,64 ! ! -л ^ 1,73 1 165,25

476,36 270,48 732,14 70,90 1,54 227,80 45,64 0,95 151,29 141,64 8,60 485,97 144,08 5,73 50,48 ¡11,78 0,24 44,92

461,36 278,83 594,75 37,89 0,89 500,29 24.43 0,56 407,61 123.76 5,48 569,41 91,09 3,71 810; 27 7,24 0,16 106,02

554,05 334,98 124,08 9,56 176,40 6.С9 266,25 40,11 2/0,43 27,93 20,85 11,58

УСШН зависят от радиуса искривления, зазора в паре и разности пест-костей на изгиб цилиндра и плунжера. При их большой разности наблюдается локальный изгиб (или выпрямление) менее жесткого звена и снижение радиальных сил прижатия. В этой связи оснащение скважины с искривленной рабочей зоной вставными насосами ввиду меньшей жесткости их цилиндров Солее предпочтительно.

Получена обобщенная эксперимента"ьная зависимость для расчета дополнительных сил трения в изогнутом насосе с погрешностью 8 % :

(.Г, Е, - Зг £,)

Рш, = 7.2-1СГ3 -' (9)

«н

где .Л, ¿г - экваториальные момещы инерции соответственно цилиндра и плунжера насоса, Е1, Ег - модуль упругости материалов соответственно цилиндра и плунжера насоса, ¡^ - радиус искривления оси насоса, е - зазор между плунжером и цилиндром.

Наклонное расположение насоса определяет специфику работы и запорных клапанов. При достижении критического угла наклона сферический клапан самостоятельно не обеспечивает герметизацию. При небольшом угле наклона насоса (до 30°) происходит увеличение подачи на 10*... 15 % из-за того, что в период открытия и закрытия шар движется по нижней образующей цилиндра клетки, теряя одну из степеней свободы. При этом происходит уменьшение вращательных движений шара в плоскости, перпендикулярной оси насоса, и сокращение времени запаздывания посадки шара в седло. При углах наклона насоса порядка 42...65" в зависимости от диаметра насоса и геометрии клапана начинается двухстадийное закрытие клапана. В первой шар, дос-•ан'ая угла, образованного нижней образущей клетки клапана и фаской седпа, останавливается в равновесии. Дальнейшее его движение ь- седлу может происходить только под действием потока жидкости. Л;с.1ч:сть погска и сила, действующая на шар, возрастают по мере

движения плунжера к середине своего хода. Поэтому в начальный ае: риод движения головки балансира клапаны насоса остаются незакры- --'

—тнми.Затем возросшие"силы сопротивления шара в жидкости заставляют его перекрыть седло с большой скоростью, сопровождающейся ударом.

Последние приводят к разрушению кромки седла и неизбежным "потерям подачи насоса. Динамика наклонно расположенного шарового клаттттп исследована на двух лабораторных стендах: для исследования процесса закрытия отдельно взятого клапана и влияния наклона оси насоса на его подачу (размещенном модели нясоса па поворотной раме).

Для расчета режима работч УСШН, при котором происходит снос иара и закрытие седла,получены экспериментальные графики.

По графикам определяется необходимый напор и расход жидкости для сноса шара в зависимости от угла отклонения оси насоса от вертикали.

Получена зависимость для определения суммарного обьема утечек жидкости через клапаны до их закрытия :

■к • Dj* • Sk

V = - ( 1 - eos -0 ) , (10)

где п - число двойных ходов плунжера, Sk - длина хода головки балансира, ■в - угол поворота кривошипа, соответствующий-подаче касоса, обеспечивающего затягивание шара клапана на его седло.

4 q(-9>

tf = aresin--=—s--, (II)

тс2 Dc n S, к

,q(i3) - мгновенная подача насоса, обеспечивающая посадку шара.

Знечктелыаю осложнения в работе насоса имеют место в случао расположения посляднего в искривленном участке скважины. Исследевятая показали, что при интенсивности искривления градусов на . м силы чид а изогнутом цилиндре вставного насоса составляют 0,25___0,55 кН, а невстэвного нассса 1,1...3,8 кН. В связи с

высокими значениями этих сил технические средства, применяема для преодоления сопротивлений (в частности тяжелый низ),могут оказаться малоэффективными из-за _госта амплитуды нагрузок на колонну штанг, вызванной граничным и вязким трением.

Для эксплуатации насосов в таких условиях разработана глубин-нонасосная установка с выносным утяжелителем колонны штанг. Насосная установка включает, ступенчатую плунжерную пару, всасывающий клапан насоса размещен на плунжере малой ступени, к нижней части которой прикреплен выносной тяжелый низ, а нагнетательный клапан установлен на плунжере большей ступени. Разность площадей поперечного сечения плунжеров определяет рабочий обьем насоса. Работа тяжелого низа за пределами подъемного лифта снимает проблему "зависания" штанг и позволяет отбирать жидкость большой вязкости. Схема успешно испытана на Тананыкском месторождении с вялостью нефти 42,7 мПас.

4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАСОСНОЙ Е:ССПЛУАТАЩИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Практика эксплуатации УСШН восточных и других регионов отваны показала повышенную аварийность насосных штанг несмотря на то, что приведенные напряаиния в металле ^ превышали допустимых значений, определенных ГОСТ 13877-80. Следовательно, фактические .значения усталостных напряжений в материале штанг существенно превышали напряжения, рассчитанные при проектировании.

Такое положение имело место в результате несовершенства теории проектирования, не учитывающей появление напряжений от изгиба, обусловленного работой глубинного оборудования в качественно новых условиях. Появление дополнительных напряжений в штангах, вызванных изгибом, в сочетании с осевыми приводят к превышению фактических напряжений на периферии тела штанг над допустимыми.

Для расчета напряжений в металле штанг от изгиба получена теоретическая зависимость : :

E-J

а -ri

L / R2 - t2---------/

a2 4a

. + P —--

где

<нг - t2)3 2a ____ о,в

[ T R тс2 + /(T2 R2 тс4 + E J p %A B) J

^ — — ii .-- .. •,.,..,, ,,..._■• .-i

2 В

„ 2 T

В = 6 F J R ± 2 q Sin а + - , p = 0,5 («^ - йщ),

R

E'J - жесткость штанг,

W - экваториальной- мсчетгт сопротивления штанг, t - расстояние от муфтк до места касания штангой стенок труi. Формула (12) показывает, что напряжения от изгиба в ряде случаев могут бить сопоставим с напряжениями от осевых сил. К примеру, при интенсивности набора кривизны ствола скваюпш 3° на Юм приведенные напряжения в штангах увеличиваются на 22% по сравнению с условно-вертикальной скважиной. Эти обстоятельства меняют принци пиальный подход к конструированию штанговых колонн из условий сох -ранения ее равнопрочности. В отличие от условно-вертикалышх равнопрочная колонна штанг в ННС может иметь отдельные ступени с меньшим диаметром, расположенных выше ступеней большего диаметра. Ступени большего диаметра в целях обеспечения равнопрочности требуется в отдельных случаях устанавливать в зонах повышенной кривизны.Погрешность в расчетах при и пользовании формулы (12) составляет 5,6 %.

На базе полученных зависимостей для расчета граничного и вязкого трений, сопротивлений в '.асосе и напряжений от изгиба создана методика проектирования УСШН для наклонно направленных скважин и выбора технологического режима работы.

Выбор типоразмера насоса я прогнозировал« дебита сквжиш p-i,-нием системы уравнений, описывают Л совжсшуп работу пласта и насосной установки с учетом переменности коэффициента подачи насоса в зависимости от давления у приема и угла рас-

+

положения оси насоса. Глубина подвески насоса корректируется из условий допустимого угла отклонения оси насоса от вертикали.

Для малоде битных скважин с периодической откачкой нефти разработана методика расчета технологического режима, учитывающая наклонное расположение оси насоса к вертикали и переменный характер его подачи, обусловленный мотастабильным состоянием газовой фазы на приеме.

Расчет соотношений времени откачки и накопления производится с учетом угла наклона эксплуатационной колонны.

Показано, что при периодическом способе откачки нефти отклоне-нение ствола скважины от вертикали уменьшает амплитуду депрессии на пласт при накоплении жидкости в скважине. В конечном итоге увеличивается суммарный отбор нефти и улучшаются условия работы оборудования благодаря меньшему дисбалансу нагрузок.

Для определения границы рационального применения периодического и непрерывного способов добычи нефти из ННС при заданных де-битах и минимальных режимах работы станков-качалок и диаметрах насосов разработана диаграмма. Выбор способа определяется из условий надежной работы УСШН и обеспечения заданного дебита. К примеру для Северо-Западных месторождений Башкортостана перевод на периодичес- • кий режим эксплуатации сква-аш, оборудованных станком-качалкой 7СКВ, следует осуществлять при дебите скважины 1,5 м3/сут и менее. Для станков-качалок СКН5 и СКН10 при тех же условиях дебит скважины ограничивается значениями 0,8 ... 1,0 м3/сут.

Массовый перевод сквагмн на периодический режим эксплуатации в Башкортостане показал существенный прирос. МРП благодаря большему использованию энергии пласта для подъема нефти. Установлено, что рост МРП при периодическом режиме подчиняется статистической зкономерности:

гл-и

24

, (13)

"отк

1отк 1

где. .Тп, Тн - межремонтный период работы скважины, соответ-

ственно в режиме периодической откатал и непрерывном режиме.

т_ ~__&щщрически8. коэффициент 0,915 - НГДУ "Уфанефть",-------------

т = 0,750 - НГДУ "Чекмагушнефть")

Разработанные методы проектировав-ш УСШН реализованы в программах для ЭВМ ЕС-1033 и ПЭВМ типа IBM PC/AT и PC/XT.

Внедрение методов в ПО "Вптнефть", "Нйжневартовскнефтегяз", "Ноябрьскнефтегаз","Орекбургнефть" позволили увеличить МРП в среднем в 1,5 - 1,7 раза и повысить суточную добычу жидкости на 12-17%.

5. ХАРАКТЕР ДЕФОРМАЦИЙ ЭЛЕМЕНТОВ УСШН В ШС И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПРЕЦУПРЕВДЕ1ШЯ СУХОГО ТРЕНИЯ В ПОДЗЕМНОМ ОЕОРУДОВИИ

Для промыслового анализа дефолиации и износа штанговых колонн были выделены две группы скважин с износнкми отказами штанг. Первую группу составили 10 скважин с интенсивностью набора кривизны 2,5...II,5° на 10 м., скоростью откачки жидкости 0,5...0,9 м/с и

обводненностью 40...93S. Интервал изменения числа So в зоне максимального искрир пения ствола скважина составили 5'10~5.. .10" 4. Вторую группу составили о скважин с условно-вертикальным профилем.

Износ шгонг в нерпой груше скважкны имел место на участках набора кривизны, а во второй - в нижней части штанговой колонки. Межремонтный период работы сквашн нри добыче высокообводнегоюй нефти существенно (в 1,3...1,6 раза) меньше, чем в малообводаенной Ко'.эти, Различная глублнз расположения зон износа штанг показывает, чао ¿о 2-сй rpyiiiiu cicbUr-iuHi появление радиальной принимающей силы связано с потерей уст; Ччивости колонны при ходе вниз из-за сопротивлений в насосе. Во второй груше скважин иянос внзван радияль-ькма сллок,:, обуслов&шыша на-гш»нмзм колоты па иасрквлешюм участке np.i -ходе вверх.

Большая степень износа в 1-ой .'рупп* скваази свидетельствует о больших радиальных силах в искривленных зонах ШС. Согласно расчетам, величина радиальных сил в этих зонах составляет 1,2...5,7

кН/м. Особо напряженные условия работы штанг, таким образом,юыают место в скважинах с чи лом So < 5"10-5 при обводненности б^лее 70%.

Изгиб корпуса насоса и связанные с этим высокие сопротивления движения плунжера являются причиной, способствующей развитию сухого трения штанг о трубы. В первой группе скважин трение в насосе увеличивает натяжение штанг и радиальные силы пр:х ходе вверх, во второй-является основной причиной потери устойчивости колонны при ходе вниз и появления радиальных сил в ее нижней части.

На базе этих исследований определены основные направления разработки технологии глубинно^насосной добычи, предупреждающей возникновение сухого трения и износ штанг. Они включают снижение коэффициента трения штанг о трубы изменением физико-химических свойств откачиваемой жидкости и снижением удельных радиальных сил с использованием специальных технических средств и способов (рис.З). Первое направление включает мероприятия, позволяющие избежать работы штанг в водной среде или улучшить смазывающую способность водной пленки вводом в жидкость антифрикционных присадок. Кроме того, снижение коэффициента трения достигается путем использования высокоэффективных протекторов и подшипников качения устанавливаемых на штангах. Второе направление базируется на снижении растягивающих сил в колонне путем уменьшения гидростатических и гидродинамических нагрузок при ходе вверх. Разработанная схема снижения гидростатической нагрузки на колонну основана на дифференцировании подачи УСШН путем переноса ее части на период нисходящего хода штанг. Схема позволяет использовать выталкивающую силу гидростатического столба жидкости, действующую на неуравновешенный торец дифференциального плунжера. Снижение гидродинамических сил дос шгается установкой по глубине НКТ пнеьмокомпенсато-ров, представляющих собой коаксилыше камеры, заполненные газом. Для повышения энергоемкости и предотвращения растворения газа ка- •

- Создание" режима; предупреждающего сухое трение и износ штанг, труб и плунжерной пары

(Снижение коэффициента

! штанг и муфт о трубы

Воздействие на откач» ваа.м.ую продукцию о целью повышения ее противоизносных свойств

Использование центраторов штанг

Шариковые центраторы

Роликовые центраторы

Центсаторы из антифри кциошшх материалов

Метод самоподлива

нефти

Стшжение удельной прижимающей силы

Уменьшение продольной де- [— формации

Распределение прижимающей силы

Снижение эйлеровой силы (натяжение штанг)

Раздельный подъем столба жидкости ниже и выше покривленного участка

Использование выталкивающей силы столба жидкости

Снижение вязкой составляющей натяжения штанг (пнев-мокомпенсаторы)

Укороченные штанги

Металлические центраторы скольжения

Центраторы для цилиндра насоса

Рис. 3

Основные направления создания режима, предупреждающего сухое трение и износ штанг, труб и плунжерной поры в ННС .

мера компенсатора снабжена разделительным поршнем. Перед спуском в скважину компенсаторы заполняют газом до рабочего давления. При -арданическом законе движения штанговой колонны, аналогично воздушному колпаку поршневого насоса, пневмокомпенсатор позволяет получить практически равномерную скорость течения жидкости при ходе вверх и избежать максимальных значений гидродинамических нагрузок. В итоге достигается существенное снижение растягивающих нагрузок в точке подвеса штанг. Снижение растягивающих нагрузок достигается также применением технических средств, предупреждавших изгиб цилиндра насоса. К ним относятся центрирующие фонари, устанавливаемые на внешней стороне корпуса.

Наконец, ко второму направлению следует отнести и распределители радиальных нагрузок, представлявши собой фиктивные муфты и укороченные штанги, В практике известны технические средства снижения трения и износа, представляющие собой разнообразны? центраторы, протекторы, фонари и т.д. Однако отсутствие научно обоснованных методик выбора типов и расчета интервалов расстановки существенно снижало их эффективность, а в ряде случаев наносило определенный вред. Создана методика прогнозирования зон износного трония и выбора ти- . пов протекторов и интервалов их расстановки. Применен вариант шарнирного исполнения центраторов, позволявдий избежать появления напряжений от изгиба.

Внедрение технологий в НГДУ "Аксаковнефть" позволило снизить максимальные нагрузки на 152 а увеличить №.. скважины в 1,5...1,8 раза. Внедрение устройств, предупреждавдтх изгиб цилиндра насоса; позволило увеличить МРП группы скважин в НГДУ "Чекмагушнефть" в среднем в 2,1 раза.

•Разработанная технология эксплуатации УСШН с применением пнев-мокомпенсаторов позволила с одной стороны снизить нагрузки на штанги путем выравнивания скорости течения высоковязкой жидкости в полости

НКТ, с другой - уменьшись вероятность возникновения сухого трения благодаря поступлению жидкости в зону трения из каналов пневмоком-пенсатора в цикле его разряда. Использование шевмокомпенсаторов на скважинах ПО "Вашнефть" показали снижение максимальных нагрузок на 10...15% и рост МРП в 1,5... 1,7 раза.

б. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИМЬНО НОВЫХ ВИДОВ ТЕХНИКИ ПОДЪЕМА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ мз нно

Наибольшие эначсшю трения и износа оборудования пмзв? место при ходе штанговой колонны вверх из-за возникновения Эйлеровых сил прижатия, обусловленных гидростатическими силами давления жидкости на плунжер насоса. В зависимости от глубины расположений искривленного участка ствола скважина и диаметра насоса доля этих сил. в общем балансе растягивающих усилий в теле штанги составляет 25...90 %.

Значительная астметрия цикла нагрукетш итанг, вызванная гидростатическим давлением,снижает к.п.д. установи!, который в «скривленных сквашнах редко превышает 0,37. Поэтому в целях его повышений необходимо, с одной стороны, уменьшить гидростатическую нагрузку но плунжер при ходе вверх, с другой - снизить величину коэффициента асимметрии.

Разработанная технология парораспределения подачи жидкости на оба полуцикла откачки обеспечила возможность сшгаешш гидростатичос кой нагрузки при ходе вверх и уменьшения энергоемкости контргрузов. Технология основана на применении различных схем УСЩН с дифферен-циялышм ступенчатым плушмром и рабочим насосом, расположенным ни-же.Простр..нсть<. между щшшм плунжером дифференциальной пэры и плунжером рабочего насоса образует рс :ширительную камеру, в которой аккумулируй ген часть поднимаемой жидкости при ходе вверх. При ходе ььиз эта часть жидкости вытесняется в выкидную линию через малуи

- 34 -

ступень дифференциальной пары (рис.4).

Разность площадей ступеней дифференциального плунжера создает дополнительную силу, направленную вверх и частично разгружающую колонну штанг.Наибольшая эффективность технологии достигается в том случае, когда гидростатическая нагрузка в обоих пилуциклах будет одинаковой по абсолютной величине.

В соответствии с этим максимальное значение КЦД установки достигается йри выполнение равенства:

й, / ЙЭ <Ро- Рпр ) = 0.71К /2 + -Г- • (14)

г Р

где

й, .с^- диаметры плунжеров (соответственно меньшей и

и большей' ступеней);.

К - адаптационный коэффициент, (13- диаметр плунжера рабочего насоса, Р - давление на выкиде рабочего насоса, Рпр-давление на приеме насоса,

Р - давление в полости НКТ на уровне расположения дифференциальной пары.

Опыт использования таких установок показал, что величина адаптационного коэффициента, определенная по асимметрии динамограмм колеблется в пределах 1,04...1,12. Это отклонение связано с существованием ряда неучтенных формулой (14)- факторов, таких как трение в плунжерных парах, утечки в них и т д.

Местоположение дифференциальной пары определяется глубиной расположения искривленного участка КНС и условиями, обеспечивающими свободный ход ртанг вниз. В случае расположения искривленного участка в нишей части скважины, дифференциальная пара устанав-шъаотся непосредственно под этим участком с целью максимального

П - Г

а) 0)

Рис. 4

I - рабочий насос, 2 - дифференциальный плунжер, 3 - колонна штанг, 4 - полые штанги, 5 - обратный клапан.

снижения гидростатической составляющей эйлеровой силы. Для разработанных способов подъема жидкости созданы расчетные схемы проектирования УСШН и выбора технологического режима,а также определения местоположения узла дифференциации.

Эффективность технологии определена но опытно-промышленном участке Раевского месторождения. Экспериментальный образец УС11Н на базе серийных насосов НСН2-56 и HCBI-32 с глубинами подвески рабочего насоса (НСН2-43) IOOO м и узла дифференциации 480 м был спущен в скважину. Зона набора кривизны с радиусом - 300 м и длиной - 115 м располагается непосредственно под узлом дифференциации. В качестве откачиваемой среда была вода плотностью 1,11? г/см3. Сравнительный анализ работы УСШН в аналогичных условиях до и после спуска нового оборудования показали сгиженре максимальной нагрузки на 20 % и увеличение к.п.д. на 7. %,3а счет перераспределения гидростатического давления и уменьшения сил трения колонны с трубы несмотря на появление дополнительного трения в дифференциальной паре. Испытания других схем УСШН с дифференциацией гидростатического давления на скважинах НГДУ "Южарланефть" и "Уфанефть" показали аналогичные результаты к рост МРП в среднем на &%.

Основные вывода и рекомендации I. Разработаны научные основы комплексного проектирования глубиннонасосной добычи нефти из скважин, осложненных пространственным искривлением стволов:

- впервые существующий фонд добывающих скважин по характеру и пространственным параметрам стволов классифицировал на 4 группы. Наиболее осложненные скважины отнесены к 3 и 4 грушам. Для характеристики профиля предложен обобщенный параметр интенсивности искривления ствола скважины, показавший, что при достижении его значений 0,26 .. 0,28 град/м наблюдается 4 ... 5 кратное снижение МРП;

- согласно принятой классификации осуществлен дифференцированный подход к решению проблемы повышения межремонтного периода работы -я-дебита скважины;

- впервые разработана диаграмма для выбора непрерывного и периодического режимов эксплуатации малопродуктивных скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений;

- обобщением развитых и разработанных теоретических и методических положений создана гибкая математическая Модель глубиннона-ссснсй добычи нефти иа наклонно направлении и искривлениях сквз-ж!Ш, позволяидая в соответствий с сортаментом оборудова!ЗДя и физическими свойствами пластовых жидкостей производить многовариантше расчеты технологических параметров эксплуатации и прогнозировать дебит скважины. Модель охватывает и учитывает.-влияние метастабиль-ного состояния газа на приеме насоса на его подачу, наклона и кривизны ствола на рабочую характеристику насоса, оинергетического эффекта одновременного действия сил вязкого и граничного трений

па усилия в штангах, пеоеменного характера коэффициента троим и касания тела штанг на рзжикн граничного трения. Кроме того, в расчет введены допустимая скорость откачки жидкости и ее эффективная вязкость, а такка дополнительные напряжения от изгиба штанг, связанные с их деформацией. Модель программю реализована на ПЭВМ типа IBM PC/AT;

- разработана »летодика расчета параметров периодического режима, учитывающая угол найлона ствола свакинц в зоне расположения насоса

и изменение коэффициента его подачи в цикле откачки. Показано улучшение условия работы штанговой установки в наклонной скважине благодаря снижению амплитуды депрессии на пласт и дисбаланса нагрузки на оборудованй-з. Получены эксперта,.'алыше зависимости для расчета потери подачи тгоса ¡гри его расположении на наклонном участке;

- разработана методика конструирования равнопрочной колонны

- за -

штанг, учитывающая величину локальных скачков напряжений граничного трения и изгиба штанг в зонах повышенной кривизны стволов. Показано, что равнопрочность колонны штанг в ряде случаев может быть достигнута компоновкой, в которой диаметр средней ступени превышает диаметры верхней и нижней ступеней;

- получены опытные данные для расчета коэффициента трения по телу штанг и их муфтовых соединений и различных центраторов с использованием числа Зоммерфельда, позволяющие прогнозировать зоны интенсивного износа оборудования и выбирать типы центраторов и интервалы их расстановки;

- установлено наличие дополнительных растягивающих усилий в нижней части колонны при ходе- вверх, не регистрируемых в точке ее подвеса, повышающих аварийность штанг. Получены обобщенные зависимости для расчета экстремальных нагрузок на штанги при добыче высоковязкой нефти.

- выявлены две характерные зоны износа штанг - соответственно в нижней части колонны и'в зоне набора кривизны. В первом случае износ сопряжен с потерей устойчивости колонны штанг при ходе вниз, во втором - с возникновением эйлеровой силы прижатия при ходе ввэр' В высокообводаенных скважинах в обеих группах йзнос усиливается вследствие инверсии фаз в подъемнике и переходу водной фазы в спло шную среду. На базе этих исследований определены основные направле ния в разработке технологий, позволяющих предупредить "сухое" трение в подземном оборудовании.

2. Проведена широкая апробация полученных методик, регламентирующих процесс подъема нефти из наклонных и искривленных скважин:

- прогнозирования дебита и оптимизации технологических парамзт ров работы штанговых установок в осложненных условиях (РД 39 - 01147276 - 01 - 86, СТП 4758937 - 001 - 89);

- расчета конструкции равнопрочной штанговой колонны для наклонно направленной скважины (СТП 5778425 - 007 - 90);-----------------

- выбора способа и режима эксплуатации механизированного фонда скважин(РД 39 - 0136217 - 001 -91);

3. На базе анализа и обобщения теоретических и промысловик исс ледований особенностей эксплуатации УСШН в наклонных и искривленных скважинах определены основные направления, разработаны и усовершенствованы технологии и технические средства, предупреждающие "сухое" трение в подземном оборудовании и повышающие его к.п.д.:

- предложены способ снижения удельных сил прижатия щтанг к трубам установкой на колонне фиктивных муфт и методика расчета их рэсстановки, а так же высокоэффективные протекторы с подшипниками качения. Внедрение устройств, предупреждающих продольный изгиб цилиндра насоса, позволило увеличить МРП группы скважин в среднем 2,1 раза. Применение штанговых компенсаторов повысило эффективность эксплуатации УСШН благодаря принудительной подаче смазки в зону трения.

- разработана принципиально новая конструкция глубшпгого насоса с выносным тяжелым низом, обеспечивающим свободный ход плунжера вниз в ННО с высоковязкой нефтью;

- испытана штанговая установка, позволяющая распределять гидростатическую нагрузку на оба полуцикла работы насоса и на этой основе предложена принципиал*' о новая технология снижения коэффициента асимметрии цикла нагружения и максимальной нагрузки в восходящем движении колонны штанг. Установлено, что при использовании данной технологии достигается снижение максимальной нагрузки на головку балансир- на 20% и улучшение, тем самым, энергетических показателей эксплуатации УСШН.

4. Разработанный метод проектирования насосной добычи из ШС

опробирован на промыслах ПО "Нихневартовскнефтегаз"(1989-91 гг.), "Ноябрьскнефтегаз"(1990-91 гг.) и внедрен в ПО "Башнефть" (198689 гг.),"КогашмнефТ0газ" (1986-88 гг.),"Оренбургнефть"(1990-93 гг.).

Основное содержание диссертации опубликовано ^ следующих научных трудах:

Обзор, монография,

1. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных скважин штанговыми глубинными насосами // Теыатич.научн. -техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. И. :ВНШ0ЭНГ, 1988 , 52 с.

2. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993, 169 с.

Статьи, тезисы докладов

1. Уразаков K.P. Методика выборз штангового насоса, установление режима.откачки при эксплуатации скважин.// конференция молодых ученых и специалистов Бапшипинефть, 1976, с.49.

2. Уразаков K.P. Влияние угла наклона ствола скважины на производительность насоса. // Технология добычи нефти и бурения сквааин: Сб.научн.тр./ Башшшинефть.1980. вып.58. с. 65-68.

3. Уразаков il.P. Трение в плунжерной паре изогнутого штангового насоса. // Депонироганная рукопись. М.:. ВНШОЭНГ. биб. указатель ВНИТИ N 5 (103),1980, с.59.

4. Уразаков K.P. Моделирование работы колонны насосных штанг в наклонно направленных скважинах.// Молодые ученые Башнипинефти 50-летиг Башкирской нефти: Тез.докл.БашНТО НГП,г. Уфа, 1981, с. 48-56.

5. Уразаков К ¿Р. Исследование силь- трения в плунжерной паре изогнутого штангового насоса. // Машины и нефтяное оборудование: Науч.-техн.информ.сб. М.; БНИИОЭНГ, 1981, N 9, с. 9-10.

6. Уразаков K.P. Определение вязкости водонефтяных эмульсий по данным промысловых исследований.// Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Башкирии: Сб.научн.тр./ Башнипи-

- 41 -

нефть, 1983, БЫЛ. 66, с. 193-196.

7. Уразаков K.P. Исследование особенностей работы глубинных----------------

поршневых насосов в наклонно направленных скважинах.// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1985. H 1. о, 26-30. :

8. Уразаков K.P. Пути повышения эффективности работы штанговых установок в наклонно направлетшх сквакинах.// Депонированная рукопись. М.: ВШИОЭНГ, N 13S8-ÏÏT.1987.

9. Уразаков K.P. Выбор насосного оборудования и раяимя работа ¡/¡■ранговых установок. // Добыча 'вчч'т не ттсздцзЗ стадии разработки месторождений: Сб.научн.тр. / Башнигтнефть. 1991. в«п.82.с.113-117.

10. Уразаков K.P. Предупреждение механического износа штанг и труб в наклонной скважина.// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб.научн. тр./ УШ .Уфа, 1992. с.56-61.

11. Уразаков K.P. Технология добычи обводненных нефтей из наклонно направлетшх сквашн.// Технология строительства и эксплуатации нефтяных с::ьажин: сб.научн. тр./ Башнигашефть, I9S2. вып.83, с.231 - 234.

12. Уразаков K.P., Халиуллин А.Г., Закиров С.С. К расчету нижней части штанговой колонны.// Тез. докл. молодых ученых и специалистов, Уфа.-1976.-с.67.

13. Уразаков K.P., Иоанчурин Б.А. О допустимой скорости откачки вязких жидкостей гатанговими глубинными насосеми. // Технология добычи нефти и бурения скважин:сб.иаучн.тр./ Вашнипинефть, 1978, вып. 52. с. 95-100.

14. Халиуллин А.Г., Гафуров О.Г., Уразаков K.P. Анализ эксплуатационной надежности погружних насосов в Башкирии.// Результаты науиых исследований в области повышения качества продукции и г-ф^ективнсити производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей проимышленности Башкирии: Тез. докл. Респ. научн. -техн. конф. Уфа, 1977. с.29-30.

15. Николаев Г.И., Уразаков K.P., Гафуров О.Г. Устройство для дистанционного измерения давления в насосных трубах и некоторые результаты исследований.// Технология добычи нефти и бурения скважин Башкирии: сб. научн. тр./Башнипинефть. 1979. вып. 56. с.92-94.

16. Николаев Г.И..Уразаков К.Р.,Валеев М.Д. Совершенствование глубиннонасосной експлуатации наклонных и обводнчвшихся скважин. // Нефтяное хозяйство. М.:1980. N 1. с. 38-40.

17. Уразаков K.P. .Кутдусова З.Р. Метод обработки статистической информации о работе штанговых насосных установок// Нефтепромысловое дело. Научн.техн.инфоорм.сб.М.:ВНШ0ЭНГ. 1982. N 3. с. 7-9.

18. Уразаков K.P..Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальные исследования трения муфт и штанг о насосные трубы.// Эксплуатация и ремонт скважин, подготовка нефти-и воды:сб.научн.тр./ Башнипинефть. 1985. вып.72. с. 16-23.

19. Песляк Ю.А.,Уразаков K.P. Расчет прижимающих сил муфт и штанг в наклонно направленной скважине./ Эксплуатация и ремонт скважин, подготовка нефти и вода: сб.научн.тр./Башнипинефть.1985. вып.72. с. 28-38.

20. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Приближенный расчет гидродинамического сопротивления движению колонны штанг в наклонно направ-

%

ленных скважинах.// Эксплуатация скважин механизированным способом: сб.научн.тр./ВШИ. 1985. вып. 93. с. 64-71.

21. Шарин Л.К., Уразаков K.P., Минликаев В.З. Расчет пространственных углов и радиусов искривления ствола скважины.// НТС "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение", 1S85, N 5, с.34-35.

22. Уразаков К.Р.,Валеев М.Д. ..Салимгареев Т.Ф. Упрощенные формулы для определения сил гидродинамического сопротивления движению штанговой колонны.// Изв.вузов,сер. Нефть и газ. 1986, N 10. с.82, 94.

23. Уразаков K.P..Янтурин А.Ш. ПоБывдние межремонтного пг-^ио-

да работы наклонно направленных скважин.// Совершенствование г_ю-цессов бурения скважин и нефтедобычи:cö.паучн.тр. /Башшгошефть.

1988. вып.78.с. 110-121.

24. Уразаков K.P..лапшов А.М.Утечки в клапанах наклонно расположенных штанговых насосов.// Депонированная рукопись.М. :ВНИИТИ П 1551-нг 88.

25. Уразаков К.Р.,Гайсин Д.К.,Литвак В.Н. Влияние теоретической производительности насосной установки на дебит сквякин, работающих в режиме периодической откачки.// Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья: Тез.докл.обл.научн.-техн.конф.Астрахань. 1989.с.69.

26. Уразаков К.Р.,Гайсин Д.К., Тимашев Э.М. Методика расчета для определения режима эксплуатации малопродуктивных наклонных скважин.// Проблема геологии и разработки нефтяных месторождений в районах с истощающимися ресурсами: сб.научн.тр./Баиштинефть.

1989. вып. 79. с.46-53.

27. Уразаков K.P. ,Литвак В.Н. Влияние наклона ствола скважины на дебит скваиич, оборудованных штанговыми установками.// Пути интенсификации добычи нефти: сб.научн.тр./Башнипинефть. 1989.вып. 80. -с. 89-95.

28. Песляк Ю.А.,Уразаков К.Р.Трение штанг в наклонно направленной скважине.//Местное хозяйство И 990. N Ю., с.60-оЗ.

29. Уразаков K.P., Жулаев В.П.,Гилев Е.А. Оценка условий работы нефтепромысловых труб в искривленных участках ствола скважин.// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб.научн. тр./ УНИ.Уфа. 1990.с. 111-114.

30. Уразаков K.P. Дакимов А.М.Трение штанг, муфт и центраторов .// Технология строительства и эксплуатации скважин в осложненных условиях: Сб.научн.тр./Башнипинефть. 1991.вып. 84.с.19-24.

• 31. Уразакоь К.Р.,Магер В.Е.,Кутдусова З.Р. Пьезокварцевый

- 44 -

динамограф. Нефтяное хозяйство, 1988, N 12. с.47.

32. Хасанов М.Ы., Валеев М.Д., Уразаков K.P. О характере колебаний давления жидкости в НКТ глубиннонасосных скважин.// Изв.вузов, сер. Нефть и газ, 1991,N 11-12, с.32-35.

33. Валеев М.Д., Уразаков K.P. Методика косвенного определения вязкости обводненной нефти в НКТ глубиннонасосных скважин.//

Э.И."Нефтепромысловое дело", 1993, N 9, с.1-3.

34. К расчету сил трения штанговой колонны при откачке неньютоновских жидкостей./ Уразаков K.P.. Гафуров О.Г., Зайцева Т А. и др.// Технология добычи нефти и бурения скважин

Башкирии:сб.чаучн. тр./ Башнипинефть. 19Т9. вып. 56. с. 87-91.

35. Новый метод сникения гидродинамических нагрузок на штанговую колонну./Николаев Г.И., Уразаков К Р., Гафуров О.Г. и др.// депонированная рукопись. Ы.: ВНШОЭНГ. библ. указатель ВНИИТЙ.

N И (t09), 1980, с.75.

. 36. Некоторые особенности периодической эксплуатации скважин. / Уразаков K.P., Шарш Л,К.» Барышникова Е.К. и др.// депонированная рукопись. М.: ВНИИОЗНР.библ. указатель ВНИМТИ N 1440-НГ, 1987.

37. Пневдакомоенсатор для штанговых установок./ Уразаков K.P., Минлпкаев В.З., Мардагаьеев P.M. и др.// Э.И. .''Нефтепромысловое дело", 1987, N 5, с. 17-19.

38. Устройства для .уменьшения трения и механического износа насосных труб и штанг./ Уразаков K.P., Абросимов B.W., Рахматул-лин В.Н.идр.// Э.И. "Нефтепромысловое дело", 1987, N12, с.12-14.

39. Оптимизация технологических параметров работы наклонно направленных скважин установками СШН./ Уразаков К.Р.,Абдуллина М.Н., Залялиев М.А. и др.// Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири:сб.научн.тр./ НйжневартовскНИПИнефть.1991. М.: ВНШОЭНГ.С. 39-47. ,

40. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его преду-

преждение в наклонно направленной скважино./ Уразаков K.P., Ша~

рш Л.К., Арамов Р.Ю. и др./ЛТехнология строительстве и'экс-----------

плуатации нефтяных скважин: сб.научн. тр./ Баганипинефть, 1992, с.202-213.

Авторские свидетельства на изобретения

1. A.c. Н 573611 СССР, Станок-качалка/ К.Р.Уразаков - Опубл. в БИ - 1977.- N 35.

2. A.c. i-J 615021 СССР, Автоматическое клапанное устройство / К.Р.Уразаков - Опубл.в БИ - 1978.- N 35.

3. A.c. N 723216 СССР, Устройство для замены клапана/ К.Р.Уразаков, Ф.Ф.Воровков - Опубл. в Ш - 1980. - Ii 11.

4. A.c. N 747982 СССР, Стенд для исследования процесса образования водонэфтяной эмульсии в трубах глубнннонасосгих установок/ М.Д.Валеев, Р.С.Хакимов, К.Р.Уразаков и др.-Опубл. в БИ 1980.- N26.

5. А.с.И 777306 СССР, Обратный клапан/ Н.Г.Хангильдин, K.P. Уразаков - Опубл.в Eil -1981 - Н 41.

6. A.c. V, 800420 СССР, Поршневой насос/ К.Р.Уразаков, 11.С.Ве-селков - Опубл. в БИ - 1981- N 4.

7. A.c. Н 823637 СССР, Глубиннонасэсная установка/ K.P. Уразаков, Л.с.каплан - Опубл. в БИ - 1931 - N 15.

8. A.c. N 853101 СССР, Гидрошт нговая насосная установка/ K.P. Уразаков, О.Г.Гафуров, В.С.Шустов -Опубл. в БИ -1981 -N 299. A.c. N 914806 СССР, Скважиниая насосная установка/ K.P.

Уразаков,С.С.Закиров, М.Ф.Вахитоз - Опубл. в БИ - 1982 - К 11.

10. A.c. N 918419 СССР, Скважиниая насосная установка / И.Г. Хангильдин,'К.Р.Уразаков, А.Ш.Сыртланов и др.- Опубл.в БИ- 1982 - N 13.

■ 11. A.c. N 931961 СССР, Глубиннонасосная установка /Н.Н.Репин, Г.И.Николаев,К.Р.Уразаков и др. - лпубл. в БИ.- 1982 - К 20.

12. A.c. N 966294 СССР, Установка для добычи нефти из скважины/ К.Р.Уразаков, Ю.С.Миронов, Н.Х.Мусин и др. - Опубл. в ри.-1982 - N 38.

13. A.c. N 1035282 СССР. Скважинный штанговый насос/ Ю.Г.Ва-лишин, К.Р.Уразаков.Л.К.Шарин и др. - Опубл. в БИ - 1983 - N 30.

14. A.c. N 1101583 СССР, Скважинная штанговая насосная установка / Н.Ф.Кагарманов,К.Р.Уразаков, В.З.Минликаев и др. - Опубл. в БИ.- 1984 - N 25.

15. A.c. N 1165771 СССР, Устройство для исследования скважин/ М.Л.Пелевин, К.Р.Уразаков, С.Г.Яхин - Опубл. в БИ - 1985 - N 25.

16. A.c. N 1204792 СССР, Скважинная штанговая насосная установка / Р.З.Ахмадишин, К.Р.Уразаков, А.Ш.Сыртланов - Опубл.в БИ.-1986 - N 2.

17. а".с. n 12.q9832 СССР, Установка для исследования силсопро-тичления движению колонны в стволе скважины / К.Р.Уразаков, Р.Г. Султанов, Ю.Г.Валишн и др. - Опубл. в би - t986 - n 5.

18. A.c. N 1231261 СССР, Скважинная штанговая насосная установка / Р.А.Зайнашев, М.Д.Валеев, А.Ш.Сыртланов,А.Д.Валеев, К.Р.Уразаков - Опубл. в БИ - 1986 - N 18.

19.ж\.с. Ы 1239401 СССР, Скважинный штанговый насос / В.З. Минликаев,К.Р.Уразаков,Ю.Г.Валишин и др.- Опубл.в БИ - 1986-N 23.

20. A.c. Н 1211454 СССР, Скважинный штанговый насос /В.З. Мишшкаев, К.З.Ыинликаева, К.Р.Уразаков и др. - Опубл.в БИ

- 1986-N 6.

21. A.c. N 1439282 СССР, Скважинный штанговый насос / Б.З. Султанов, К.Р.Уразаков, В.П.Жулаев и др. -Опубл. в БИ- 1988 -N 43.

22. A.c. N 1488440 СССР, Способ эксплуатации малодебитных скважин / К.Р.Уразаков, Б.К.Барышникова - Опубл. в БИ- 1989- N 23.

23. A.c. И 1585726 СССР, Устройство для испытания материалов на трение и износ / К.Р.Уразаков, В.Т.Павлов, З.Р.Кутдусова др.

• -, 47 -

- Опубл. В БИ - 1990 - N 30.

______24. A.c. N 1605157 СССР, Стенд для обкатю! штанговых насосов/

К.Р.Уразаков, З.Р.Кутдусова - Опубл. в БИ - 1S90 - N 41.

26. A.c. Н 1617198 СССР, Сквакинный штанговый насос / K.P. Уразаков, Л.Т.Цветков, Н.Х.Мусин и др., - Опубл. в БИ- 1990 -N-48.

26. A.c. N 1629638 СССР, Стенд для испытания пространственно нагруженных труб и их соединений / К.Р.Уразаков, А.Г.Хачзина, В.П.Жулавв и др. - Опубл. в БИ - 1991 - Ц 7. .

27. A.c. Н 1638365 СССР, Скваашнный штанговый насос / K.P. Уразаков, В.Н.Лптвак, Р.Ф.Акрамов п др. - Опубл. в БИ- 1991-N 12.

28. A.c. N 1645617 СССР, Скважинная штанговая насосная установка / К.Р.Ураэаков,З.Р.Кутдусова,А.Г.Хамзина и др. - Опубл. в БИ - 1991 - N 16.

29. A.c. N 1675543 СССР, Способ поддержания пластового, давления/ К.Р.Уразаков, М.Ф.Вахптов, Е.К.Барышникова и др. -Опубл. в БИ - 1991 - N 33.

30. A.c. 1Í1686143 СССР, Динвмограф для контроля работы окна-жтшых штанговых насосов/ К.Р.Уразаков, В.Е.Магер, И.И.ИКонников-Опубл. в БИ - 1991 - N 39.

31. A.c. N1772421 СССР, Динамограф преимущественно для сква-г кинных штанговых насосов/ К.Р.Уразаков, И.И.Иконникбв, В.Е.Магер и др. -Опубл. в БИ - 1992 - N 40.

Научный вклад, внесенный шчно соискателем в выполненные работы .

Обзор,монография /1-2/, статьи, тезисы докладов /1-11/ и изобретения /1,2/ гчполнены самостоятельно.

Статьи /13-17, 20-22 , 29-37/ написаны с участием соискателя в • постановке и решения задачи, разработке технологий, проведении экспериментов, обработке и научном обобщении результатов.

В статьях /11,12, 18-19, 23-28, 37-40/ соискателю принадлежит общее руководство, основные идеи, разработка конкретных технологий и научное обобщение.

Изобретения /3-31/ выполнены сод общим руководством соискателя о предложением идей и принципиальных технологий и конструктивных .

УРАЗАКОВ

Подписано к печати 16.05.94. Тираж 100 экз. З-гказ 400.,

Ротапринт Уфимского государственного нефтяного технического университета

450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, I \