автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование методов расчета штангового привода винтовой насосной установки

На правах рукописи

Сидоркин Дмитрий Иванович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ШТАНГОВОГО ПРИВОДА ВИНТОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Специальность 05. 02.13 - «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006

Работа выполнена на кафедре нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Султанов Байрак Закиевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович;

кандидат технических наук, Баталов Самат Юнирович.

Ведущая организация

Филиал ОАО «АНК "Башнефть"» «Башнефть-Уфа».

Защита состоится 17 февраля 2006 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « . » января 2006 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Закирничная М.М.

^ООСЙ

■> ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В условиях, когда фонд скважин, продуцирующих высоковязкую жидкость, растёт, наиболее эффективной, а иногда и единственно возможной, становится добыча нефти с помощью винтовых насосных установок. Винтовые насосные установки с погружным электродвигателем сложны в обслуживании, ввиду того, что при спуско-подьёмных операциях возможны повреждения кабеля. Применение поверхностного привода позволяет использовать менее дорогостоящее оборудование, например, обычный промышленный электродвигатель, что приводит к улучшению условий обслуживания оборудования и повышает возможность автоматизации управления установкой. Однако в винтовых насосных установках с поверхностным приводом самым слабым звеном становится колонна штанг, которая часто выходит из строя из-за перегрузок и заклинивания винта в обойме насоса. В связи с вышеизложенным вопрос надёжности штанговой колонны является основной нерешенной задачей при эксплуатации винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России использование поверхностно-приводных винтовых насосных установок ограничено, но за границей их использование достигло высокого уровня. Так, в Канаде уже более 33% скважин эксплуатируются винтовыми насосными установками с поверхностным приводом. Поэтому за рубежом вопросами выбора и расчета вращающих штанговых колот занимаются многие фирмы. Это выражается в разработке различных программ для выбора и проектирования скважинных компоновок. Но в открытой печати они не публикуются. В России также те предприятия, которые занимаются поверхпостно-приводными винтовыми насосными установками, не публикуют программный материал. В связи с этим возникает необходимость рассмотрения этих и других вопросов на основании большого количества материалов, полученных в результате исследования работы колонны бурильных труб при роторном бурении и внедрения винтовых насосных установок с поверхностным приводом ти

Цель работы

Снижение аварийности штанговой колонны винтовой насосной установки с поверхностным приводом путём оптимального выбора штангового привода и совершенствования ее защиты.

Задачи исследования

1 Создание программного обеспечения на основе решения математической модели системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ», позволяющего подбирать скважинное и поверхностное оборудование привода винтовой насосной установки для условий эксплуатации.

2 Исследование математической модели системы «винтовой насос колонна штанг - колонна НКТ» и установление зависимостей необходимой мощности и момента сопротивления, возникающего при взаимодействии колонны штанг со стенками колонны НКТ, от частоты вращения, динамического уровня жидкости в скважине, плотности и вязкости скважинной жидкости, давления на устье, диаметра штанг, натяга винта в обойме статора и давления, развиваемого насосом.

3 Обоснование и разработка конструкции механического устройства для контроля крутящего момента с последующим отключением электродвигателя при заклинивании колонны.

4 Разработка практических рекомендаций по выбору параметров штанговой колонны и привода при внедрении винтовых насосных установок.

Научная новизна

1 Разработано программное обеспечение на основе решения математической модели системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ», позволяющее определить крутящий момент в колонне штанг и затрачиваемую на ее вращение мощность в вертикальной и трехинтервальной скважине: на вертикальном участке, участке набора кривизны и наклонном участке с учетом веса штанг, гидравлической нагрузки на винт, трения штанг по участкам скважины и трения ротора в статоре насоса.

f

2 Выявлены зависимости для определения напряженности в системе «винтовой насос - колонна нгганг - колонна НКТ» в трехинтервальной скважине от частоты вращения, динамического уровня в скважине, плотности и вязкости скважинкой жидкости, давления на устье, диаметра штанг, натяга винта в обойме статора и давления, развиваемого насосом.

3 Аналитически установлено распределение мощности и момента по участкам вертикальной и трехинтервальной скважины. Выведена зависимость механических потерь привода от частоты вращения колонны.

Защищаемые положения

1 Программа расчетов по выбору параметров штангового привода винтовой насосной установки на языке программирования «Borland-Delphi».

2 Математическая модель системы «винтовой насос - колонна штанг -колонна НКТ».

3 Расчетные зависимости для определения момента сопротивления вращению и мощности, затрачиваемой на преодоление этих сил по участкам вертикальной и наклонно-направленной скважины.

4 Техническое решение конструкции предохранительной пружинно-шариковой муфты и метод расчета его параметров.

Практическая ценность работы

1 Разработано программное обеспечение по выбору штанговой колонны и электродвигателя для вертикальных и трехинтервальных скважин, основанное на решении математической модели системы «винтовой насос -колонна штанг - колонна НКТ».

2 Разработаны рекомендации по выбору штангового привода винтовой насосной установки для вертикальных и наклонно-направленных скважин. Результаты расчета программы внедрены на скв. 9008 НГДУ «Заинскнефть» ООО «Татнефть», на скв. 2160 филиала ОАО «АНК "Башнефть"» «Башнефть-Уфа» Туймазинского УДНГ и скв. 1657 НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть», что подтверждается соответствующими актами.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались на Всероссийской научно-методической конференции (г. Уфа, 2002 г.), Научно-практической конференции, посвящённой 70-летию башкирской нефга (г. Уфа, 2002 г.), 53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (г. Уфа, 2002 г.), II Всероссийской учебно-научно-методической конференции (г. Уфа, 2003 г.), 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (г. Уфа, 2004 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в семи печатных трудах, в том числе статья в центральном журнале.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 104 наименований. Работа содержит 129 страниц, включая 33 рисунка, 25 таблиц, а также 6 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, поставлены цель и основные задачи исследований, сформулирована научная новизна проведенных исследований и их практическая ценность.

В первой главе представлен обзор научно-исследовательской литературы по работе штанговой колонны и колонны бурильных труб при роторном бурении, конструкции винтовой насосной установки УГНТУ с поверхностным приводом типа УНВП. Рассмотрены нагрузки, действующие на колонну штанг, а также наиболее часто используемые штанги как отечественных, так и зарубежных производителей.

Исследования по работе штанговой колонны проводили А.Н. Адонин, И.М. Аметов, Ю.В. Антипин, Н.Ю. Байдиков, С.Г. Бабаев, С.Ю. Вагапов,

г

М.Д. Валеев, В.М. Валов, Р.Д. Джабаров, С.Г. Зубаиров, A.C. Казак, Б.Б. Круман, A.B. Локтев, Б.З. Султанов, К. Р. Уразаков, И.Л. Фаерман и др.

Насосные штанги, традиционно предназначенные для передачи вертикального перемещения от балансира станка-качалки к плунжеру насоса, испытывают осевую циклическую нагрузку. В винтовой насосной установке с поверхностным приводом штанги используются для передачи вращательного движения от наземного механического привода к ротору насоса. В этом случае нагрузки, прилагаемые к штангам, имеют другой характер. Существует множество различных методик определения нагрузок в штангах и мощности привода для работы в условиях возвратно-поступательного движения. В открытой печати методики, по которым рассчитывают колонну насосных штанг на вращение отсутствуют. Вместе с тем при росте потребности в использовании винтовых насосных установок с поверхностным приводом эта необходимость возрастает с каждым днем.

Анализ работ по колонне бурильных труб показал, что в реальных скважинах часть колонны бурильных труб вращается вокруг собственной оси, часть может вращаться вокруг оси скважины; участки «чистого» вращения колонны вокруг собственной оси и вокруг оси скважины разделены переходными зонами, в пределах которых работа труб сопровождается интенсивными колебаниями, а формирующиеся полуволны являются неустойчивыми; прижимающая сила для отдельной полуволны с увеличением осевой нагрузки уменьшается в растянутой части колонны. Увеличение скорости вращения колонны во всех случаях приводит к возрастанию прижимающей силы, с увеличением жесткости труб длина полуволны в растянутой части колонны уменьшается. В условиях преобладания вращения колонны вокруг оси скважины и вращения колонны вокруг собственной оси для определения холостой мощности при значительной глубине (до 5000 м) могут быть использованы формулы, выведенные М.М. Александровым, а в остальных случаях следует воспользоваться формулами B.C. Федорова (около 1000 м) и Б.М. Плюща.

Вторая глава, посвящена разработке программ по выбору штанг и мощности электродвигателя. Для этого была разработана математическая модель системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ» и проведено аналитическое исследование этой модели.

Для районов Урало-Поволжья наиболее характерен трехинтервальный профиль скважины, включающий в себя вертикальный участок, участок набора зенитного угла и участок с постоянным углом наклона. Рассмотрим процесс передачи механической энергии, при работе штанговой колонны винтовой насосной установки с поверхностным приводом, которая связана с передачей вращения от поверхностного привода к рабочему органу, представляющему собой винт насоса. Модель представлена на рисунке 1.

В рассматриваемой модели были сделаны следующие допущения:

1 Штанговая колонна - однородный

Рисунок 1 Механическая стержень длиной 1=//+/2+/з, где - длина

модель системы «винтовой вертикального участка; 12 - длина насос - колонна штанг -

колонна НКТ»: искривленного участка; 13 - длина наклонного

участка.

2 Верхнее сечение штанговой колонны вращается приводом с постоянной угловой скоростью (О.

Состояние любого сечения колонны штанг может определяться его пространственным положением с координатой х, временной переменной í и,

1 - винтовой насос; 2 - колонна штанг; 3 - привод; 4 -колонна НКТ

при данном радиусе трения, скоростью углового перемещения этого сечения д<р

со = —, где?' - угол закручивания колонны штанг.

Поведение колонны штанг подобных механических моделей обычно описывают неоднородным дифференциальным уравнением в частных производных

д2в> , д2а „ да

—— = а ——-2у—, П Л

д!2 8хг {1)

где о - приведенный коэффициент вязкого трения;

2 01Р

а - - скорость распространения крутильных колебаний вдоль

колонны штанг;

С - модуль сдвига материала пгганг; 1Р - полярный момент инерции поперечного сечения штанг; I - момент инерции массы колонны штанг относительно оси симметрии, приведенный к единице длины.

Начальные условия принимаем нулевыми, т. к. в начальный момент времени система «винт - колонна штанг» находится в покое:

(2)

Граничные условия:

д(Р\ п

^¡-=0. (3)

=<эо =соШ, (4)

(5)

где Мл - момент, передаваемый штанговой колонне поверхностным приводом;

£М - суммарный момент сопротивлений в системе «винтовой насос -колонна штанг - колонна НКТ».

В системе «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ» возникают следующие сопротивления:

'^М = М1 + Мг+М, + М4+М1, (6)

где Л/, - крутящий момент, затрачиваемый на трение ротора в статоре винтового насоса;

М2 - момент, затрачиваемый на подъём скважинной жидкости;

м^ - момент сопротивления вращению штанг в скважинной жидкости;

м4 - момент сил сопротивлений вращению штанг на участке набора зенитного угла;

М, - момент сил сопротивления вращению штанг на наклонном интервале скважины.

В работах различных авторов для определения мощности на вращение ненагруженной бурильной колонны предложены эмпирические формулы, которые получены по фактическим замерам затрат энергии на привод ротора при бурении в определенных геолого-технических условиях. Эмпирические формулы при их использовании дают положительные результаты только в узких границах условий работы колонны труб. При определении мощности, затрачиваемой для вращения штанговой колонны, необходимо использовать закономерности взаимодействия труб при роторном бурении со стенками скважины.

В литературе опубликованы различные аналитические зависимости для определения мощности на вращение колонны труб, опирающейся на забой скважины сжатой частью колонны. Существенный недостаток предлагаемых зависимостей для расчета мощности состоит в том, что при их выводе учтено действие центробежных сил независимо от характера вращения бурильной колонны. При вращении штанговой колонны вокруг собственной оси действие центробежных сил практически исключается. Поэтому при определении затрат мощности на вращение штанговой колонны необходимо исходить из реально

существующих условий. Известно, что выбор рационального поверхностного привода, расчет штанговой колонны на прочность и другие задачи требуют точного определения затрат мощности на вращение колонны штанг.

Мощность, необходимая на вращение штанговой колонны в скважине (как вертикальной, так и наклонно-направленной), может выглядеть следующим образом:

, ЛГ = 2>.®. (7)

Анализ литературы, посвященной многочисленным обрывам новых штанг, показал, что причинами аварий часто являются заводские дефекты

>

изготовления. На заводах-изготовителях отсутствует контроль штанг на заключительных операциях изготовления, и на промыслы поступают штанги с дефектами. Дефекты выплавки и проката, волосовины, пористость, продольные трещины, отслаивание металла, ликвация, неправильная геометрическая форма поперечного сечения прутка часто встречаются как в зоне головки, так и на теле штанги.

В материале штанг возникают явления усталости, заключающиеся в том, что в силу анизотропности металла в отдельных сечениях штанг с неблагоприятно расположенными зёрнами возникают местные напряжения, превосходящие предел упругости и даже временное сопротивление металла. Это приводит к образованию местных пластических деформаций, внутренних микротрещин в металле, которые, становясь очагами концентрации напряжений, распространяются дальше, пока не наступит внезапный излом ' металла от перегрузки оставшегося целым «живого» сечения штанги. Зона

усталостного разрушения занимает от 50 до 90 % площади сечения штанги. Это ► указывает на то, что их изломы происходили при нагрузках в 2-10 раз меньше

предельных.

Были обнаружены штанги, имеющие отслаивание металла на длине до 220 мм, продольные трещины и волосовины протяжённостью до 130 мм. Наряду с авариями, обусловленными заводскими дефектами изготовления,

обрывы штанг происходят и в результате усталостного разрушения тела и резьбы при работе в скважине.

Из анализа работы винтовой насосной установки видно, что вращательная колонна штанг испытывает растягивающие напряжения, обусловленные давлением, создаваемым насосом и собственным весом колонны, а также касательные напряжения, возникающие за счёт вращающего момента.

Для исследования и вывода зависимостей в системе «винтовой насос -штанговая колонна - колонна НКТ» была разработана программа на языке программирования Delphi.

Зависимости M=f(n) и N=f(n), представленные на рисунке 2 показывают, что зависимость момента и мощности от частоты вращения является почти прямой. Поскольку условия работы достаточно тяжелые, то для оптимального соотношения технических и экономических параметров нецелесообразна установка электродвигателя мощностью, превышающей требуемую.

Частота вращения, 1/мин

| —Момент сопротивления вращению капонны —Мощность, затрачиваемая на вращение колонны |

Рисунок 2 - Зависимость момента сопротивления и необходимой мощности от частоты вращения колонны штанг

Как видно из рисунка 3, момент сопротивления и необходимая мощность зависят от динамического уровня линейно. Практически динамический уровень влияет только на момент, затрачиваемый на подъем скважинной жидкости и на глубину подвеса винтового насоса.

100 j

180 --

170

я X 180 •

t 150 --

S > 140-

£ 130

120

110

100

-+-

3,4

3,2

3 £ х

2,8 £ 2,в | 3,4 |

2,2 2 1,8

50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 Динамический уровень, и

-Момент сопротивления вращению колонны -

- Мхфость, затрачиваемая на врацрние колонны

Рисунок 3 - Зависимость момента сопротивления и необходимой мощности от динамического уровня

Зависимость момента сопротивления и потребляемой мощности от глубины подвеса насоса, также представляет собой линейную зависимость, но по сравнению с рисунком 3 более пологую. Как видно из рисунка 4, увеличение глубины подвеса насоса не приводит к значительному росту момента и мощности. Из опытной эксплуатации винтовых насосных установок с поверхностным приводом топа УНВП обычными штангами, предназначенными для передачи возвратно-поступательного движения, было выявлено, что увеличение глубины подвеса ниже уровня в 1000 м нецелесообразно, т.к. приводит к увеличению аварий, связанных с обрывами штанг.

250 т , 230 • 210 -I 190 -' 170 150

-+-

4

3,5 3

- 2,5 2

100 200 300 400 500 600 700 800 900 100011001200 130014001500 Глубина подвеса насоса, м

-Момент сопротивления вращению колонны —♦—Мощность, затрачиваемая на вращение колонны 1

Рисунок 4 - Зависимость момента сопротивления и необходимой мощности от глубины подвеса насоса

Влияние устьевого давления в скважине на момент сопротивления (рисунок 5) ограничивается только моментом, затрачиваемым на подъем скважинной жидкости и выглядит линейно. Промысловые исследования показали, что повышение устьевого давления выше 4 МПа приводит к остановке добычи и возрастанию нагрузок, вследствие чего увеличивается аварийность, связанная со штанговой колонной. Поэтому применение винтовых насосных установок с поверхностным приводом типа УНВП (при глубине подвеса насоса 1000 м) на скважинах, где давление на устье более 3 МПа, нежелательно.

Давление на устье, МПа

[—>—Момент сопротивления вращению колонны —^-Мощность затрачиваемая на вращение колонны [

Рисунок 5 — Зависимость момента сопротивлений и необходимой мощности от давления на устье скважины

Отношение потребляемой мощности и момента сопротивления вращению к натягу (рисунок 6) в насосе представляет собой параболическую зависимость. Увеличение натяга выше 2 мм приводит не только к неоправданному росту затрат мощности, но и к увеличению шансов заклинивания винтовой пары, что приведет к обрыву насосных штанг.

280 260 240 | 220 £ 200 | 180 | 160 140 120 100

0 0 2 0.4 0.6 0.8 1 12 1.4 16 18 2 2.2 2.4 2.6 28 Натяг винта в обойме насоса, мм

1 —Д— Момент сопротивления вращению молонны —♦— Мдщностъ затрачиваемая на вращение колонны]

Рисунок 6 - Зависимость момента сопротивлений и необходимой мощности от натяга в винтовой паре

Диаметр штанг, мм

— Момент сопротивления вращению колонны--»—Моц^ость затрачиваемая на вращение колонны |

Рисунок 7 - Зависимость момента сопротивлений и необходимой мощности от диаметра штанговой колонны

Зависимость необходимой мощности и момента сопротивления от диаметра штанг (рисунок 7) почти прямая. Увеличение диаметра штанг не оказывает значительного влияния на затрачиваемую мощность, но значительно увеличивает запас прочности штанговой колонны, поэтому желательно составлять колонну из штанг большего диаметра.

В третьей главе решались вопросы защиты штанговой колонны 01 обрывов при помощи предохранительной пружинно-шариковой муфты.

w

■■ 4.5 -4 3.5 3 -2.5 2

Ввиду того, что электрические методы имеют большие погрешности при работе на открытом воздухе, был разработан механический способ защиты колонны штанг от перегрузок на основе предохранительной пружинно-шариковой муфты.

Предохранительная пружинно-шариковая муфта состоит из нижней и верхней полумуфты, пружин и шариков. Колоши штанг находится в резьбовом соединении со шлицевым цилиндром, который переходит в верхнюю ^

полумуфту. Нижняя полумуфта садится на седло, закрепленное на зубчатом колесе редуктора. Между полумуфтами в пазах находятся шарики, поджатые пружинами, находящимися в каналах полумуфты. К полумуфте жестко 1

прикреплён корпус с нарезанной левой резьбой с большим шагом, на который навёрнут колпак. К защитному кожуху в центре крепится пружинное устройство и кнопка выключений электродвигателя.

При заклинивании колонны пгганг колпак, находящийся в шлицевом соединении, под действием сил откручивания, создаваемых вращением редуктора и стопорением колонны, начинает двигаться вверх до пружинного устройства, которое давит на кнопку отключения электродвигателя.

Верхняя полумуфта перестаёт вращаться синхронно с нижней. Пружины под шариками сжимаются, что в сочетании с вращением нижней и

невращением верхней полумуфты создаёт большую ударную нагрузку на шарики и верхнюю полумуфту. Поэтому длину резьбы и высоту колпака необходимо рассчитать <

достаточно точно.

На рисунке 8 представлено сопряжение ^

шариков с рабочими поверхностями полумуфт, где Р - окружная сила на муфте; а - угол наклона касательной в точке касания шариков с опорной поверхностью; (р - угол трения между шариками и

риков с рабочими поверхностями второй полумуфты

сопряжённой поверхностью полумуфты; dm- диаметр шариков; е - зазор между полумуфтами; h - расстояние, на которое выступает шарик из полумуфты.

Одним из самых важных узлов в предохранительной пружинно-шариковой муфте, является пружина, выбор которой составляет основу расчёта муфты.

Были произведены исследования зависимостей основных параметров предохранительной пружинно-шариковой муфты и составлены рекомендации по выбору их конструктивных размеров при соответствующем пороге

срабатывания.

В четвертой главе рассмотрено сравнение результатов программы с промысловыми данными, полученными на скважине 9008 НГДУ «Заинскнефть» ОАО «Татнефть». В качестве привода насосной установки использовалось поверхностное оборудование, показанное на рисунке 9. Насос был спущен на глубину 900 м на НКТ-73. Ротор винтового насоса приводился во вращение с заданной частотой поверхностным приводом с помощью колонны вращательных штанг диаметром 22 мм. Использовались обсадные трубы

шшшмшш

1 - вращатель; 2 - устьевой саль-ник-превентор; 3 - электродвига- диаметром 146 мм с толщиной стенки

тель; 4 - колонная головка; 5 - полированный шток; 6 - отводящий патрубок.

Рисунок

привод винтовой насосной установки

трубы 7,7 мм. Давление на устье определялось с помощью манометра, 9 - Поверхностный установленного на выкидном коллекторе скважины. Подача насосной установки

определялась АГЗУ типа «Спутник». Динамический уровень в скважине определялся с помощью комплекса диагностики «Квантор-2». Станция управления БМС-1УП, предназначенная для управления и контроля работы электродвигателя, включала блок записи расхода мощности в процессе работы насосной установки.

Методика испытаний заключалась в следующем. Насосная установка с винтовой парой НВО-89 включалась в работу с заданной частотой вращения, создаваемой поверхностным приводом. Затем производилось регистрирование измеряемых параметров. В качестве якоря использовалась скважинная компоновка конструкции УГНТУ.

Полученные фактические данные были обработаны по методу, описанному во второй главе. Для этого был проведен расчёт мощности, необходимой для вращения штанговой колонны при различной частоте вращения. Результаты представлены в таблице 1. Отклонение теоретической кривой от фактической объясняется тем, что при теоретическом расчёте не учитывались механические потери привода. Для определения механических потерь привода, при условии работы винтовой насосной установки в фёх режимах вращения штанговой колонны, были произведены соответствующие расчёты. Результаты расчётов представлены на рисунке 10.

Зависимость механических потерь привода от угловой скорости вращения колонны штанг, представляет собой плавную кривую. Это говорит о том, что механические потери привода являются величиной переменной. Падающая характеристика величины коэффициента вязкого трения металла по резине от скорости скольжения исследована многими авторами.

Величина механических потерь сальникового уплотнения также зависит от величины натяга герметизирующего уплотнения в сальнике-превенторе, который при повышенных гидравлических параметрах имеет относительно меньшую величину.

Таблица 1 - Результаты, полученные при эксплуатации винтовой

в, мин' !Ч„Вг М»Вг N3.Br N, Вт N„„ Вт N*BT

99 187 771 203 1161 1800 2584

144 321 1195 265 1781 2522 3050

262 753 2240 411 3404 4153 4365

370 1425 3321 590 5336 6249 6437

п - частота вращения, N. мощность, затрачиваемая на вращение на вертикальном участке, N1 - мощность, затрачиваемая на подъем скважинной жидкостн; N3 - мощность, затрачиваемая на вращение колонны на участке набора кривизны и наклонном участке; N - мощность без учета механических потерь; К,„ - мощность с учетом механических потерь привода; N4 - фактическая мощность

Графики, приведённые на рисунках 10 и 11, показывают, что имеется значительная разница в величинах механического коэффициента потерь и затрачиваемой мощности при эксплуатации насосной установки при 100 и 150 об/мин. Это объясняется пережатием уплотнения полированной штанги при первых запусках насосной установки. В дальнейшем уплотнение прирабатывается и механические потери привода снижаются за счёт приработки поверхностей трения.

Рисунок 10 - Зависимости теоретической и фактической мощностей от частоты вращения штанг с учётом механических потерь привода

0 -I---1-г--1-1-1-1

80 130 180 230 280 330 380

Частота вращения, 1/мии

Рисунок 11 - Зависимость механических потерь привода от частоты вращения колонны

На основе вышеизложенного материала и с учетом механических потерь привода данная программа была использована при выборе поверхностного и скважинного оборудования для винтовой насосной установки с поверхностным приводом типа УНВП 1000/20 в филиале ОАО «АНК "Башнефть"» «Башнефть-Уфа» Туймазинского УДНГ на скважине 2160.

С помощью программы выбора штангового привода в вертикальной скважине был проведён выбор и расчёт диаметра штанг и необходимой мощности двигателя. По результатам расчета было принято решение эксплуатировать скважину насосными штангами ШН-22 (длина 8 м, сталь 45 ГОСТ 1050-74, предел текучести 589 МП а, условный предел текучести при кручении 470 МПа) при 100 мин"' (т.е. подача составит 8 м3/сут) и установить двигатель мощностью 7,5 кВт. Результат представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты расчёта колонны на с кв. 2160 ОАО «АНК "Башнефть"» «Башнефть-Уфа» Туймазинского УДНГ

Частота Подача, Динамический Минимальная Коэффициент

вращения, м^сут уровень, м мощность запаса проч-

мин'1 двигателя, Вт ности

75 6 502 3684 1,602

100 8 577 5647 1,583

150 12 727 10600 1,540

200 16 877 16860 1,491

Как видно из таблицы 2, запас прочности, при первых двух режимах эксплуатации не ниже 1.5, что вполне достаточно. Относительно низкий коэффициент запаса штанговой колонны и достаточно высокая мощность привода па этой скважине объясняется экстремально высоким буферным давлением (3-3,5 МПа), что в значительной степени осложняет условия работы насосной установки.

В целях проверки работоспособности штангового привода винтовой насосной установки типа УНВП 1000/40, выбранного с помощью программы, проводились промысловые испытания на скв. 1657 НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть». Результаты расчета и замеры мощности представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты расчёта и фактические замеры мощности (скв. 1657 НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть»)

Частота врашения, мин"1 Подача, м^сут Динамический уровень, м Мощность расчетная, Вт Мощность фактическая, Вт Коэффициент запаса прочности

75 9 200,0 1620 1667 1,63

100 12 266,7 2424 2474 1,62

150 18 400,0 4427 4540 1,59

250 30 666,7 9485 - 1,52

Испытание установки при частоте вращения колонны 250 мин"' не проводилось вследствие значительного превышения дебита скважины. По результатам расчета было принято решение эксплуатировать скважину при частоте вращения 150 мин'1 (т.е. подача составит 18 м^сут), установить двигатель мощностью 5,5 кВт и использовать гатанги типоразмера ШН-25. Как видно из таблицы 3, программа дает результаты со сходимостью в пределах ±2,8%, что допустимо.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработано программное обеспечение по выбору и расчету штангового привода винтовой насосной установки с поверхностным приводом, основанное на математической модели системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ».

2 Установлены аналитические зависимости системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ» от различных параметров, показывающие, что на увеличение мощности наибольшее влияние оказывает частота вращения, устьевое давление и натяг винта в винтовой паре. Выявлены механические потери привода, зависящие в основном от величины натяга герметизирующего уплотнения в сальнике-превенторе, который при повышенных гидравлических параметрах имеет относительно меньшую величину.

3 Разработана предохранительная пружинно-шариковая муфта механического принципа действия, впервые примененная для защиты поверхностно-приводной винтовой насосной установки, разобщающая полированный шток и вращатель при заклинивании колонны, с последующим отключением электродвигателя.

4 На основании промысловых исследований было подтверждено, что программа расчета штанювого привода винтовой насосной установки работоспособна.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Султанов Б.З., Сидоркин Д.И., Орекешев О.О. Выбор штанговой колонны для винтовой насосной установки типа УНВП // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан: тез. докл. науч.-практ. конф., посвящ. 70-летию башкирской нефти - Уфа: ДООО «БашНИПИнефть» ОАО «АНК Башнефть», 2002. - С. 2627.

2 Сидоркин Д.И., Орекешев С.С. Подбор колонны штанг для винтовой насосной установки типа УНВП // 53-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: тез. докл. / редкол.: И.Р. Кузеев и др. - Уфа: УГНТУ, 2002. - С. 99.

3 Сидоркин Д.И. Расчёт мощности на вращение колонны штанг винтовой насосной установки типа УНВП // Передовые концепции механического образования в технических и технологических университетах по реализации государственных образовательных стандартов: Материалы Всерос. науч.-метод. конф.-Уфа: УГНТУ, 2002.-С. 151-152.

4 Орекешев С.С., Сидоркин Д.И. Опытная эксплуатация винтовых насосных установок типа УНВП в Казахстане // Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных / редкол.: Ю.М. Абызгильдин и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - Кн. 1. - С. 242.

5 Сидоркин Д.И. Расчёт колонны штанг на глубину подвеса винтового насоса типа УНВП. // Реализация государственных образовательных стандартов при подготовке инженеров-механиков: проблемы и перспективы: Материалы II Всерос. учеб.-науч.-метод. конф. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 166-171.

6 Сидоркин Д.И. Нахождение моментов сопротивления вращению колонны штанг винтовых насосов // Реализация государственных образовательных стандартов при подготовке инженеров-механиков: проблемы и перспективы: Материалы П Всерос. учеб.-науч.-метод. конф. - Уфа: УГНТУ, 2004.-С. 171-175.

»-1763

7 Султанов Б.З., Сидоркин Д.И. Затраты мощности поверхностного привода винтовой насосной установки // Технологии ТЭК. - 2004. - №3. - С. 31-

Подписано в печать О 4,06. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. /. Тираж 90. Заказ .

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

35.

Введение

1 Обзор литературы связанной, с винтовыми насосными установками с приводом поверхностного типа

1.1 Обзор работ посвященных работе вращательной колонны штанг

1.2 Винтовая насосная установка с поверхностным приводом конструкции УГНТУ

1.3 Отечественные насосные штанги для винтовых насосов с поверхностным приводом

1.4 Зарубежные насосные штанги для винтовых насосов с поверхностным приводом

1.5 Постановка цели задач исследований

1.6 Выводы по первой главе

2 Разработка программы для проектирования штанговой колонны

2.1 Разработка математической модели «Винтовой насос - колонна штанг — колонна НКТ»

2.1.1 Нахождение момента вращения штанговой колонны

2.1.2 Момент, затрачиваемый на трение ротора в статоре

2.1.3 Момент, затрачиваемый на подъём скважинной жидкости

2.1.4 Момент сопротивления вращению штанг в скважинной жидкости

2.1.5 Момент сопротивлению вращению штанг на участках набора и стабилизации угла искривления скважины

2.2 Расчёт необходимой мощности электродвигателя для привода УНВП

2.3 Обоснование прочности материала штанг

2.4 Исследование математической модели работы штанговой колонны в скважине

2.4.1 Влияние числа оборотов штанговой колонны на затрачиваемые мощность и крутящий момент

2.4.2 Влияние динамического уровня в скважине на затрачиваемые мощность и крутящий момент

2.4.3 Влияние глубины подвеса насоса в скважине на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.4.4 Влияние устьевого давления в скважине на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.4.5 Влияние плотности скважинной жидкости в скважине на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.4.6 Влияние давления, развиваемого винтовым насосом на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.4.7 Влияние натяга винта в статоре винтового насоса на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.4.8 Влияние диаметра штанг на затрачиваемую мощность и момент сопротивления

2.5 Выводы по второй главе

3 Разработка методов защиты колонны штанг от перегрузок

3.1 Станция управления БМС-1УП

3.2 Предохранительная шариковая муфта

3.3 Выводы по третьей главе 76 4 Внедрение результатов расчета на промыслах 77 4.1 Выводы по четвертой главе

Актуальность проблемы

В условиях, когда фонд скважин, продуцирующих высоковязкую жидкость растёт, наиболее эффективным, а иногда и единственно возможным, становится добыча нефти с помощью винтовых насосных установок. Но винтовые насосные установки с погружным электродвигателем имеют большую сложность в обслуживании в виду того, что возможно при спуске и подъёме повреждение кабеля. Применение поверхностного привода позволяет использовать менее дорогостоящее оборудование, например, обычный промышленный электродвигатель, что приводит к улучшению условий обслуживания оборудования. В винтовых насосных установках с поверхностным приводом самым слабым звеном становятся колонны штанг, которые часто рвутся ввиду перегрузок и заклинивания винта в обойме насоса. Исходя из вышеизложенного, вопрос надёжности штанговой колонны является основной нерешенной задачей при эксплуатации винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России использование поверхностноприводных винтовых насосных установок ограничено, но за границей их использование достигло высокого уровня. Так, в Канаде уже более 33% скважин эксплуатируются винтовыми насосными установками с поверхностным приводом. Поэтому за рубежом вопросами выбора и расчета вращающих штанговых колонн занимаются многие фирмы. Это выражается в разработке различных программ для выбора и проектирования скважинных компоновок. Но в открытой печати они не публикуются. В России так же те предприятия, которые занимаются поверхностноприводными винтовыми насосными установками не публикуют программный материал. В связи с этим возникает необходимость рассмотрения этих вопросов на основании значительных материалов, полученных при работе колонны бурильных труб при роторном бурении и внедрении винтовых насосных установок с поверхностным приводом типа УНВП.

Цель работы

Снижение аварийности штанговой колонны винтовой насосной установки с поверхностным приводом путём оптимального выбора штанг, # электродвигателя и совершенствования их защиты.

Задачи исследования

1. Создание программного обеспечения, на основе математической модели системы «Винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ», позволяющего подбирать скважинное и поверхностное оборудование.

2. Исследование математической модели системы «винтовой насос -колонна штанг - колонна НКТ» и установление зависимостей от частоты вращения, динамического уровня в скважине, плотности и вязкости скважинной жидкости, давления на устье, диаметра штанг, натяга винта в обойме статора и давления, развиваемого насосом.

3. Обоснование и разработка конструкции механического устройства, снижающего крутящий момент с последующим отключением электродвигателя при заклинивании колонны.

4. Разработка рекомендаций по выбору параметров штангового привода.

Научная новизна

1. Разработано программное обеспечение, на основе математической модели системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ» для вертикальной и трехинтервальной скважин, позволяющая определить крутящий момент в колонне штанг и затрачиваемую на вращение мощность на вертикальном участке, участке набора кривизны и наклонного участка наклонно-направленной скважины с учетом веса штанг, гидравлической нагрузки на винт, трения штанг по участкам скважины и трения ротора в статоре насоса.

2. Выявлены зависимости системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ» в наклонно-направленной скважине от частоты вращения, динамического уровня в скважине, плотности и вязкости скважинной жидкости, давления на устье, диаметра штанг, натяга винта в обойме статора и давления, развиваемого насосом.

3. Аналитически установлено распределение мощности и момента по участкам вертикальной и наклонно-направленной скважины. Выведена зависимость механических потерь привода от частоты вращения.

Теоретическая и практическая ценность работы

1. Разработано программное обеспечение по выбору штанговой колонны и электродвигателя для вертикальных и трехинтервальных скважин, основанное на математической модели системы «винтовой насос - колонна штанг - колонна НКТ».

2. Разработаны рекомендации по выбору штанговой колонны и поверхностного привода винтовой насосной установки для вертикальных и наклонно-направленных скважин. Результаты расчета программы внедрены на скв. 9008 НГДУ «Заинскнефть» ООО «Татнефть», скв. 2160 филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» Туймазинский УДНГ и скв. 1657 НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть», что подтверждается соответствующими актами.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались:

- на Всероссийской научно-методической конференции (г. Уфа, 2002 г.).

- на 53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (г. Уфа, 2002 г.).

- на Всероссийской научно-методической конференции (г. Уфа, 2002 г.).

- на Научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (г. Уфа, 2002 г.).

- на II Всероссийской учебно-научно-методической конференции (г. Уфа, 2003 г.).

- на 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (г. Уфа, 2004 г.)

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в семи печатных трудах.

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете в 2001-2004 гг.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель системы «винтовой насос — колонна штанг - колонна НКТ». Разработан алгоритм решения системы. На основе алгоритма разработаны программы на языке «Object Pascal» для выбора штангового привода винтовой насосной установки.

2. Выявлены зависимости поведения системы «винтовой насос -колонна штанг - колонна НКТ» в трехинтервальной скважине от частоты вращения, динамического уровня в скважине, плотности и вязкости скважинной жидкости, давления на устье, диаметра штанг, натяга винта в обойме статора и давления, развиваемого насосом, показывающие, что на увеличение мощности наиболее влияют частота вращения, устьевое давление и натяг винта. Выявлены механические потери привода, зависящие в основном от величины натяга герметизирующего уплотнения в сальнике-превенторе, который при повышенных гидравлических параметрах имеет относительно меньшую величину.

3. Разработана предохранительная пружинно-шариковая муфта механического принципа действия, впервые примененная для защиты поверхностно-приводной винтовой насосной установки, снижающая крутящий момент при заклинивании колонны, с последующим отключением электродвигателя.

4. На основании промысловых исследований было подтверждено что, программа расчета штангового привода винтовой насосной установки работоспособна.

1. Sultanov B.Z., Brot A.R. Improving the downhole screw pump. Oil and gas Russia.- Vol 1, № 2,Autumn, 1992.- C.27-29

2. Авторское свидетельство СССР № 1580053, бюллетень изобретений № 27, 1990.

3. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. М.: Недра, 1971.184 с.

4. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1979.-213 с.

5. Адонин А.Н. Процессы глубинонасосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964.-264 с.

6. Александров М.М. К вопросу об учёте упругости бурильных труб. Нефть и газ/Известия высших учебных заведений - 1965 - №12 - с. 2328

7. Александров М.М. О величине коэффициента трения при движении бурового инструмента в искривленной скважине и о возможностях упрощения расчетов по определению силы трения. // Нефть и газ, №6,1962.

8. Александров М.М. Определение сил сопротивления при бурении скважин. -М: Недра, 1965 176 с.

9. Александров М.М. О формулах для определения затрат мощности на холостое вращение бурильной колонны. Нефть и газ/Известия высших учебных заведений - 1971 - №2 - с. 30-34

10. Александров М.М. О затратах мощности на холостое вращение бурильной колонны, опирающейся на забой. Нефть и газ/Известия высших учебных заведений - 1971 - №4 - с. 25-28

11. Александров М.М. О прижимающих силах для спирально изогнутой сжатой бурильной колонны, оснащённой замками. — Нефть и газ/Известия высших учебных заведений 1968 - №9 - с. 18-20

12. Александров М.М. О силе прижатия вращающихся труб к стенкам вертикальной скважины. Нефть и газ/Известия высших учебных заведений - 1967 - №9 - с. 25-30

13. Александров М.М. О характере вращения бурильной колонны. Нефть и газ/Известия высших учебных заведений - 1968 - №4 - с. 33-36

14. Амензаде Ю.А., Азимов Б.А. О методике определения мощности, затрачиваемой на холостое вращение бурильной колонны -Азербайджанское нефтяное хозяйство 1948 - №9

15. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин J1.M., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: Недра, 1985. - 205 с.

16. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. - 168 с.

17. Артоболевский И.И. Теория механизмов. М.: Гостоптехиздат, 1966.-775 с.

18. Афанасьев Н.В. Выбор мощности электродвигателя для винтовой насосной установки. // Нефть и газ 2001: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвуз. сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2001. - С. 206-210.

19. Бабаев С.Г., Джабаров Р.Д. Виды изнашивания штанговых муфт и насосных труб в различных условиях эксплуатации. // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование, 1977, №6 С. 8 11.

20. Бабаев С.Г., Джабаров Р.Д. Исследование влияния добываемой нефтяной среды на изнашивание штанговых муфт и НКТ. // Тематический сборник научных трудов АзИНЕФТЕХИМ. Трение и износ в машинах. -Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1984, С. 3 10.

21. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. -М.: Недра, 1987.-264 с.

22. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели: Справочное пособ. М.: Недра, 1999. - 375 с.

23. Бекух И.И., Ибатулов К.А., Симонянц Л.Е. Об устойчивости колонны бурильных труб при роторном и турбинном бурении Нефть и газ-1969-№8

24. Белокобыльский С.В., Ветюков М.М., Нагаев Р.Ф. О фрикционных автоколебаниях бурильной колонны. Изв. АН СССР: Машиноведение, 1982, С. 15-20.

25. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. М: Наука, 1976 608с.

26. Биргер И.А., Шорр Б.Ф., Шнейдерович P.M. Расчёт на прочность деталей машин / справочное пособие. М: Машиностроение, 1966-616 с.

27. Брот А.Р., Султанов Б.З., Идиятуллин P.M. Испытание винтовых насосов с поверхностным приводом. // Нефтяное хозяйство, 1992, №7, С. 36-37.

28. Вагапов С.Ю. Продольный изгиб колонны НКТ и штанг в установках скважинного винтового насоса с поверхностным приводом. -Нефтяное хозяйство 2004 - №4 - с. 92-94.

29. Вагапов С.Ю., Султанов Б.З. Совместный продольный изгиб колонны НКТ и штанг при работе скважинного насоса. Нефтяное хозяйство - 2001 - №2 - с. 64-66.

30. Вагапов С.Ю. Устойчивость колонн насосно-компрессорных труб и штанг глубинонасосной установки. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет — 2000 — 133 с.

31. Вагин JI.JI., Горбатов B.C. Проблемы и перспективы внедрения погружных винтовых электронасосов при добыче высоковязкой нефти // Нефт. хоз-во. 1987. - №8: С. 36-38.

32. Валов В.М. и др. Прочностной анализ параметров штанг для работы с верхнеприводными винтовыми насосами. Нефтепромысловое дело/ВНИИоЭНГ - 1996 - №11 - с. 11-20.

33. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти

34. Вольмир А.С. Устойчивость упругих систем. М.: Физматгиз, 1963.-567 с.

35. ГОСТ 13877-80. Штанги насосные и муфты к ним. М: Госстандарт СССР, 1980. - 48 с.

36. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф. Винтовые забойные двигатели. РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение, 1972, №6. С. 82.

37. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев A.M., Никомаров С.С. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин. М: Недра, 1981 -232 с.

38. Демидович Б.П., Марон И.А., Шувалова Э.З. Численные методы анализа. М: Физматгиз, 1963 - 400 с.

39. Детали машин. Справочник, т. 1 под об. ред. Н.С. Ачеркана. -М: Машиностроение, 1968 440 с.

40. Динник А.Н. Продольный изгиб, кручение. Изб. труды, т. 1 Киев: Изд-во АН УССР, 1955.

41. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Генрих Ришмюллер, Хорст Майер, Шеллер-Блекманн ГмБХ, Терниц. Австрия: 1988.- 150 с.

42. Жулаев В.П., Султанов Б.З. Винтовые насосные установки для добычи нефти: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997,- 42 с.

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

44. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Л. Расчет и конструирование бурового оборудования. М.: Недра, 1985.

45. Казак А.С. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами. // Нефтяное хозяйство, 1991, №12, С.39 40.

46. Казак А.С. Установки глубинных винтовых насосов нового типа для добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, 1989, №2, С.62 63.

47. Керимов З.Г. Динамические расчеты бурильной колонны. М.: Недра, 1970.- 155 с.

48. Комнатный Ю.Д. К вопросу определения величины передаваемого крутящего момента и угла закручивания колонны труб в вертикальной скважине Нефть и газ - 1969 - №4

49. Крагельский И.В., Виноградова И .Я. Коэффициенты трения, -М.: Машгиз, 1962. 220 с.

50. Крагельский И.В., Гитис Н.В. Фрикционные автоколебания. -М: Наука, 1987-184 с.

51. Крагельский И.В. Трение и износ. М.: Машиностроение, 1968.-480 с.

52. Круман Б.Б. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977.181 с.

53. Круман Б.Б. О конструкции колонн насосных штанг. // Нефтяное хозяйство, 1975, №2, С. 55 58.

54. Крылов А.В. Одновинтовые насосы. М: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1962- 154 с.

55. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. М: Недра, 1979207 с.

56. Локтев А.В. и др. Использование винтовых насосов с поверхностным приводом в АО «Черногорнефть». // Нефтяное хозяйство, 1995, №9, С. 54-55.

57. Майоров И.К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине Нефтяное хозяйство - 1966 - №5

58. Мирзаджанзаде А.Х., Гусейнзаде М.А. Решение задач нефтегазопромысловой механики. М.: Недра, 1971. - 200 с.

59. Нагаев Ф.М. Исследование эксплуатационной надежности работы колонны штанг. // РНТС ВНИИОЭНГ, сер.: Машины и нефтяное оборудование, 1980, №5, С. 11 14.

60. Нефтепромысловое оборудование. Справочник под ред. Бухаленко Е.И. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 559 с.

61. Поляков B.C., Барбаш И.Д. Муфты. Л.: Машиностроение, 1973-336 с.

62. Пумпянский A.J1. Чтение и перевод английской научной и технической литературы. Лексика. Грамматика. Фонетика М.: Наука, 1964-382 с.

63. Румшиский Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. Главная редакция физико-математической литературы изд-ва «Наука», - 1971. - 245 с.

64. Саркисов Г.М. Расчёты бурильных и обсадных колонн. М: Недра, 1971 -208 с.

65. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М: Недра, 1979-231 с.

66. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. -М: Недра, 1990.-263 с.

67. Сидоркин Д.И., Орекешев С.С. Подбор колонны штанг для винтовой насосной установки типа УНВП. // 53-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: Сборник тезисов / Ред. кол. И.Р. Кузеев и др. Уфа: УГНТУ, 2002.

68. Скучик Е.С. Простые и сложные колебательные системы. Пер. с англ. под ред. Лямшева JI.M. М.: «Мир», 1971. - 558 с.

69. Смирнов И.Н. Гидравлические турбины и насосы. М.: Недра, 1969.-400 с.

70. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. М.: «Недра», 1974. - 704 с.

71. Справочник по бурению нефтяных скважин, под общей ред. М.А. Евсеенко. М.: Государственная научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1947 - 730 с.

72. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Г. Корн, Т. Корн. Главная редакция физико-математической литературы изд-ва «Наука», 1974.

73. Справочник машиностроителя. Справочник, т. 4 под об. ред. Н.С. Ачеркана. М: Машиностроение, 1962 - 448 с.

74. Султанов Б.З., Афанасьев Н.В. Система защиты штанговой скважинной установки от работы «вхолостую». // Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: Тез. докл. международн. науч.-практ. конф. Уфа: УГНТУ, 2001. - С. 55-56.

75. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г., Афанасьев Н.В. Штанговая насосная установка с регулируемым приводом. // Прогрессивные технологии в нефти: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 76-86.

76. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г., Афанасьев Н.В. Экспериментальное определение рабочих параметров одновинтовогонасоса на лабораторном стенде. // Прогрессивные технологии в нефти: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 156 - 162.

77. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Испытания забойного моментомера в процессе бурения скважин. // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование, 1971, №6, С. 35-36.

78. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. М: Недра, 1973 - 216 с.

79. Султанов Б.З., Подавалов Ю.А. Промысловые испытания глубинного механического регистратора момента при турбинном и роторном бурении. // Вопросы бурения скважин и добычи нефти и газа. Науч. труды УНИ, 1972, Вып №8, С. 26 28.

80. Султанов Б.З., Сидоркин Д.И. Затраты мощности поверхностного привода винтовой насосной установки. Технологии ТЭК - 2004-№3-с. 31-35

81. Султанов Б.З., Шаммасов Н.Х. Забойные буровые машины и инструмент. М.: Недра, 1976 - 239 с.

82. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. М: Недра, 1991 - 208 с.

83. Теория эксперимента. Налимов В.В. Физико-математическая библиотека инженера. Изд. Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит-ры, 1971. -208 с.

84. ТУ 14-1-5408-2000. Штанги насосные

85. ТУ 14-1-5438-2001. Штанги насосные и штоки устьевые полые

86. Уразаков К.Р. и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: Недра, 2003. - 303 с.

87. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно-направленных насосных скважин. -М.: Недра, 1993. 176 с.

88. Фаерман И.Л., Алиев Ш.Н., Джабарзаде Д.И. и др. Инструкция по эксплуатации насосных штанг. М.: Недра, 1968.

89. Фаерман И.Л. Штанги для глубинных насосов. Баку: Азнефтеиздат, 1955.

90. Федоров B.C. и др. Практические расчёты в бурении. М.: Недра, 1966.

91. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958.

92. Цзе Ф.С., Морзе И.Е., Хинкл Р.Т. Механические колебания, перевод с англ., М.: Машиностроение, 1966. 508 с.

93. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебное пособие для вузов М.: Недра, 1983. - 312 с.

94. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович A.M. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987. -422 с.

95. Шацов Н.И. Бурение нефтяных скважин, т. 1 М.: Гостоптехиздат, 1944 - 436 с.