автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.07, диссертация на тему:Разработка техники добычи высоковязких нефтей шланговыми насосами при кустовом размещении скважин

од

1 5 МАЯ 2303

На правах рукописи

Зубаиров Сибагат Гарифович

РАЗРАБОТКА ТЕХНИКИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ ПРИ КУСТОВОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

Специачьность 05.04.07. Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленности

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2000

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Антипин Ю.В.,

Ведущее предприятие: АНК «Башнефть»

Защита диссертации состоится 21 апреля 2000г. в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д 063.09.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете (УГНТУ) по адресу: 450062, г.Уфа, ул.Космонавтов,1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ

Автореферат разослан 20 марта 2000г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор Валеев М.Д.,

доктор технических наук, профессор Халикое Г. А.

доктор технических наук

И.Г. Ибрагимов

И36/.4& -5*°

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ. Актуальность работы.

В странах бывшего СССР число действующих скважин з 1997 году составило 123970, причем в России - 73380, а в странах СНГ около 20 тысяч скважин эксплуатировались с помощью штанговых скважинных насосных установок ШСНУ, т.е. 77,8%. Такие пропорции характерны доя всех длительно эксплуатируемых месторождений. Так, например, эксплуатационный фонд Татарстана насчитывал в 1997 году 20600 скважин, из них 72,8% эксплуатировались ШСНУ. Следует отметить, что по мере истощения пластовой энергии относительное количество скважин, эксплуатируемых с помощью ШСНУ, неуклонно растет. При этом востребованность ШСНУ будет достаточно длительной, так как при сохранении современных годовых объемов добычи обеспеченность запасами нефти в мире достигает 40 лет, а в России- 21,7 года.

Современное состояние нефтяной промышленности характеризуется прогрессирующим вводом в разработку трудноизвлекаемых источников углеводородного сырья, среди которых основ1гую группу составляют высоковязкие нефти (ВВН). Так, на территории только Волго-Уральского нефтеносного бассейна к концу 80-х годов было выявлено более 470 залежей ВВН. Добыча ВВН ведется также в Архангельской, Томской и Тюменской областях. Общепризнанно, что добыча ВВН сопровождается усложнением работы оборудования насосных установок, снижением межремонтного периода скважин.

Характерной особенностью современного этапа нефтедобывающей отрасли является переход к разработке месторождений наклонно направленными (ННС), преимущественно, кустовыми скважинами. В частности, в Татарстане таких скважин в 1997 году было около 13000, что составляло 87% от числа скважин с ШСНУ. Использование ННС вызвано требования-

ми экологии и экономической целесообразностью, но сопровождается рядом технико-технологических осложнений. К ним, в первую очередь, относятся интенсивный износ труб и штанг на участках искривления, рост амплитуды и максимальной нагрузки на штанга за счет сил трения.

Другой особенностью является введение в эксплуатацию месторождений природных битумов, извлекаемые запасы которых в мире (70 млрд.т) сопоставимы с запасами обычных и тяжелых нефтей. В России наиболее крупные месторождения битумов находятся в Татарстане, республиках Соха и Коми, Архангельской и Оренбургской областях. При добыче битумов, не взирая на малую глубину залегания, возникают большие трудности, связанные с отсутствием техники, способной откачивать высоковязкие среды с удовлетворительными технико-экономическими показателями. Наиболее перспективными для таких месторождений являются винтовые насосы с малыми частотами вращения, которые могут быть обеспечены поверхностными приводами.

Важнейшим естественным осложнением при добыче нефти является интенсивное отложение асфальто-смоло-парафинов (АСПО), что особенно негативно сказывается на работе ШСНУ в ННС, так как увеличиваются нагрузки на все элементы оборудования при ходе вверх, а при ходе вниз часто наблюдается "'зависание" штанг.

Тем не менее, опыт эксплуатации показывает, что благодаря широким функциональным возможностям, простоте конструкции и удобству обслуживания штанговых установок с поверхностным приводом, они не только наиболее рентабельны, но и зачастую безальтернативны. При этом многие проблемы, трудноразрешимые при возвратно-поступательном движении колонны штанг в ШСНУ, достаточно просто преодолеваются при использовании вращательного движения штанг для передачи энергии ра-

бочему органу, т.е. при использовании поверхностно-приводных штанговых винтовых насосных установок.

Итак, учитывая массовость эксплуатируемых штанговых установок, их широкие функциональные возможности, отвечающие Тенденциям развития нефтедобывающей промышленности, можно констатировать актуальность научно-исследовательских и опыгно-конструкторскнх работ по созданию новой техники добычи высоковязких нефтей, эмульсий и битумов штанговыми насосными установками с поверхностными приводами из наклонно направленных скважин.

Цель работы. На основе теоретических и экспериментальных исследований особенностей работы штанговых насосных установок в наклонно направленных скважинах при добыче высоковязких нефтей разработать уточненные методы расчетов и новые технические решения для улучшения их функциональных возможностей, работоспособности и рентабельности.

Основные задачи работы.

1. Анализ и обобщение современного состояния техники добычи нефти из кустовых наклонных скважин штанговыми насосными установками.

2. Теоретические и экспериментальные исследования осевых и прижимающих сил в штанговой колонне, эксплуатируемой в скважине с мно-гоингервальным профилем.

3. Исследование напряженного состояния элементов штанговой колонны на искривленных и наклонных участках и разработка технических решений для повышения работоспособности нефтепромысловых колонн.

4. Разработка схем, технических проектов и аналитическое исследование кинематики и динамики одно- и двуподвижного безбалансирного группового привода с фазовой регулировкой для кустового расположения скважин.

5. Разработка многоцелевого комплекса промышленных стендов для испытаний механизмов свинчивания и развинчивания штанг и труб с целью повышения работоспособности названных механизмов и резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

6. Разработка поверхносгноприводных штанговых винтовых насосных установок для мало- и среднедебитных скважин с высоковязкими флюидами и их промысловые испытания.

Научная новизна. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлены или уточнены качественные и количественные показатели работы штанговых и трубных колонн в наклонно направленных скважинах при возвратно-поступательных и вращательных движениях, на основе которых разработаны и получены:

- закономерности изменения прижимающих и растягивающих усилий в колонне штанг, работающей в скважине с обобщенным профилем в различные моменты цикла работы ШСНУ и винтовых поверхносгноприводных установок, легко адаптируемые к конкретному профилю и удобные для расчета на ПЭВМ;

- косвенные и прямые способы определения длины сжатого участка колонны штанг при ходе вниз, обеспеченные соответствующими приборами и устройствами;

- экспериментально-теоретический способ определения коэффициента трения между штанговой и трубной колоннами в скважинных условиях и получены их значения;

- закономерности увеличения сил трения штанговой колонны о трубы за счет желобообразования в процессе эксплуатации, которые предлагается учитывать с помощью приведенных коэффициентов трения, количественно оценены интервалы их изменений, найдены оптимальные соотношения диаметров нефтепромысловых колонн;

- методы расчета сил трения и принципы конструирования штанговых колонн с ленточными вставками и пластинчатыми скребками и их размеры для применяемых диаметров насосно-компрсссориьгх' труб:

- принципы проектирована поверхностноприводных штанговых вшгговых насосных установок для эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в режиме энергосбережения;

- решения задач кинематического и динамического исследования двуподвижного безбалансирного группового привода штанговых скважин-ных насосов для кустовых скважин и проанализировано влияние фазовых смещений и конструктивных размеров привода на его технологические возможности.

Основные защищаемые научные положения.

1. Аналитический метод определения прижимающих и продольных сил в насосных штангах, совершающих возвратно-поступательное и вра-шателыюе движения.

2. Закономерности изменения сил трения насосных штанг о трубы за счет желобообразования в трубах на участках искривления при всех формах относительного движения.

3. Влияние ленточных вставок и скребков на величины сил трения штанговых колонн о трубы.

4. Научные основы разработки одно- и двухподвижных групповых безбалансирных приводов с фазовой регулировкой, позволяющих использовать эффект интерференции статических и динамических составляющих усилий в насосных штангах кустовых скважин.

5. Принципиально новые технические решения по расширению функциональных возможностей и работоспособности штанговых насосных установок.

Практическая ценность.

1. Создан комплекс глубинных автономных динамографов для проведения исследовательских работ на действующих скважинах, с помощью которых подтверждены результаты теоретических исследований. Многолетняя эксплуатация глубинных динамографов позволила получить уникальные объективные сведения о характере распределения усилий в колоннах штанг, что позволило, в свою очередь, углубить теоретические исследования.

2. Разработан метод экспериментально-теоретического определения коэффициента трения в реальных скважинных условиях, реализуемый при использовании глубинных динамографов или специальных устройств для соединения насосных штанг, устанавливаемых в нижней части колонны, в сочетании с поверхностными динамографами.

3. На основе выявленных теоретическими и экспериментальными исследованиями закономерностей разработаны, испытаны и внедрены в нефтедобывающую отрасль замковые опоры гидравлического принципа действия, штанговый насос с гидронагружением и газосепаратором, устройства для соединения насосных штанг, позволяющие существенно, снизить статические и динамические нагрузки на оборудование, расширить функциональные и технологические возможности и работоспособность штанговых насосных установок в любых геолого-физических условиях.

4. Разработаны, изготовлены и более 10 лет эксплуатируются стенды для испытаний и аттестаций механизмов свинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и насосных штанг, даны практические рекомендации по повышению работоспособности некоторых из этих механизмов, работоспособности и долговечности резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

5. Создана научная база и разработан технический проект группового безбалансирного привода, а также технологические схемы размещения этих приводов на кусте. Гибкая система подстройки к промысловым условиям и кратное уменьшение металлоёмкости позволяет практически без дополнительных капитальных затрат перевести действующий фонд скважин на безбалансирный способ эксплуатации с минимальным сроком окупаемости, уменьшить примерно на 50% установленную мощность электродвигателей.

6. Разработаны, изготовлены и испытаны поверхностноприводные винтовые насосные установки, защищенные патентами, работоспособные во всех климатических условиях и обеспечивающие любые эксплуатационно-технологические параметры.

Реализация работы в промышленности.

В течение многих лет в системе объединений «Башнефть» и «Таг-нефть» массово внедряются замковые опоры гидравлического принципа действия, изготавливаемые серийно и силами НГДУ.

Серийные гидравлические опоры и полная техническая документация после успешной опытной эксплуатации на действующих скважинах с сильным пескопроявлением в объединениях «Эмбанефть» и «Мангышлак-нефть» были переданы указанным объединениям для внедрения собственными силами.

Замковые опоры гидравлического принципа действия различных модификаций дважды демонстрировались на ВДНХ СССР, где авторам, изготовителю (Ишимбайскому машзаводу) и внедрившей организации (объединению «Башнефть») были присуждены по одной серебряной медали (обе соискателю) и около 15 бронзовых.

Стенды для испытаний, исследований и аттестации механизмов свинчивания-развинчивания НКТ и штанг (КШЭ, АШТК, КМУ-50, АПР-

2ВБ, ПБК-4) внедрены и эксплуатируются более 10 лет на Ишимбайском машиностроительном заводе, специализирующемся на выпуске указанных механизмов для нефтедобывающей отрасли страны.

Установочная партия поверхностноприво.пных винтовых насосных установок в порядке опытно-промышленной эксплуатации прошла длительные испытания на различных режимах в скважинах республик Башкортостан, Татарстан, Дагестан, Оренбургской области, доказав эффективность заложенных в конструкцию технических решений. Малая серия доработанных с учетом опытной эксплуатации поверхностноприводных установок универсального типа двух поколений подготовлена к промышленному внедрению.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на:

- I Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования (Баку, 1973);

- республиканских научно-технических конференциях в г.Уфе (1975,1977,1978,1979,1981,1988 гг.);

- на ВДНХ СССР (Москва, 1984,1987 гг.;

- Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1995 г.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Информационные и кибернетические системы управления и их элементы» (Уфа, 1995 г.);

- Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998 г.);

- конгрессе нефтегазопромышленников России, секция «Отечественное машиностроение, ВПК, наука в стабилизации и дальнейшем развитии нефтегазовой отрасли» (Уфа, 1998);

- ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского нефтяного института (УГНТУ ) (Уфа,1980.., 1999 гг.);

- па технических Советах объединений «Башнефть», «Эмбянефть», «Мангышлакнефть», «Татнефть», «Оренбургнефть», «Салаватнефтемаш», Ишимбайского машиностроительного завода;

- Республиканской выставке достижений народного хозяйства;

- Девятом ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой , нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999);

- секции «Нефть и газ» Академии наук РБ (1996, 1997,1998 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликованы монография, 20

статей, 15 описаний изобретений, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, 36 тезисов докладов, в т.ч. 5 на международных конференциях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глаз, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 267 страницах машинописного текста, содержит 38 таблиц, 54 рисунка, 7 приложении, библиографический список включает 171 наименование.

Соискатель благодарен за доброжелательное отношение, заинтересованность во внедрении и активную помощь в проведении промысловых исследований коллективам АНК «Башнефть», ОАО «Татнефть» и ОАО «Оренбургнефть», а также за многолетнюю совместную работу и научные консультации заслуженному деятелю науки и техники РФ, заслуженному изобретателю Республики Башкортостан, почетному нефтянику РФ, доктору технических наук, профессору Б.З.Султанову и заслуженному деятелю науки и техники Республики Башкортостан, доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А.Токареву.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении проанализированы тенденции и перспективы развития нефтедобывающей промышленности и, в соответствии с этим, показана актуальность раоот, направленных на расширение функциональных возможностей, работоспособности и рентабельности штанговых насосных установок.

В первой главе дан анализ проблемы обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при эксплуатации наклонно направленных скважин, продуцирующих высоковязкие нефти, эмульсии и битумы.

Исследованиями отечественных ученых Адонина А.Н., Александрова М.М., Аливердизаде К.С., Антипина Ю.В., Ахмадишина Р.З., Балицкого П.В., Белова Й.Г., Богомольного Г.И., Валеева М.Д., Вирновского A.C., Воловского В.М., Гадиева С.М., Грабовича С.М., Гулизаде М.П., Ивановского В.Н., Калинина А.Г., Касьянова В.М., Крумана Б.Б., Максютова P.A., Мищенко И.Т., Муравьева И.М., Палия В.А., Песляка Ю.А., Пирвердяна А.М., Сарояна А.Е., Субботина М.А., Султанова Б.З., Троицкого В.Ф., Уразакова K.P., Халикова ГА, Хасанова М.М., Храмова P.A., Чарного И.А., Шарипова А.Х., Эртэ Е. П. и многих других, а также зарубежных ученых А.Лубинского, Д.Н. Дрэготеску, Н.Драгомиреску, Д.О. Джонсона, К.Н. Милса, Д.Р.Нортона, Дж. С. Слонниджера и другими установлены закономерности взаимодействия бурильных и штанговых колонн с внутренними поверхностями обсадных и насосно-компрессорных труб, изучены особенности работы штанговых колонн при откачке высоковязких нефтей и битумов, наличии отложений асфальто-смоло-парафинов, предложены гибкие связи поверхностных приводов со скважинными насосами в виде канатов, лент и т.д.

Вступление большинства месторождений в позднюю и завершающую стадию эксплуатации, рост ооводненности и вязкости продукции, интенсификация отложений солей, гипса и асфатьто-смоло-парафияов, увеличение количества механических примесей, переход к кустовому разбури-

83!1НЮ С боЛМИИМИ ПТКЛО"6НИЯМИ ЗйбоСВ ОГр2!*11п5НйС М£ш\'СТЬ£5ЫХ ОЗС~

стояний, резкое повышение влияния энергозатрат на себестоимость и рентабельность добычи и т.д. требуют дальнейшего развития исследовании по повышению работоспособности и согласованию с меняющимися условиями эксплуатации всего комплекса оборудования, используемого при добыче, в первую очередь штанговых насосных установок как наиболее массовых, в том числе штанговых поверхностно-приводных винтовых установок.

Вторая глава посвящена аналитическим исследованиям нагружен-

иСГО СОСТОЯНИЯ ИисшГСБЫХ КОЛОНН, С и Бср III ¿ПОЛ! IX пиСТуииТСЛЫЮ^ П Вр£Ш1и~

тельное движения. Проблема определения нагруженного состояния штанговых колонн связана с тем, что их раоотоспосооноетъ во многом определяет технико-экономические и технологические показатели работы штанговых установок в целом. Для получения перспективных в обозримом будущем решений автором проанализированы основные тенденции в строительстве скважин. Это позволило создать модель обобщенного профиля скважины, состоящего из бертикального участка длиной 1,, участка Ь начального искривления, участка Ь матоинтенсивного увеличения зенитного угла, наклонного (тангенциального) участка Ц, участка Ь матоинтенсивного уменьшения зенитного угла, участка 1б малоинтенсивного увеличения зенитного угла. Для обобщенного профиля получены формулы по определению экстремачьных статических растягивающих нагрузок в точке подвеса штанг:

Р«* = РуК6К5 Кз К2 + Ч16. Кнб К5К3 К2 + чЬК„3К;К2 + ч14ЬСа4КзК2 +

+ яЬКюК2 + Ч12Кш + ч1,. ~ (1) .

В формуле (I) через q обозначен вес погонного метра штанг в жидкости, а силы, сосредоточенные у плунжера, через Значения коэффициентов для хода вверх и вниз вычисляются по формулам:

где Кц, и ЕСш - коэффициенты передачи веса штанг, расположенных соот-

расположенные участки; а,П1 - средний зенитный угол на соответствующем участке: С] - угол обхвата в радианах на 1 - м участке; { - приведенный коэффициент трения, сц - зенитный угол наклонного участка.

В формулах (2...5) перед вторым слагаемым при ходе вверх используется знак «+», а при ходе вниз - знак «-».

Полученные формулы легко адаптируются к любому реальному профилю путем исключения из них слагаемых и сомножителей с индексами, соответствующими номерам участков обобщенного профиля, отсутствующих в реальном профиле.

Если нужно найти осевую силу на верхнем конце какого-либо участка, то достаточно из формулы для нахождения Р.)ксгр. исключить слагаемые и коэффициенты с индексами расположенных выше участков. В работе описана также методика составления формул и для более сложных, чем обобщенный, профилей.

Ки, = сое а,ш + Т (0,5а, соб ат1 - эт Кш = соз а,ш ± Г (0,5а, соб а|Т11 + эш аШ1);

Ка4 = СОБ СЦ ± Г вт сц.

К; = I ± о,;

(2)

(3)

(4)

(5)

ветственно на участке набора и падения кривизны, на выше'

В диссертационной работе также получены уточненные формулы для определения прижимаюших сил на любом участке обобщенного профиля.

Д™ ;;а;:у¡-л;:!« надрезультатов расчетов при использовании приведенных выше зависимостей, безусловно, нужно знание точных значений коэффициентов трения.

Анализ работ, посвященных определению коэффициента трения между нефтепромысловыми колоннами, показал, что диапазон рекомендуемых значений чрезвычайно широк. Это объясняется как широким спектром скважинных условий, так и отсутствием достаточно точного метода определения коэффициента трения в промысловых условиях. Лабораторные же исследования не могут в полной мере смоделировать реальные условия из-за многообразия физико-химических свойств откачиваемого флюида и их изменчивости по стволу скважины. Для уточнения коэффициента трения автором разработан расчетно-экспериментальный метод их определения. Суть метода заключается в экспериментальном определении максимальной и минимальной статических нагрузок у плунжера и в точке подвеса штанг с последующей подстановкой в аналитические выражения по расчету экстремальных сил. Такой подход позволяет определять коэффициент трения с высокой точностью в реальных условиях без применения дорогостоящей измерительной техники. С помощью этого метода установлено, что для месторождений НГДУ «Ишимбайнефть», продуцирующих легкие нефти, коэффициент -трети изменяется в пределах 0,20-0,23.

Достигнутое в последние годы существенное увеличение межремонтного периода штанговых установок требует учета явления желобооб-разования в трубах на участках искривления профилей скважин, ведущего к увеличению сил трения. Это увеличение может быть учтено заменой коэффициента трения Г на приведенный коэффициент трения Г, вычисляемый по формуле

f = f ■ kf, (6) где к - коэффициент приведения. Рассмотрено две гипотезы:

I — для скважин с несконроявлением,

II - для скважин, дающих нефть без механических примесей.

По первой гипотезе коэффициент приведения вычисляется по формуле

k, = a/sin a, (7)

где a=arccos [ri3-r-(rrr+8)]2/2(r,-r+5)r - угол обхвата штанги или муфты желобом в поперечном сечении; Г[ - внутренний радиус трубы; г - радиус штанги или штанговой муфты; 6 - глубина желоба.

По второй гипотезе коэффициент приведения рассчитывается по формуле, вывод которой представлен в диссертации:

kr=2sina/(a+0,5sm2a) (8)

Анализ выражений (7) и (8) показал, что для каждого диаметра трубы существует оптимальное значение диаметра муфты (штанги), при котором коэффициент приведения минимальный.

В частности, для наиболее часто применяемых насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром 62 мм оптимальным является диаметр штанговой колонны в интервале от 34 до 40 мм, при этом коэффициент приведения kt- с момента начала работы после очередного спуска штанг, т.е. при отсутствии желоба, до момента образования свища возрастает от 1 до 1,24 (табл.1).

Таблица 1

Коэффициент приведения для штанг и муфт в момент образования свища

Диамсф шшшм (му(Ьты'! мм 1и 1 У ¿.J "Г А Л Л -тч/ 45

Угол обхвата 79,29 13,92 70,23 67,57 63,86 64 65,72 69,2

а, град

кг (I гипотеза) 1,41 1,34 1,3 1,28 1,24 1,24 1,26 1,29

'к. (¡1 гипотеза) 1,255 1,235 1,219 1.207 1,19 1,19 1,198 1,214

Динамика изменения коэффициента кг по мере увеличения глубины желоба для штанг ШН16 и муфт МШ16 представлена в табл. 2.

Таблица 2

Зависимость коэффициента приведения от величины износа для штанг ШН16 и муфт МШ16

Величина износа, мм Штанга Муфта

а, град. гипотеза I гипотеза II а, град. гипотеза I гипотеза II

1 33,28 1,06 1,04 28,78 1,04 1,04

2 47,16 1,12 1,11 40,12 1,087 1,08

3 57,91 1,19 1,16 4852 1,13 1,115

4 67,11 1,277 1,20 55,34 1,17 1,148

5 75,39 1,36 1,24 6122 1,219 1,176

Для наиболее неблагоприятного сочетания (штанги диаметром 16 мм с указанной трубой диаметром 62 мм) коэффициент приведения меняется в процессе желобообразования от 1 до 1,41 по первой гипотезе и от 1 до 1,255 по второй. Таким образом, установлена существенность влияния желобообразования на величину силы трения и необходимость ее учёта в искривленных скважинах при современных условиях эксплуатации.

Установлено, что коэффициент приведения не зависит от характера относительного движения муфты (штанги) и трубы, т.е., что он одинаков для поступательного и вращательного движений.

Собственный вес колонны штанг является значительной составляющей нагрузки на головку балансира, поэтому его уменьшение является актуальной задачей, особенно в искривленных скважинах. С этой точки зрения, перспеетнвна идея использования в ШСНУ вместо штанг стальной ленты (ленточного звена ЛЗ), реализуемость которой доказана исследованиями Р.А.Храмова. Заменой примерно 80% штанг в колонне лентой сечением 3,2x50мм достигнуто существенное снижение нагрузки на головку балансира и за счет этого удельного расхода электроэнергии (около 30%). Не менее важным достоинством является увеличение межочистного периода от АСПО с 20 до 30 суток и уменьшение гидравлических сопротивлений, что объясняется отсутствием муфтовых соединений. В то же время установлено, что ресурс ленты низок из-за чрезмерного уменьшения поперечного сечения.

В диссертационной работе рассмотрены возможность и особенности применения ЛЗ в искривленных скважинах. Установлено, что применение ЛЗ вместо штанг на наклонных и искривленных участках приводит к увеличению силы трения, которая может быть рассчитана по формуле

Р,=Р„ -Мс,-. (9)

' Коэффициент приведения вычисляется по формуле

К,-=0,50[0,5В(0-в)-0,25(0-в)2]-°'\ (Ю)

где О - внутренний диаметр НКТ; в - ширина ленты.

Расчеты показали, что при ф-в)<6 мм коэффициент приведения, а следовательно, и силы трения начинают резко расти. Поэтому рекоменду-

ется ширину ленты выполнять не более 55мм при диаметре D=62mm и не более 66мм при D=76mm. При этом нагрузочная способность ленты возрастет на 10 и 32% соответственно.

Учитывая увеличение сил трения при использовании ленты вместо штанг на искривленных участках, рекомендуется вставку из ЛЗ располагать на вертикальном интервале скважины, и на тангенциальном где величина прижимаюшеи силы ке зависит от натяжения.

Удаление ACTIO в промысловой практике осуществляется механическими, химическими и тепловыми методами, среди которых наибольший экономический и технологический эффект, по крайней мере, в Татарстане достигается при использовании пластинчатых скребков и скребков-центраторов, относящихся к механическому методу. Промысловый опыт показал, что применение пластинчатых скребков в гГНС сопровождается и рядом негативных явлений: увеличением нагрузок в точке подвеса пгганг при ходе вверх и уменьшением при ходе вниз, вплоть до «зависания» или даже заклинивания колонны штанг в НКТ, увеличением износа на участках искривления.

Аналитическими исследованиями установлено, что при оснащении колонны штанг пластинчатыми скребками силы трения возрастают пропорционально увеличению размеров их плеч. В то же время увеличение плеч скребков целесообразно с позиции достижения полноты очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО. Поэтому при конструировании скребков для работы в НКТ конкретного диаметра необходимо исходить из условия обеспечения минимального конструктивного зазора пь при котором увеличение силы трения лежит в допустимых пределах. Если плоскость скребка перпендикулярна прижимающей силе Fn, коэффициент приведения можно рассчитать по формуле, идентичной (10):

kn=0,5D(Dn,--nty.-5, (11)

где Гц— 0,5(Э-к) - конструктивный зазор (радиальный зазор между плечом скребка и НКТ в концентричном положении); к — расстояние между периферийными точками плеч скребка. Анализ показаа, что при О =62 мм минимально допустимым следует считать ])[-2 мм, при котором к, = 2,83. Дальнейшее уменьшение П( ведет к стремительному росту кг, а значит, и сил трения вплоть до заклинивания колонны, вероятность чего возрастает при нарушении форм и размеров труб.

В случае превалирования сил механического трения над гидродинамическими, ,что характерно для интенсивно искривленных интервалов скважин, целесообразно размеры плеч минимизировать. Но при этом ступицы скребков не должны касаться стенок НКТ, так как в противном случае очистка стенок труб от АСПО будет не полной даже на стороне прилегания к ним штанг.

Величина кг для минимально допустимого размера плеча скребка, когда его плоскость перпендикулярна силе Р„ рассчитывается по формуле

Кс = ЩО-<1-2п2)-', (12)

где с! - диаметр ступицы скребка;

Па - гарантированный зазор (между ступицей скребка и НКТ). Для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм при Пг = I мм и толщине ступицы в 3 мм минимальные коэффициенты приведения составляют 1,63; 1,77; 1,94 и 2,14 соответственно.

Если сила Рп лежит в плоскости скребка, то коэффициент приведения равен единице. Следовательно, для практических расчетов усилий в колонне штанг со скребками необходимо учитывать реальное расположение плоскости скребка но отношению к силе Рп. Так как на участки искривления попадает значительное количество скребков, то можно сделать допу-

щение о постоянстве углового шага их размещения. В этом случае можно использовать среднее значение коэффициента приведения кй, в виде

|г _ЛГ/||1. > /1

Лйп - иц), ^и)

где кг, рассчитывается либо по формуле (II), либо по (12).

Точность расчетов устий в колонне штанг и расчетно-экспериментального определения коэффициента трения существенно зависит от точности определения сил, приложенных в нижней части колонны штанг, особенно у плунжера.

В третьей главе приведены результаты опытно-конструкторских работ по созданию комплекса измерительных приборов и устройств для промышленных исследований нагруженного состояния колонн штанг и результаты этих исследований.

Для определения растягивающих осевых сил в любых разъемах колонны штанг была разработана конструкция глубинного динамографа растяжения. Этот динамограф состоит из гидравлического датчика усилий в разгруженном от давления окружающей среды исполнении и вторичного регистрирующего прибора. Исследования нагрузок в штангах действующих установок с помощью динамографов растяжения, выполненные по специальной методике, предусматривающей, в частности, одновременную установку нескольких динамографов, позволили получить обширный уникальный материал. Анализ этого материала подтвердил точность аналитических зависимостей, описанных во второй главе, и позволил определить значения коэффициентов трения. Одновременная регистрация усилий в нескольких разъемах колонны штанг позволила методом экстраполяции определить длину сжатого участка колонны цгганг при ходе вниз и, косвенно, силы сопротивления движению плунжера вниз. Для прямых измерений сил сопротивления у плунжера был создан на базе динамографа растяжения динамограф сжатия. В дальнейшем, учитывая трудоемкость про-

мысловых исследований с помощью глубинных динамографов и специфику нагрузок у плунжера, как правило, сжимающих при ходе вниз и растягивающих при ходе вверх, была создана конструкция универсального динамографа, способного peí исфироватъ одновременно сжимающие и раегж и-вающие усилия с возможностью подстройки к ожидаемому их соотношению. Это позволило по сравнению с косвенным способом повысить точность определения сжимающих нагрузок, на порядок и более отличающихся от растягивающих.

В результате промысловых, исследований установлено, что стабилизация сил сопротивления движению штанг наступает через 1-2 часа после пуска станка-качалки в работу. В процессе стабилизации характер изменения сил сопротивления разный: в некоторых скважинах силы сопротивления вначале уменьшаются, а затем увеличиваются, в других - монотонно уменьшаются.

Так как определение сил сопротивления движению плунжера вниз и длины сжатого участка представляет не только научной, но и практический интерес, то было pá3paóoTano устройство для соединения штанг, у которого имеется запроектированный запас относительного осевого хода. Между сферической головкой одной части устройства и опорной поверхностью второй закрепляется специальная пластина из пластичного материала. Такие соединения устанавливались в нижней части колонны штанг на определенном расстоянии друг от друга. На пластинах соединений, попавших в интервал, где действуют сжимающие нагрузки, образовывались отпечагки от хферических головок. Соединения позволили исключить специальные приборные исследования для определения снл сопротивления движению плунжера в скважинных условиях и совместить их спуск и подъем с планово-предупредительными и подземными ремонтами. Результаты промысловых исследований показали, что силы сопротивления движению плунжера

вниз в скважинных условиях незначительно отличаются от стендовых, во всяком случае, в исследованных скважинах.

Разработана и реализована новая канатная подвеска, сочетающая в себе функции сибсгесшю канатной подвески, поверхностного динамографа с гидравлическим датчиком и преобразователем давления в электрический сигнал и гидравлического амортизатора. При этом пульт управления позволяет эксплуатировать канатную подвеску в режиме только динамографа, только амортизатора или в совмещенном режиме.

Все перечисленные разработки, кроме динамографа сжатия, защищены авторскими свидетельствами.

В четвертой главе рассматриваются приоритетные направления совершенствования нефтепромыслового и ремонтного оборудования с цепью расширения функциональных возможностей и работоспособности в условиях роста искривленности профилей скважин, глубин подвески насосов, вязкости откачиваемых флюидов и интенсификации АСПО.

Аналитическими исследованиями установлено, что наибольшее отрицательное воздействие на колонну штанг в искривленных скважинах оказывают силы, сосредоточенные в нижней части колонны. Наиболее существенной из них является гидравлическая нагрузка, зависящая от веса столба жидкости, гидравлических сопротивлений в НКТ, противодавления на устье.

Уменьшение гидравлических нагрузок на нижнем конце колонны штанг во время срыва скважинных вставных насосов достигнуто разработкой принципиально новой гидравлической замковой опоры (ГЗО), в которой удерживающая сила возникает за счет разности гидравлических нагрузок, действующих на ступени дифференциального поршня опоры. Нижнее расположение замковой.опоры позволило унифицировать ее для всех типоразмеров вставных насосов, уменьшить габаритный диаметр по сравнению

с серийными цанговыми. Отсутствие пружинных элементов, простота конструкции сделали ГЗО нечувствительной к химическому составу откачиваемого флюида, содержаншо песка и других примесей. Многолетняя эксплуатация опор в различных регионах России и странах СНГ показала также уменьшение обрывности штанг, обусловленное как снижением нагрузок во время срыва, так и демпфированием динамических нагрузок за счет "мягкого" соединения насоса с трубами и дросселированного перетока жидкости из камеры разрежения в затрубное пространство.

Применение ГЗО вместо цанговых позволило уменьшить усилие срыва на 10-85% в зависимости от типоразмера насоса, что применительно к глубоким и (или) искривленным скважинам дает значительное уменьшение в абсолютных величинах. За время эксплуатации как минимум 1000 опор не было ни одного отказа или прихвата. При этом замковые опоры сохраняли работоспособность и продолжали эксплуатироваться и после работы в скважине свыше 1500-1800 суток. Уменьшение габаритного диаметра замковой опоры облегчает спуск в искривленные скважины, запара-финенные и деформированные трубы.

Специальные исследования, проведенные на Уршакском и Кумер-тауском месторождениях ОНГДУ «Ишимбайнефть» в 1993-1994гг. показали, что применение ГЗО способствует увеличению подачи насосов. Так по девяти контрольным скважинам среднесуточная подача жидкости изменилась с 4.8 до 6.39 мУсут после оснащения насосов опорами конструкции УГНТУ.

Анализ отказов скважинного оборудования, выполненный соискателем в течение ряда лет. показал, что 10-15% из них приходится на прихват плунжера насоса. По данным А.А.Сабирова, в НГДУ «Покачевнефть» на прихваты плунжера приходится 43% отказов.

В случае прихвата нагрузка ка штанги насосов с цанговыми опорами существенно возрастает, что отрицательно влияет на работоспособность пгпшг. Если же за счет прихвата произойдет срыв нзсосв, то до момента отключения ШСНУ происходит многократна? посадка и срыв насоса с опоры, что приводит к поломке лепестков цанг. В ГЗО кратковременные прихваты плунжера насоса не приводят к срыву насоса, т.к. гидравлическая опора обеспечивает определенный запас хода без разгерметизации линии нагнетания. Экспериментально установлена оптимальная величина запаса хода в 130-140 мм, которая реачизована во всех современных опорах конструкции УГНТУ. Эти опоры не теряют работоспособности и в случае многократного срыва их, так как не содержат пружинных элементов.

Поеледугощие иееледозакия дата новые результаты :

1) разработана принципиальная схема и теоретические основы конструирования замковой опоры гидравлического принципа действия со стабилизатором усилия срыва, перспективная для глубоких и сверхглубоких скважин, особенно с искривленным профилем. Наличие стабилизатора, срабатывающего от перепада давления в линии нагнетания и затрубном пространстве. дает наибольший эффект при высоком затрубном давлении. При этом достигается кратное уменьшение усилия срыва по сравнению с известными:

2) разработаны замковые опоры гидравлического принципа действия для полуфонтанир\тощих скважин. Эти опоры кроме выполнения основных функций обеспечивают отсечение линии нагнетания и во время подземного

. ремонта осуществляемого без подъема труб. Такое исполнение позволило исключить глушение скважин утяжеленной жидкостью при ремонтах и, соответственно, сохранить фильтрационные свойства продуктивных пластов.

Известно, что в скважинах, продуцирующих высоковязкие нефти и эмульсии, имеет место зависание штанг. Это либо ограничивает темпы отбора жидкости, либо эксплуатация ШСНУ становится вообще невозможной Проблемы усугубяякутся в скважинах с тангенциальным и I-ебразтлм профилем. Для обеспечения принудительного движения вниз плунжера насоса и штанг разработан и прошел промышленные испытания глубинный штанговый насос с эффектом гидроутяжеления (а.с.№590482), отличающийся повышенным коэффициентом наполнения цилиндра флюидом за счет использования кольцевой полости в качестве дополнительной камеры всасывания.

Этот насос, как и все известные насосы с гидронагружением. состоит из рабочей и нагрузочной пар «плунжер-цилиндр». Отличие заключается в том, что между плунжерами установлен клапан, соединяющий полость всасывания рабочего насоса с кольцевой полостью при ходе вверх. Это позволяет жидкости из кольцевой полости перетекать в полость всасывания, а выделившемуся газу, наоборот, из полости всасывания перемещаться в кольцевое пространство. Между цилиндрами также установлен клапан, открывающийся при ходе вниз. При открытии этого клапана газ из кольцевого пространства перемещается в затрубное, а жидкость из затрубного заполняет кольцевое. Таким образом удалось не только создать эффект «тяжелого низа», но и увеличить коэффициент наполнения насоса.

Проблема предупреждения отворота штанг в процессе эксплуатации ННС остается нерешенной. Доказано, что одной из причин отворотов штанг являются напряжения изгиба, возникающие в нижней части колонны за счет, сжимающих усилий, либо за счет изгиба штанг на искривленных участках, ведущие к раскрытию стыка между упорным буртом штанги и муфтой. Для предотвращения отворотов и снижения напряжений изгиба - - в штангах, эксплуатируемых в,искривленных скважинах, разработаны и

испытаны в промысловых условиях шарнирные соединения с кинематическими ¡тарами четвертого и пятого классов для вращающихся и поступательно движущихся колонн. Причиной раскрытия стыка является и недостаточность затяжки резьбовых соединений штанг из-за нестабильности развиваемых механизмами свинчивания-развинчивания моментов. Данное явление было обнаружено в ходе обследования электроприводных ключей различных модификаций на специальных стендах, разработанных и внедренных на Ишимбайском машиностроительном заводе. Причиной нестабильности является, в первую очередь, использование ударного эффекта, существенно зависящего от жесткости закрепления ключей на свинчиваемых штангах и трубах, от наличия демпфирующих веществ на резьбе, а также конструктивное несовершенство механизмов. Третьей причиной, вызывающей отвороты штанг, является возникновение крутящих моментов на отдельных участках колонны штанг либо за счет искривленности профиля скважины, либо за счет скребков. В работе для предотвращения отворотов рекомендованы компоновки штанговых колонн, укомплектованных как обычными муфтами, так и шарнирными соединениями различных исполнений, размещаемых по предложенной, схеме.

Все перечисленные в четвертой главе разработки защищены авторскими свидетельствами и патентами и апробированы в промышленных условиях,

8 пятой главе исследуются кинематика, динамика и технологические возможности безбалансирного группового привода ШСНУ. Новые требования к установкам, возникшие в связи с кустовым наклонно направленным и горизонтальным разбуриванием новых и старых месторождений, открыли перспективы использования групповых приводов, сохраняющих достоинства ШСНУ и лишенные их недостатков: кинематического несовершенства, большой металлоемкости и энергоемкости. В отличие от су-

шествующих групповых приводов автором предложено и обосновано их безбалансирное исполните, что позволило перейти от кинемапгеи шарнирного четырехзвенника станка-качалки к более совершенной кинематике кривошипно- кулисного механизма (ККМ).

Учитывая разную структуру приводов, в качестве базового размера критерия подобия было выбрано расстояние (1 между осями вращения кривошипа и опоры балансира для СК и осями вращения кривошипа и кулисы для ККМ соответственно. Установлено, что практически для всех станков-качалок минимальное значение передаточной функции Хь представляющей отношение базового расстояния с1 к максимально возможному радиусу кривошипа равно 3, 11. При этом значении 1ц законы изменения скоростей и ускорений точки подвеса штанги у станков-качалок уже резко отличаются от синусоидальных, что совпадает с результатами исследований К.С.Апивердизаде. Для оценки влияния Я^ на кинематические характеристики безбалансирного привода были разработаны точные формулы. Расчеты по ним показали, что для предлагаемого привода синусоидальная зависимость сохраняется не только при =3, 11, но и при значениях > 2. Следовательно, безбалансирный привод позволяет уменьшить габариты по сравнению со станком-качалкой.

Если в групповых балансирных приводах насосы работают только в противофазе. то в безбалансирном приводе появилась возможность регулирования сдвига фаз в широких пределах. Это позволяет интерферировать динамические и статические составляющие нагрузок на кривошипе, минимизируя этим неравномерность нагрузки па силовую часть привода, подключать к одному приводу нечетное число скважин, отключать некоторые скважины для производства ремонтных и профилактических работ. Малая чувствительность безбалансирного привода к изменению Яд позволяет варьировать, в широких пределах расстояние <1, т.е. размещать силовую

часть в оптимальном месте, с точки зрения строительства, монтажа и об-

п тпгч'чт ш| п /шшшиуд.

Используемая в приводе станка-качалки связь колонны штанг с кривошипом является по сути жесткой из-за больших маховых моментов зубчатых колес и противовесов. Это ограничивает возможности демпфирования колебательных процессов в колонне штанг, не позволяет обеспечивать качественное уравновешивание.

Для обеспечения нежесткой связи разработан безбалансирньш групповой привод с двумя степенями подвижности, расчетная схема которого представлена на рис. 1. Связь колонн штанг с кривошипом в этом случае осуществляется через общее кривошипное коромысло, шарнирно связанное с кривошипом. Так как двухподвижные механизмы для придания

Рис. 1. Расчетная схема двухподвижного группового привода

/

определенности движения ведомым звеньям требуют два входных звена, то применительно к разработанному приводу при кинематическом исследовании был применен метод искусственного превращения его в одноподвиж-ный с переменным радиусом кривошипа. С учетом вышесказанного автором при составлении математической модели был применен следующий прием. Вначале условно принимается, что в течение всего периода усилие р4, равное весу штанг Рт. и столба жидкости Рж, действующее на левую

кулису 4, намного больше усилия Р6-Рпгг, действующего на правую кулису (допущение 1). При этом кулиса, связанная со штангами, движущимися

г*г»лгЧ»» тт гтггппт»тттла 7/лпа» €1 гмс лгг лгттгл чпаггл »г /^аг«)ггг

иичрл, и лрпиишшшиу» ^ иирао^тш; пшч иш ид!>и ии^ии п

подвижности ме&шизма становится фактически равной единице. Тогда коромысло 3 и кривошипное коромысло 2 с кулисой 4 образуют первую присоединенную группу Ассура второго класса третьего вида, а кулиса 6 и коромысло 5 - вторую. Второе допущение - что Рб» в течение всего периода. При этом первой присоединенной к начальному механизму группой становится группа из коромысла 5 и кривошипного коромысла 2 с кулисой 6, а кулиса 4 и коромысло 3 - второй. Затем из полученных в соответствии с допущениями 1 и 2 законов движения кулис 4 и 6 выделяются фазы разнонаправленных и еонаправленных движений. Если для разнонаправленных движений будем иметь точное решение, то при еонаправленных - только область возможных значений, ограниченную верхними и нижними предельными значениями.

Исходя из геометрии привода, в диссертации получены формулы по

определению закона движения левой точки подвеса штанг (ТТШТ) при

«

р4»рб, т. е. при допущении 1. Анализ этих формул показал, что закон движения ТПШ при этом зависит только от базового расстояния ё|=ОС и длины коромысла Ь, что совпадает с результатами, полученными для индивидуального безбалансирного привода, кинематические достоинства которого доказаны другими исследователями.

Для получения аналитического выражения закона движения левой ТПШ при Ед « Рб (допущение 2) потребовалось предварительно получить закон движения правой ТПШ при том же допущении. В результате был найден закон изменения угла 0 между кривошипом и его коромыслом, а также точки К коромысла, что позволило получить формулу для определе-. ния перемещений левой ТПШ при допущении 2. В диссертации приводятся

развернутый вывод и конечные формулы, из которых следует, что перемещения, а также скорости и ускорения, являются функциями геометрических размеров привода:

Б^иьКй^Н^Ь), (15)

где 1 - длина кривошипа;

1з и Ь - длины коромысел 3 и 5 соответственно;

-I ** — ¿. .ч/'...."*,

К) - длина левого плеча кривошипного коромысла;

Н=0У - размер, определяющий величину фазового угла.

В работе приведен полный количественный и качественный анализ влияния каждого из этих размеров на кинематические характеристики привода представленные в виде графиков.

Реачьно усит*й з *^^токнах штанг "'^чяются че-еэ

каждый полуцикл, да и отличия между ними могут быть не столь уж значительными. Поэтому в течение полууикла истинное положение звеньев определяется из условия равновесия кривошипного коромысла 2 под действием сил и Рб:

Р4 ■ = Р6 • Ьрб ,

где ЬР| и Ьрб - плечи соответствующих сил относительно шарнира соединяющего кривошипное коромысло с кривошипом.

Следовательно, в реальном групповом двухподвижном приводе звенья будут занимать промежуточные положения между предельными. Соответственно и реальные значения перемещений, скоростей и ускорений будут находиться между предельными. Показано также, что варьированием соотношения плеч коромысла можно оптимизировать законы движения параллельно работающих колонн штанг.

Результаты расчетов перемещений, скоростей и ускорений в предельных случаях представлены в виде графиков на рис. 2 при относйтель-

ной (к радиус}- кривошипа) длине плеч коромысла Хк|^к1/'Ю,5 и Як2=к2Л=0,5. На рисунке совмещены графики работы насосов в прогиво-фазах (линии а), при фазовол: сдвиге (отечет от положения преггавофаз) на 13, 22 и (линии б), при бескоромысловом варианте исполнения (к [ = к2 =0) (линии в). Линии «г» соответствуют ходу правой ТПШ при лк2=0,5 и ).н= I, причем графики синхронизированы с ходом слева. Штриховые линии отображают характер изменения вертикальных составляющих перемещений, скоростей и тангенциальных ускорений точки подвеса штанг у станка-качалки, причем для сопоставимости результатов для всех вышеперечисленных вариантов взято одинаковое базовое расстояние (1=3,11.

Из сравнения кривых перемещений установлено, что диапазон изменения перемещений в течение хода вверх меньше, чем при ходе вниз. Максимальные хода ТПШ для СК, для одноподвижного группового привода (011111) и двухподвижного группового привода (ДПГП) при фазовом угле (? = 0 (?.„ =?„ 5 = 0,3) равны. Если же фазовый угол у ДПГП отличается от нуля, то максимальный ход увеличивается, причем рост хода пропорционален увеличению длины плеча кривошипного коромысла. Увеличение фазового угла способствует: уменьшению максимальной скорости и увеличению продолжительности хода вверх; существенному уменьшению максимальной скорости при ходе вниз по сравнению со станком-качалкой; уменьшению потребной мгновенной мощности двигателя и потерь мощности на трение.

Увеличение продолжительности хода вверх благоприятно скажется на наполнении цилиндра насоса, особенно_при откачке вязких нефтей и при эксплуатации ННС, так как сокращается или исчезает полностью запаздывание посадки шарового клапана в седло.

s ¿

1 ! 1 îvl

! i

N i À r i /1

i \ i û vr i Aj

i \ ж 4 \ ! i 1 / V 1 Л 1

7\

F \ / "XI

и \ / N

f \ /

é \ /

j r rv -4

V,

L ! M Í 1 1. ! 1 . 1 1 1 -s— 1

- r 1 i / \ \ а.

f 1 ! / \ W

i / / fyf

1 К

N ел / \

À к >

/ s A f

xi4 / \ dt К-

а. tj >ч

ti

t 9 у Л ул Vi ' s* 1 ' a i / Í ■ j

Рис. 2. Кинематические характеристики ДПГП и CK

Сравнение графиков ускорений показывает несущественное влияние фазового угла на величину ускорений. В то же время переход к ОПГП ведет к значительному уменьшению ускорения в начале хода вверх, а так как ДПГП ввиду своей конструкции при нарушении динамического равновесия может временно превращаться в ОПГП, то появляется возможность влиять на величину ускорений.

Следовательно, можно утерждагь, что применение безбалансирных групповых приводов, разработанных автором, позволяет не только повысить коэффициент загрузки и коэффициент мощности двигателя, уменьшить металлоемкость, стоимость строительства скважин, но и оперативно менять технологический режим эксплуатации в соответствии с дебитом скважин, изменением вязкости жидкости, оптимизировать работу клапанов штангового насоса в вертикальных и наклонно направленных скважинах.

Разработаны, в зависимости от расстояний между осями скважин, технологические схемы размещения групповых безбалансирных приводов. Гибкая система позволяет размешать силовую часть привода в любом варианте: на одной линии с осями скважин или в стороне от скважин. Установлено, что наиболее простая схема и наибольший к.п.д. и работоспособность обеспечиваются при размещении силового агрегата между скважинами. Наличие гибкой связи и конструктивные находки позволили варьировать расстояния от силового механизма до скважин в любых соотношениях при всех предусмотренных руководящими документами на строительство скважин расстояниях между скважинами в кусте.

Шестая глава посвящена разработке поверхностно-приводных винтовых насосных установок УНВП с широкими функциональными возможностями и технологии эксплуатации их на скважинах с осложненными условиями в режиме энергосбережения.

Анализ конструкций зарубежных винтовых насосных установок показал, что все фирмы изготавливают идентичные поверхностные приводы. В основном они представлены передаточными механизмами в виде только ременной передачи года комбинацией ременной передачи с одноступенчатым коническим редуктором. Кроме общеизвестных недостатков таких передач (большие габариты ременной передачи, большие нагрузки на валы и другие) они не могут обеспечить большие передаточные отношения. Поэтому скорости вращения штанговых колонн довольно большие, что сопровождается рядом отрицательных явлений. В первую очередь, следует отметить усталостные явления в материале штанговых колонн, работающих в искривленных скважинах, в которых напряжения изгиба меняются по симметричному циклу. Анализ промысловых данных по работе импортных винтовых установок в ОАО «Татнефть» показал, что минимальная скорость вращения составляет 123 мин"'. У подавляющего же большинства она равна или больше 253 мин"1. При этом число оборотов штанговой колонны составляет 133 ■ 106 в год. Сочетание больших приведенных напряжений с многоцикловыми нагружениямн неминуемо приводит к поломке штанговой колонны, что подтверждается опытом. Так, на 01.10.1998года в ОАО «Татнефть» на 107 скважинах с винтовыми установками 73% подземных ремонтов было связано с поломкой штанг и переводников. Большие скорости вращения нежелательны при откачке высоковязких флюидов, так как увеличивается гидродинамическое сопротивление и уменьшается наполнение полостей насоса, что ведет к увеличению удельного энергопотребления. Наконец, увеличенные частота вращения приводят к интенсификации износа НКТ в зонах контакта их со штангами и штанговыми муфтами и износа статора и ротора самого насоса. Установлено, что уже при частоте вращения колонны п=13 мин"1 путь трения труб штанговой муфтой соответствует пути трения при поступательном движении с числом

двойных ходов а-10 мин"1. Перечисленные недостатки импортных винтовых насосных установок вынудили на 18 скважинах из 107 перейти на эксплуатацию с помощью ШСНУ.

В отличие от зарубежных установок, предназначенных для эксплуатации ср'еднедебитных скважин, разработки автора были нацелены на обеспечение рентабельной эксплуатации малодебитных скважин, что было достигнуто снижением скорости вращения ротора насоса за счет поверхностного привода.

Развиваемый винтовыми насосами напор зависит от величины натяга между ротором и эластичным статором, длины (числа рабочих витков) пары «статор-ротор» и скорости вращения ротора. Величина натяга ограничена физико-механическими свойствами эластомера и меняется во времени из-за износа. Увеличение длины представляет технологические сложности при изготовлении и спуско-подьемных операциях в искривленных скважинах. Поэтому с технологической и эксплуатационной точек зрения наиболее легко реализуемым и оперативным способом повышения напора является увеличение частота вращения ротора.

Для обеспечения требуемых от привода широких функциональных возможностей с обеспечением высокого к.п.д. и долговечности в качестве главных требований были приняты: легкость переключения на любой скоростной режим; технологичность изготовления; способность работать в широком диапазоне крутящих моментов при минимальных габаритах. В результате научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ -были созданы винтовые насосные установки с поверхностными приводами, три из которых защищены патентами РФ.

Поверхностный привод, защищенный патентом РФ N° 2093708, представляет собой двухступенчатый цилиндрический редуктор и автономную редукгорно-мультипликаторную вставку в виде ' одноступенчатого цилиндрического редуктора. Такое исполнение

рического редуктора. Такое исполнение позволяет получить три кинематические схемы:

1. Двигатель подключается непосредственно к вращателю, т.е. вставка не используется. При этом достигается средняя скорость ипящеття по-тора насоса.

2. Между двигателем и вращателем устанавливается вставка в режиме редуктора, т.е. как понижающая передача. Ротор насоса при этом будет иметь минимальную скорость вращения.

3. Вставка переставляется в режим мультипликатора, что позволяет получить наибольшую скорость вращения ротора, а следовательно, и наибольшую производительность.

Применение вставки в виде автономного узла, не требующего регулировки в процессе эксплуатации, кардинально упростило обслуживание установки, а кинематические параметры вставки могут быть легко изменены непосредственно в промысловых условиях.

Разработан также поверхностный привод (патент РФ Ла 2339448) с расширенными функционатьными возможностями, практически удовлетворяющий любые производственные требования по производительности. Он также был выполнен в виде двухступенчатого редуктора с вертикальными валами и модульной вставки. Отличие вставки заключается в том, что она выполнена в виде двухступенчатого редуктора, содержащего три последовательно соединенных между собой зубчатых колеса с последовательно увеличивающимися в неравных пропорциях диаметрами, а вал среднего колеса выполнен с двумя выходными концами. В свою очередь, один конец промежуточного вала редуктора также выполнен в виде присоединительного. В результате обеспечено получение 14 скоростей вращения ротора, достигаемое перестановкой вставки и двигателя в то или иное положение относительно редуктора.

Автономное выполнение вставки в описанных выше приводах позволило осуществлять различную комплектацию поверхностного привода, удешевляя тем самым стоимость установки, повышать к.п.д.

Опытная эксплуатация УНВП в различной комплектации на промыслах Башкортостана, Татарстана, Дагестана и Оренбургской области с 1995 по 1999гг. показала их работоспособность в широком диапазоне эксплуатационно-технологических условий, позволила снизить энергопотребление, оптимизировать работу системы «пласт-установка». Применение зубчатой вставки для регулирования производительности сняло проблему частого обслуживания, кратно повысило долговечность и нагрузочную способность, что гарантирует их перспективность и безальтернативность для глубоких скважин, где потребуются мощные приводы.

Расчеты показали, что колонна штанг в винтовых установках, оснащенных двигателем мощностью 5,5 кВт, при частоте вращения 36 и /2 об/мин, даже если использованы штанги диаметром 25 мм, испытывает напряжения кручения величиной 432 и 216 МПа соответственно. При этом колонна штанг длиной 1000 м закручивается на угол 216 радиан, т.е. примерно на 34 оборота, аккумулируя потенциальную энергию, которая приводит к обратному вращению колонны после остановки двигателя. Данное явление сопровождается зачастую отворотом штанг, поэтому в импортных установках используются замедлители обратного вращения.

Промысловым опытом эксплуатации УНВП подтверждено теоретически обоснованное положение о роли зубчатых колес как маховиков, замедляющих скорость раскрутки штанг после выключения двигателя.

Доказана необходимость перехода к полым штангам (трубам) для передачи крутящего момента от поверхностного привода к ротору насоса. Показано, что в случае замены штанг диаметром 25 мм на 1 трубы, практически в 2 раза уменьшается угол закручивания колонны штанг и в 1,5

напряжения кручения и собственный вес колонны штанг в воздухе. В скважинных же условиях эффект будет еще больше из-за «плавучести» полых штанг, которая увеличивается для сравниваемых колонн в 1,79 раза. Необходимо отметить также, что в случае применения гладких труб взамен штанг уменьшается и габаритный диаметр колонны с 50 мм до 42,2, что улучшит гидродинамику, особенно при откачке вязких нефтей, и облегчит спуск колонны в запарафиненные или деформированные трубы. Полая колонна штанг может быть использована как дополнительный канал связи поверхности с забоем для осуществления технологических мероприятий.

Разработана скважинкая насосная установка (патент РФ № 2123137), предназначенная преимущественно для глубоких и (или) искривленных скважин. Отличительной особенностью этой установки является то, что в колонну штанг включены дискретно установленные комплексы из компенсирующих муфт и радиально- упорные подшипники, взаимодействующие с упорами, установленными в колонне НКТ. Муфты благодаря запасу осевого хода обеспечивают свободную подвеску нижнего конца верхнего из соединяемых участков колонны, упрощают монтаж колонны. Таким способом исключается спиральный изгиб колонны под действием собственного веса, а следовательно, и ударные нагрузки в колоннах штанг и труб при вращении. Применение компенсирующих муфт позволило решить одну из главных проблем - устранение усталостных явлений, вызываемых напряжениями изгиба в колонне штанг на участке искривления.

- Радиально-упорные подшипники служат для передачи нагрузок с колонны штанг на НКТ. По разработанной технологии один подшипник в комплексе с муфтой устанавливается непосредственно над винтовым насосом, благодаря чему вся колонна штанг разгружается от гидравлической нагрузки, действующей на винт. Остальные комплексы, количество и место

установки которых зависит от глубины и профиля скважины, служат для передачи трубам веса штанг.

Применение комплексов из компенсирующих муфт и радиально-упорных подшипников позволило свести к минимуму растягивающие усилия в колонне штанг, а следовательно, и моменты трения при вращении, напряжения изгиба, практически снять проблему повышения работоспособности вращающейся колонны штанг.

Установка снабжена двухскиристным редуктором, предусматривающим работу как со вставкой, так и без нее. Подвижный блок шестерен, размещенный на ведущем вату редуктора имеет два зубчатых венца, один из которых в соответствующем положении образует с колесом на промежуточном валу быстроходную ступепь, а другой венец после переключения блока входит в зацепление непосредственно с шестерней тихоходной ступени, образуя передачу с "паразитным" колесом. Такое исполнение позволило упростить конструкцию редуктора и повысить его работоспособность за счет сопутствующих эффектов.

Разработанные модификации винтовых насосных установок обеспечивают любые технологические режимы откачки флюидов в широком диапазоне вязкостных свойств, содержания механических примесей и газов, глубин и т.д. Это достигнуто сочетанием достоинств собственно винтовых насосов и поверхностных приводов, которые благодаря унифицированным присоединительным и установочным размерам редукторов (Р1,Р2,РЗ) и вставок (В1,В2) всех исполнений могут быть структурированы в любых комбинациях (рис. 3). Приводы работоспособны в любых климатических условиях, не требуют регулировочных работ при монтаже, удобны в обслуживании, не требуют сооружения специальных, фундаментов, т.к. устанавливаются на колонной головке, имеют повышенный к.п.д. не только, по сравнению с ШСНУ, но и с лучшими зарубежными винтовыми установ-

ками, что позволило обеспечивать добычу нефти в режиме энергосбережения я перевести нерентабельные скважины в разряд рентабельных.

Наработанный опыт эксплуатации УНВП показал эффективность их применения на малодебитных скважинах, т.к. позволяет в режиме энергосбережения производить непрерывную откачку флюидов. Стратегические интересы отечественной нефтегазодобывающей промышленности диктуют необходимость перехода к массовому изготовлению и эксплуатации УНВП, которые даже при достигнутом мелкосерийном уровне производства стоят в 2-3 раза дешевле импортных, а по своим потенциальным возможностям превосходят их. Необходимо отметить, что отечественное машиностроение владеет технологиями, гарантирующими качественное исполнение как наземного, так и скважинного оборудования. Наиболее слабым узлом на современном этапе являются собственно винтовые насосы, имеющие ограниченные функциональные возможности из-за малой длины статоров и роторов, а следовательно, и развиваемого напора, и низкой термостойкости. Тем не менее, проведенные с участием соискателя промысловые испытания экспериментальных насосов, изготовленных рядом машиностроительных предприятий России, свидетельствуют о готовности предприятий к решению этого вопроса.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В диссертации на основе обобщения тенденций в строительстве скважин, в технике и технологии добычи нефти на современном этапе, ха-рактеоизуюшемся целым рядом осложняющих факторов, показано, что одним из новых объектов для научно-исследовательских п конструкторских работ являются штанговые насосные установки с поверхностными приводами, обеспечивающими широкий диапазон технологических режимов с высокими экономическими и энергетическими показателями.

2. Получены уточненные расчетные формулы для определения осевых и прижимающих сил в колонне штанг в различные моменты цикла работы ШСНУ для обобщенного профиля наклонно направленной скважины, которые легко адаптируются к реальному профилю, и предложен расчетно-экспериментальный метод определения коэффициентов трения непосредственно на действующих скважинах. Показано, что в связи с увеличением межремонтного периода скважин, ростом обводненности и содержания механических примесей и ряда других причин при прогнозировании усилий в колонне штанг и расчете уравновешивания станков-качалок необходимо учитывать влияние желобообразования в трубах на величину сил трения путем определения коэффициента приведения. Показано, что коэффициент приведения можно минимизировать подбором соответствующих диаметров колонн штанг и труб.

Установлены допустимые размеры ленточных тяговых вставок и оптимальные места их установок в искривленных скважинах, определены предельные размеры скребков и их влияние на величину сил трения.

3. Разработаны, изготовлены и использованы в промысловых условиях глубинные динамографы гидравлического принципа действия нескольких модификаций, позволившие получить уникальные сведения о характере изменения осевых усилий по длине колонны штанг на действующих

скважинах. С помощью этих исследований доказана достоверность результатов аналитических исследований. Установлено, что при откачке легких нефтей усилия в колонне штанг стабилизируются через 1-2 часа после за-

гп тт'Л 1-иготчги т> поЛлиг

и^Г \/1\с» V I иш\ы и ^ .

4. Использование защищенных авторскими свидетельствами и патентами устройств для соединения насосных штанг, канатной подвески, замковых опор гидравлического принципа действия с уменьшенным усилием срыва, со стабилизатором усилия срыва в глубоких скважинах, с противо-изливными эффектами для полуфонтанируюших скважин, штангового скважинного насоса с гидроутяжелением и газосепаратором позволяют существенно снизить усилия в поступательно движущейся колонне штанг, напряженное состояние вращающейся и поступательно движущейся колонн. расширить функциональные возможности штанговых насосов, облегчить спуско-подъемные операции в искривленные и запарафиненные насосно-компрессср!!ые труоы.

э. Использование стендов для исследований механизмов свшгшва-ния-развинчивания штанг и труб, внедренных на заводе-изготовителе этих механизмов, позволило исследовать изменение их характеристик во времени. акцентировать внимание на необходимости точного соблюдения технологии свинчивания из-за ярко выраженной зависимости реализуемого инерционным приводом крутящего момента от жесткости закрепления ключа на штанге или трубе, от демпфирующего эффекта загрязняющих резьбу веществ, разработать конструктивные решения для повышения работоспособности и стабилизации характеристик механизмов.

6. Применение групповых безбалансирных одно- и двухподвижных приводов снижает энергоемкость добычи нефти, повышает работоспособность нефтепромысловых колонн за счет снижения и интерферирования инерционных, вибрационных и статических нагрузок, позволяет высвобо-

дить на эксплуатирующихся месторождениях значительное количество станков-качалок, которые могут быть использованы на других скважинах, снизить металлоемкость приводов, обеспечить оптимальную технологическую схему размещения силовой части приводов при любых расстояниях меясду скважинами в кусте

7. Наиболее перспективными, с позиции энергосбережения, рентабельности, компактности, функциональных возможностей, стоимости обустройства скважины, легкости регулирования режимных параметров и работоспособности, являются винтовые насосные установки с поверхностными приводами предлагаемых конструкций, которые защищены патентами и превосходят по ряду параметров лучшие мировые образцы. Винтовые установки прошли широкие промысловые испытания в различных нефтяных регионах, в результате чего отработана технология их эксплуатации на мало и среднедебитных скважинах, продуцирующих высоковязкие нефти, эмульсии и битумы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ АВТОРА

Монография

1. Зубаиров С.Г. Проектирование штанговых насосных установок для осложненных условий эксплуатации. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. -157с.

Научные статьи и тезисы докладов

2.~ Промысловые исследования нагрузок, действующих на колонну штанг ШГН установок / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, Н.Х. Шаммасов, Ю.Г. Вагапов // Тез. докл. 1-й Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. - Баку, 1973. - С.96.

3. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. Глубинный динамограф -// РНТС Машины и нефтяное оборудование. - 1974. - № 7. - С. 9-12.

4. Глубинный насос с гидравлическим утяжелителем низа колонны штанг / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров и др. //РНТС Нефтепромысловое дело. - 1974,-№11,- С. 20-22.

5. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г., Сорокин В.Н., Утемисов Т.А. К расчету нагрузок в насосных штангах искривленных скважин // Межвуз. НТС. Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд-во УНИ, 1976,- С. 29-34.

6. Утемисов Т.А., Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. К исследованию работы низа штанговой колонны // Межвуз. НТС. Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд-во УНИ, 1976. - С. 51-54.

7. Штанговая глубиннонасосная установка с гидравлическим утяжелителем и компенсатором веса штанг / Т.А. Утемисов, Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров и др. // Межвуз. НТС. Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд-во УНИ, 1977. - С. 103- 106.

Л. Работоспособность замковых опор новой конструкции для вставных насосов / Б.З. Султанов, ЮГ. Вагапов, С.Г. Зубаиров и др. // РНТС. Машины и нефтяное оборудование. - 1979,- № 12. - С. 19-21.

9. Зубаиров С.Г. Теоретические основы конструирования универ-сачьных глубинных гидравлических динамографов // Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности. -Уфа, 1979.

10. Зубаиров С.Г., Султанов Б.З. Коэффициент сопротивления движению штанг в насосно-компрессориых трубах // Межвуз. НТС. Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд-во УНИ, 1980.

11. Зубаиров СТ., Утемисов Т.А. Скважинный штанговый насос с газосепаратором и гидроутяжелителем штанговой колонны // Сб. докл. рес-публ. науч. - техн. конф. - Уфа, 1981.-С. 38-39.

12. Зубаиров С.Г. Повышение работоспособности подземного оборудования ШСНУ со вставными насосами // Межвуз. НТС. Современные проблемы промысловой механики. - Уфа 1984. -С. 148-153.

13. Зубаиров С.Г., Сулейманов А.С., Ашимов P.P. Стенд ИМК-1 для исследования моментных характеристик резьбовых соединений НКТ и штанг в процессе их свинчивания и развинчивания // Тез. докладов рес-публ. научн.-техн. конф. «Проблемы нефти и газа»,- Уфа, 1988. - С. 54-55.

14. Зубаиров С.Г. Повышение долговечности универсальных механических ключей // Межвуз. НТС. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. - Уфа: Изд-во УНИ, 1989- С. 23-28.

15. Зубаиров С.Г., Сулейманов А.С. Стенд ИМК-2 для измерения и регистрации вращающего момента, развиваемого механизмами для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб II Межвуз. сб. науч.

трудов. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. -Уфа, 1992. - С.45-49.

16. Зубанров С.Г. Пути улучшения энергетических показателей работы насосной установки // Тез. докладов Всероссийской научн.-техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса Россия». - Уфа: Йзд-во УГНТУ,

1995. -С. 93.

17. Андреев В.В., Гнльмияров З.С., Уразаков K.P., Зубаиров С.Г. Анализ и обобщение методов расчета механического уравновешивания станков-качалок // Депон. ВИНИТИ № 3046-В 95.17.11.95.

18. Гулин А.И., Зубаиров С.Г., Назметдинов P.M. Исследование влияния аккумулирующих устройств на показатели работы электропривода //Тез.докл. Всероссийской науч.-техи. конф. «Информационные и кибернетические системы управления и их элементы». -Уфа, 1995.

19. Зубаиров С.Г. Аналитические исследования кинематики и динамики приводов скважинных насосов II Межвуз. темат. сб. науч. трудов. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. - Уфа,

1996.-С. 12-19.

20. Зубаиров С.Г., Сулейманов A.C. Методика задания оптимальных параметров инерционного привода механического ключа // Сб. науч. трудов. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. / Тр. ИПТЭР.- Уфа, 1996,- Вып. 56- С. 199-203.

21. Зубаиров С.Г. Технологические возможности группового привода штанговых насосов при эксплуатации наклонно направленных скважин // Сб. науч. трудов. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / Тр. ИПТЭР. - Уфа, 1996,- Вып. 56. - С. 203-209.

22. Опыт эксплуатации винтовых насосных установок конструкции УГНТУ. / Б.З. Султанов, М.С. Габдрахимов, С.Г. Зубаиров и др. / Тез. докл. I научн.-технич. конф., посвященной 850-летию г. Москвы «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.,

1997.

23. Зубаиров С.Г. Кинематическая и математическая модели группового привода штанговых скважинных насосов /У Межвуз. сб. науч. статей. Нефть и газ. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997,- Вып. 1. - С. 114-121.

24. Увеличение межремонтного периода ШСНУ с осложненными условиями эксплуатации. / Б.З. Султанов, М.С. Габдрахимов, С.Г. Зубаиров и др. // Сб. Международной науч.- техн. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Росс™». -Уфа, 1998.-С. 175-177.

25. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. Разработка энергосберегающей технологии при добыче высоковязких нефтей и эмульсий // Сб. Международной науч.-техн. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». - Уфа, 1998,-С. 180-182.

26. Зубаиров С.Г., Токарев М.А. Безбалансирные групповые приводы штанговых скважинных насосов // Сб. Международной науч.-техн. конфе-

ренции «Проблемы нефтегазового комплекса России». - Уфа, 1998.- С. 182183.

27. Зубаиров С.Г. Особенности работы и конструирования колонны насосных штанг для искривленных скважин // Сб. науч. трудов. Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности. - Уфа, 1999. - С.121-125.

28. Проблемы борьбы с отложениями в трубах при эксплуатации девонских скважин штанговыми насосами / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, В.И. Попов, И.А. Салихов // Сб. науч. статей. Мировое сообщество: проблемы и пути решения. - Уфа, 1999,- Вып. 4-5. - С. 123-133.

29. Зубаиров С.Г. Исследование закономерностей изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации /Известия вузов. Нефть и газ. - 1999,-№5. - С.20-24.

Изобретения

30. A.c. 436922 / СССР/. Замковая опора вставного глубинного насоса / Ю.Г. Вагапов, Н.И. Королев Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров.-Б.И. № 27, 1974.

31. A.c. 474599/ СССР/. Устройство для соединения насосных штанг/ Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров. - Б.И. № 23,1975.

32. A.c. 499397/ СССР/ Динамограф для регистрации усилий в колонне штанг / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, Ю.Г. Вагапов. - Б.И. № 2, 1976.

33. A.c. 590482 / СССР/. Глубинный пгтанговый насос / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, Т.А. Утемисов. - Б.И. № 4, 1978.

34. A.c. 727835 / СССР/. Устройство для соединения насосных штанг/ С.Г. Зубаиров, Н.Х. Шаммасов, Т.П. Фшгадельфов. -.Б.И. № 14,1980.

35. A.c. 802538 / СССР /. Глубинный динамограф / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров. - Б.И. № 5, 1981.

36. A.c. 821746 / СССР/. Канатная подвеска / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, М.Н. Галлямов. - Б.И. № 14, 1981.

37. A.c. 987177 / СССР/. Замковая опора вставного скважинного насоса / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, Т.А. Утемисов, Ш.В.Тукаев. - Б.И.№ 1, 1983.

38. A.c. 1059252 / СССР/. Замковая опора вставного глубинного штангового насоса / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров. - Б.И. № 45,1983.

39. A.c. 1435754/ СССР/. Механический ключ / С.Г. Зубаиров, Р.Ф. Ахмадеев, A.A. Касимов. - Б!й. № 41, 1988.

40. Патент 2093708 /РФ/. Поверхностный привод скважинного винтового насоса / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, В.П.-Жулаев. - Б.И. N° 29, 1997.

41. Патент 2118709 /РФ/. Групповой привод штанговых насосов / С.Г. Зубаиров, МЛ. Токарев, K.P. Уразаков. - Б.И. № 25, 1998.

42. Патент 2123137 /РФ/. Скважинная насосная установка / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров. - Б.И. № 34,1998.

43. Патент 2124109 /РФ/. Штанговая колонна / С.Г. Зубаиров, М.А, Токарев. - Б.И. № 36,1998.

44. Патент 2139448 /РФ/. Поверхностный привод скважинного винтового насоса / Б.З. Султанов, С.Г. Зубаиров, М.С. Габдрахимов. - Б.И. № 28, 1999.

Соискатель ~7Х~' С.Г.Зубаиров

Лицензия ЛР № 020267 от 22.11.96. . Подписано к печати (Т.ОЗ.гОШФормат бумаги 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать офсетная. Печ. листов 2,0 . Тираж 90 экз. Заказ 39 .

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